碳交易市场变热“碳达峰”“碳中和”背景下的碳排放权撮合交易模式

2021-02-10 09:07:02 能源日参 182

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据生态环境部11月2日消息,生态环境部办公厅近日发布关于公开征求《全国碳排放权交易管理办法(试行)》(征求意见稿)和《全国碳排放权登记交易结算管理办法(试行)》(征求意见稿)意见的通知。

生态环境部综合考虑国家温室气体排放控制目标、经济增长、产业结构调整、大气污染物排放控制等因素,制定并公布重点排放单位排放配额分配方法。排放配额分配初期以免费分配为主,适时引入有偿分配,并逐步提高有偿分配的比例。有偿分配收入实行收支两条线,纳入财政管理。

管理办法责任关口前移,强化企业责任,体现“企业自证”原则,将确保碳排放数据真实性和准确性的责任压实到企业,由重点排放单位对排放报告的真实性、完整性和准确性负责,生态环境主管部门对其监测计划和排放报告质量进行核查和监督检查。

在强化企业报送责任的基础上,加强了对监测计划的监督管理,同时规定以“双随机、一公开”方式开展重点排放单位排放报告核查工作,省级生态环境主管部门在开展核查时既可以利用生态环境系统现有的队伍力量开展核查,也可以通过政府购买服务方式委托社会技术服务机构提供核查服务。

国内的碳减排市场

从2013年碳排放权交易试点启动至今已经过去了四年,北京、上海、天津、重庆、湖北、广东和深圳等七省市就开展了碳交易试点。在此基础上,2015年12月中国明确提出计划于2017年启动全国碳排放交易体系,第一阶段将涵盖石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、电力、航空等重点排放企业。

2016年1月,国家发改委下发《关于切实做好全国碳排放权交易市场启动重点工作的通知》(下称《通知》),为全国碳市场启动布局准备工作,定下时间表和实施细则。

全国碳市场采取中央和地方两级管理制度,中央定标准、定总量,具体的企业配额分配由地方政府执行。配额指企业在指定时间内的碳排放额度,通俗来说,指被允许排放的二氧化碳总量,是碳市场上的交易商品。

在实际执行过程中,历史数据摸底成为准备工作中最大的难点,但它却是碳交易最基础的工作。《通知》为这项工作设定的时间目标是2016年6月30日,但8个行业的实际数据基础低于最初设想,这项工作推迟到2017年才完成。

碳交易成效如何?

以北京市为例,2017年重点监测的排放单位947家,二氧化碳排放量约占全市二氧化碳排放总量的45%,核发重点排放单位既有设施配额约4600万吨。如果超标排放,将面临市场交易价3倍的罚金。如果按照北京市目前的碳交易价格:50元/吨,则整个排减市场交易总额将达到1102亿元。

据了解,目前全国已有9家交易机构,还有更多地方表示要建立交易机构。由于目前是示范阶段,各地的交易规则相差很大,且地区保护性强。因此,各地的碳交易价格差异非常大。下图为最近一个交易日,7个碳交易市场的交易价格。

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根据国家发改委的初步估计,从长期来看,每吨CO2当量的价格300元的碳价是真正能够发挥低碳绿色引导作用的价格标准。

截止2017年9月,累计配额成交了达到1.97亿吨二氧化碳当量,约45亿元人民币。

试点时期,衍生品占主要市场

从试点来看, 配额不足的企业需在碳市场购买配额以完成配额清缴工作,否则将遭受取消优惠政策、多倍额罚款等处罚。 而如果企业获得的配额是10万吨二氧化碳,通过减排行动实际排放5万吨,那么这多出的5万吨配额就可以在碳市场上出售。有些试点市场还曾允许国内投资机构、个人,甚至境外机构进入市场开展碳排放权交易活动。

在区域碳市场的试点时期,企业可以按规定使用国家核证自愿减排量(CCER)抵消其部分经确认的碳排放量。这些减排量来自于林业、光伏、风电、水电等不同项目。

碳交易还催生出碳金融市场。7个试点市场这些年推出了20余个碳金融产品。这些产品中以拓展融资渠道、碳资产管理为目的居多,还有碳债券、碳基金,碳远期、碳掉期等各种场外衍生品交易。

欧盟碳交易体系的实践显示,包括碳期货、碳期权等在内的碳金融交易活动,是整个碳市场交易活动的最重要组成部分,大概占市场交易规模的九成以上。

但是,金融产品应用并不是全国碳市场初期的主要工作, 碳金融产品属于碳市场带来的额外的、次级的好处。碳交易本身还催生了一批新业务,包括碳咨询、培训、交易、核算与核查、资产管理、资讯服务等。

电力是8个纳入行业中碳排放量最大,也是参与碳交易最积极的行业。

从纳入标准来看,几乎所有的火电企业都将加入,但对于碳强度显著高于基准的机组,则有一定的成本压力。

对于可再生能源发电企业,试点时期它们可以通过CCER项目参与碳交易,但全国碳市场的CCER政策不明时,碳市场能否与新能源产生联动作用就无法确定。

配额价格很大程度上由国家发改委确定的总量目标来决定,碳配额这一商品的价格由供需决定,供给来自于发改委,需求来自于排放量超出获发配额的企业。因此, 碳价格是影响企业减排的决策因素。

《环维易为中国碳市场报告研究2017》显示,2013年到2015年期间,除重庆外的试点地区一共有25家上市公司提及碳排放。 其中11家企业公布了在碳市场中的收益,收益全部为正,共计约7000万元的收益总额。

碳减排交易,光伏项目如何获利?

1)度电收益

以乌海市50MW的光伏项目为例,按照目前50元/吨CO2e的市场行情,则项目年碳减排收入为:

年发电量:50MW×1532h=76600MWh

年减排量:76600 MWh×0.9t/MWh = 68994 t

年碳减排收入:68994 t×50元/t =345万元

度电碳补贴:345万元÷76600MWh = 0.045元/kWh

可见,乌海一个50MW项目的碳减排量如果能全部出售,即使按照现在的市场价格,每度电相当于获得4.5分钱的电价补贴,每年可以增加345万元的收入。

之前曾经测算过,在现有造价下,电价增加4.5分钱,项目的全投资收益就会增加1%以上,资本金收益会增加3~4%。

2)可再生能源电力需求

1kWh的电量约减排0.9kg,

全国到2020年的碳减排总量在22.05亿吨以上,

如果这些减排量全部通过可再生能源实现,则需要24500亿kWh的电量,折合每年6125亿kWh。(2015年全国的总用电量为55500亿kWh)

哪些企业需要碳减排指标?

1)碳减排地区要求

根据“控制温室气体方案”,国家对不同省份下达了不同的减排约束指标,具体如下表所示。

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北上广、津冀、江浙鲁这些经济最发达的省份,能耗大、排放量高,加上减排力度最大,需求会比较旺盛。而这些地方的可再生能源(碳减排量指标产生量)并不多。

2)电力企业的碳减排

根据“控制温室气体方案”,大型发电集团单位供电二氧化碳排放控制在550gCO2/kWh以内。

根据国家发改委气候中心公布最新的《2015中国区域电网基准线排放因子》,各个区域的“电量边际排放因子EFOM”和“容量边际排放因子EFBM”如下表所示。

表:最新的基准线减排因子

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EFOM代表现有发电机组的平均水平;

EFBM代表最先机的几个机组的平均水平。

可见,大型发电集团要把排放控制在550克二氧化碳/千瓦时以内,不依靠可再生能源是不可能的,而且清洁能源(水电、风电、光伏、核电等)的发电量比例大概要在40%左右才能达到该水平。

表2:五大发电集团的装机量统计(单位:万kW)

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数据来源:五大发电集团2015年社会责任报告。华电、国家电投清洁能源装机容量由计算得出。

从上表可以看出,除华电、国电投的清洁能源装机比例略高一些外,其他三家都远低于40%;由于火电的年利用小时数最高,所以清洁能源的发电量会比装机量更低。可见,五大发电集团,尤其是华能,碳减排压力十分大!因此各集团对碳减排工作都格外重视。国内五大电力、部分地方电力、石油石化、新能源企业很多已经开展了系统工作。

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