中国碳市场发展及电力行业参与策略分析

2020-12-14

能源与环境 2020年1期

（国网上海市电力公司上海 200080）

1 背景

1.1 应对气候变化背景

1997年气候大会通过的《京都议定书》为工业发达国家设立了具有法律约束力的温室气体排放限制和减排目标，引入了包括清洁发展机制（CDM）、联合履约机制（JI）以及国际排放贸易机制（ET）3项市场机制作为解决碳排放问题的新路径。自此碳排放权成为了一种归属明确的权利，世界各国及地区纷纷建立了基于碳排放权的市场交易体系，即碳排放权交易机制。

CDM曾经是国际碳市场主要形式，允许发达国家适当购买发展中国家CDM减排项目所产生的核证减排量（CER），用以抵消自己的减排义务。CDM在《京都议定书》第1承诺期内（2005～2012年）交易较为活跃，但由于《京都议定书》在2012年底失效，CDM市场变得十分低迷，建立全新的国际碳市场交易机制显得迫在眉睫。除了CDM机制外，许多国家正在建设本国的碳交易市场。欧洲碳交易市场于2008年开始正式运行，截至目前，欧洲碳市场已经进入了第3阶段，纳入交易行业覆盖能源、石化、钢铁、水泥、玻璃、陶瓷、造纸，航空以及部分其他具有高耗能生产设备的行业，是迄今为止全球规模最大的碳市场。中国、瑞士、新西兰、美国部分州、日本、澳大利亚等国家和地区碳市场相继建立。

1.2 我国开展的应对气候变化工作

长期以来，中国政府高度重视气候变化问题，把绿色低碳发展作为生态文明建设的重要内容。在2015年巴黎会议上，我国政府提交了国家自主贡献目标：二氧化碳排放2030年左右达到峰值并争取尽早达峰，单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降60%～65%。

为积极应对气候变化，加快推进绿色低碳发展，兑现国际减排承诺，在组织管理方面，党中央、国务院高度重视应对气候变化工作，成立了国家应对气候变化领导小组，并先后由国家发改委气候司及生态环境部总领我国应对气候变化工作，先后编制并下发了《中国应对气候变化国家方案》、《“十三五”控制温室气体排放工作方案》和《国家应对气候变化规划（2014～2020年）》等一揽子政策文件以指导各相关部门开展应对气候变化工作。

除此之外，我国政府借鉴国际经验，在利用市场机制解决温室气体排放问题的方向上积极探索。2011年7月，北京、天津、上海、重庆、湖北、广东、深圳正式开展了我国碳排放权交易试点工作。2017年国家发改委下发了《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》，标志着全国碳市场的正式启动。

1.3 我国碳市场建设发展现状

2011年10月，国家发改委下发《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》（发改办气候［2011］2601号），同意北京、天津、上海、重庆、湖北、广东及深圳7个省市开展碳排放权交易试点。7个试点碳市场覆盖我国能源消费总量占全国约70%，涉及电力热力、钢铁、水泥、化工、有色金属等行业共计约2800家重点排放单位和设施，配额总量约12.38亿t。截至2018年12月13日，全国7个试点碳市场配额累计成交量约1.64亿t，中国核证自愿减排量（CCER）累计成交约1.5亿t。

2017年12月，国家发改委组织就落实《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》（发改气候规［2017］2191号）任务要求，召开全国碳排放权交易体系启动工作电视电话会议，宣布全国碳市场正式启动。根据《方案》，全国统一碳市场预计于2020年启动现货交易。据统计，全国统一碳市场将覆盖全国超过7000家规模以上排放单位。若仅计算发电企业，全国统一碳市场的配额发放规模将达到40亿t，为欧洲碳市场当前体量的2倍左右。

建设碳排放权交易市场是我国利用市场机制参与全球应对气候变化工作、推动绿色低碳经济发展的一项重大制度创新，也是一项复杂的系统工程。自2013年试点碳市场启动以来，我国碳市场在MRV、配额管理等方面的体系建设以及试点碳市场纳管企业履约方面取得了较为丰富的运行成果，但同时在诸如抵消机制、调控机制、交易机制等方面仍然存在不少问题，例如法律制度不健全、二级交易活跃度不足以及市场金融化进程缓慢等，导致市场机制未能完全发挥应有的作用。

2 电力行业应对气候变化及碳市场参与现状

在我国，电力行业消费了全国50%以上的一次能源，贡献了超过40%的温室气体排放，是最大的碳排放行业。在经济不断发展，能源消费总量不断提升的同时，我国电力行业也在积极探索一条低碳可持续发展之路，并且发电行业首先被纳入全国碳交易市场。

新能源装机容量及发电量持续增长。截至2017年底，全国全口径发电装机容量17.8亿kW，全国全口径发电量6.42万亿kWh。其中，非化石能源发电量同比增长10.0%，占总发电量比重为30.4%。

火力发电技术追求高效清洁化。近年来我国以超（超）临界发电技术及循环流化床发电技术为代表的火力发电技术发展迅速，2017年全国6，000kW及以上电厂供电标准煤耗为309g/kWh。

特高压工程保障清洁能源消纳。截至2017年，共建成“两交六直”特高压输电工程，全国完成跨区送电量4235亿kWh，跨省送出电量1.13万亿kWh。

依托中电联形成行业合力。2009年11月，中电联成立电力行业应对气候变化中心，旨在适应我国日趋严峻的应对气候变化的形势，提高中电联应对气候变化的行业服务能力和国际合作能力。2015年由中电联牵头成立电力行业碳交易工作组，建立碳交易沟通协调机制，加强电力企业参与碳交易相关工作的经验和信息沟通交流。

企业成立专职机构应对碳市场。为支撑企业科学开展碳市场参与工作，五大发电集团及国家电网公司先后于近年成立了下属的碳资产管理公司，以应对试点及全国碳市场的管控。专职机构在碳市场中的大量实践经验，为电力企业参与全国碳市场奠定了良好基础。

3 电力行业参与碳市场的机遇与挑战

3.1 挑战

来自政府考核的挑战。碳诵场的引入使得电力企业发展有了碳排放强度以及总量的硬约束。在正式被纳入碳市场管控范围后，除了需要保持针对常规污染物的控制外，企业还需每年配合主管部门完成碳市场履约工作，因而企业环保方面的传统工作思路需要从常规污染物向低碳方面转移。

内部管理面临的挑战。由于碳市场引入我国的时间较晚，现阶段除5大发电集团外的电力企业通常缺少碳市场主管部门，因而在全国碳排放数据报送及试点碳市场的履约工作中，暴露出碳市场相关人员技术储备不足、管理制度不清晰的问题。

市场竞争面临的挑战。碳市场为电力企业经营管理引入了碳成本，排放水平较为落后的企业需要通过技术改造降低碳排放强度或者在碳市场中额外购入碳配额或碳减排量以完成履约。在未来电改不断深化、碳价传导机制建立的情况下，由该部分碳市场履约成本增加的企业整体的经营成本，将直接反映在企业售电或输配电成本中，影响企业在未来电力市场中的竞争力。

3.2 机遇

碳市场为电力行业完成减排目标提供了更为有效的市场化手段。我国现役火电机组的排放技术及电网企业的线损管理已处于世界先进水平，在通过进一步技术改造减排成本高企的情况下，电力企业可通过直接交易或金融工具获取额外碳排放权以间接完成控排目标，相较于自主减排更具经济性和灵活性。

为电力企业碳减排行为的环境效益转化为经济效益提供了渠道。在碳市场启动后，电力企业的部分具有减排效果的技术改造及电能替代项目能够为企业带来富余的碳配额或中国核证减排量，两者均可在碳市场上出售以获得收益，为企业碳减排行为的环境效益转化为经济效益提供了新途径。

为电力企业发展新能源提供了新的补贴途径。从2015年开始，我国新能源行业呈现爆发性增长趋势，产业扶持政策难以适应行业发展速度，补贴资金需求爆发性增长与国家财政承受力之间的矛盾加剧，国家补贴下降成为一种必然。国家可以把碳市场作为新的补贴途径，通过给新能源项目签发CCER的方式，在碳交易中获得额外收益。

为电力企业发展综合能源服务提供了机遇。随着全国碳市场发展，碳排放水平的高低以及碳价的波动对企业经营成本产生深远影响，由于企业的碳排放与能源生产、消费有很强关联性，企业必须综合考量碳排放和能源问题，逐步向低碳能源方向转型。企业在能源生产消费及碳市场合规履约方面的潜在需求，为电力企业开展融入碳资产管理的综合能源服务提供了机遇。

4 相关建议

4.1 我国碳市场建设

完善碳市场立法是我国碳市场发展的当务之急。应进一步加快国家碳市场政策法规建设，提供全局性与纲领性的法律框架，其中重点是加快推进《碳排放权交易管理条例》立法工作以及相关配套文件，为2020年全国统一碳市场正式启动交易提供坚实法律保障。同时完善碳金融领域法律体系，适当引导金融机构进入碳市场，鼓励碳金融产品创新，完善碳市场价格形成机制。

加强通过动态仿真推演优化碳市场顶层设计。碳市场政策制定需要与国家经济及行业发展客观规律相匹配，是保障碳市场健康发展的关键。欧盟碳市场第一阶段所采用的碳配额分配机制，在经济发生下滑时候，引发碳配额严重供大于求，碳价暴跌，市场低迷，导致碳市场机制失灵。为避免我国碳市场建设发生类似问题，政策制定者可以利用动态仿真技术来推演碳市场政策在不同影响因素改变下引起的碳市场运行状态，根据推演结果来优化碳市场顶层设计。