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自开工建设至投产竣工，该工程已取得省部级科技进步奖8项，省部级工法4项，省部级QC成果奖14项，发明专利3项、实用新型专利31项，计算机软件著作权1项，设计奖2项。

碳减排问题已经呈现出复杂化趋势。笔者认为，对电力领域碳达峰工作的预，最重要的一点是，应将其置于更大的背景下理解和考虑，只有这样，碳达峰碳中和这些富有情怀和责任的工作才更具实际意义和旺盛生命力。

美国过去四年尽管在联邦政府层面对碳减排没有什么作为，但仍然有二十多个州制定了各自的碳减排目标并取得了一定成效，需要注意的是美国实际的碳排放量自2007年以来一直处于下降通道。笔者认为，新型举国体制、较长时期的快速发展、东西部不平衡问题和能源电力系统转型，对我国电力领域碳达峰工作具有重要影响，也是我们在研究、分析相关问题时应该加以重视的中国具体国情。根据IMF对中美两国经济总量的估计，2019年中国汇率折算美元GDP和人均GDP分别是美国的67%和16%。后者更多可以依靠市场力量、资本力量推动碳减排开展，政府只能发挥有限的引导作用。前者需要在尽力发挥市场在资源配置上决定性作用的同时，还要考虑发挥好政府在集中力量办大事、保民生、保产业、促协调、统筹资源等方面不可替代的作用。

凡事预则立，不预则废。更为重要的是，应按照创新、协调、绿色、开放、共享新发展理念要求，将这种被赋予实际意义和生命力的情怀和责任转化为各类方案、战略、规划、政策、工程、标准等具体工作行动和成果。机组的度电燃料成本由供电标煤耗乘以到厂燃煤价格得到。

2020年度广东电力行业纳入碳市场的企业共66家，碳排放量约占全省40%当燃气机组经核查排放量低于核定的免费配额量时，其配额清缴义务为与燃气机组经核查排放量等量的免费配额量，也无需再在碳市场中购买额外的配额。碳排放的有偿配额比例分别取5%、10%、15%、20%、25%和100%，碳价格分别取20元、25元、30元、35元、40元、100元、200元和300元。3、未来碳排放权将成为稀缺资源，火电发展空间逐渐收紧，碳价将逐步推高火电成本，促使发电企业转向投资新能源，再加上新能源抵消机制（PHCER、CCER）的出台，将大大促进新能源装机的增长，叠加多重因素影响，电源结构和布局将进一步发生显著变化，需要设计更加灵活的市场机制以促进新能源的消纳。

表1广东省2020年度电力行业机组基准值获得配额后，如果各控排企业因自身技术升级或者改造降低二氧化碳排放，实现了减排的目标，则可以将自己持有的多余碳排放配额在二级市场中出售。为适应电力现货市场和全国碳市场的发展，发电企业需要思考电力或电量交易与碳交易组合并实现效益最大化。

2020年，电力企业的免费配额比例为95%，钢铁、石化、水泥、造纸的免费配额比例为97%，航空企业的免费配额比例为100%。因此，全国碳市场需要联动考虑对电源结构和电力市场的影响，合理确定市场交易价格区间等关键参数。当前各试点碳价在18至90元/吨范围内，其中，北京碳价最高（90元/吨），福建碳价最低（18元/吨），上海碳价居中（40元/吨）。以碳价格30元为边界，计算碳排放的有偿配额比例分别取5%、10%、15%、20%、25%和100%，可以计算得出机组需要购买的碳配额费用，进而得到所对应的单位碳交易成本、碳交易在变动成本中的占比，结果如图3所示。

电力行业一方面需要加快发展以满足快速增长的电力需求，另一方面需要应对日趋严格的减排要求。广东碳交易市场的标的为碳排放配额，1个配额指的是排放1吨CO?的权利。注：本测算按照典型装机容量火电机组在广东电力现货市场中的平均发电量，根据表1数据，折算出对应的总碳排放量。另据美国环境保护署估算，碳排放的社会成本为每吨40美元左右。

二级市场为市场交易，可采取挂牌点选和协议转让两种交易方式，与电力中长期市场的交易方式类似。不过，曾有负责气候变化的国家发改委官员指出，碳价要到2020年以后才会达到每吨200元~300元人民币，在此之前，企业无法感到真正压力。

碳市场对电力市场有何影响？笔者认为，碳市场未来可能对电力市场有以下三点影响：1、碳市场排放控制并不要求按照电力现货每日的时间精度同步结算，只要达到一定时间内（例如一年）的排放目标即可，因此碳交易价格不会由于电力短时供需关系或电力现货价格的变化而发生较大变化，价格波动更多体现在长周期尺度。目前，我国已有北京、上海、天津、重庆、广东、湖北、深圳等7个省市展开了碳交易试点运行。

碳交易提高了火电机组的运营成本，核电以及可再生能源没有这部分成本。图4有偿配额比例5%、碳价格变化边界下典型火电机组碳交易成本及占比从图3、4可以看出，在当前广东碳市场成交机制和价格下，碳交易成本仅占火电机组正常发电成本的0.5%左右，基本不会对目前的火电机组的运行成本产生影响。如果在有偿配额比例5%的情况下、碳交易价格达到300元，则碳交易费用占发电总成本比例已接近6%。不过，2017年国家发改委暂停核准CCER，涉及590多个项目，在发改委的暂缓受理公告中表示：《暂行办法》施行中存在着温室气体自愿减排交易量小、个别项目不够规范等问题。对于火电机组来说，碳减排的可行方式有：提高现货市场运行的负荷率以降低企业单位发电标煤耗。目前，广东电力现货市场中已有较为完备的价格上下限参数机制。

图3碳价格30元、有偿配额比例变化边界下典型火电机组碳交易成本及占比若以有偿配额比例5%为边界，计算碳价格分别取20元、25元、30元、35元、40元、100元、200元和300元，得到所对应的单位碳交易成本、碳交易在变动成本中的占比，结果如图4所示。发电企业的碳成本可能有多高？2020年广东碳交易一级市场的有偿竞价交易中，统一成交价为28.20元/吨，成交量为40万吨，该价格与同期二级市场配额价格大致持平。

广东碳市场分为两级市场：一级市场对碳配额进行分配，包括免费发放和有偿竞价两种形式。而全国碳市场正处于快速起步发展阶段，碳市场的价格水平将直接影响规模大小、流动性强弱等要素，也会影响不同市场间的价格传导效果。

供电标煤耗按照广东省政府主管部门发布的年度广东省节能发电调度发电机组基础排序表中数据，根据公式计算得出。即燃机在未来的碳交易市场中，不存在因为自身配额不足而去额外购买的情况，反而可以将多余的碳排放配额进行出售而获利。

发电企业将最先受到全国碳市场建设的影响。2、纳入碳市场后，企业可供交易的产品不仅是电力或电量，还包括富余的碳排放配额和自愿减排量。与此同时，电力市场建设也正在推进之中。《全国碳排放权登记交易结算管理办法(试行)》等多份与碳市场建设相关的文件也在2020年底结束了公开征求意见。

碳配额如何分配与交易？目前，广东省（不含深圳）纳入碳排放管理和交易的企业是指电力、水泥、钢铁、石化、造纸、民航等6个行业中，年排放2万吨二氧化碳（或年综合能源消费量1万吨标准煤）及以上的企业，这些企业的排放量占全省碳排放总量近70%。在火电机组内部，燃气机组的压力又小于燃煤机组。

2021年广东电力现货市场即将进入长周期结算试运行，届时碳市场对于电力市场改革的影响将不可忽视。二级市场的成交价格基本在15到30元之间波动（见图2）。

广东省政府主管部门按年度制定全省配额总量，然后分配给各个控排企业。以广东为例，南方（以广东起步）电力现货市场已开展四次试结算。

发电企业要在保证电力供应的同时履行排放配额指标，企业很可能还需要通过采取电厂技术升级改造、清洁能源发电技术等新技术实现减排目标，这些都将增加发电企业的技术成本和管理成本，进而影响电力现货市场中的报价行为，有可能推高电力现货市场价格。笔者将以广东碳交易试点市场为例，展望碳交易对于电力市场交易可能产生的影响。电力行业燃煤燃气发电机组（含热电联产机组）使用基准线法分配配额，对单位产品的二氧化碳排放量设置标准。根据2017年发布的《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》，全国碳市场初期运行将只纳入发电（含热电联产及其他行业自备电厂）一个行业，交易范围仅含二氧化碳一种温室气体。

而自有配额不足的企业则需要在市场上购买碳排放配额以满足自己的履约需求。到厂燃煤价格根据中国沿海电煤采购价格指数（CECI沿海指数-综合价）、中国沿海煤炭运价指数、内陆运费等因素确定。

根据广东电力交易中心的对外通报，2021年一季度广东将择机启动电力现货结算试运行，待履行现货市场实施方案、现货市场规则相关审批程序并印发后，适时转入正式运行。目前看来，全国碳市场有望在2021年年底之前开展实质运营。

2020年度广东电力行业纳入碳市场的企业共66家，碳排放量约占全省40%。燃机的碳排放成本通常会低于煤电，而且碳市场政策对于燃气机组也有所倾斜。