碳市场加速对发电企业有何影响？如何应对？

来源：互联网
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2021-01-25
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碳市场的建立对发电企业一方面产生了碳配额约束，另一方面又为减排措施得当的发电企业提供了出售配额获取收益的可能性，但目前试点地区的发电企业参与碳交易仍以履约交易为主，主要是完成年度履约考核工作，并未通过增值交易来增加配额收入或降低履约成本，从而发挥碳配额的资产属性。

2015年12月12日，巴黎气候变化大会通过全球气候变化新协定，被称为《巴黎协定》。《巴黎协定》指出，各方将加强对气候变化威胁的全球应对，在本世纪末把全球平均气温较工业化前水平升高控制在2摄氏度之内，并为把升温控制在1.5摄氏度之内而努力。全球将尽快实现温室气体排放达峰，本世纪下半叶实现温室气体净零排放。根据协定，各方将以“自主贡献”的方式参与全球应对气候变化行动。

作为协议中重要的缔约方，中国提出了多项自主贡献目标：2030年二氧化碳排放到达峰值，并争取提早达到峰值；相比2005年，单位国内生产总值二氧化碳排放下降60%；非化石能源占一次能源消费比重达到20%；森林蓄积量比2005年增加45亿立方米。

巴黎协定达成5周年，中国再做新承诺

2020年9月22日，国家主席习近平在第七十五届联合国大会一般性辩论上发表重要讲话，宣布中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，力争2030年前二氧化碳排放达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。

2020年12月12日，在纪念《巴黎协定》达成五周年气候雄心峰会上，习近平主席进一步宣布了我国2030年提高力度的国家自主贡献目标及举措：“到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上”。

今年两次对外宣布的目标，相对2015年发布的国家自主贡献目标更加严苛，体现了我国应对气候变化的力度和雄心。其中，碳达峰时间目标从“2030”变为“2030年前”,碳强度下降目标从“60%”提高到“65%以上”，非化石能源比重目标从“20%左右”提高到“25%左右”，森林蓄积量增加目标从“45亿立方米”提高到“60亿立方米”。

碳交易促进减排目标早日实现

为履行巴黎协定承诺，中国主要从两个方面采取措施控制碳排放：一方面是从增量方面加以抑制，通过大力发展绿色能源，提高清洁能源及非化石能源的比例，来抑制碳排放的增长；另一方面则是从存量方面加以控制，积极推进碳市场建设及完善，通过碳交易这种市场化机制促进全社会减排目标早日实现。通过这些举措的实施，中国2019年碳排放强度比2005年降低了48.1%，提前实现了最初制定的2020年碳排放强度下降40%-45%的目标。

碳交易发展历程

2011年，国家发改委下发《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，批准7省市开展碳排放权交易试点工作，开启碳交易大幕；

2017年12月，国家发改委印发《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》，标志着全国碳排放权市场的正式启动；

今年11月，生态环境部办公厅下发《全国碳排放权交易管理办法（试行）》（征求意见稿），全国碳排放权交易市场建设有望进一步加速。

图表：我国碳交易发展历程

来源：国家发改委、生态环境部办公厅，远光能源互联网

如何理解碳交易

碳交易分为两部分，碳配额及碳减排，碳配额强制实施，碳减排自愿执行。

碳配额交易：由主管部门向纳入市场的企业发放配额，当企业实际排放量超过配额时，需要向有配额富余的企业购买，而配额富余的企业则可以将多余配额出售。

碳减排即CCER交易：符合规定的减排项目，可申请签发中国核证自愿减排量(CCER)，用于出售获得额外收益，即自愿减排市场。

过去备案的项目以可再生能源项目居多，其次还有部分避免甲烷排放类项目、节能能效类项目等。但由于部分CCER项目申报的不规范，2017年3月17日，国家发改委暂停了温室气体自愿减排项目备案申请的受理，并对减排项目备案的指导性方针《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》开展了修订工作，由于修订版一直未发布，此后大部分CCER交易市场处于停滞状态。

碳交易业务流程

1企业进行碳排放数据申报

重点排放单位参照核算和报告指南报送年度碳排放报告。

2第三方核查

重点排放单位委托认证的第三方核查机构对年度排放报告进行核查。

3配额分配

政府主管部门依据重点排放单位碳排放报告及核查报告，按照配额核定方法进行配额分配。

4买卖交易

重点排放单位在获得配额后通过碳交易平台进行配额交易。

5覆约清算

重点排放单位在规定时间上缴其经核查的上年度排放总量相等的配额量，用于抵消上年度碳排放量。

碳交易市场建设情况

9个区域市场已开展交易：目前我国由七大交易试点发展至新增四川、福建两大全国非试点地区，全国共有九个拥有国家备案碳交易机构的省份/地区，分别是北京、天津、上海、重庆、湖北、广东、深圳、四川、福建。

全国统一市场正在建设中：生态环境部负责建立和管理全国碳排放权登记系统及交易系统，湖北省人民政府和上海市人民政府分别牵头负责两系统的建设和运维，目前两套系统的施工建设方案正在论证中，待生态环境部批准后，即将开展建设工作。

根据生态环境部于2020年11月5日发布的《全国碳排放权交易管理办法（试行）》（征求意见稿）和《全国碳排放权登记交易结算管理办法（试行）》（征求意见稿）中的要求，一旦新版管理办法确定实施，参与全国碳排放权交易市场的重点排放单位，不重复参与相关省（市）碳排放权交易试点市场的排放配额分配和清缴等活动。

碳交易涉及行业-发电行业为主

在我国碳排放总量中，发电行业的碳排放量占有相当大的比重，2019年发电行业二氧化碳排放量占全国碳排放的46%，因此我国也是以发电行业为突破口，率先启动全国碳排放交易体系，逐步扩大参与碳市场的行业范围，增加交易品种，不断完善碳市场。

在实际执行中，各试点区域根据区域实际情况，继发电行业之后，分批次分阶段将石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、航空几大行业逐步纳入碳市场。

哪些发电企业可以纳入碳交易市场

（备注：本小节信息根据生态环境部办公厅于2020年11月20日发布的《2019-2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》（征求意见稿）整理形成。）

2019-2020 年全国碳市场纳入发电行业重点排放单位共计 2267 家。

纳入原则：根据发电行业（含其他行业自备电厂）2013-2018年任一年排放达到2.6万吨二氧化碳当量（综合能源消费量约1万吨标准煤）及以上的发电企业。

机组类别：纯凝发电机组和热电联产机组，其中包括常规燃煤，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。不同类别的机组设定相应的碳排放基准值，按机组类别进行配额分配。

配额分配方法：对 2019-2020 年配额实行全部免费分配，并采用基准法核算重点排放单位所拥有机组的配额量。重点排放单位的配额量为其所拥有各类机组配额量的总和。

配额计算公示：机组配额总量=供电基准值×实际供电量×修正系数+供热基准值×实际供热量。

配额清缴：为降低配额缺口较大的重点排放单位所面临的履约负担，其配额清缴义务最高为其获得的免费配额量加20%的经核查排放量（即当重点排放单位配额缺口量占其经核查排放量比例超过 20%时）

未履约处罚：根据2014年国家发改委颁布的《碳排放权交易管理暂行办法》（国家发展和改革委员会令17号）中的要求，逾期仍不履行配额清缴义务的重点排放单位，由所在省、自治区、直辖市的省级碳交易主管部门依法给予行政处罚。其中并未给出统一标准，各地区实际执行时根据各自地区特征自行采取相应处罚措施。

生态环境部于2020年11月5日发布的《全国碳排放权交易管理办法（试行）》（征求意见稿）中对未履约处罚提出了明确措施：“重点排放单位未按时履行配额清缴义务的，由生产经营场所所在地省级生态环境主管部门责令其履行排放配额清缴义务，并处以2 万元以上 3 万元以下的罚款；逾期仍不履行排放配额清缴义务的，对欠缴部分，由生产经营场所所在地省级生态环境主管部门在对其进行下一年度排放配额分配时等量核减。”

碳交易市场运行情况

2013年6月，我国第一个碳排放交易所-深圳碳排放权交易所开市，在此之后，8个碳排放交易所（北京、天津、上海、重庆、湖北、广东、四川、福建）先后开展碳交易，形成了以配额现货和CCER为主要品种的交易模式。配额现货交易包括公开交易、协议转让交易以及拍卖交易三种方式。

自 2017 年暂停CCER 项目备案申请之后，新的CCER项目备案申请一直处于停滞状态，CCER市场活跃度下降，2019 年广东和北京碳市场重新启动 CCER 交易，标志着CCER市场已逐渐进入恢复期。截至 2019 年底，国家发改委公示的CCER 审定项目累计达到2856个，9 个区域交易所共完成 CCER 交易2.05 亿吨。

从碳配额成交量及成交额来看：总体来看，成交量和成交额呈上升趋势，截止到2020年8月，试点省市碳市场累计成交量超过4亿吨，累计成交额超过90亿元。从累计成交量来看，湖北及广东是活跃度最高的的两个地区，累计成交量总占比超过60%。碳交易价格地区差别大，其次是深圳、上海、北京、重庆、福建、四川。

从碳配额成交价格来看：目前，我国各区域市场的碳配额不能跨区域流动，每个市场有各自的碳配额简称或代码。受各地地方政策、市场供需情况等影响，各碳市场配额价格差异明显。北京碳市场自开市以来，成交价格一直位居9试点之首，2019年的平均成交价格为83 元/吨；上海碳市场成交价格仅次于北京，2019成交平均价为41元/吨，重庆、湖北及广东处于20~30元/吨区间内，福建、深圳及天津在15元/吨左右。

图表：中国碳交易市场行情K线走势图

来源：中国碳交易平台

发电企业应对措施

面对即将全面开启的全国碳市场，发电企业或可从以下几方面采取相应措施：

控源头-煤炭采购

过去发电企业在煤炭采购时的重点考量因素是煤炭发热量，因其直接影响发电效率，对燃料成本起到了决定性作用。在碳交易的条件下，发电企业在关注发热量的同时，也应关注煤中的碳含量对燃料成本及碳履约或碳增值的影响，从碳含量的层面综合考虑燃料成本与碳履约成本或增值收益之间的关系。

碳减排-技术投入或减产降排放

过去发电企业采取碳减排措施主要是为了满足排放要求及完成碳履约。是否进一步对发电设备进行减排改造则应综合考虑投入成本及履约成本，若减排改造的成本高于碳交易市场上的配额采购成本，则可优先考虑购买配额；但是如果减排改造带来了碳资产增值，产生了富余的配额，通过碳市场交易获取的收益高于减排投入，则可核算减排投入程度与配额销售之间收益最优的组合方式。

此外减产也是碳减排的一种手段，此时就应衡量减产所损失的电量交易与碳履约成本或增值收益之间的关系，若损失的电量收益低于购买额外配额的履约成本，则可优先考虑减产；若减产带来碳资产增值，产生富余的碳配额，通过碳市场交易获取的收益高于减产损失的收益，则可核算减产程度与配额销售之间收益最优的组合方式。此外，减产的部分还可通过发电权交易回收部分收益。

可再生能源项目申请CCER

由于《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》修订版仍未发布，最新的CCER备案要求暂未明确。但根据2020年11月5日国家生态环境部发布的《全国碳排放权交易管理办法（试行）》（征求意见稿），CCER应来自可再生能源、碳汇、甲烷利用等领域减排项目。未来CCER项目的备案要求，大方向上应会与此版交易管理办法保持一致。此外《全国碳排放权交易管理办法（试行）》（征求意见稿）也明确1单位CCER 可抵消1 吨二氧化碳当量的排放量，重点排放单位可使用CCER抵消其不超过5%的经核查排放量。因此待CCER备案机制重启后，发电企业从集团层面可通过自持的可再生能源项目申请CCER，一部分抵消碳排放，余下部分参与CCER市场交易，获取收益。

综上所述，随着电力交易及碳交易市场的逐步完善，发电企业提供的产品组合将变得更加丰富，由过去单一的电量产品拓展到了包括辅助服务、发电权、碳配额、CCER在内的五大类产品，这些产品之间又存在着相互影响相互牵制的关系，发电企业不仅要对电力市场也要对碳交易市场行情有预判，基于上述复杂的产品组合制定生产经营策略，实现综合效益最大化。

（全国新版新建电厂白皮书共计七本）

《中国火电行业拟在建白皮书》按照装机容量资料分为两种，第一种是单

台机组为300MW以上的大型火力发电工程项目（含300MW），第二种为单台机

组为300MW机组以下的生物质发电、垃圾焚烧发电，天然气发电，分布式能

源站、余热发电、燃煤发电工程项目等。

《大唐集团火电项目白皮书》《华电集团火电项目白皮书》《华能集团火

电项目白皮书》《国电集团火电项目白皮书》《国家电力投资集团火电项目

白皮书》《地方电厂火电项目白皮书》《全国小机组发电项目白皮书》

（投运老电厂白皮书共计两本）

《全国五大电力老电厂名录》《全国地方老电厂名录》

拟在建资料中对每个工程项目的建设周期、机组大小、所在区域、投资金

额、进展阶段、项目内容、项目招标动态，等相关信息进行了详细描述。同

时，每个工程项目都有业主、设计院联系人、电话、地址等内容。

投运老电厂名录资料内容包含：电厂名称、详细地址、装机容量、投产日期

、重要科室负责人姓名、电话及部分手机号码等详细信息。

部分拟在建目录：

1. 大唐万宁2×400MW天然气发电项目

2. 大唐国际佛山热电冷联产项目（大唐国际高明燃气—蒸汽联合循环热电联产项目）

3. 大唐海口天然气发电工程2×460MW级新建项目

4. 大唐国际新余二期2×1000MW机组异地扩建工程（2×1000MW）

5. 大唐郓城630℃超超临界二次再热2×1000MW国家电力示范项目

6. 烟台市东南部天然气热电冷联产工程

7. 大唐新沂燃机2×400MW（F级）工程

8. 大唐南电二期2×655MW燃气轮机创新发展示范项目

9. 上海闵行发电厂燃气-蒸汽联合循环发电机组工程

10. 宜州4×400MW级燃气热电冷联产项目

11. 国电投廊坊燃气热电项目(2×400MW)

12. 永川松溉电厂“上大压小”2×350MW热电联产工程

13. 神华国华广西广投北海电厂2×1000MW级工程

14. 神华国能重庆发电厂环保迁建(2×660MW)工程

15. 神华国华清远2×1000MW电厂工程

16. 国宏普兰店热电厂“上大压小”2×350MW新建工程

17. 国电长源电力随州火电新建工程

18. 国电电力邯郸电厂退城进郊替代项目

19. 华能济宁热电厂2×350MW上大压小热电联产工程

20. 鄂尔多斯市北方联合电力长城电厂2×1000MW机组新建工程

21. 华能正宁电厂二期超超临界燃煤发电机组工程

22. 华能呼伦贝尔能源开发有限公司汇流河发电厂热电联产1×350MW+50MW

23. 华能石洞口电厂2×65万千瓦等容量煤电替代项目

24. 北方联合电力达拉特发电厂五期机组扩建工程（2×1000 MW）

25. 华能海口电厂五期2×660MW改扩建工程

26. 华能济宁电厂2×350MW超临界热电联产机组迁建工程

27. 华能东莞燃机热电有限责任公司发电厂(二期)工程

28. 华能彭州天然气热电联产2×9F工程

29. 华电平江电厂新建工程一期2×1000MW级超超临界机组工程

30. 山东华电章丘2×400MW级燃气蒸汽联合循环热电联产项目

31. 白音华金山坑口电厂二期工程2×600MW空冷超超临界发电机组项目

32. 广西华电合浦发电厂一期2×1000MW项目

33. 四川华电内江白马2×40万千瓦级重型调峰燃机项目

34. 安徽华电芜湖发电有限公司(二期)2×1000MW扩建4号工程

35. 华润仙桃2×660MW新建工程

36. 湖北华润宁武2×350MW低热值煤发电工程

37. 蒙能集团科右中发电厂2×660MW超超临界空冷机组项目

38. 珠江投资朱家坪电厂2×660MW超临界燃煤空冷机组工程

39. 深能广东河源电厂二期2×1000MW燃煤机组扩建工程

40. 华润沈阳浑南热电厂“上大压小”新建工程

41. 内蒙古汇能煤电集团2×660MW长滩燃煤发电工程

42. 中兴电力蓬莱2×1000MW超超临界燃煤发电项目

43. 东莞市中堂燃气热电联产项目

44. 【暂缓】山东鲁西发电有限公司2×600MW煤炭地下气化发电工程

45. 华盛江泉集团热电联产上大压小（2×350MW）工程项目

46. 京科科右中热电厂扩建工程1×350MW热电联产项目

47. 中海油阜宁2×400MW级燃机热电联产项目

48. 聊城祥光2×66万千瓦热电联产项目

49. 陕西延长石油富县2×1000MW电厂

50. 榆林杨伙盘2×660MW煤电一体化项目

51. 威赫电厂（2×660MW）CFB超超临界机组工程（一期）

52. 东莞市中堂燃气热电联产项目二期2×460MW工程

53. 内蒙古京能集宁二期扩建2×660MW热电联产工程

54. 内蒙古能源发电投资集团有限公司金山热电厂2×66万千瓦扩建工程

55. 淮南矿业集团潘集电厂一期2×660MW燃煤机组工程

56. 陕西府谷清水川煤电一体化项目电厂三期工程

57. 内蒙古旗下营和益发电厂2×350MW自备电项目

58. 黄陵矿业集团有限责任公司店头电厂2×660MW燃煤电厂项目

59. 汕特燃机电厂天然气热电冷联产项目

60. 京能查干淖尔电厂一期2×660MW项目

61. 重庆南桐低热值煤发电新建项目

62. 陕西韩城矿务局低热值煤热电工程2×350MW

63. 华润鞍山2×350MW热电联产机组新建工程

64. 华润宁武二期2×1100MW燃煤发电项目

65. 华润电力义马煤化2×350MW+3×25MW热电联产项目

66. 忻州市北辛窑发电厂（一期）2×1000兆瓦火电项目