在地方碳市场10年试点探索之后，全国碳市场于2021年7月正式启动，运行至今将近4年，市场见证了成交量、价格的一路走高，从开市时的48元/吨上涨至2024年年底最高时的105元/吨。2024年全国碳市场成交总量1.89亿吨，成交总金额181.14亿元，已经跻身世界主要碳市场前列。
3月，生态环境部发文将钢铁、铝冶炼、水泥行业纳入全国碳市场。不过截至目前，发电行业仍是全国碳市场的主要履约主体，涉及重点碳排放企业2000余家，覆盖全国碳排放总量约40%。由于碳市场的直接作用对象为火电机组，使得其成为衔接碳市场和电力市场的纽带。为了解在碳履约成本逐渐升高的背景下，火电机组是否已经将碳成本传导至电力市场，笔者观察了国内电力市场化程度较高的几个省份，考虑数据完整性，选取广东作为具体分析对象，以期量化碳价对电价的影响。
模型构建
影响电价的因素众多，除碳价外，还包括燃料价格，以及经济、市场供需、市场力等。为清晰量化碳价的传导率，即碳价波动对电价的影响，本文假设各要素对电价的影响是线性的，并在此基础上构建了面向碳—电传导率的多元回归模型。
其中，Pe为电力市场价格；PCEA为全国碳市场碳排放权价格，λC为碳价的传导率；X1，X2…XN为影响电价的N个变量；λX1，λX2…λXN分别为各变量对应的回归系数；ε0为常数。模型最终的目标是求解回归系数矩阵[λC，λX1，λX2…λXN]。
在变量方面，模型选取了碳价、煤价、居民消费价格指数（CPI）、平均气温、扣除外来电的省内竞价空间、发电侧集中度指数（HHI）以及供需比来描述碳成本、燃料成本、经济、市场力以及供需结构对于电价的共同作用。
数据分析
笔者调研并收集了2024年广东上述各变量的月度数据，为方便比较，对上述数据进行了归一化处理，结果如图所示。
全国碳市场量价走势
2024年广东各变量月度数据归一化处理结果
从趋势上看，广东2024年的月度现货均价走势与动力煤价格呈现较为一致的波动性，仅在2024年底出现了背离情况。而全国碳市场碳价在多数时间与电价呈反向的波动，碳价处于上升通道时，电价反而出现下降。
针对各要素开展相关性分析，亦可看出广东月度电力现货均价与煤价呈较为明显的正相关性，而与碳价呈负相关性。
排除相关性较低的变量后，将剩余数据带入回归模型，得到各变量的回归系数如表所示。
从结果来看，碳价对于电价的影响程度较低，碳价每波动1个单位，电价则波动0.068个单位，且方向相反。模型的拟合优度为0.872，认为上述回归系数可以较好地解释因变量即电价的变化。因而可以认为，当前全国碳市场的价格暂未通过火电机组传导至电价，由碳市场履约产生的碳成本主要在发电侧内部进行了消化。
原因分析
（一）碳配额的事后分配机制
现阶段，全国碳市场配额按照事后分配的原则下发至火电机组，例如，生态环境部在2024年10月发布了《关于做好2023、2024年度发电行业全国碳排放权交易配额分配及清缴相关工作的通知》（国环规气候〔2024〕1号），明确了发电机组2023、2024年的配额分配与清缴工作分别于2024年和2025年开展。在此背景下，机组碳配额的余缺情况往往在年底才能渐渐明晰，导致机组在碳市场的交易行为滞后于电力市场。在难以准确预判碳市场履约成本的情况下，使得机组在电力市场的报价行为与碳价产生了脱节。
（二）温和的配额余缺控制
电力系统脱碳并非一蹴而就，在我国电力系统低碳转型的过程中，火电机组的角色转变需要与供需结构适配。当前，我国火电机组在电力系统保供和调节等方面仍承担着重要的使命，且我国仍处于碳达峰阶段，从火电机组碳配额分配方式上也可以看出，目前仅对机组的碳排放做强度控制，而非总量控制。根据2021、2022年全国碳排放权分配与清缴数据，各类机组的配额盈余率在-0.6%到3%之间，且燃气机组缺额豁免。这也使得现阶段碳成本在火电变动成本中的占比相对较低，没有在机组的电力市场报价中予以体现。
（三）电力市场化程度有待进一步提升
本轮电力市场化改革已步入第10个年头，改革成效显著，市场化程度逐年走高。然而相较于钢铁、铝冶炼等其他重点排放行业来说，电力行业的市场化程度仍然较低。《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》印发之后，燃煤发电全部入市，交易价格上下限进一步松绑，但浮动仍受20%所限，难以充分反映燃料成本和碳成本的波动，限制了碳价通过电价的传导。
电碳协同展望
通过观察欧盟、澳大利亚等较为成熟的电—碳市场，可以看出其碳排放成本与电价形成较好的联动，欧盟EU ETS的价格在各成员国电力市场的传导率基本达到80%左右，即碳价每波动1个单位，电价同向波动0.8个单位；澳大利亚电力现货市场中碳价的传导率甚至接近100%。
碳价向电价的充分传导，可以通过价格信号引导用户调整用电行为，推动用电企业提高清洁能源的使用比例，进而反向激励发电侧对机组进行低碳改造，促进发电行业清洁替代，促进发用双方联合推动低碳转型。在《全国碳排放权交易市场覆盖钢铁、水泥、铝冶炼行业工作方案》中，明确不对钢铁、水泥、铝冶炼用电产生的间接碳排放成本进行核算，在碳价—电价低传导率的背景下，火电企业仍是碳成本的主要承担主体。
碳市场和电力市场的协同是必然趋势。随着碳管制措施的不断收紧，碳配额逐步由免费分配转为有偿拍卖，火电企业在碳市场的履约压力将推动其将碳排放成本纳入电力市场的交易决策中；碳市场和电力市场体系的不断完善也将给予火电企业更加灵活的报价策略。长期来看，电价将更加清晰地反映火电成本的构成，碳市场和电力市场将通过价格信号相互作用、相互影响，共同促进电力系统脱碳。
（作者：北京清能互联科技有限公司 隗公宇 张剑 魏海龙 寇文心）
