全国碳排放权交易市场（以下简称“全国碳市场”）于近期正式开张，煤电企业的“账本”里多了一项开支——碳价。上海环境能源交易所数据显示，截至7月30日，11个交易日全国碳市场碳排放配额（CEA）累计成交量582.79万吨，累计成交额2.93亿元。
有业内人士认为，全国碳市场和电力市场的关系，可看作“碳价”和“电价”的关系。作为两大市场的最大“公约数”，煤电企业如何参与？两个市场并驾齐驱，对煤电企业意味着什么？如果碳价上涨，电价会随之上涨吗？
碳市场增加发电企业生产成本间接影响电力市场运行
全国碳市场和电力市场之间有何关系？卓尔德环境研究（北京）中心主任兼德国能源转型智库高级顾问张树伟表示：“简而言之，两个市场不存在直接的耦合关系，一个是卖电的，一个是卖碳配额指标的。但煤电企业参与两个市场联合优化很有必要，碳价是流动成本，发一度电意味着相应碳配额的消耗。”
记者注意到，全国碳市场正式“开张”十日有余，碳价并未出现大幅涨落，大致在50元/吨上下浮动。张树伟表示，当前碳价对发电企业而言履约负担较小，随着碳价上涨，会极大增加煤电行业负担。“如果碳价达200元/吨，意味着1000千瓦时的电成本将上升至200元，相当于每千瓦时上涨0.2元，涨幅约2/3。”
厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强说：“在理想模式下，碳价传导至煤电企业，也就是电价的上游，煤电企业再通过电力市场将上涨的成本传导给下游用户，供给侧和消费侧都应为碳价买单，这才是完整的链条。”
有业内人士认为，相比直接涨电价，电力市场更能灵活反映度电成本的构成，发现真实价格才能引导市场建设。深圳高等金融研究院能源市场与能源金融实验室主任赵俊华指出，长期来看，两个市场之间互相影响密切。“全国碳市场抬高了电力市场参与主体的生产成本，从而影响市场交易的结果。反之，电力市场的运行结果会影响各机组的出力和排放，继而影响全国碳市场的供需情况。”
碳价传导有赖于电力市场，传导不畅影响两个市场建设
业内人士表示，如碳价得以通过电价传导，则两个市场可形成良性循环的发展趋势。中国人民大学国家发展与战略研究院研究员王克指出：“如果全国碳市场和电力市场能联动，那么一方面能减少煤电企业的成本压力，另一方面也向终端用户传递价格信号，以市场机制推动消费侧节能减排。”
但目前碳价并未通过电价传导，而是由发电企业进行内部消化。中国社科院财经战略研究院副研究员冯永晟指出，从全球碳市场实践结果来看，碳价向电价的传导率基本达100%，这是碳市场激励各类市场主体节能减排、绿色创新的重要支持机制。“要充分发挥碳排放权市场的作用，必须协调其与电力市场的关系。”
冯永晟进一步指出，在电力、钢铁、有色等8个重点排放行业中，电力行业是市场化程度最低的行业，碳价通过电价传导相对而言也最为困难。“如果发电行业的碳成本难以向用户充分传导，那么长期来看，既不利于电力行业的健康发展和能源安全，也不利于碳市场的持续运行和效果发挥。”
中电联近日发布的《2021年上半年全国电力供需形势分析预测报告》显示，今年6月，部分大型发电集团到厂标煤单价同比上涨50.5%。煤电企业亏损面明显扩大，部分发电集团6月煤电企业亏损面超过70%、煤电板块整体亏损。张树伟指出，煤电是我国电力行业的“劳模”，在煤电行业大幅亏损的情况下继续由其消化碳价，将不利于其“压舱石”和“基石”作用的发挥。
某业内人士对此表示赞同，并表示，两个市场联动意义重大。“通过市场引导，可以有效促进节能减排技术发展和应用，淘汰落后产能。长期以来，‘降电价’和‘降低用能成本’混为一谈，释放了错误信号。降电价只是降低用能成本的一部分，而不是全部。如果消费侧继续降电价激励，用户反而可能增加能耗，这与节能减排背道而驰。碳减排不只是供给侧的责任，消费侧同样需要发力。”
理顺价格传导机制，两个市场需同步推进
那么，应如何推进两个市场建设？
上述业内人士表示，首先要理顺价格传导机制，短期内的价格走势既不是改革目标，也不能作为改革成效评价标准。电力市场建设的方向，应该是建立完善的电力市场体系、构建科学合理的监管机制，充分体现电力的商品属性，发挥好市场机制的决定性作用，而不是一味“降电价”。
一位不愿具名的专家表示，碳市场跟电力市场建设需要同步推进。市场化带来的发电量的不确定性可能会增加碳市场配额总量设定的难度，因此碳市场与电力市场需要在市场范围、减排促进机制、市场主体等方面进行协调。
冯永晟指出，一方面，要防止机会主义动机，防止不重视能源转型与体制改革的情况出现，不可继续沿用传统发展模式进行电力资源配置机制；另一方面，又要防止激进主义，防止片面强调绿色低碳的重要性，而忽视能源安全对于经济安全的重要性。“全国碳市场建设是生态文明体制建设的重要制度创新，以电力体制改革为核心抓手的能源转型是社会主义市场经济体制改革的重要内容，只有坚持系统观念、科学施策，才能推动碳达峰、碳中和目标如期实现。”
