全国碳排放权交易市场现状、发展趋势及其对电力行业的影响

       2021年7月16日，全国碳排放权交易市场（下文简称全国碳市场）正式上线交易，发电行业成为首个纳入全国碳市场的行业，纳入重点排放企业2162家，覆盖46亿吨二氧化碳排放量，是全球规模最大的碳市场。公司智库梳理碳市场相关信息，分析碳市场对电力行业的影响，并对公司布局碳市场、电力市场相关研究提出建议。
一、全国碳市场建设背景
01 建立碳市场的必要性
       碳排放定价机制是实现社会清洁低碳转型的重要手段。各国控制温室气体排放的政策一般分为三类：命令控制、经济刺激、劝说鼓励。其中，经济刺激型手段由于灵活性好、持续改进性好受到各国青睐，而碳定价机制是最重要的经济刺激手段。我国目前采用碳排放定价（碳定价）机制，一是能适应国内的“双碳”目标的需要，我国统筹碳减排和经济社会发展难度大，有效的碳价信号可以引导资源合理配置、激励企业转型升级、降低社会总减排成本。二是能适应降低国际碳关税风险的需要，欧洲屡次重提“碳边界”问题，各国碳排放密集型产品将来极有可能在国际贸易中被征收碳关税，碳定价机制建立对我国参与国际气候谈判尤为重要。
       碳市场是实现碳定价的有效工具。碳定价机制一般分为两种，一种是政府采用强制型手段开征碳税；另一种是市场手段，即建立碳排放权交易体系。碳税是由政府指定碳价，总碳排放量具有不确定性，而碳排放权交易体系由政府确定总排放量，碳价形成市场化。开征碳税更适用于管控小微排放端，而碳排放权交易体系则适用于管控排放量较大的企业或行业，我国目前采用的市场手段。 02碳市场相关的几个基本概念
       碳市场：是将二氧化碳的排放权当做商品来进行买卖，需要减排的企业会获得一定的碳排放配额，成功减排可以出售多余的配额，超额排放则要在碳市场上购买配额。根据清缴履约要求，纳入碳市场的单位每个履约期必须清缴与其实际碳排放量等量的配额。
       碳排放配额：即企业获得的碳排放额度，初期由生态环境部免费发放。企业碳排放配额采用基准法确定，即生态环境部通过行业的历史排碳强度确定一个基准线，结合企业的产能情况确定企业的碳排放额度。发电企业配额计算公式：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。欧洲EU ETS碳市场配额采用总量分解法确定，较我国基准法更严格。
       国家核证自愿减排量（CCER）：经国家发改委备案并在国家注册登记系统中登记的温室气体自愿减排量，能够产生CCER的项目主要包括风电、光伏、水电、生物质发电等。2017年CCER项目备案暂停，存量约3000万吨仍在各大试点交易。CCER可1:1抵消碳排放配额，但是重点排放单位最多抵消配额的5%，上海只允许抵消3%。截至2021年3月，全国八个碳排放交易权试点CCER累计成交2.8亿吨，价格在20-30元/吨波动，上海位列成交量榜首，广东紧随其后。目前CCER还未纳入全国碳市场，待市场成熟后将纳入。
       可再生能源配额制：政府制定强制的可再生能源消纳目标，并依赖配额机制降低开发成本。一般包括小水电、风电、太阳能、生物质、地热、潮汐等。可再生能源消纳保障政策一定程度上补位了碳价机制的缺失，实现了可再生能源的优先发电。
       绿色证书（绿证）：又称可再生能源交易证书，是可再生能源配额制的具体落地。绿证是对可再生能源发电的计量，1MWh为一个绿证，反映配额承担主体的履约情况。绿证一般是由清洁电力生产商出售给电力供应商或销售商。绿证政策缓解了可再生能源发展过程中出现的补贴资金不足问题，承担了部分碳市场的功能。
       用能权交易市场：是指在能源消费总量和强度控制的前提下，用能单位经核发或交易取得、允许其使用或投入生产的综合能源消费量权益。用能权有偿使用的目的是通过市场化的手段，促进企业节能减排、转型升级，推动绿色发展。
       碳排放测量：主要有两种方法，一是直接测量，即把在线监测的仪器放在电厂烟气的出口测量气体排放量，目前国内没有采用；二是间接测量首先测算化石燃料的消耗量，再根据经验或实测得到元素的含碳量，将两者相乘得到碳排放量。目前碳市场采用的是间接测量法来衡量。
二、全国碳市场及上海碳市场试点概况
01全国碳市场的现状
       我国碳排放权交易市场大致经历了三个阶段，2011年国家发改委发文启动碳排放权交易试点，随后北京、上海等八个试点碳市场先后启动；2017年在各试点碳市场运行稳定之后，开始筹建全国碳市场框架，明确上海承担全国碳市场交易系统建设和运维；2021年7月全国碳市场启动。
       全国碳市场建设采用“双城”模式，上海负责交易系统建设，湖北武汉负责登记结算系统建设。发电企业（含其他行业自备电厂）在2013-2019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）及以上即被纳入配额管理名单参与市场交易。初期以电力行业（纯发电和热电联产）为突破口，到“十四五”末将石化、钢铁等八大高排放行业全部纳入，参与全国碳市场交易的企业不再纳入地方碳市场试点中，不可参与地方碳市场交易。        碳市场碳排放数据需要由独立第三方核查确定。全国碳交易市场采用碳排放监测、报告、核查制度（MRV体系），企业履约需通过自身碳盘查及第三方机构碳核查进行排放量审核。企业自身进行碳盘查的工作费用在12万至18万元/次，单次碳核查费用在3万元/次左右。目前全国碳市场的第三方碳核查机构一般由省级政府直接指定或者通过招投标方式选取，以上海为例，投标碳核查项目需满足具有10人以上固定核查人员、核查企业不少于30家等条件。
       目前全国碳市场运行良好，碳价高于预期但成交量不足。7月16日全国碳市场开市当日成交量410万吨，成交额2.1亿元，收盘价51.23元/吨。首日成交价高于业内预测的30-50元，虽然后续碳价持续攀升，但成交量从第二个交易日之后开始大幅下降。主要原因在于当前配额均为免费发放，且配额总量普遍充足，在碳配额升值预期中出现了“价升量跌”的情况。
       全国碳市场正式启动后仍面临着一些挑战。国内各碳市场试点运行过程中存在市场交易不活跃、试点区域冷热不均、价格发现作用相对较弱等问题，全国碳市场与各试点运行规则、配额发放机制相似，正式启动之后仍会面临较多的不确定性。一是尚未明确的碳减排总量目标难以稳定碳市场预期。在习总书记作出“碳达峰、碳中和”目标承诺之前，我国强调碳排放强度而非碳排放总量，目前尚未明确碳排放总量目标，而该目标的设定直接影响着全国碳市场配额的发放，配额“先松后紧”的市场预期极有可能将风险留给未来，难以释放有效的碳价格信号。二是平衡区域发展与市场化碳价存在困难。全国碳市场实行统一碳价，不同区域的经济社会发展程度与资源禀赋差异较大，各地不同时序的碳达峰、碳中和符合实际情况，但对全国碳市场统一运行是个考验。如果总量目标和区域间配额发放方式不合理将造成碳价的大幅波动。
02全国碳市场未来趋势
       考虑经济发展与环境的平衡，国内区域发展和产业发展、市场价格机制和数据体系的复杂性，全国碳市场将呈现以下趋势。
配额总量逐渐收紧，有偿分配比例有所增加。启动全国碳交易市场的根本目的是减少碳排放，在碳市场运行的初期平稳渡过后，为了更好的发挥其调控作用，碳排放额度的分配会逐渐收紧，适时引入配额有偿分配方式，并一定时间后与碳排放总额绝对值挂钩，加速收紧配额，碳价会因供给缩减逐步提升。
       CCER等抵消机制将逐步完善。从碳市场试点经验来看，当前的CCER市场缺乏价格发现机制，交易价格与碳配额价格相差较大，未来全国碳市场需进一步完善CCER交易机制与定价标准，同时应开发出更多可利用的项目种类充分发挥减排潜力，并明确市场准入条件，完善抵消流程，并加强风险防范。
03 上海碳市场试点的基本情况
       上海碳市场总体运行效果良好，电力行业是上海碳市场重要的交易参与方。上海碳交易试点市场中电力企业约20家，仅占上海碳交易市场主体总量约3%，但电力行业各年度累计现货成交总量约占上海现货成交总量的18%，是上海各纳管行业中交易量最大、活跃度最高的行业。目前上海的发电企业已从上海碳市场转入全国碳市场交易，未来1-3钢铁、化工等八大耗能行业也将逐步从各大试点碳市场转入全国碳市场。
目前上海生态环境局正在牵头筹备上海“碳普惠”工作，更聚焦推行消费侧的减碳举措，将上海市民的各项减碳行为包括绿色出行、简约包装、垃圾分类等产生的二氧化碳排放核算出来，转化为个人账户里的“碳积分”，再通过对接上海碳交易市场、各个商业消费平台获得奖励。
三、碳市场发展对电力行业的影响
       碳市场与电力市场参与主体一致，电力交易与碳交易存在着复杂的依存关系。电力市场和碳市场同作为能源资源配置的有效手段，其目的都是促进我国能源以较低的成本实现清洁低碳转型，二者具有强一致性关系且通过互相作用而彼此影响。对电力行业而言，火力发电必然伴随着碳排放，需要统筹考虑碳排放约束与电力需求约束。同时低碳发展需要更高比例的可再生能源，进而产生可再生能源的消纳和定价问题，进一步影响碳市场和电力市场的交易机制。
       碳交易市场运行后，碳价会与发电成本耦合，促进我国能源结构向新能源转型。主要从三个方面影响电力行业：
从电源侧看，一是碳市场抬高了高碳机组的发电成本。据长城证券研究院测算，以30万千瓦机组为例，对单机组在碳市场运行后的利润进行测算，假设运行初期火电企业需要购买自身排放总量2%的配额，碳价为50元，则火电度电成本增加0.00082元，净利润约下降2.83%。二是后续纳入碳市场的CCER将提升可再生能源项目投资的经济性。全国碳市场未来会纳入CCER，假设可再生能源项目申请CCER成功后产生的减排量100%转化为配额进入碳市场交易，当碳价为50元，风光度电收入有望增加0.0408元。
       从电网侧看，一是火电机组成本上升可能提升其上网电价。在目前销售电价实行目录电价、上网电价市场化的情况下，发电企业的部份排碳成本无法向用户传导，或会增加电网企业购电成本。二是电源结构的低碳化转型，需电网企业加快整体电力系统结构改造，为可再生能源消纳提供有力保障。碳市场的引入为可再生能源消纳机制提供了市场动力，电网企业要提高电网与新能源的适配度，保障电力市场、碳市场和可再生能源消纳市场的衔接。三是全国碳市场运行将有利于电网企业的业务拓展。电网企业的海量数据与枢纽作用可以为全国碳市场运行提供不可替代的基础数据及平台支撑，同时还可开展碳资产管理信息平台建设，探索碳资产核查服务、碳资产金融服务等新业态，将碳资产业务和节能服务、配售电等新兴业务有机结合，形成企业新的利润点。
       从用户侧看，目前碳市场没有直接影响，未来上海“碳普惠”推出后，将会推动用户用能习惯的改变，比如增加分布式发电项目开发、低碳出行、有序用电等。