【摘要】电力市场是能源结构绿色低碳转型的关键，也是构建现代能源体系的重中之重。自碳达峰、碳中和目标提出以来，以电力市场为抓手的碳市场被寄予了更多希望。碳市场在加快促进电力行业降碳提效的同时，也给新形势下的电力市场发展带来了诸多挑战。厘清碳市场和电力市场的作用机制及其互动关系，剖析碳约束下电力市场发展面临的挑战，提出促进碳市场与电力市场协调发展的相关举措，有利于电力系统清洁、低碳转型发展并可助力现代能源体系构建。
【关键词】现代能源体系 碳市场 电力市场
【中图分类号】F123.9/TM73 【文献标识码】A
【DOI】10.16619/j.cnki.rmltxsqy.2022.13.006
引言
2022年1月，国家发展改革委、国家能源局印发的《“十四五”现代能源体系规划》指出，我国步入构建现代能源体系的新阶段，面临着新的机遇与挑战。其中，能源低碳转型进入重要窗口期，必须加快能源系统调整以适应新能源大规模发展。实际上，“十四五”时期也是碳达峰的关键期、窗口期（章建华，2022）。自2020年9月我国提出碳达峰、碳中和目标以来，中央政府密集出台了关于能源市场、碳市场、金融市场等多方面的配套政策。与欧美等发达国家不同，我国仍处于能源消费和碳排放的上升阶段。根据经济增长和能源电力需求的以往关系，预计未来我国能源电力需求将持续大幅增长（林伯强，2022）。因此，对我国而言，碳达峰、碳中和作为一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，实现的关键在于能源结构向清洁低碳顺利转型。能源转型的关键则在电力市场，构建以新能源为主体的新型电力系统是未来电力市场改革的主要方向。
当前，碳减排对电力行业尤其是火电行业的约束力度逐渐加大，电力市场面临着电源结构优化、价格机制改革、竞争效率提升等多方面的压力。2021年7月16日，以火电企业为首批覆盖对象的全国碳市场正式上线，旨在以市场型减排手段促进相关排放行业加大减排力度。“双碳”目标下，全国碳市场的上线交易将对新型电力系统建设带来诸多机遇与挑战，最主要的就是碳约束带来的减排成本以碳价格为纽带，且隐性约束将转化为显性约束。因此，理清碳市场与电力市场的互动关系，协调发展碳市场与电力市场，对于未来电力系统清洁、低碳转型以及构建现代能源体系具有重要的理论价值与现实意义。
为此，本文立足于构建现代能源体系与碳达峰、碳中和的内在要求，首先对当前我国碳市场和电力市场改革现状进行系统梳理；其次，在考察碳市场和电力市场关联纽带的基础上探究二者之间的互动关系；再次，从新型电力系统建设的实际出发，深入剖析碳约束给中国电力市场建设带来的挑战；最后提出促进碳市场和电力市场系统发展的政策建议，以期为全面构建现代能源体系提供价值参考。
碳市场建设和电力市场改革现状
碳市场建设现状。碳市场建设是服务碳达峰、碳中和的关键政策手段，其减排成本相较于行政命令手段可降低50%（马忠玉等，2019）。中国于2011年开始部署碳市场试点建设工作，先后在北京、天津、上海等八个省份开启试点。截至2020年年底，全国8个试点碳市场的累计配额成交量达到4.55亿吨二氧化碳当量，累计成交额超过105亿元，为全国碳市场建设提供了制度与经验借鉴。全国统一碳市场的部署以2017年印发的《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》为开端。2021年2月1日，经过三年多的设计与部署，以发电行业为试点行业的全国碳市场的首个履约周期启动，并于同年7月16日正式上线交易。
目前，全国碳市场的配额分配主要采取基于基准法的免费配额制，配额总量采取自下而上的方式确定，主要有两步：第一，省级生态环境部门根据区域内重点排放单位2019～2020年度的实际产出量、配额分配方法、碳排放基准值3个指标分配各单位配额，并加总为省级配额；第二，将各省级配额加总，形成全国配额总量。未来在覆盖行业、配额分配和交易模式三方面仍有改进空间。从覆盖行业来看，未来将从单一电力行业逐步推广至包括石油加工及炼焦业、化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制品业等在内的多个行业；从配额分配来看，未来将从免费配额制逐步转变为有偿分配法，且有偿分配比例将不断提高；从交易模式来看，未来将从配额现货交易的单一交易方式逐步扩展至包括国家核证自愿减排量（CCER）及其他交易品种的多种交易模式。
相关数据显示，全国碳市场的日成交均价高于大多数试点城市。具体来看八个试点碳市场，北京碳排放配额的成交价格较高，大致维持在80元／吨，但在2020年底出现跳水，2021年第一季度维持在30元／吨以下的低位水平。其余七个试点的碳价格基本在40元／吨以下。全国碳市场上线交易当天，开盘价48元／吨，当天最高成交价达52.8元／吨，超过了大多数试点城市的成交价格，但这一价格快速走低，直到履约期结束前才出现回涨。目前，全国碳市场的成交均价大致维持在55～60元／吨。由图1可知，全国碳市场不仅在日成交价格上高于试点城市，更是在日成交总量上表现为几何倍放大。全国碳市场上线交易首日成交总量超过410万吨，较全国各试点启动首日线上二级市场成交量的总和更高。值得注意的是，2021年12月月底，随着第一个履约期的临近，碳排放配额交易呈现出“量价双高”局面，此后成交量逐渐降低。
从市场主体来看，目前全国碳市场只纳入了年排放量2.6万吨二氧化碳当量（综合能源消费量约1万吨标准煤）及以上的2162家发电企业和自备电厂，纳入配额管理的发电机组包括常规燃煤机组、燃煤矸石、煤泥、水煤浆等非常规燃煤机组（含燃煤循环流化床机组）和燃气机组。这些发电企业的年度配额总量达45亿吨，约占全国碳排放总量的40%，也因此使我国碳市场成为全球覆盖温室气体排放量规模最大的碳市场。然而，从上述分析可知，目前我国碳市场活跃度仍较低，成交量仍较小。
电力市场改革现状。2002年2月，国务院印发“电改五号文”（《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》），提出了“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的16字改革方针，拉开了第一轮电力市场化改革的序幕；2015年3月，“电改九号文”（《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》）对第二轮电力改革作出总体部署。新一轮电改的核心内容为：在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，按照“管住中间、放开两头”的体制构架，在发电侧和售电侧开展有效竞争，实施“三放开（有序放开除输配外的竞争性环节电价、配售电业务、公益性和调节性以外的发用电计划）、一独立（交易机构更加独立）、三强化（强化政府监管、电力统筹规划、电力安全高效运行和可靠供应）”。在新一轮电改政策的支持下，我国电力市场建设稳步有序推进，电力市场交易体系逐步健全，市场开放度和活跃度显著提升，市场配置资源的决定性作用不断显现。2021年3月15日，中央财经委员会第九次会议提出要“深化电力体制改革、构建以新能源为主体的新型电力系统”，为中国电力系统转型升级指明了方向。在电力系统清洁、高效、低碳化背景下，电力市场改革更多体现在电力定价机制改革方面。其中，不同类型电力的上网电价改革是近年来的重点内容，图2展示了2015年以来我国电力定价机制的主要发展历程。
在电力定价机制的不断改革进程中，各类型电力价格都逐渐由计划向市场迈进。对于煤电行业，当前燃煤电价浮动比例逐渐放宽，市场化程度大幅提升。2020年9月“双碳”目标提出后，“能耗双控”和严控“两高”项目力度进一步加大，叠加国际疫情形势严峻，大宗商品价格上涨，煤炭现货价格一度上涨至2500元／吨（秦皇岛5500大卡动力煤），而下游国内电力价格却无权上涨，“市场煤，计划电”使煤电“顶牛困境”难以破解，拉闸限电现象多地频发。为了保障煤价高涨下的煤电供应，2021年10月12日，国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，通知具有里程碑意义的一点是将除高耗能企业外的燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大至±20%；此外，明确规定要有序放开全部燃煤发电电量上网电价和推动工商业用户全部进入电力市场。此次电力市场改革的核心在于从“发用两头”建立起“能跌能涨”的市场化电价机制，给市场价格变化更多的弹性空间，让电价更灵活反映电力供需形式和成本变化。
对于新能源行业，以风、光为代表的清洁电力均采用以煤电价格为基准的指导价，且前者价格不得高于后者。经过十多年的发展，我国陆上风电项目单位千瓦平均造价下降了约30%，光伏发电项目造价下降了约75%，陆上风电和光伏发电项目目前均已实现平价上网。现阶段新能源的定价机制要能够在实现电力企业基本收益的前提下使电价充分发挥信号作用，从而引导资源合理配置。对此，2021年6月11日，国家发展改革委印发《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，取消新建集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和陆上风电项目财政补贴，实行平价上网，上网电价按煤电基准价执行。值得注意的是，户用分布式光伏仍存在少量补贴，但2022年起中央财政不再补贴新建户用分布式光伏项目。对于风电，海上风电项目成本较陆上风电项目更高，政府给定的指导价格也相对更高。
碳市场和电力市场的互动关系
碳市场和电力市场关联研究。价格通常是市场的核心作用参数。碳交易机制即通过价格信号对市场主体形成激励和约束，促进社会资源更多转向低碳领域。碳交易对电力行业、整体经济的影响均取决于碳减排成本有多大，以及是否向上下游产业转移（林伯强，2022）。Fabra & Reguant（2014）认为碳价上涨对电力市场用户边际成本的影响取决于市场集中度、可用容量、电力需求水平等结构因素。Lin & Jia（2019）发现，碳交易机制可以大幅提高电价，但其他商品价格的提高幅度远远低于电价。赵长红等（2019）构建了包含碳排放价格的电力市场发电成本模型，并以广东省碳市场为例研究发现碳市场和电力市场存在相互制约的关系，碳排放外部成本内部化影响电力市场出清电价，而电力市场能够缓解碳市场的减排压力，抑制碳市场的活跃度。Ahamada & Kirat（2018）发现碳排放价格对电价的影响并不是简单的线性关系，而是非线性的。周亚敏、冯永晟（2017）考察了电价调整与碳排放之间的关系，发现降电价可能加大碳减排压力，需要让电价与碳价之间实现联动。刘自敏等（2020）发现碳价与电价存在联动效应，电价改革可能与碳减排目标产生一定冲突。
不少文献进一步研究了碳价和电价之间的传导问题（Pass-through）。Sijm等（2006）认为理论上碳成本与电力价格之间的传导率应是100%，但实际传导率由电力需求弹性以及碳成本决定。Jouvet & Solier（2013）发现欧盟第一阶段碳价格的传导率为42%。Laing等（2014）则发现欧盟碳成本的传导率因国而异，介于5%～100%之间。Nelson等（2012）测算发现澳大利亚的传导率处于17%～393%之间。与之不同，Nazifi（2016）则发现澳大利亚电力现货市场上，碳成本的传导率是100%。同样的，Hintermann（2016）发现德国碳成本在电力现货市场上也几乎是完全传导。李兴等（2022）考察了中国碳价对电价的传导率，发现在电、碳市场关联条件下，碳价对居民电价的传导率高于对工业电价的传导率，但均远低于完全竞争条件下的传导率水平，而传导率的提升能够缓解降电价与碳减排之间的矛盾。
还有一些研究考察了碳市场对电力生产侧能源结构的影响。Lin等（2016）认为碳市场可以促进风、光等可再生能源的发展，碳市场与电力市场协同发展时促进效用更加显著，且有利于降低风光等可再生能源发电价格。Fabra & Reguant（2014）发现碳市场使得传统发电技术的经济性逐步降低，更清洁的技术将取代现有技术。公丕芹、李昕旸（2017）认为由于碳价是随着时间和市场变化而不断波动的，碳价波动性使得可再生能源发电项目投资具有了期权性质的权利，即未来不确定性可能包含更高的价值。冯永晟、周亚敏（2021）指出碳市场会提高高碳电源类型，特别是煤电的成本，使煤电在电力市场中居于成本劣势，进而带来可再生能源发电比重的上升，并提高其预期收益。林伯强等（2022）认为推动电、碳市场形成相互联动、深度耦合的发展模式将是推进能源供需双侧协同绿色低碳发展，实现供需市场联动与价值闭环的重要一环。
中国碳市场与电力市场互动关系。当前，中国的碳市场建设和电力市场改革均处于不断发展完善阶段，除了自身设计的问题外，彼此间的关系对二者协调发展也会产生重要影响，未来随着碳约束力度的逐渐增大，甚至会产生决定性影响。因此，有必要理顺二者之间的互动关系。具体来看，碳市场建设和电力市场改革的互动关系主要表现在以下三个方面。
一是碳市场价格与电力市场价格相互影响。一方面，碳价是发电成本的一部分，发电企业的报价会将此部分成本考虑进去，从而改变发电企业经营和报价策略，并通过电力市场将成本向电力用户传导，影响电力市场中的出清电价。当前发电企业的初始碳配额以免费发放为主，未来碳配额将更多地由免费获得转向拍卖获得。相较于其他国家碳市场建设经验，我国实现“双碳”目标的难度更大、时间更紧，未来国内碳市场的初始配额总量和分配方式将会以更快的速度紧缩和转变。当火电企业以拍卖的方式在碳市场上购买相对更少的碳配额，这部分费用将会内化并显著推升火电企业的度电成本，这会引致电力交易价格的大幅度提升。另一方面，当企业在电力市场上购入可再生能源电力后，其碳排放量将下降，从而降低对购买碳配额的需求，抑制碳价格的上涨。
二是碳市场建设可加快电力市场改革步伐。随着全国碳市场覆盖范围、配额设计与分配和交易模式的不断完善，碳成本将渗透进各类电力企业的度电成本中，从而使电力企业根据碳市场所释放出的价格信号而改变生产行为决策——尤其是对高碳排放的煤电企业而言，其成本升高显著，在电力市场竞争中处于成本劣势，从而会促进该类型企业转向可再生能源发电投资、推动可再生能源发电比重不断上升；同时，作为绿色电力，可再生能源发电的预期收益将有所提高。在不考虑碳成本等外部成本的情况下，电力体制改革也会在市场化进程中优化电力结构，但其对推动电力系统转型的作用可能因煤电等高碳排放电力的稳定性、灵活性和经济性等因素而受限或延迟。由此可知，碳市场的建设是加快电力系统清洁高效发展、促进能源使用绿色低碳转型的重要举措。
三是电力市场改革能增强碳市场政策效果。相较于市场化程度高的电力定价机制，电价管制会使碳市场的运行效率降低30%。可再生能源发电成本在过去十几年中不断降低，但由于其所固有的间歇性、波动性和不确定性等弊端，仍难以像煤电等常规电源一样直接参与市场获得投资激励。安全和绿色同属于非经济效率目标，具有明显外部性，难以通过直接市场竞争实现，因此，仍需要某种支撑机制与电力市场衔接。在电力体制改革的各项措施中，经济调度对于碳市场在电力行业有效发挥作用尤为重要。经济调度将把碳市场给低效机组增加的碳成本纳入电力调度决策中，从而增加排放强度较低的发电机组的利用小时数，有利于其与碳市场形成合力，增强碳市场政策效果。
碳约束下中国电力市场建设问题
碳市场为新型电力系统建设下逐步提高新能源占比提供了重要契机，但只有碳市场和电力市场协同发展，才能够充分发挥市场机制在能源资源配置和气候治理优化等领域的作用。然而，现阶段我国能源资源机制设计与气候环境治理体系之间的协调性还较差，缺少系统性和全局性规划（张森林，2021）。未来，碳市场与电力市场的协同发展面临着保供和减排目标冲突、转型成本过高和减排成本传导受限三方面的挑战（如图3所示）。
一是电力系统面临保供压力和“双碳”目标的客观冲突。在碳中和目标的约束下，我国能源发展正处于清洁能源替代化石能源、可再生能源电力替代煤电的双重更替期。可再生能源的大规模发展将给我国带来两方面的问题：一方面，由于风能、太阳能等可再生能源具有间歇性、波动性等特征，发电可靠性较差，此类电源的大规模接入将给电力系统稳定性和安全性带来严峻挑战，同时，“十四五”期间电力系统呈现夏、冬双峰负荷尖峰化加剧态势，电力供需的结构性、区域性、时段性缺电风险加大，电力系统稳定运行的压力增大；另一方面，随着电源结构调整中可再生能源发电占比不断上升，为了缓解电力供应压力，电力系统对灵活性电源的需求逐渐增加，煤电未来需要深度参与系统调峰、调频、调压和备用等电力辅助服务，煤电的“压舱石”和“稳定器”作用愈发凸显，即可再生能源越发展，煤电就越发不可或缺。在此背景下，煤电企业的功能定位转换方向仍未明确，更是缺乏相关激励政策促进煤电企业积极转型应对，巨大的煤电存量与待建产能面临着资产沉没搁浅风险的同时，也给“双碳”目标的实现带来了一定威胁。
二是电力系统面临较高的转型成本。未来我国能源消费结构将逐步由煤炭化向电气化过渡，电力部门是我国碳中和目标实现的关键。具体来讲，电力系统需要对发电侧能源结构进行改革，不仅要淘汰或改造现有的高排放化石能源热发电机组，还要加大对水能、核能、风能、太阳能等清洁能源的投资开发利用。但目前电力系统结构转型仍面临煤电和新能源发电的双重挑战。一方面，转型时燃煤发电平准化成本将有所增加。尽管煤电具有高碳排放的弊端，但同时其也具有经济、稳定、高效等优势，在可预见的非水可再生能源大规模并网的前提下，煤电将成为电力系统的“稳定器”和“压舱石”。然而，煤电机组将在低负荷状态下运行，平均发电成本和维修成本必将大幅度提高。在现阶段，由于电力市场和电价机制不完善，煤电企业市场化生存能力较弱，其成本的上升仍难以完全向下游传导（林伯强，2021）。另一方面，转型后可再生能源为主的电力系统稳定性成本大幅升高。预计到2050年，我国一次能源消费结构中传统化石能源的需求将大幅下降，风、光等可再生能源占电力系统的比重将达到75%（ETC, 2019）。尽管风、光等可再生能源发电技术已达到平价上网水平，但相较于煤电占绝对优势的电力系统而言，风电、光伏等清洁能源占比较高时电力系统的不稳定性问题会加剧，能源电力系统的稳定性和消纳成本将会随之增加（林伯强，2021）。
三是电力系统生产侧碳成本难以向下游传导。尽管我国最新电力市场改革措施致力于疏通煤电企业煤价上涨压力，但一方面未考虑燃煤电厂以外的其他发电企业；另一方面还未考虑碳成本所导致的发电成本的增加；此外，采用“基准价+上下浮动”的电价策略，电价仍无法充分反映发电成本变化的全部。碳成本传导的最大意义，是使得发电侧和用电侧共同承担环境外部性成本，真正意义上的碳成本传导，前提是要做到电力市场价格传导顺畅，两个市场都能准确发现价格。早期实施碳市场的发达国家，其电力市场化程度较高，绝大部分电价可以随成本自由调整，碳减排成本大多可以顺利往用电侧传导。但是在中国的电力体制改革背景下，此部分成本还难以向用能企业传导，主要原因在于电力市场仍处于计划和市场并存阶段，上网电价和销售电价还存在进一步改革空间。此外，不能顺利传导的碳成本会加剧电价扭曲。价格扭曲不仅会导致效率低下，还会造成社会福利损失。碳成本体现了环境外部性成本，理应由最终消费者买单。但由于电力的公共物品属性，电力系统生产侧成本难以向下游传导的情况下，碳价格传导不畅带来的碳成本无疑会加剧我国电价扭曲程度，导致更多的效率与福利损失。
促进碳市场和电力市场协同发展建议
对我国而言，严峻的碳中和目标既是倒逼挑战，又是重要机遇（何建坤，2019）。碳市场和电力市场协同效应的充分发挥是碳中和目标实现的必要条件。从二者的关系来看，电力市场的完善是全国碳市场充分发挥作用的关键，前者的改革成效决定着后者是否可以最大化其低碳引导作用。在碳中和进程中，政府显然是主导，但需要更多地通过市场化手段进行资源优化配置并最大程度降低转型成本。碳达峰、碳中和目标年限逐渐逼近，这决定了现阶段要加快电力市场和碳市场的协同发展规划，利用市场化手段实现碳减排目标。
一是让市场在可再生能源的开发利用方面发挥更大作用，降低电力系统转型成本。首先，各地区的可再生资源禀赋、电力负荷情况以及电网系统结构具有较大差异。可以制定相关支持措施引导市场广泛参与可再生资源开发利用的整个环节，形成有利于新能源发展和新型电力系统整体优化的动态调整机制。其次，要在电网保障消纳的基础上，通过源网荷储一体化和多能互补等途径，实现各类市场主体共同承担清洁能源消纳责任的机制。由此，可再生能源能够通过市场机制找到最便宜的容量备用、调节电源、调节服务等，进而达到更低的系统消纳成本。最后，依靠碳市场和电力市场加速推动可再生能源成为电力系统的主体。碳市场可以在增加可再生能源正外部性的基础上降低传统化石能源减排的负外部性，从而天然具有促进可再生能源发展的属性，应尽快将CCER纳入履约并在配额分配方案中考虑CCER的影响，通过CCER抵消机制补偿新能源的低碳环境效益，增加可再生能源电力的市场竞争力。对电力市场而言，要贯彻落实峰谷分时电价机制，通过价格杠杆转变居民消费习惯、促进可再生能源开发利用。
二是通过碳市场引导用能企业节能减排，促进碳市场和电力市场协同发展。碳市场需要尽快纳入更多行业，完善配额核算及分配原则，形成有效碳价格信号。一方面，当前全国碳市场主要覆盖发电行业的重点排放单位，未来将在进一步增加电力重点排放单位数量的基础上更多纳入钢铁、水泥等高耗能和高排放行业。未来纳入重点排放管制的各类企业将同时面临碳市场和电力市场的双重约束，其耗能策略可能需要适时动态调整，同时，应建立碳资产储备管理专门办法。对于高耗能企业，虽然碳交易带来碳成本，但也可能成为企业提高效率和竞争力的机遇，碳成本会迫使他们提高效率，而效率提升则有益于企业具备可持续稳定的竞争力。另一方面，碳市场是一种显著的政策调节性市场，碳价格是其发挥碳减排作用的核心与关键，而碳配额数量及其分配方式是影响碳价格的重要因素。在碳配额总量上，未来应在科学合理核定各类重点排放单位全流程碳排放量的基础上紧缩碳配额总量，追求行业间边际碳减排成本相同，避免加剧行业间“碳泄漏”，对进入碳市场的企业形成真正的“硬约束”，而不只是徒有虚名。在碳配额分配方式上，应逐渐从免费发放转向以拍卖法为主的有偿发放，提高企业获得碳配额的成本，形成企业自主减排的倒逼机制。
三是深化电力市场化尤其是电价改革，让电价真正反映市场供需以及碳减排成本。一方面，电力体制改革要能够促进电力系统可持续发展，在“双碳”目标约束下，我国在制定电力体制改革相关政策时应该全面考虑不同电源属性的特征及其定价和补偿机制，使电力市场各环节成本和收益可以自由传导。如，加快完善绿色电力市场化交易机制，将可再生能源电力从传统化石能源电力中分离，在市场上作为独立商品进行售卖，为可再生能源电力提供与传统化石能源具有差异的市场，从而依靠市场力量促进可再生能源的开发利用。另一方面，发电企业纳入碳市场后，成本上涨压力加剧，终端电价亟需改革。尽管目前最新颁布的燃煤电价政策中，已经允许电价实行20%的上浮，但电价的市场化程度仍不够，需要进一步放开电价浮动范围，从而使电价可以把碳成本完全传导至下游，实现电价和碳价的良性互动，以碳价格作为信号引导企业节能减排。值得注意的是，碳成本在电力市场参与主体中的分配应以系统视角进行科学设计。但不管怎样，为更快促进电力市场更加低碳、清洁、高效，让电价反映市场供需及碳减排成本应成为电力市场化改革的重要方向。
（厦门大学管理学院博士研究生朱朋虎对本文亦有贡献）
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责 编／张 晓
林伯强，厦门大学管理学院“长江学者”特聘教授、中国能源政策研究院院长，国际期刊《Energy Economics》主编。研究方向为能源经济、能源政策、技术经济。主要著作有《初级能源经济学》（合著）、《高级能源经济学》（合著）、《能源金融》（合著）等。
