碳交易背景下的替代发电策略思考-北极星火力发电网

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今年（2021）七月，全国碳排放交易市场正式启动，发电行业做为首个纳入全国碳市场的重点行业。交易市场虽刚刚启动，但实际上针对发电行业重点排放单位2019及2020年的碳配额及实际碳排放核查早已经开展，到今年年底，发电行业重点排放单位就要执行碳配额履约清缴。

碳交易背景下的替代发电策略思考

江苏阚山发电有限公司市场营销部庞启

1 概述

“替代发电”是我国在电力市场发展改革中摸索出的一套行之有效的兼顾公平与效率的“软着陆”方案。目的是促进节能减排，充分发挥高效、清洁的发电机组优势，提高新型机组的发电利用小时；同时兼顾被替代机组的利益。

随着2015年《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》文件下发，电力市场化改革不断深入，“替代发电”也转变成了发电权交易和发电侧合同电量转让（以下仍简称“替代发电”），并在市场化交易中占据重要比例。

替代发电交易促成的关键在于替代方的替代发电报价小于被替代方的发电变动成本，则被替代方可以获得比自发电量更多的收益，替代方的主要动力一是通过购买替代电量，提高发电机组负荷率，进而提高发电效率，降低供电煤耗；二可以获得替代发电报价与发电变动成本之间差价收益。

在此背景下，就要重新思考替代发电策略。

2 碳配额分配方案研究

根据《2019-2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施细则》（以下简称“《分配细则》”）相关条款，碳排放配额及实际碳排放核算都按照机组实际发电量进行。乍看之下，替代发电需要承担更多的碳排放履约成本，但实际上却是相反的。

在政策执行初期，为了稳健推进，对企业经营不造成太大影响，初期的碳排放配额分配还是比较宽裕的。根据《分配细则》，2019-2020年碳配额采取基准值*实际供电量*系数的核算方式，基准值就是单位产能的碳排放配额，见下表：

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表1：2019-2020年各类别机组碳排放基准值

按照配额核算公式，只要实际单位碳排放强度小于或等于基准值，就没有履约压力。或者说，若实际单位碳排放强度小于基准值，则核算年度内，发电量越多，年终碳排放配额清缴履约后的盈余越多，盈余的碳排放配额会记入碳排放权注册登记系统，属于企业资产，可以承继或交易。

根据机组分类，300MW等级及以上常规燃煤机组的供电基准值为0.877吨CO2/MWh。这个基准值可以说定的比较保守，充分考虑了投产年限较长机组的利益，机组年平均供电煤耗只要小于308g/kWh，实际碳排放强度就会小于基准值。

3 碳交易背景下的替代策略分析

买入替代电量的机组，基本是较先进的1000MW、600MW等级机组，年平均供电煤耗小于280g/kWh（1000MW）、300g/kWh（600MW）,实际碳排放强度远低于基准值，每供1度电至少可以获得24.7克～81.5克的碳排放配额盈余。

截止2021年8月13日，全国碳配额交易累计成交量651.88万吨，成交金额3.293亿元。在当前的碳排放权交易起步阶段，《分配细则》较为宽松、绝大部分重点排放单位都没有履约压力时，碳配额成交平均价依然达到了50.5元/吨；而在欧盟碳排放交易市场上，一吨碳排放配额已经达到了50欧元（按当前汇率计算为381元人民币）的价格。随着今后三年内钢铁、有色、石化、化工、建材、造纸、航空等高能耗行业逐步进入碳排放权交易市场，并且距离2030年碳达峰目标逐渐接近，配额分配政策必然会不断收紧，以达到降低碳排放、促进碳达峰、碳中和的目标。

所以，在目前较为宽松的《分配细则》规则下，供电量越多就可以获得越多的碳排放配额盈余，用于应对今后日趋收紧的配额分配政策或者用于交易获利。在考虑替代发电收益时，除了发电利润、负荷率提高带来的效率增加收益外，还要考虑额外的碳排放配额盈余收益。

按上述数据，供电煤耗在280～300g/kWh之间的机组，每多发一亿度电，每年可获得碳排放配额盈余8510吨～2470吨。

4 结论

2021年的碳排放配额分配方案未作改动的情况下，具备获取替代电量能力的机组应该抓住这个政策红利期，多获取替代电量，尽可能多的获得碳排放配额盈余，以应对今后必然日趋严厉的碳排放管控政策。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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