数字储能网讯：在“双碳”目标引领下，我国正经历一场深刻的能源革命，其核心是从传统的、以成本和电量为中心的公用事业模式，向市场驱动、风险管理的现代能源组合管理模式转型。这一转型的两大催化剂—以新能源为主体的新型电力系统加速构建，以及全国统一电力市场体系与碳排放权交易市场的深度融合，共同催生了电碳耦合这一经营新模式。

电力市场与碳市场的耦合关系主要通过发电企业的经营决策得以实现。具体而言，发电企业的发电决策（何时发电、发多少电）受到电力市场价格和碳排放成本的双重影响。

在电力市场中，发电企业依据其边际发电成本进行报价。对于火电企业而言，其边际成本不仅包括燃料成本，还必须内化碳排放的成本。一个理性的市场主体，其报价策略必须是“燃料成本+碳成本”。当碳价上涨时，火电企业的综合边际成本随之上升，在电力市场的竞争力下降；反之则增强。这就形成了碳市场价格向电力市场价格的直接传导。

因此，发电企业的运营决策已从单一市场优化，转变为一个跨市场联动的复杂博弈：在电力现货市场中，是选择在高电价时段发电以获取更高电能量收益，还是选择在低电价时段停机以避免亏损；在碳市场中，能耗高的机组是选择发电产生碳排放并承担履约成本，还是选择不发电以节省碳配额。企业的最终决策，必须是在电价收益与碳排放成本之间寻求最佳平衡点。

正是这种日益紧密的复杂耦合关系，也暴露了发电集团现有管理模式的诸多不足。

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发电集团电-碳管理模式面临的核心困境

以五大发电集团为首的发电集团，按照“省为主体”原则，采取“集团-省公司-电厂”三级管理模式。其中，集团总部“抓总”，与国家部委、市场运营机构沟通对接，参与国家电力市场化改革和碳市场建设，为集团资产争取良好的市场环境，对直属单位市场营销工作进行指导、监督、考核。区域公司“做实”，主要负责与地方政府、地方市场运营机构沟通对接，参与地方电力市场化改革，统筹本区域“双碳”工作的目标编制、碳排放统计核查、碳交易履约及后评价工作。基层“强基”，负责执行上级的市场交易策略，开展交易工作，落实发电曲线和供热计划；加强运行、燃料、检修、市场等环节统筹，管控生产成本，提升机组性能，优化运行方式，落实碳排放“双控”目标，履行碳排放监测报告核查和碳交易履约主体责任。这种模式在应对“电碳耦合”市场时，存在四大结构性短板：

一是经营策略割裂：现行的组织架构中，负责电力市场交易的营销部门与负责碳排放管理（或安全环保）的部门往往是两条独立的业务线。电力营销部门的核心目标是“多发电、争电价”，而碳排放管理部门则聚焦于“控排放”。两者之间存在显著的信息壁垒和决策脱节，导致无法形成一个将电、碳、热、绿证等多元价值进行通盘考虑的一体化最优经营策略。

二是风险管理缺乏联动：电力企业习惯于孤立地管理电价风险和碳价风险。在实际经营生产过程中，通常是一个电力市场交易员主要负责用中长期合同锁定电价，一个碳交易员主要负责在履约期末集中采购配额。这种模式缺乏一个能够综合评估和对冲“电碳”双重市场波动的统一风险管控框架，难以应对两个市场价格联动所带来的复合型风险。

三是组织与人才错配：“电碳耦合”市场对从业人员提出了极高的要求，既要精通电力系统运行和市场交易规则，又要熟悉碳市场政策和金融工具。然而，在现有的三级管理体系中，各层级普遍存在专业能力短板。省公司层面缺乏专业的交易团队，电厂层面则侧重于生产执行。能够进行跨市场分析、制定整合策略、实施精细化交易的复合型人才极度稀缺。

四是考核体系滞后：集团对下属单位（如省公司）的考核通常以年度利润为核心指标。在高波动的市场环境下，这种单一的利润导向极易驱使省公司采取短期、高风险的交易行为。为了完成当期利润指标，省公司可能在对整体市场趋势判断不足的情况下，过早或过晚地进行碳配额交易，忽视了与集团内其他单位的协同，也影响了集团整体的长期战略价值。

这些管理困境在实际运营中常常演变为一定的内部损耗。例如，在碳价波动剧烈的市场环境下，集团内一些配额盈余的省公司为了尽快实现利润，可能会在较低价位集中抛售配额；而另一些配额短缺的省公司，则可能由于判断失误或行动迟缓，不得不在履约期临近时高价买入。从单个子公司的角度看，其决策或许是理性的，但从集团整体来看，则表现为投资组合管理失灵。为解决这些深层次问题，对现有的管理模式进行系统性重构已刻不容缓。

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两种典型碳资产管理模式的比较与评估

除了五大发电集团现行的“集团-省公司-电厂”三级管理模式外，部分小型发电集团、非电力主营业务集团还实行自主决策模式，即集团总部层面不干预碳交易策略，电厂自身对电碳交易负责，如晋能控股的电厂。在实际市场运行中，这两种模式又各具优缺点。

（一）专业能力与资源配置

统一集约化模式：该模式的最大优势在于能够集中全集团的资源，在总部层面打造一支顶尖的专业团队（集团碳资产公司），保证一定数量的专业人才专注于研究复杂的碳市场规则、宏观经济形势以及CCER等抵销工具的交易策略，从而实现人才和技术的规模效应。

自主决策模式：该模式对各省公司的能力建设提出了挑战，其优点在于能够锻炼和培养一批更贴近一线运营的本地化专业人才，他们对本区域内的机组能耗水平和电碳耦合情况具有更深刻的理解，可以通过电力市场调节火电负荷率和供热量，达到电力市场和碳市场双赢的结果。

（二）风险管理与合规保障

统一集约化模式：在风险管理方面，集约化模式优势显著。集团总部可以制定和执行统一的风险控制标准与合规策略。生态环境部的碳配额分配方案中，有明确的履约时限，凸显了合规的严肃性。集团集中管理能够有效避免因地方公司对政策理解偏差或执行不到位而导致的风险。

自主决策模式：该模式下，风险在组织层面是分散的，单个省公司的交易失误不会对集团整体造成系统性冲击。

（三）市场响应与决策效率

统一集约化模式：该模式的主要潜在问题在于决策效率。由于决策权集中在总部，面对各省的发电企业外部合作的事件，其响应流程可能过长，流程审批相对固化，错失合作机会。

自主决策模式：市场敏捷性是该模式的核心优势。省公司作为独立的决策单元，决策链条短，能够快速、灵活地响应突发事件，抓住碳交易转瞬即逝的交易窗口。然而，这种灵活性也可能带来负面影响，即各省公司的交易策略可能相互冲突，甚至在集团内部形成价格博弈，从而削弱集团整体的市场影响力。

（四）成本效益与激励机制

统一集约化模式：从成本角度看，该模式通过避免各单位重复配置交易、研究和管理人员，能够显著降低集团在碳资产管理方面的人力总成本和管理总成本。但其激励机制存在天然短板：省公司和下属电厂仅作为数据报送和指令执行方，其经营业绩与碳市场的交易盈亏不直接挂钩，这可能导致其在精细化管理、挖掘减排潜力和提升数据质量方面的内在动力不足。

自主决策模式：该模式因各省公司需独立配置资源，管理成本相对更高。其最大优势在于构建了强有力的激励机制，将碳市场盈亏与省公司利润指标直接挂钩，最大限度地激发其自主性和创造性。

通过以上对比可以清晰地看到，两种模式均存在不足，无法完美适应新型电力系统对战略协同与市场敏捷性的双重需求。因此，构建一种兼具战略协同与市场活力的整合型管理框架，成为发电企业的必然选择。

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构建适应电碳耦合的整合型管理新框架

以五大发电集团为首的国有发电企业现在普遍采用统一集约化模式，但实际管理过程中，集团总部只制定碳交易原则，不会指定具体的碳交易量和交易碳价。而区域公司为完成年度利润目标和碳履约任务，会自行对全国碳市场情况进行判断，寻找碳交易对手方，有可能造成投资组合管理失灵的现象。采用自主决策模式的发电集团，下属的电厂在全国碳市场各自为战，缺乏统一指挥，没有实现资产的最优组合。

为了解决该困境，笔者提出整合型管理框架思路，以协同电—碳业务，即分层授权、专业协同的“四位一体”管理模型，对集团总部、省/区域公司、专业化碳资产管理公司和发电厂的职责进行清晰界定。

1.集团总部（战略决策层）：

核心职责：作为集团的战略大脑和风险管理的最终责任人，负责制定整体的电碳市场年度经营目标和总体交易策略。总部作为集团唯一的战略资源的总调度者，必须对CCER、绿证等具有高度流动性与金融属性的稀缺资产进行集中管控。这种集约化管理能够实现跨区域、跨周期的优化配置，避免各省公司在关键时刻“资源挤兑”或“价值贱卖”，从而在集团层面实现整体履约成本最低化与环境价值最大化。

参照年度燃料采购订货会，集团总部需每年年初召开一次碳配额交易订货大会，明确集团范围内各个省公司刚性需求碳交易的对手方，并明确碳配额交割时间、数量、价格。在保证履约的前提下，将额外创造利润而进行的柔性碳交易的权力下放给各个省公司。

2.省/区域公司（战术运营层）：

核心职责：在集团总部授予的战略框架和风险额度内，负责本区域内电力、碳、绿证等中长期组合策略的制定与执行。作为区域利润中心和风险控制单元，省/区域公司需对本区域的经营成果负责，并在授权范围内拥有战术决策的自主权。

3.碳资产管理公司（专业支撑与执行平台）：

核心职责：该平台应定位为集团面向全国碳市场的统一交易窗口与专业能力中心。作为交易窗口，它通过聚合全集团的碳配额头寸，形成规模效应，增强市场议价能力，降低交易成本。作为能力中心，它为各省公司的战术决策提供高质量的市场情报、定价模型和策略支持，将专业人才和数据工具进行集约化共享，避免各省重复建设、能力分散。同时，集中管理集团的碳配额注册登记账户，并统筹协调年度履约清缴工作。

4.发电厂（数据与执行基础层）：

核心职责：发电厂是整个“电碳一体化”决策链的数据基石。其提供的边际成本曲线、煤耗与碳排放数据的精准度，直接决定了省公司战术决策的质量和碳资产公司交易策略的有效性。因此，在新框架下，电厂的核心价值贡献从单纯的“发电量最大化”转变为“数据质量最优化与运行指令的精准执行”。

新框架的有效运行，需要将协同机制下沉至发电厂的内部管理。电厂内部的生产技术部、安全环保部和市场营销部必须打破壁垒，形成高效的协作流程。

生产技术部核心职责:负责提供机组运行的核心技术参数，包括但不限于精准的边际成本曲线、启停成本、爬坡速率、最小出力等。这些数据是营销部门制定电力市场报价策略的根本依据，其准确性直接决定了报价的竞争力和盈利空间。

安全环保部核心职责:负责碳排放数据的监测、核算、报告与核查工作。确保所有碳排放数据的真实、准确、合规，并按时向碳资产管理公司和集团总部上报。数据质量是集团碳资产管理和履约的生命线。

市场营销部核心职责:作为电厂对接市场的窗口。负责整合生技部提供的成本数据和安环部提供的碳排放数据，在省公司或碳资产公司的战略指导下，制定并执行具体的日前、实时电力市场报价策略。营销部需要将碳成本内化到电力报价中，实现电碳一体化决策。

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结论与实施建议

在新型电力系统加速构建的背景下，电力市场与碳市场的深度融合给发电集团带来了电碳耦合挑战。研究表明，无论是高度集权的“集团集约化统筹”模式，还是完全下放的“省公司各自为战”模式，均存在显著弊端。

为应对这一挑战，本文提出的“分层授权、专业协同”的“四位一体”整合型管理框架，通过明晰集团总部、省公司、专业平台和基层电厂的权责，构建了一套既能集中管控重大风险、又能激发一线经营活力的新型管理体系，为企业在电碳耦合时代创造可持续的竞争优势提供了解决方案。

为确保新管理框架的成功落地与高效运行，提出以下三项具体的、可操作的实施建议：

1.组织架构重塑与授权体系建设。建议集团层面成立一个由营销、生产、财务多部门负责人组成的跨部门“市场交易与风险管理委员会”，作为电碳交易的最高决策机构。制定清晰的授权清单和风险额度，明确授予各省公司的决策权限与风险责任。大力推动碳资产管理公司的专业化和实体化运作，赋予其作为集团统一交易平台的相应职能与资源。

2.数字化平台建设与数据治理。加大投资，建设一个能够全面打通生产运营、财务管理、电力交易和碳交易数据的“电碳一体化”智慧决策平台。该平台应具备快速响应、数据集成、市场模拟、策略优化、风险预警和绩效复盘等核心功能，实现数据驱动的科学决策。数据治理是平台建设的基石，必须建立统一的数据标准和管理流程，确保数据的准确性、及时性和完整性。

3.人才培养与考核机制改革。对现有的绩效考核体系进行深刻改革，建立一套新的、能够反映长期价值和协同效益的综合评价体系。新体系应将集团整体协同效益、风险控制水平和长期价值创造等指标纳入核心考核范围，而非单一的年度利润指标。大力实施人才战略，通过内部培养与外部引进相结合的方式，系统性地培养一批兼具电力市场、金融衍生品和碳市场知识的复合型交易与分析人才，为新框架的运行提供智力保障。