解读 | 碳排放权交易对电力市场的影响

近日，生态环境部发布了《碳排放权交易管理办法（试行）》（以下简称“管理办法”），并于2021年2月1日起施行。在该管理办法发布的前几天，也就是2020年12月29日，生态环境部还印发了《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）》（以下简称“实施方案”）和《纳入2019-2020年全国碳排放权交易配额管理的重点排放单位名单》。2019-2020年全国碳市场纳入发电行业重点排放单位共计2225家。

本文就管理办法重点内容展开详细分析，讨论全国碳排放权交易未来可能对电力市场产生的影响以及应对策略。

（来源：微信公众号“泛能网电力交易”ID:fnw_elec_trade 作者：李老师）

一、文件解读

2011年以来，我国在7个地方开展了碳排放权交易试点，共覆盖电力、钢铁、水泥等20余个行业近3000家重点排放单位，为全国碳市场建设积累了宝贵经验。2017年，国家发改委宣布启动全国碳排放交易体系建设，第一年基础建设期，完成全国统一的系统和管理制度建设；第二年模拟运行器，开展发电行业的模拟交易，完善管理制度和支撑体系；第三阶段深化完善期，在发电行业开展配额现货交易，扩大市场范围，增加交易品种。未来将覆盖发电、石化、化工、建材、钢铁、有色金属、造纸和国内民用航空等八个行业。经历了新冠疫情的2020，2021年终于迎来了全国碳市场的正式运行。

目前纳入全国碳市场的企业只有发电行业，且年度温室气体排放量达到2.6万吨。《京都议定书》及《多哈修正案》中规定的温室气体有二氧化碳(CO2)、甲烷(CH4)、氧化亚氮(N2O)、氢氟碳化物(HFCs)、全氟化碳(PFCs)、六氟化硫(SF6)和三氟化氮(NF3)，共7种。全国碳市场覆盖的温室气体种类和行业范围，后续由生态环境部拟定。

2019-2020年期间，已经参加地方碳市场配额分配的重点排放单位，暂不要求其参加全国碳市场对应年度的配额分配和清缴。但是2021年开始，地方碳市场不再向纳入全国碳市场的重点排放单位发放配额。也就是2021年，符合条件的发电企业都将从地方碳市场转到全国碳市场中。

全国碳市场的交易主体包括：重点排放单位，机构和个人。机构和个人的入场，除了活跃市场，一定程度上还可以减轻市场信息不对称问题和平抑价格过大波动。

允许使用CCER（国家核证自愿减排量）抵消不超过应清缴碳排放配额的5%。近几年因CCER供远大于求，CCER市场基本暂停运行。本次管理办法中关于CCER的规定，有可能刺激CCER市场缓慢恢复。具体还要看生态环境部制定的实施细则。可能会参考广东省绿证冲抵可再生能源电力消纳量的规则，要求使用当年或近2年的、特定的CCER抵消配额。并且根据管理办法要求，“用于抵销的国家核证自愿减排量，不得来自纳入全国碳排放权交易市场配额管理的减排项目”。这句话如何解读，也需要在后续的实施细则中找答案。

对于虚报、瞒报，或者拒绝履行报告义务的重点排放单位，处以1-3万元的罚款。逾期未改正的，核减其下一年度的配额。未按时足额清缴配额的，处2-3万元罚款，逾期未改正的，核减下一年度的配额。从罚金上来看，处罚力度很小。但参考7个试点地区的规则，全国碳市场必将出台相应的奖惩措施，从项目申报、专项资金扶持、金融支持、评优评先、业绩考核评价等方面予以奖励和惩罚。对重点排放单位的长期发展会有较大影响。

国际上的碳配额分配方法一般有三种：历史排放总量法、历史强度法和基准法。本次针对发电行业采用基准法核算免费配额量。对标行业先进碳排放水平，免费配额量与实际供电量“挂钩”，体现奖励先进、惩戒落后的原则，避免出现“鞭打快牛”的情况。燃煤机组碳排放配额=机组供电量×机组供电基准值×修正系数+机组供热量×机组供热基准值。

具体配额计算公式和参数选取，可参看《实施方案》。

全国碳市场未来的几个执行时间节点，如下：

1月1日-12月31日，为一个监测期；监测期结束提交“非重大”改变；监测期间重大变化及时提交；

12月准备年度排放报告；3月31日前完成排放报告提交、第三方核查机构核查排放量、出具核查报告；3月31日前完成核查报告提交；

2月底前，发放前一年度配额；

4月30日，上缴前一年排放配额。

二、碳排放权交易和可再生能源电力消纳量、绿证交易的关系

当前政策下，碳排放权（或CCER）交易和可再生能源电力消纳量（或绿证）交易没有任何关系。但是在未来，这两个市场受最新政策的驱动，逐渐活跃起来后，相互之间可能产生影响：

目前，部分符合条件的非水可再生能源发电，既可以申请绿证，也可以申请CCER。未来有可能面临两证“二选一”的局面，避免同一度电产生的减排效果被重复销售。

未来新纳入全国碳市场的用能企业，可能同时承担可再生能源电力消纳和碳减排的义务。在完成可再生能源电力消纳的同时，相当于降低了排放强度，理论上可减少碳排放配额的需求量。当然，使用可再生能源电力或者购买绿证是否能够冲抵部分碳排放量或者降低排放强度，还需要相关政策的支撑。

所以我们也要了解可再生能源电力消纳量、绿证、碳排放配额、CCER的特点，未来需要综合评估两个市场，制定统一的交易策略。

可再生能源电力消纳量：不能二次交易（依据广东政策判断。目前只有广东制定了详细的交易细则，有明确的规定，其他省的政策文件还缺少细则说明），不可储存（依据政策文件判断）。

绿证：不能二次交易（依据绿证交易政策文件），不可存储（依据广东规则要求使用当年绿证折抵当年消纳量判断）。

碳排放配额和CCER：可多次交易，可存储（依据试点地区政策规则判断）。但是由于国内CCER项目数量和积累的CCER量非常大，所以不排除未来政策要求使用近几年的CCER冲抵配额的可能。

《可再生能源电力消纳的相关政策解读》（点击跳转），请参看本公众号2020年9月发表的文章。

三、碳排放权交易对电力市场的影响

1、发电企业：火电企业受碳市场的影响，参与电力市场交易时要考虑综合供电成本。

发电企业根据上网电量，计算免费碳排放配额（不考虑供热配额）。对于拥有先进技术的电厂，排放水平低于行业基准值，将产生富余配额，可以对外销售。排放水平高于行业基准值的发电企业，需要从市场上购买配额或CCER，填补自己的碳配额缺口。发电企业配额交易度电收益和排放强度的关系如下图：

图1 配额交易的度电收益和排放强度的关系

配额价格对发电企业经济效益影响如图2所示。

图2 碳配额价格对发电企业收益的影响

火电机组的热耗率随负荷率的升高而降低：

图3 火电机组热耗率-负荷率曲线

假设入炉煤低位发热量、入炉煤含碳量和入炉煤燃烧氧化率不随负荷变化，那么可以得到供电排放强度和负荷率的关系图：

图4 火电机组排放强度-负荷率曲线

虽然机组在实际运行中，不同负荷下，燃煤掺烧方式不同，导致上述参数发生改变，但是供电排放强度随负荷率变化的整体趋势是相似的。

在未来电力现货市场中，火电企业售电报价方案需要考虑综合收益。在用电低谷时段，用低电价换电量，提高负荷率，降低供电排放强度，从而增加配额销售量或减少配额购买量。售电的损失通过碳交易弥补，实现综合收益最大化。

2、售电公司：碳市场对售电公司没有直接影响，但是可以为售电公司带来新的增值服务机会。

售电公司不承担碳排放控制的责任，但是其代理的用电企业将来可能会被纳入到全国碳排放市场中，或者目前已经被纳入地区碳排放市场中。售电公司可以为重点排放单位（电力用户）提供碳减排咨询、碳市场价格趋势预测、碳交易策略建议、绿电采购等增值服务。

3、电力用户：未来纳入重点排放单位范围的用电企业，将需要综合考虑碳市场和电力市场，购电策略需要调整。

纳入重点排放单位范围的用电企业，需要通过新技术和管理水平的提高，或通过购买绿电（需要新政策支持）的方式减少碳排放量。也可以通过市场交易，提早制定碳排放配额和CCER的交易策略，降低碳排放履约成本。对用能企业来说，碳排放权交易政策，将增加企业用能成本，但是这种影响对所有用能企业来说是非对称的。对用能效率高的企业，成本增加少，反而有利于提高企业竞争力水平。通过市场引导，可以有效促进节能减排技术发展和应用，淘汰落后产能。

碳排放权交易政策对电力市场主体可能产生的影响如上所述。那么，可再生能源电力消纳政策将对电力市场主体产生怎样的影响？两个政策，两个市场共同作用下又会对电力市场主体产生哪些影响？请关注本公众号后续内容。

本文内容仅代表对全国碳排放权交易政策的一种解读观点，欢迎各位读者沟通探讨。