“如何落實減排行動”這一關鍵問題已成為各國應對氣候變化的關注焦點?！陡窭垢鐨夂騾f(xié)定》不僅關注燃煤發(fā)電的碳排放，還強調了市場機制在減少碳排放方面的作用。碳排放權交易制度（emission trading scheme，ETS）以市場機制引導碳排放空間資源配置，控制高耗能企業(yè)排放，在經濟上鼓勵低排放企業(yè)。因此，碳市場已成為低成本、可持續(xù)有效的碳減排政策工具。中國燃煤發(fā)電碳排放占全社會排放總量的40%以上。充分挖掘碳市場和電力市場的減排潛力是實現(xiàn)“雙碳”目標的重要手段之一，電-碳市場一體化已成為必然趨勢。與此同時，燃煤上網電價逐漸全面有序放開。隨著碳市場進程不斷推進，必然會在一定程度上影響煤電機組參與電力市場的經濟性，碳成本將會增加煤電機組的發(fā)電成本，從而影響煤電上網電價，顯著降低煤電的競爭力。

《中國電力》2024年第5期刊發(fā)了李祥光等人撰寫的《電碳耦合對煤電機組現(xiàn)貨市場結算電價影響分析模型》一文。文章基于碳市場中碳價、配額有償分配比例和配額分配基準值三重分析維度，分別設定輕度、中度和重度3種碳市場情景，構建考慮碳排放成本的煤電現(xiàn)貨市場競價模型，并通過算例模擬不同碳情景下碳成本對機組出清電價的影響，結果表明隨著碳市場規(guī)則的逐步完善，煤電機組現(xiàn)貨市場清算價也隨之提高。

（來源：《中國電力》 作者：李祥光, 譚青博, 李帆琪,李旭東,譚忠富）

煤電行業(yè)二氧化碳排放量占比最多，首先被納入了全國性碳市場，而碳排放成本又對煤電現(xiàn)貨市場結算電價造成一定程度的影響。基于此，構建了現(xiàn)貨市場下不考慮碳排放成本的煤電機組競價調度模型，并進行了模擬分析；繼而構建了考慮碳排放成本的煤電機組競價模型；再以廣東省為例，模擬了煤電機組在“有無風光出力”“不同碳市場”情景下煤電機組現(xiàn)貨市場報價及出清情況的變化。結果顯示，隨著碳市場的逐步完善，碳價和配額總量進一步收緊，煤電機組報價逐漸升高，現(xiàn)貨市場結算電價也隨之提高，夏季有風有光情景下輕度、中度、重度碳市場的平均出清電價分別為0.1607元/(kW·h)、0.1863元/(kW·h)、0.2461元/(kW·h)，較未引入碳市場時分別增加了0.18%、16.14%、53.41%。

碳排放交易市場與碳價形成過程

1.1 歐盟碳市場運行情況

歐盟碳交易體系（EU ETS）是世界上規(guī)模最大、運行時間最長的碳排放交易系統(tǒng)。圖1梳理了2005年以來歐盟碳排放配額期貨每日結算價和2021年以來歐盟碳排放配額現(xiàn)貨每日結算價數(shù)據(jù)。

圖1 歐盟碳配額價格

Fig.1 European Union carbon quota prices

由圖1可知，歐盟碳排放配額價格波動性很大，具體可分為4個階段。第1階段是2005—2007年的試驗階段，實行95%免費配額比例、5%拍賣配額比例方法，該階段歐盟各成員公布實際排放數(shù)據(jù)，碳配額供給大于需求，同時，歐盟宣布碳配額不能跨期使用，引發(fā)拋售，碳價近0；第2階段是2008—2012年的過渡階段，免費配額比例降低至90%，該階段碳價先是由于歐盟“3個20”行動目標大幅回升，基本回到甚至高于EU-ETS初期水平，隨后受金融危機影響，碳價大幅下降，2009年經濟逐漸復蘇，碳價維持在一個中間水平，2012年底由于歐債危機和核證減排量（certified emission reduction，CER）過程，碳價再次大幅下跌；第3階段是2013—2020年的改革階段，大力推行拍賣配額、設定統(tǒng)一的配額總量上限并逐年減少1.74%、給新納入碳市場的企業(yè)預留5%配額等措施，該階段整體呈現(xiàn)多年低價平穩(wěn)發(fā)展、政策目標刺激下碳價大幅回升的特征；第4階段是2021年以來的深化改革階段，能源危機疊加碳減排目標提升，配額總量進一步收緊，導致碳排放配額結算價飆升。另外，歐盟利用市場穩(wěn)定儲備機制從市場中撤回過剩的配額，有助于碳價穩(wěn)定提升。

1.2 中國碳交易市場運行情況

1）八大試點碳交易市場。

自2013年起，中國陸續(xù)在北京、天津、上海、重慶、深圳、廣東、湖北、福建8個省市開展碳交易試點。截至2022年7月8日，試點碳市場累積配額成交額高達136.76億元。從覆蓋范圍來看，試點碳市場主要包括電力、交通、建筑等高排放行業(yè)；在配額分配方式上，各試點主要以免費分配為主，根據(jù)不同行業(yè)特點采用基準線法或歷史強度法確定配額分配數(shù)量，但廣東等部分試點區(qū)域已引入有償分配；在現(xiàn)貨交易品種方面， 8個試點區(qū)域都擁有地方碳配額和國家核證減排量（China certified emission reduction，CCER）現(xiàn)貨交易2種交易品種，廣東、福建和北京還推出了地方核證自愿減排量現(xiàn)貨交易；在核證自愿減排量（CCER）機制方面，各試點抵消比例一般為核發(fā)配額量或年度實際排放量的5%~10%。

圖2梳理了2013—2022年中國八大試點碳市場配額年均成交價。總體來看，各試點碳市場碳價存在較大差異，但大多經歷了開市碳價較高、前期價格走低、后期碳價回升的過程。

圖2 2013—2022中國八大試點碳市場碳配額年均成交價

Fig.2 Annual transaction price of carbon quota in China's eight pilot carbon markets from 2013 to 2022

2）全國性碳交易市場。

2021年7月16日，中國正式啟動全國碳交易市場，同時啟動配額交易。全國碳市場試運行階段與地方試點碳市場同步運行，交叉重疊的控排企業(yè)將逐步轉移至全國市場。由于現(xiàn)階段全國碳市場制度將排放強度列為約束性指標，全國碳市場采用行業(yè)基準法進行配額分配，該方法在強度控制的基礎上，以行業(yè)先進碳排放水平作為基準進行配額分配。全國碳市場由一級市場和二級市場組成，一級市場為配額初始分配市場，包括免費發(fā)放和拍賣2種配額分配方式；二級市場為自由交易市場，各排放主體的交易方式包括掛牌交易、單向競價等方式。

圖3展示了2021年7月16日—2023年2月6日全國碳市場的日成交均價變化趨勢。整體來看，全國碳市場的日成交均價在40~60元/t范圍內波動，基本保持平穩(wěn)。截至2023年2月20日，全國碳市場累計交易量約為2.3億t，總成交金額約為105.05億元，市場交易換手率在3%左右。與歐盟碳市場高達417%的換手率相比，全國碳市場還處于發(fā)展初級階段，未來應不斷提高碳市場的活躍程度，從而有效促進碳市場換手率的大幅提升。

圖3 全國碳市場的日成交均價變化趨勢

Fig.3 Trend of daily transaction average price in national carbon market

1.3 碳交易機制及碳價形成

碳排放權交易（簡稱碳交易）主要流動商品有強制型碳排放商品 ——碳排放配額（carbon emission allowance，CEA）和激勵型碳抵消商品 ——國家核證減排量（China certified emission reduction，CCER）兩種。其中，碳排放配額交易遵循“限額與交易”原則，即政府或者監(jiān)管部門以控制碳排放總量為目標，先確定碳市場中的碳配額總量上限，再為各排放源進行碳配額的初始分配。納入碳交易市場的企業(yè)可以通過政府分配、自行拍賣等多種渠道來獲得對應的碳配額，并且可在自身實際排放量的基礎上進行碳配額的自由市場化交易，達到成本最優(yōu)化從而使減排目標得以實現(xiàn)。碳交易過程如圖4所示。

圖4 碳交易過程

Fig.4 Carbon trading process

碳交易機制利用市場手段對CO2排放總量進行控制，以達到讓企業(yè)有積極性通過提升自身技術等手段進行減排的目的。對于電力行業(yè)，在碳市場發(fā)展初期一般采用以無償為主的方式進行初始碳配額的分配，而在碳市場發(fā)展后期，免費比例大大減小。初始碳配額的發(fā)放與系統(tǒng)發(fā)電量相關，對于超出或不足部分可在碳市場上進行交易，仍有不足的部分則需要接受懲罰。因此，碳配額的價格主要由企業(yè)的需求曲線決定。

電力現(xiàn)貨市場與發(fā)電結算電價

2.1 中國“8+6”現(xiàn)貨市場試點

2017年8月28日，《關于開展電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的通知》中宣布全國第一批電力現(xiàn)貨市場建設試點有南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等8個地區(qū)。2021年3月，國家發(fā)展改革委宣布遼寧、上海、湖北、江蘇、安徽、河南等6個地區(qū)作為第二批電力現(xiàn)貨市場建設試點省份。

在現(xiàn)貨交易市場的組成上，浙江、廣東、山西、福建、四川、甘肅都采用“日前市場+實時市場”模式，蒙西增加了日內市場，山東增加了“日內機組組合調整交易”環(huán)節(jié)；在價格機制上，現(xiàn)貨試點地區(qū)發(fā)電側結算大部分都采用節(jié)點或區(qū)域邊際電價的價格機制，用戶側結算系統(tǒng)電價采用加權平均節(jié)點電價機制；在交易報價方面，各現(xiàn)貨試點地區(qū)發(fā)電側均采用“報量報價”模式，廣東、山西、山東、四川在用戶側采用“報量不報價”的模式，其他試點地區(qū)用戶側目前不參與報價。

2.2 發(fā)電結算電價形成過程

1）電網調度規(guī)則。

一般來說，競爭性電力市場應結合機組邊際成本定價原則確定各機組參與經濟調度的順序，優(yōu)先調度邊際成本較低的機組，最終滿足區(qū)域內所需電力供應的邊際機組的電能成本即為最終結算的上網電價。在特殊情況下，監(jiān)管機構應在邊際機組電能成本的基礎上考慮資源的稀缺性來確定電價上限或者容量機制，以確保電力電量平衡、電力系統(tǒng)安全運行以及機組容量的投資收益。在實際情況中，鑒于電力系統(tǒng)運行環(huán)境處于動態(tài)變化之中，應當考慮電力電量平衡、電力系統(tǒng)備用需求、發(fā)電機組出力限制等約束條件，進而確定機組的調度順序。

2）電力市場出清機制。

現(xiàn)階段，電力現(xiàn)貨交易價格機制包含參照各市場主體的報價結算和依據(jù)統(tǒng)一邊際出清價格結算2種方式。統(tǒng)一邊際出清電價機制下，將每個時段機組報價按照由低到高排序，并在滿足電力系統(tǒng)和機組各項約束的條件下依次成交，直到累計的機組出力剛好滿足該時刻的負荷需求，最終成交機組的報價即為邊際出清價格，該時段所有中標機組統(tǒng)一按照此邊際出清價格結算。目前國外電力市場大多采用邊際出清價格機制進行統(tǒng)一結算，同時國內市場成熟度最高的廣東電力現(xiàn)貨市場也采用統(tǒng)一邊際電價出清機制。因此，本文采用邊際電價出清機制的假設，構建電-碳耦合市場下煤電競價調度模型。

電-碳市場耦合關系與運營機制分析

3.1 碳市場對電力市場的影響

由于引入碳市場，預計電力批發(fā)市場的出清順序將發(fā)生變化，進而可能對目前發(fā)電側的利益結構產生一定影響。發(fā)電側機組調度決策時會考慮碳成本，這將增加排放強度較低的發(fā)電機組的使用，并影響電力市場的出清結果。例如，在引入碳市場前，燃煤機組的邊際成本往往低于燃氣機組，這使其在電力批發(fā)市場的集中清算和優(yōu)化調度中具有競爭優(yōu)勢。引入碳市場后，燃煤機組比燃氣機組的減排成本要高，在需求相同的情況下，電力批發(fā)市場的出清順序可能會有所調整。在某些情況下，具有邊際成本優(yōu)勢的燃氣機組可能會取代燃煤機組，從而增加其利潤率。

在引入碳市場后，碳排放的外部成本將被內部化，差異化減排成本的運營收益差異將有所增加。其中，高能效企業(yè)可能會通過出售剩余減排量獲取額外收益，這將鼓勵企業(yè)投資并研發(fā)低碳技術，從而獲取更高收益，形成一個良性循環(huán)；隨著碳價格的上漲，化石能源機組的碳排放成本和供電成本差距同步拉大，高能效機組的成本競爭優(yōu)勢增大，而低能效機組的市場占有率將有所下降，化石能源機組的整體效率得以提高。

3.2 電-碳市場耦合關系設計

碳市場是政策工具市場，電力市場是需求驅動市場。雖然這2個市場是獨立運作的，但二者有著密切的關系，2個市場機制在實施中互相輔助、相互制約。本文設計的電-碳市場耦合關系如圖5所示。

圖5 電-碳市場耦合關系

Fig.5 Coupling relationship in“electricity-carbon” market

進一步分析圖5可以看出：1）ETS和電力部門是獨立運作的，有各自的政策、管理和交易體系。碳價格和電價之間沒有直接聯(lián)系，碳價格通過發(fā)電廠的利潤和電力供應來影響電價。2）對于火電企業(yè)來說，發(fā)電過程一定會產生碳排放，碳市場根據(jù)電力企業(yè)排放的二氧化碳來確定碳配額。3）對于配額過?；虿蛔愕呐欧趴刂破髽I(yè)，通過碳交易確定碳價格和交易量。因此，這2個市場通過碳價和電價聯(lián)系在一起。

碳市場和電力市場減排目標一致，共同推動電力行業(yè)低碳轉型。1）在碳價格強制機制下，發(fā)電廠淘汰落后機組，增加可再生能源機組投資，促進可再生能源消費。2）運用碳市場機制，引導企業(yè)加強碳資產管理，優(yōu)化碳排放空間配置。3）通過碳交易的經濟激勵，促進發(fā)電廠的技術創(chuàng)新。最后，碳價格將傳遞到消費者終端，使消費者減少用電量。碳價格是碳市場效率的核心。一個有效的碳價格信號不僅可以促進碳市場與電力部門的聯(lián)動，引導資源配置，而且還可以刺激電力企業(yè)淘汰落后燃煤機組，降低碳排放的社會成本。

3.3 電-碳市場協(xié)同運營分析

電力市場和碳市場的結算周期不同，電力市場的結算周期分為年、季度、月、日、小時，而碳市場主要結合年度核算和實時交易結算。因此，電-碳市場的交易結算周期應與實時平衡的電力交易品種同步，以減少不同結算周期在電-碳市場間造成的成本分配和轉移不確定性的影響，從而更好發(fā)揮市場對用電側的導向和激勵作用。

電-碳市場的3種典型協(xié)調一體化運行模式如下：1）事前碳權預存模式。碳市場允許電力用戶購買一定的碳權量，當儲備碳權量耗盡后，不再允許其參與電網需求響應，并實時清算碳排放收益和響應收益。2）事后碳交易抵消模式。電力用戶按月參與電力交易和需求響應交易，計算電力碳排放并參與碳權市場，平衡上月碳排放赤字。3）碳權期貨模式。碳權期貨交易允許電力用戶按需鎖定未來的碳權量，并進行季度或年度交付。由于國內電力市場和碳市場還處于發(fā)展初期，電-碳市場的交易出清和結算成本必須緊密匹配。事前碳權預存模式針對碳市場的實時市場屬性，并基于碳權的實時交易價格進行“日清”結算，有助于引導電力用戶及時調整用電量。

電-碳耦合市場下煤電競價調度模型

目前關于發(fā)電商同時參與電力市場與碳市場相關研究中未見考慮現(xiàn)貨市場，故本文主要聚焦發(fā)電商在現(xiàn)貨日前市場中的決策行為，暫不考慮實時市場。

4.1 基本假設

1）本文假設現(xiàn)貨市場在各個時刻的出清結果能夠使該時刻的系統(tǒng)邊際成本為最低值，滿足這一條件的煤電機組組合的表達式為

2）隨著碳市場的發(fā)展，配額免費分配比例將不斷降低，拍賣比例不斷升高。本文基于碳市場發(fā)展的不同程度，分別設定了輕度碳市場、中度碳市場和重度市場3種情景（見表1），以此研究不同程度的碳市場對現(xiàn)貨市場中煤電上網電價的影響。

表1 碳交易市場情景設置

Table 1 Carbon market scenario settings

表1中指標說明如下。

有償配額比例：廣東省2020年電力企業(yè)的免費配額比例為95%，拍賣配額比例隨著碳市場程度加深不斷提高。以歐洲碳市場發(fā)展進程為例，3個階段的拍賣配額比例分別為5%、10%和20%?；诖耍疚脑O置不同碳市場情景下有償配額比例分別為5%、30%和50%。

碳價：廣東省2022年碳配額現(xiàn)貨市場價格與拍賣市場價格基本相同，都在58元/t 左右。因此本文設定在輕度、中度和重度情景下，碳價分別為58.53元/t、100元/t和200元/t。

機組碳排放強度根據(jù)機組二氧化碳排放量及供電煤耗確定。

配額基準線：在“雙碳”目標的壓力下，中國碳市場程度將不斷加深，配額總量逐步收緊也將成為必然趨勢，基于此，本文參照《2019—2020 年燃煤機組配額分配技術指南》和相關課題的壓力測試分析設定了對應的配額基準線。

4.2 模型構建

算例分析

本文算例研究對象包括廣東省風電機組、光伏機組和常規(guī)煤電機組，為保障清潔能源優(yōu)先消納，允許清潔能源報量不報價，僅煤電機組參與現(xiàn)貨市場交易。

5.1 基礎數(shù)據(jù)

1）負荷及風光出力情況。

假設廣東冬季最大負荷需求為1300 MW，夏季最大需求負荷為1800 MW，并以廣東省2022年夏季工作日典型負荷曲線為依據(jù)，設置日負荷需求值，風電和光伏出力曲線實測數(shù)據(jù)來源于廣東某風電場和某光伏電站。夏季某天24 h的總負荷及風光出力曲線，如圖6所示。

圖6 廣東夏季典型日負荷及風光出力曲線

Fig.6 Typical daily load and solar output curve in summer of Guangdong

2）煤電機組基本參數(shù)。

本文選取3臺燃煤發(fā)電機組（300 MW、600 MW、1000 MW）進行模擬研究，機組的相關參數(shù)如表2~5所示。

表2 3臺常規(guī)煤電機組細分

Table 2 Three conventional coal power units are subdivided

表3 煤電機組在各負荷率下的平均供電煤耗

Table 3 Average coal consumption of power supply of coal power unit at each load rate

表4 生產消耗性材料費限額標準

Table 4 Production consumable material cost limit standard

表5 機組運行成本參數(shù)設置

Table 5 Unit operation cost parameter setting

3）機組報價曲線。

本文選取的3臺煤電機組的競價曲線如圖7~9所示。由圖7~9可以看出，根據(jù)煤電機組在不同負荷率下的報價排序，由于3號煤電機組報價最低，將有可能最先參與市場經濟調度，然后是2號機組，最后是1號小型煤電機組。

圖7 1號機組報價曲線（300 MW）

Fig.7 Bid curve of Unit 1 (300 MW)

圖8 2號機組報價曲線（600 MW）

Fig.8 Bid curve of Unit 2 (600 MW)

圖9 3號機組報價曲線（1000 MW）

Fig.9 Bid curve of Unit 3 (1000 MW)

5.2 結果分析

5.2.1 單一現(xiàn)貨市場模擬運行結果

1）夏季和冬季機組調度情況對比。

基于邊際成本定價原則對煤電機組進行經濟調度，從而滿足夏季和冬季的最大用電負荷需求，分別模擬夏季和冬季情景下的出清情況，結果如圖10所示。由于可再生能源沒有燃料成本，原則上可再生能源機組會優(yōu)先參與電力調度，然后是煤電機組出清。大型煤電機組首先進行出清，其次出清中型煤電機組，最后是小型煤電機組出清。夏季和冬季情景下的煤電機組出清結果有一定差異，在其他能源機組出力相同時，夏季典型情景用電需求較高導致最終出清的煤電機組數(shù)量較多，因此煤電平均出清電價也比冬季更高，為0.1717元/(kW·h)；而冬季負荷需求比夏季低，因此平均出清電價較低，為0.1654元/(kW·h)。

圖10 不同情景下的機組調度順序及平均報價

Fig.10 Unit scheduling sequence and average quotation under different scenarios

2）夏季典型日機組出清情況。

圖11為廣東省夏季典型日有風有光情景下的出清結果，可再生能源機組優(yōu)先發(fā)電，然后現(xiàn)貨市場基于邊際成本定價原則對煤電機組進行經濟調度，故不同時刻的上網電價與出力的波動情況基本保持一致。

圖11 夏季有風有光情景煤電機組出清情況及上網電價

Fig.11 Clearance of coal-fired power units and grid electricity price under wind and light conditions in summer

5.2.2 電-碳耦合市場模擬運行結果

1）碳市場對機組報價的影響分析。

分別計算3種情景下3臺煤電機組的碳排放成本與平均報價，結果如圖12和圖13所示。以1號煤電機組（300 MW）為例，沒有引入碳市場時，機組的平均報價為0.1720元/(kW·h)，在輕度碳市場情景、中度碳市場情景和重度碳市場情景下，其平均報價分別為0.1723元/(kW·h)、0.2024元/(kW·h)、0.2720元/(kW·h)，較未引入碳市場時分別增加了0.18%、17.7%和58.21%，碳成本占機組平均報價的比例分別為0.33%、15.17%和36.89%。由圖12~13可以看出，火電機組的裝機容量越低，碳排放成本越高；隨著碳市場的逐步完善，機組的碳成本不斷增加，導致機組報價也大幅增加。另外，由于負荷高峰期與低谷期的碳價傳導率不同，相同情景下高峰期的碳成本和機組報價均高于低谷期。

圖12 不同碳情景下的碳排放成本

Fig.12 Carbon emission costs under different carbon scenarios

圖13 不同碳情景下的機組報價曲線

Fig.13 Unit bid curves under different carbon scenarios

另外，3號機組（1000 MW）在輕度碳市場情景下高峰期和低谷期的碳排放成本均為負數(shù)，分別為–2.25元/(MW·h)和–1.8元/(MW·h)，該結果表明3號機組在碳市場發(fā)展初期由于機組碳排放強度較低、機組效率較高導致碳排放量小于碳配額，可能會通過出售剩余減排量在碳市場獲取額外收益；但從長期來看，隨著碳市場不斷完善，碳價和碳配額將進一步縮緊，煤電機組將難以在碳市場中獲得額外收入。

2）不同碳市場情景下機組出清情況。

不同類型的煤電機組碳成本相差不大，因此碳市場基本不會影響機組的調度順序。廣東省夏季有風有光情景、夏季無風無光情景煤電機組出清情況分別如圖14和圖15所示。夏季有風有光情景下輕度、中度、重度碳市場的平均出清電價分別為0.1607元/(kW·h)、0.1863元/(kW·h)、0.2461元/(kW·h)，較未引入碳市場時分別增加了0.18%、16.14%、53.41%。

圖15 夏季無風無光情景煤電機組出清情況及電價

Fig.15 Clearing situation and electricity price of coal-fired power units under the situation of no wind and no light in summer

由圖14~15可以看出，當夏季無風無光時，3臺煤電機組均參與市場出清；當夏季有風有光時，原則上可再生能源機組優(yōu)先發(fā)電，1號小型煤電機組（300 MW）由于報價最高沒有參與市場調度，因此有風光出力下的同一碳市場情景同一時刻的出清電價要比無風無光情景下的低。

由于碳價傳導率在負荷高峰與負荷低谷時刻有所不同，同一機組在高峰期和低谷期的碳成本有所差異，導致同一碳市場情景下機組在不同時刻的出清電價上漲幅度不同，并且負荷高峰期的上漲幅度略高于低谷期。隨著碳市場進程不斷發(fā)展，配額分配基準值和碳價將進一步收緊，會逐漸增加煤電機組的碳成本，從而抬高機組報價，使機組出清電價不斷提高。短期內輕度碳市場對煤電機組出清電價的影響較??；而中長期內中度碳市場下上網電價增加顯著，重度碳市場下上網電價大幅增加，煤電將逐步退出現(xiàn)貨市場競爭，轉而承擔電力安全供應的職責。

3）煤電機組碳配額交易行為分析。

由圖14的機組出清情況可計算得出各個機組每天的總發(fā)電量和總碳排放量，結合機組的碳成本曲線，可進一步得出廣東省夏季有風有光情景各個機組在碳市場中進行配額交易的總收入，結果如表6所示。

表6 機組的碳市場總收入

Table 6 Total carbon market revenue and cost of the unit

由表6可知，輕度碳市場情景下，3號機組將剩余碳配額在碳市場中進行出售，因此每個夏季典型日能夠獲取4.86萬元的額外收入。而1號和2號機組均需要在碳市場中購買碳配額，因此要在碳市場交易中支付一定的費用，機組的碳成本會隨著碳市場的逐漸完善而不斷增加。另外，機組容量越大，單位度電碳成本越低，總碳成本越高，原因是容量大的機組效率較高，碳排放強度較低，因此單位度電碳成本較低；同時大型機組報價較低會優(yōu)先被調度，因此日發(fā)電量較多，機組的日總碳排放量較高，進而提高了機組的總碳成本。

結語

本文通過結合碳市場情景分析，構建了基于碳配額交易的煤電機組報價模型，并以3臺不同容量的常規(guī)煤電機組為算例，對比分析了有無可再生能源出力的碳市場對現(xiàn)貨市場中煤電上網電價的影響，結論如下：1）電碳耦合下的煤電機組競價模型在機組報價中考慮了碳成本，量化了碳市場對電力市場的影響，具有更高的市場效率，促進了電碳市場的有效協(xié)同；2）在電力現(xiàn)貨市場中，新能源機組出力越多，煤電機組出力越少，出清電價越低，這將激勵發(fā)電企業(yè)更多使用清潔能源，從根本上實現(xiàn)碳減排的目標；3）在碳市場不同發(fā)展階段，由于空間逐步緊縮，煤電機組整體將從能夠對外出售多余免費碳配額/CCER逐步轉向需要向外購買碳配額，并且對于碳配額的需求量逐步增大，因此碳價整體會有一定的提高，煤電機組的碳成本也會逐漸增加；4）碳市場的引入能夠積極引導減排性能較差的煤電機組通過技術改造進行優(yōu)化升級，主動降低碳排放強度。

基于本文研究結果，對中國電力市場和碳市場建設提出以下建議：1）電力企業(yè)短期內可以通過發(fā)展儲能、碳捕捉與封存等技術來減少碳排放；從長遠來看，企業(yè)應逐步加大對可再生能源發(fā)電的投資；2）政府相關部門應繼續(xù)完善配額分配政策，逐步提高配額拍賣比例和提升碳價，建立適用于中國碳市場發(fā)展新特點的碳減排制度；3）有序放開發(fā)用電計劃，形成更加合理的市場出清價格，提高發(fā)電側資源利用效率；4）推動電力市場與碳市場協(xié)調共同發(fā)展。碳成本在電力市場中具有不完全傳導性，因此應考慮以計劃發(fā)用電量為依據(jù)的碳價聯(lián)動機制，有利于推動電力市場和碳市場的緊密耦合與健康發(fā)展，為中國實現(xiàn)“雙碳目標”提供有效支撐。