2020年9月，习近平总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论上向国际社会作出“碳达峰、碳中和”的郑重承诺，在气候雄心峰会上提出了具体目标，党的十九届五中全会、2020年中央经济工作会议作出了相关工作部署。2021年3月15日，习近平总书记在中央财经委员会第九次会议上，强调实现碳达峰、碳中和是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，要把碳达峰、碳中和纳入生态文明建设整体布局，首次提出构建以新能源为主体的新型电力系统。碳达峰、碳中和目标的提出，是党中央、国务院基于新发展格局和现实国情统筹规划作出的重大战略决策，展现了我国走绿色低碳、高质量发展的决心，将对能源资源优化配置和气候治理起到强有力的推动作用。

市场机制是能源资源配置和气候治理的最高效手段。以电力市场和碳市场为主要手段的市场机制，其本质和共同目的都是促进我国电力行业向更加清洁、高效和低碳的方向发展。两个市场的改革方向高度一致、改革领域交错重叠、改革措施相互影响，应该形成合力、实现协同发展。但由于历史原因，目前能源资源配置与气候治理缺乏系统性、整体性、协同性规划，没有实现协调和同步，亟需加强电力市场和碳市场的顶层设计和规划，做好政策协调和机制协同，立足国情开展实践创新，充分利用市场力量推动实现“碳达峰、碳中和”目标。

我国电力市场和碳市场建设情况

我国电力市场建设情况

2015年3月，中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号），标志着我国新一轮电力体制改革正式拉开帷幕。六年以来，经过持续努力，我国已初步形成在空间范围上覆盖区域、省级，在时间周期上覆盖年度、月度、月内的电力中长期交易及日前、日内现货交易，在交易标的上覆盖电能量、辅助服务、可再生能源消纳权重等交易品种的市场体系结构。据北京电力交易中心和广州电力交易中心年报披露信息，主要成效如下：一是市场主体不断增多。截至2020年底，国家电网公司、南方电网公司经营区域内各电力交易中心共注册市场主体分别约17万、6.6万家，同比大幅增长18.9%、49.9%，市场开放程度显著提升，市场活力进一步释放。二是市场化交易规模持续扩大。2020年，国家电网公司经营区域内，各电力交易中心总交易电量48011亿千瓦时，同比增长3.1%。其中，市场化交易电量23152亿千瓦时，同比增长9.6%；电力直接交易电量18099亿千瓦时，同比增长10.8%。南方电网公司经营区域内，省内中长期市场交易电量5035亿千瓦时，同比增长19.1%；省间交易电量（西电东送）2305亿千瓦时，同比增长1.8%。三是电力交易机构更加独立规范。2020年，交易机构股份制改造取得积极进展，电网企业在各交易机构持股比例逐步下降至50%以下，交易平台运营的独立性、规范性进一步提升，电力交易机构与调度机构职能划分更加清晰。

我国碳市场建设情况

2011年10月，国家发改委印发《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》（发改办气候〔2011〕2601号），启动北京、上海、天津、重庆、湖北、广东和深圳七省市开展碳交易试点工作。自2013年6月起，这些地区在一年时间内相继开市，拉开了我国碳交易从无到有的序幕。截至目前，试点市场已经完成五个履约周期，在机制构建、体系设计、市场运行等方面取得显著成效，市场参与者、交易量不断增加（纳入控排企业2800余家，碳排放总量超过13亿吨二氧化碳），已成为仅次于欧盟的全球第二大碳市场，也为全国碳市场建设积累了丰富经验。当然，也存在配额分配不准、交易活跃度不高、市场流动性不足、碳价波动较大、激励约束不够、监测/报告/核查体系（MRV）不健全等问题。

2017年12月，国家发改委印发《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》（发改气候规〔2017〕2191号），全国碳市场建设正式启动。电力行业特别是发电企业具有碳排放量较大、产品相对单一、计量设备比较完备、管理比较规范等特点，因此电力行业成为碳市场的首选行业和突破口。该市场涵盖了约1700家发电企业，年排放二氧化碳约35亿吨，占全国碳排放总量的1/3左右，是迄今为止全球最大的碳市场，也是继美国区域温室气体减排行动（Regional Greenhouse Gas Initiative, RGGI）之后，第二个只有电力行业参与的碳市场。

2018年3月，国家发改委应对气候变化和减排职责划转至新组建的生态环境部。生态环境部成为我国碳排放权交易工作新的主管部门，继续稳步推进全国碳市场基础支撑工作。2021年1月，生态环境部印发《碳排放权交易管理办法（试行）》（生态环境部令第19号）及配额分配方案和重点排放单位名单。自2021年1月1日起，全国碳市场发电行业第一个履约周期正式启动，涉及2225家发电行业重点排放单位，总排放规模预计超过40亿吨二氧化碳，约占全国碳排放总量的40%。

从2017年底宣布启动全国碳市场建设，历经三年左右时间，虽然全国碳市场在制度体系设计和交易系统建设等方面取得了较大进展，但在建设进度上与预期目标仍有比较大的差距。2021年2月，生态环境部主要领导在湖北碳排放权交易中心和上海环境能源交易所调研期间，要求全国碳市场建设尽早实现系统运行，确保6月底前启动上线交易。随着碳达峰、碳中和目标的提出，全国碳市场建设被赋予了新的时代内涵，如何选择建设路径，实现从局部试点到全局决策的平稳过渡，并与其他能源、环境和气候治理体系相适应是全国碳市场建设着重考虑的问题。

存在的主要问题

由于历史原因，我国电力市场和碳市场相对独立运行，分别由不同的国家部委负责建设，有不同的交易平台，在电力行业内部往往归属不同业务部门管理，这就造成顶层设计时尚未统筹考虑其关联性、缺乏有效协同，导致市场功能重复、作用发挥不充分、覆盖范围有限、管理成本过高等一系列问题，一定程度上制约了电力市场和碳市场的健康、可持续发展。主要表现在：

一是市场功能存在重复与交叉。电力市场和碳市场均通过不同机制促进电力行业向更加清洁、高效和低碳的方向发展。电力市场中的可再生能源超额消纳量交易、绿证交易、清洁能源补贴等，与碳市场中的碳配额、碳交易等政策性减排功能高度重复与交叉，大量的政策并非是一个统一规划下的有序整体，而是应时而为的独立个体。

二是作用发挥不充分、不到位。电力市场和碳市场均仅局限于一定区域、一定品种的交易，跨省跨区交易存在交易产品单一、市场流动性不足等壁垒。市场大范围资源优化配置、丰富产品供给、激发市场主体活力等优势无法充分发挥，导致市场缺乏活力和吸引力。

三是市场覆盖范围有限。电力市场中经营性电力用户发用电计划尚未全面放开，市场化交易电量占比还有提升空间，未能实现电力资源的最优化配置。碳市场主要管控电力行业及少部分工业部门的碳排放，交通、建筑等能源全产业链的相关行业未有效纳入管控范围，未能实现最大化降低碳排放。

四是经营成本过高。电力市场和碳市场的交易、监管等机构大多独立运作，给交易履约带来一定的管理成本。从碳市场试点经验看，总体上对于发电行业控排企业的配额分配趋于严格，配额指标逐年缩减，发电行业控排企业目前均以购买配额或核证减排量(Certified Emission Reduction，CER)的方式履约，碳履约成本逐年递增。

国外电力市场和碳市场建设情况

国外电力市场建设情况

近年来，为了应对气候变化和环境污染，世界主要国家能源电力系统都在向清洁化、低碳化转型，以高比例可再生能源为主要特征的电力系统结构性转变将重塑全球电力市场。电力市场范围扩大、主体增多，竞争更加充分、优化配置资源效率更高，这已经成为世界各国电力市场建设实践的共识，特别是可再生能源的高速增长直接推动了大市场的形成，同时大市场也促进了可再生能源的充分消纳，为节能减排作出了突出贡献。近年来，欧盟一直致力于推动统一电力市场建设，区域价格耦合机制（Price Coupling of Regions,PCR）历经数年丰富完善，目前已完成欧洲日前电力市场耦合；美国中西部（MISO）、西南部（SPP）等区域电力市场范围正在计划进一步扩大，并在联邦能源管理委员会（Federal Energy Regulatory Commission，FERC）的推动下不断加强交易组织和系统运行之间的协调。

从国外建立的电力市场体系来看，主要有四种情形：一是跨国建立统一电力市场，如欧洲电力市场。二是以国家为基础建立全国统一电力市场，如澳大利亚、新西兰电力市场。三是在一个国家内跨州（省）建立区域电力市场，如美国PJM电力市场。四是在一个国家内以州（省）为基础建立州（省）电力市场，如美国加州、得州电力市场。从世界各国电力市场发展的实践来看，一般认为，中小国家倾向于不分层分区，以国家为基础建立全国统一电力市场，如澳大利亚、新西兰电力市场。跨国或大国市场则倾向于分层分区，如欧洲电力市场、美国电力市场。

国外碳市场建设情况

近年来，在全球绿色低碳转型的背景下，多个国家及地区纷纷提出碳中和或净零排放目标，全球碳中和时代正在开启。2021年3月，国际碳行动伙伴组织(International Carbon International Carbon Action Partnership,ICAP)发布《2020年度全球碳市场进展报告》。报告指出，自2005年欧盟碳市场启动以来，新的碳排放交易体系纷纷建立，预计2021年全球碳排放交易体系的排放份额（16%）将扩大到原来的三倍。

截至2020年底，全球各个碳市场通过拍卖配额已筹集资金超过1030亿美元，主要用于支持效能提升、低碳交通、扶助弱势群体等。实施碳排放交易的司法管辖区占全球GDP的54%，温室气体排放量占全球总量的9%，全世界将近1/3的人口生活在实施碳排放交易体系的地区。

截至2021年1月底，全球已有24个碳市场正在运行，覆盖30个国家及地区。另有8个国家及地区正计划未来几年启动碳市场，包括美国东北部交通和气候倡议计划（TCI）、哥伦比亚碳市场等。还有14个国家及地区正在考虑建立碳市场，包括智利、土耳其、巴基斯坦等。从国外建立的碳市场体系来看，与电力市场完全相同，既有跨国建立统一的碳市场，如欧盟碳市场（EU Emissions Trading Scheme,EU-ETS）；也有以国家为基础建立的全国统一碳市场，如新西兰碳市场（NZ ETS）、韩国碳市场（KETS）；也有在一个国家内跨州（省）建立的碳市场，如美国区域温室气体减排行动（RGGI）、美国和加拿大西部气候倡议（Western Climate Initiative,WCI）；还有在一个国家内以州（省）为基础建立的碳市场，如美国加州碳市场。全球各种层次的碳市场制度设计既反映了碳市场共同的内在规律和一般特征，也体现出不同国家及地区结合自身条件进行的创新性制度设计和探索。

需要注意的是，现有碳市场呈现趋势明显的联合态势，如美国加州碳市场已实现与加拿大魁北克省、安大略省碳市场的连接；欧盟碳市场除在31个国家运行（欧盟28国及欧洲经济区内的挪威、冰岛和列支敦士登三国）外，已计划与瑞士碳市场连接。

需要关注的是，电力市场化改革与碳市场覆盖的国家及地区范围高度趋同。在全球已建成电力市场的51个国家及地区中，38个已经或计划建设碳市场，占比达75%；在47个建设碳市场的国家及地区中，39个已经建成或正在建设电力市场，占比达83%。

电力市场与碳市场协同发展机制

电力市场与碳市场的关系

电力市场与碳市场相对独立，根源、运营管理等各不相同，两者有各自的政策、管理和交易体系，管理运作、交易流程等截然不同。但对于电力行业而言，火力发电必然伴随着碳排放，电力交易与碳交易存在着复杂的依存关系和极强的关联性。

从形成根源来看，电力市场是需求驱动性市场，有电力交易需求才能称之为市场。碳市场是政策驱动性市场，市场需求主要来源于政府或企业强制性限排规定。

从运营管理来看，两者分属不同的交易品种，完全可以在两个独立交易系统或平台上开展交易。但需要注意的是，也可以在同一个交易系统或平台上开展交易，如伦敦洲际交易所、欧洲能源交易所，既开展碳配额交易，也可以开展电力期货交易。

从相互联系上看，电力市场与碳市场在业务的深度和广度、核心产品属性、政策、技术、共识等方面，联系越来越紧密，两个市场逐渐呈现相互交叉、相互影响、相辅相成的耦合发展态势，两个市场的深度融合发展已经成为大势所趋。一是市场领域高度重合。电力行业是电力市场最主要的市场领域，也是碳市场最重要的管控对象和首批纳入的重点领域。二是市场主体高度重合。当前，火电企业同时参与电力市场和碳市场，在碳排放总量约束下，需要统筹考虑其发电投标的决策行为。已参与电力市场的部分高载能、高排放用电企业将在市场稳定后适时纳入碳市场。三是价格走势高度趋同。电力市场化条件下，碳价计入发电成本，将在一定程度上影响电价，同时电价也会反作用于碳价。碳价上涨，火电发电成本增加，电价就会上涨；电价上涨，电力供应增加，碳排放需求增加，碳价就会上涨。总体来看，电力市场价格与碳市场价格变化趋势呈强正相关性。四是实施路径高度吻合。电力市场建设与碳市场建设，都应以统一设计为前提，以统一规则为基础，以统一平台为保障，以统一运营为手段，按照市场总体规划框架稳妥有序的推进，终极目标都是形成全国统一市场。五是根本目的高度重合。建设电力市场的目的是为了促进电力生产要素和资源在更大范围内自由流动和优化配置，实现全社会效益最大化、降低用电成本；建设碳市场的目的是以全社会最低经济成本实现减排目标。两者在促进电力行业清洁低碳发展和节能减排方面，具有强一致性关系，且通过互相作用而彼此影响。

从发展趋势来看，我国电力市场空间会逐步扩张，而碳市场空间会逐步缩窄，两个市场发展趋势截然相反。对电力市场来说，我国持续提升发用电计划放开比例，不断提高市场化交易规模，终极目标是构建全国统一电力市场，实现电力资源在全国范围内的自由流动和优化配置。对碳市场来说，目前只纳入发电行业，二氧化碳年排放规模就达到40亿吨，在碳达峰前市场规模会越来越大，预计年排放规模将达到百亿吨级。但随着全国碳排放达峰后逐步下降直至碳中和，市场配额规模将趋于萎缩，预计将从百亿吨级降至一二十亿吨。

电力市场与碳市场的协同发展机制

当前我国电力市场与碳市场均处于逐步推进、逐步完善的阶段，其发展目标都是破除市场壁垒，提高资源配置效率，构建全国统一的市场体系。从当前推进情况来看，两个市场建设都存在一些亟待解决的问题。比如对正在试点建设的电力现货市场来说，新能源参与市场机制、超额消纳量与绿证衔接、跨省跨区送电与省内市场衔接、现货价格与用户侧联动、不平衡资金疏导等都还没有达成共识的解决方案。对碳市场来说，按照规定，试点碳市场中符合纳入标准的行业将无条件划入全国碳市场，这意味着当前试点碳市场中发电企业要划转至全国碳市场开展配额交易。试点碳市场与全国碳市场关系及职能定位、试点碳市场存续配额处理方式等问题，还没有明确的解决方案。局部试点如何平稳过渡到全国市场，还没有明晰的实施方案。因此两个市场都面临一定的不确定性，后续可能存在发展时间、空间的不统一，增加改革成本和管理成本。

国际实践及经验表明，电力市场与碳市场的协同发展、共同作用，可最大程度发挥市场机制在能源资源配置与气候治理方面的优化作用，推动优质、低价可再生能源的大规模开发、大范围配置、高比例利用。比如，美国加州通过电力市场与碳市场的协调配合，成功实现了其设计初衷，碳市场实现了节能减排目的，电力市场疏导了发电企业成本，且未增加终端用户额外负担，有效激发了电力行业向清洁、低碳转型的巨大潜力。

统筹考虑两个市场的顶层设计，政策制定要促进两个市场有机融合、协同发展。近期，电力市场与碳市场暂可独立运行，但需要强化政策协同、机制完善。要加强新能源参与电力市场的顶层设计，建立健全适应新能源特性的电力市场交易机制，建立符合新能源运行特点的电力市场交易体系，推动构建以新能源为主体的新型电力系统。全国碳市场要科学设定碳排放权交易配额总量并合理分配，尽快启动上线交易，发挥实质作用，释放碳价信号。中期，碳市场建设要助力电力行业上下游低碳化发展，进而降低全社会的碳减排成本。比如，我国电力市场建设中，计划与市场“双轨制”将在较长时间内并存，碳市场形成的碳成本除部分在电力市场传导外，还需考虑基于计划发用电量的碳价联动机制。远期，要以应对气候变化和能源可持续发展为目标，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，推动两个市场有机融合、协同发展，构建统一开放、竞争有序的“电—碳”市场体系。“电—碳”市场将电能和碳排放权相结合形成统一的“电—碳”产品，产品价格由电能价格与电能生产产生的碳排放价格共同构成，并将原有电力市场和碳市场的要素进行深度融合，形成协调推进、合作共赢的发展格局。

有关建议

加快推进电力市场与碳市场建设，助力构建以新能源为主体的新型电力系统

构建以新能源为主体的新型电力系统，是实现碳达峰、碳中和最主要的举措之一。这意味着风电和光伏等新能源将是未来电力系统的主体，未来的电力市场建设也将围绕这一主题开展。考虑到我国新能源即将爆发式增长、系统调节能力严重不足、计划与市场“双轨制”长期并存等现实国情，近期电力市场建设需要对新能源消纳、辅助服务（特别是深度调峰辅助服务）、容量成本回收、不平衡资金及抽蓄和储能等成本疏导机制进行重点设计。为通过市场化机制促进新能源消纳，同时保障新能源投资积极性，可采用政府授权差价合约和消纳责任权重两种方式，按照存量项目、增量项目分类、稳妥推进新能源参与市场交易。此外，可再生能源超额消纳量交易和绿证交易在功能上存在一定重叠，需要统筹考虑，实现有序衔接。

强化顶层设计，做好电力市场、碳市场和其他相关市场机制、政策工具有效衔接与协同

电力市场与碳市场的协同发展，必须放在我国统一的能源、气候治理、环境框架体系下完整、系统的考虑，形成目标清晰、路径明确的顶层设计和发展时间表、路线图。电力市场与碳市场除自身协同（比如可再生能源电力消纳保障机制和绿色电力证书交易制度）外，还需与生态环境领域原有的排污权交易制度及用能权交易制度等有效衔接、协同发展。在不同的历史条件下，这些市场机制、政策工具之间既有内在联系、相互交叉，又各具特色、相对独立，其发展历程、经验教训、共性趋势都可供借鉴参考，要坚持系统观念，充分发挥这些市场化机制的优势互补作用，实现强强联合，共同推动我国能源低碳转型，助力碳达峰、碳中和目标实现。

兼顾市场效率与经济公平，妥善处理好东西部协调发展关系

电力市场与碳市场的协同发展是一项复杂的系统工程，核心难点之一在于关键制度要素设计如何与我国东西部不同区域发展程度、资源禀赋的差异性特征相协调，从而实现效率与公平的有机统一。比如，我国东西部省区资源禀赋条件、发用电情况、经济发展水平及电价承受能力等差异较大，电力市场化建设必须兼顾市场效率与经济公平，妥善处理好东西部利益调整、分配问题。再比如，我国各试点省份碳市场建设时间不同，控排力度也不同，高排放企业可能不积极开展节能减排，而将生产转移到控排力度小的西部省份，引发“碳泄漏”效应，这需要厘清我国多层级碳市场体系中各个碳市场的地位、关系和作用，逐步向全国统一市场过渡。

探索金融机构参与电力市场与碳市场交易，完善绿色金融产品、服务和市场体系

我国电力市场建设仍处在探索阶段，基本构建了“电力中长期交易+现货市场”模式，电力期货研究多年仍没有做成产品推出。碳市场以现货交易为主，金融属性未予明确，金融化程度不高，金融体系的价格发现、风险管理功能在二级碳市场中没有发挥，部分试点省份虽然推出了包括碳衍生品在内的碳金融产品，但交易规模很小。而欧盟、美国等碳市场在建设之初就赋予金融属性，一开始就是现货、期货一体化市场。在实施有效金融监管的前提下，未来可探索开发丰富的“电—碳”金融产品体系，提供“电—碳”金融期货、期权等衍生品交易，为交易各方提供避险工具，并向市场提供资产管理与咨询服务，满足市场参与主体的多样化需求，增强市场活力。

本文刊载于《中国电力企业管理》2021年04期，作者供职于中国南方电网有限责任公司改革发展研究中心