2020年廣東碳交易一級市場的有償競價交易中，統(tǒng)一成交價為28.20元/噸，成交量為40萬噸，該價格與同期二級市場配額價格大致持平。二級市場的成交價格基本在15到30元之間波動（見圖2）。當前各試點碳價在18至90元/噸范圍內(nèi)，其中，北京碳價最高（90元/噸），福建碳價最低（18元/噸），上海碳價居中（40元/噸）。

全國碳市場建成后碳價格趨勢如何暫無從判斷。不過，曾有負責(zé)氣候變化的國家發(fā)改委官員指出，碳價要到2020年以后才會達到每噸200元~300元人民幣，在此之前，企業(yè)無法感到真正壓力。另據(jù)美國環(huán)境保護署估算，碳排放的社會成本為每噸40美元左右。

圖2 廣東碳交易二級市場交易總量及收盤價趨勢圖

基于前述規(guī)則，筆者以目前參與廣東碳市場的典型火電燃煤機組（裝機容量分別為300MW、600MW和1000MW）作為研究對象，測算在不同碳價格和不同有償配額比例情況下，電廠購買碳配額的單位交易成本以及占發(fā)電機組變動（燃料）成本的比重。

碳排放的有償配額比例分別取5%、10%、15%、20%、25%和100%，碳價格分別取20元、25元、30元、35元、40元、100元、200元和300元。

以碳價格30元為邊界，計算碳排放的有償配額比例分別取5%、10%、15%、20%、25%和100%，可以計算得出機組需要購買的碳配額費用，進而得到所對應(yīng)的單位碳交易成本、碳交易在變動成本中的占比，結(jié)果如圖3所示。

圖3 碳價格30元、有償配額比例變化邊界下典型火電機組碳交易成本及占比

若以有償配額比例5%為邊界，計算碳價格分別取20元、25元、30元、35元、40元、100元、200元和300元，得到所對應(yīng)的單位碳交易成本、碳交易在變動成本中的占比，結(jié)果如圖4所示。

圖4 有償配額比例5%、碳價格變化邊界下典型火電機組碳交易成本及占比

從圖3、4可以看出，在當前廣東碳市場成交機制和價格下，碳交易成本僅占火電機組正常發(fā)電成本的0.5%左右，基本不會對目前的火電機組的運行成本產(chǎn)生影響。

但是，為順利達成碳達峰與碳中和目標，未來全國碳交易市場實質(zhì)運行后，碳交易價格可能會發(fā)生較大調(diào)整。如果在有償配額比例5%的情況下、碳交易價格達到300元，則碳交易費用占發(fā)電總成本比例已接近6%。這將成為影響火電機組在電力現(xiàn)貨市場報價的重要因素之一，有可能會進一步推高電力現(xiàn)貨市場中的火電機組報價，進而抬高電力現(xiàn)貨市場的價格信號。

碳交易提高了火電機組的運營成本，核電以及可再生能源沒有這部分成本。在火電機組內(nèi)部，燃氣機組的壓力又小于燃煤機組。燃機的碳排放成本通常會低于煤電，而且碳市場政策對于燃氣機組也有所傾斜。在即將開展的全國碳交易市場中，為鼓勵燃氣機組發(fā)展，規(guī)定在燃氣機組配額清繳工作中，當燃氣機組經(jīng)核查排放量不低于核定的免費配額量時，其配額清繳義務(wù)為已獲得的全部免費配額量；當燃氣機組經(jīng)核查排放量低于核定的免費配額量時，其配額清繳義務(wù)為與燃氣機組經(jīng)核查排放量等量的免費配額量，也無需再在碳市場中購買額外的配額。即燃機在未來的碳交易市場中，不存在因為自身配額不足而去額外購買的情況，反而可以將多余的碳排放配額進行出售而獲利。

對于火電機組來說，碳減排的可行方式有：提高現(xiàn)貨市場運行的負荷率以降低企業(yè)單位發(fā)電標煤耗；建設(shè)光伏、風(fēng)電等新能源項目以申報PHCER（廣東省級碳普惠核證減排量）或ccer（國家核證自愿減排量）項目，備案的自愿減排量可用于抵消企業(yè)的實際碳排放量。不過，2017年國家發(fā)改委暫停核準CCER，涉及590多個項目，在發(fā)改委的“暫緩受理”公告中表示：“《暫行辦法》施行中存在著溫室氣體自愿減排交易量小、個別項目不夠規(guī)范等問題。”