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能源低碳化事关人类未来。政府的“有形之手”和市场的“无形之手”如何形成合力,至关重要。为此,《能源评论》邀请了中国工程院院士杜祥琬、社科院学部委员潘家华、科技部原副部长刘燕华、国家发展改革委价格监测中心研究员刘满平等资深专家以及碳市场领域的行业大咖,探讨政策着力点在哪里、如何构建全国碳排放权交易市场(以下简称“全国碳市场”)等话题。
(来源:微信公众号“能源评论•首席能源观” ID:CEO_ER 作者:张念武)
当务之急
全国碳市场已经进入第一个履约周期,作为参与主体,发电企业需要如何应对?
一是发电企业亟须建立高效的碳交易管理机制。
交易管理包括三个方面的核心问题:一是碳交易资金决策,比如资金决策周期、审批节点和到账及时性等;二是碳交易策略审批,需要解决集团企业统一交易、策略制定合理性、决策审批时效性、保值增值方向等问题;三是碳交易执行管理,包括交易实施单位(例如集团内部碳资产公司)交易风险管控、基层企业贯彻执行配合等。
为此,要建立包括碳交易工作原则、组织机构、职责分工、交易资金决策流程、交易策略决策流程等关键要素在内的高效碳管理机制,有效避免因决策拖延、审批流程繁琐、基层企业执行配合不到位等导致的履约失败风险或履约成本损失。
交易市场形势、交易行情等瞬息万变,需要高效的决策、执行和应变能力,以适应市场变化。对于参与碳市场的发电企业而言,电力集团是构成主体,一般都是国有企业,属于典型的生产型企业,要在管理体制机制、运转效率上适应碳市场的要求,存在一定的挑战。集团内部碳资产公司具备试点碳市场参与经验,但在全国碳市场的交易规模和实施深度下,仍然需要继续推进内部管理体制机制的完善创新,甚至需要争取一些特定授权和特殊审批,才能把碳交易相关环节完全贯通。
二是发电企业需要大力提升交易能力。
交易能力建设主要体现在交易分析能力、交易操盘技巧以及交易信息化程度的提高上。具体内容主要包括:组建碳交易专业人才队伍,熟悉市场规范,提高市场敏感度;开展交易实战和模拟演练,进入应战状态;与交易机构、咨询机构建立深入联系;探索碳资产项目开发和碳资产融资等业务。
作为碳市场一线参与者,集团内部碳资产公司仍然需要不断提升交易能力。既有的经验主要来自试点碳市场的积累,但每个试点碳市场都是互相独立、互相割裂的,规模和企业数量相对有限;而全国碳市场是一个统一市场,规模和体量与试点碳市场不可同日而语,碳资产公司也需要相应做出转变、提升能力。此外,全国碳市场作为一个类大宗商品市场,具有一定的金融属性,交易人员同时具备碳资产和金融领域知识是其内在要求,但当前具备这种综合能力的人员较为缺乏,也需要从业人员不断提升。
政策建议
首先,建议尽快重启国家核证自愿减排量(CCER)机制。
2021年2月1日生效的《碳排放权交易管理办法(试行)》明确规定CCER可以应用于碳抵消,但是CCER机制已经暂停近4年,建议国家尽快重启该机制,发挥其政策工具的作用。火电企业作为控排履约主体,自身或上级集团大多会有新能源项目,通过CCER抵消机制,能够降低火电企业履约成本,促进可再生能源的发展,有助于推动我国碳达峰、碳中和的进程。现在风电、光伏项目即将全面进入平价时代,投资回报率已经很低,如果有CCER机制的支持,就能改善项目收益状况,尤其是那些处于基准收益率附近的项目,有力推进可再生能源行业的发展。
具体而言,建议简化CCER项目备案及签发流程,适当增加CCER项目数量,起到丰富市场交易产品种类,形成明确市场预期,降低控排企业履约成本,同时支持新能源项目发展的多重作用。
其次,建议保障全国碳市场的统一性,使其真正成为统一碳市场。
目前,全国碳市场由生态环境部统一设计、统一制定规则、统一建立体系,但是在具体实施过程中,配额分配、配额清缴履约、控排企业排放报告核查等工作由各省级生态环境部门组织开展,将来CCER审核和使用标准也不排除由省级生态环境部门具体掌握,因此可能会出现各省(自治区、直辖市)的排放报告核查、配额发放、清缴履约的时间或尺度不一致,甚至在各省配额发放、分配基准时会增加省级调整系数,这将在很大程度上影响全国碳市场的统一性。
如果各省(自治区、直辖市)的执行尺度各不相同,就相当于形成30多套不同的实施细则,站在集团化统筹管理的角度,就相当于面对的不是一个统一市场,而是30多个不同市场,将面临规则碎片化、决策分散化的情况,这是企业不愿意看到的,也非常不利于全国碳市场的发展和碳交易机制作用的发挥。
因此,建议未来采取针对性措施,确保全国碳市场的统一性,在各省配额分配、配额清缴履约、控排企业排放报告核查、CCER审核和使用等方面保持高度一致性。图片
(作者系龙源碳资产管理技术有限公司副总经理)
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