生态环境部日前公布《碳排放权交易管理办法(试行)》并配套印发配额分配方案和重点排放单位名单，意味着自今年1月1日起，全国碳市场发电行业2225家企业第一个履约周期正式启动。电力行业是碳排放大户，第一个履约周期的启动，将给行业带来何种全局性影响?又会给电力各细分领域带来哪些机遇和挑战?带着这些问题，本报记者开展了深入采访。
有专家指出，初期配额分配总体充足——
现阶段企业履约压力不大
电力行业是全国碳市场的主力军。国家发改委于2017年印发的《全国碳排放权交易市场建设方案(发电行业)》称，纳入全国碳市场的重点排放单位将涵盖1600多家火力发电企业。中电联统计数据显示,当年发电行业二氧化碳排放总量超过30亿吨，占全国碳排放总量的1/3。北京绿色交易所总经理梅德文表示，据统计，目前我国发电行业全年碳排放总量约40亿吨。
碳排放配额是碳交易的关键一环。“现行全国碳市场履约周期中，发电行业将通过‘基准法’开展配额分配，即对发电单位二氧化碳排放量进行限制。机组燃料类型及发电技术不同，其对应的基准线也有差异。若企业获得配额高于其实际排放量，盈余部分可在碳市场出售。”梅德文说。
根据目前分配方案，多数企业会出现盈余吗?华北电力大学教授袁家海表示：“初期配额分配总体充足，企业履约压力暂时不大。碳排放配额指标会否收紧，要等市场机制充分验证后才会逐步导入，指标下降速度取决于‘碳达峰’后走向‘碳中和’的速度。”
发电企业一位负责财务的工作人员表示：“从目前全国碳市场的运行状况来看，交易并不活跃，发电企业未来所承受的经济压力有多大，现在下结论为时尚早，但减排的技术压力是有目共睹的。”
贴着“高碳”标签的发电行业如何参与碳市场?国网能源研究院经济与能源供需研究所工程师张玉琢认为，全国碳市场启动后，发电企业或有三条参与路径。“交易履约、技术进步或交罚金。一般来说，政府罚金会高于交易成本和技术进步的投入成本，但不论哪种选择，对发电企业来说都要付出一定的代价，进而倒逼发电企业减排。”
中国电力企业联合会专职副理事长王志轩表示，电力行业参与碳市场可促进发电行业、发电企业重视碳减排，碳将作为一种有价资源对企业生产经营产生影响;还可提升电力行业碳排放管理的能力建设，如建章立制、成立碳资产公司等;在发电行业节能降耗空间越来越小的情况下，也将提供低成本减碳的市场手段;还将促进电力行业向清洁低碳转型，进一步促进低碳或零碳的可再生能源快速发展。
在梅德文看来，发电行业参与市场的活跃程度，有赖于全国碳市场逐步完善。“市场充分发展需要两个重要条件，规模和流动性。整体来看，与我国资本市场、信贷市场相比，我国碳市场规模较小，且呈现分割状态，是一个没有金融产品的现货市场。最终，全国碳市场将逐步覆盖石化、化工、建材、钢铁、有色金属等行业，内部集中度和流动性也会逐步提高。”
“自愿减排量”可成为重要创收途径——
可再生能源企业宜尽早布局碳市场
生态环境部在2020年12月31日公布的《碳排放权交易管理办法(试行)》(以下简称《管理办法》)将从2021年2月1日起施行。《管理办法》第二十九条规定：“重点排放单位每年可以使用国家核证自愿减排量抵销碳排放配额的清缴，抵销比例不得超过应清缴碳排放配额的5%。”多位受访专家表示，这一规定给拥有国家核证自愿减排量的企业带来了巨大利好。例如，有业内人士指出，若根据北京CCER的成交价20元/吨计算，销售CCER可促使光伏电站平准化度电成本下降7%(以发电小时数1000小时、上网电价0.3元/千瓦时计算)。
国家核证自愿减排量(CCER)，即依据《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》、经国家发改委备案并在国家注册登记系统登记的温室气体自愿减排量，单位为“吨二氧化碳当量”。
据北京绿色交易所碳交易中心高级经理颜磊介绍，光伏、风电、生物质能供热及发电等项目均可开发出CCER，并在全国碳市场参加交易，甚至可以进入世界碳市场。
中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎表示，市场需要多少CCER，取决于配额的发放情况。“CCER是买方市场，生态环境部分配的配额总量和实际排放总量之间的差值，就是当年CCER全部需求量。若碳排放配额发放宽松，或被控排的企业排放突然减少，那么，当年的CCER基本上就可能没有需求量。”
但据介绍，当前碳排放配额价格高于CCER，即使碳排放配额发放多一些，企业也愿意购买CCER。
另外，有业内人士表示，随着碳排放权交易市场纳入行业和重点排放单位数量的增加，CCER抵销碳排放配额清缴比例将会逐步提高。
在此背景下，中国产业发展促进会生物质能产业分会在其发布的关于《管理办法》的解读文章中建议：“生物质能行业企业与其坐等观望，不如先将碳减排量转变为国家认可的CCER。这样，碳减排量才可能在未来变为现金。”
颜磊也认为，企业应当实时关注、紧跟国家相关政策。“全国统一的碳排放交易市场即将启动。在国家补贴退坡的情况下，企业应该多多关注、积极参与碳市场，找专业机构来协助开发CCER，尽早入市。”据颜磊介绍，CCER开发需要一定流程，可能至少需要一年时间。
另据了解，此前CCER供过于求现象严重。但在2017年3月17日，CCER新增项目申请被叫停，这相当于彻底停掉了新CCER的供应。此后，老的CCER稳定住了最后的价格阵地。当前，新的注册仍未开放，开放时间尚不清楚。
彭澎表示，按照CCER申请暂停前的费用计算，单个项目前期通常需投入10万至12万元以上。而未来的成本高低，还要看CCER的后续政策安排。
相对于生产过程碳排放较高的“灰氢”和“蓝氢”——
“绿氢”离“C位”又近一步
“刚刚公布的《碳排放权交易管理办法(试行)》和《2019-2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案(发电行业)》意味着全国碳市场的启动。碳市场首先管控发电行业的碳排放，未来会扩展到如钢铁、水泥、化工等其他重点行业。届时，如果在钢铁等高耗能企业用氢能代替燃煤作为燃料，那么可以减少大部分碳排放，有助于企业满足碳市场管控要求。”北京中创碳投科技有限公司高级咨询顾问陈志斌表示。
张家港氢云新能源研究院院长魏蔚表示，《管理办法》的施行对氢能产业未来发展而言是重大利好。
在政策影响下，制氢技术路径和氢源的选择将迎来改变。“目前大量氢源仍以化石能源制氢为主，如何从生产‘灰氢’过渡到‘绿氢’缺乏一定引导。《管理办法》的推出将使化工制氢和煤制氢的碳排放问题得到重视，推动制氢企业更加关注可再生能源制氢。”魏蔚表示。
魏蔚强调，《管理办法》将会给“灰氢”发展带来巨大压力。因为“灰氢”需要配合碳捕获、利用与封存技术才能实现碳减排，这些技术的采用会增加“灰氢”成本，掣肘其发展。而“蓝氢”碳排放相对较低，因此政策对其产量及价格的影响不明显。
值得注意的是，目前煤制氢最便宜，碳交易将拉高煤制氢价格，但可再生能源制氢相关项目建设、设备准备需要一定周期，规模化制氢还需进一步发展，因此未来短期内，更多“蓝氢”和“绿氢”被挖掘的同时，氢气价格或将小幅上升。
记者了解到，目前，可再生能源制氢成本高昂，主要是因为国内大规模的光伏风电都在偏远地区，距离用氢地较远，且目前电解水设备价格贵投资大。但即将启动的碳交易，可以摊薄成本，推动绿氢生产能力的释放，有利于降低绿氢的成本。
“长期而言，碳价将提升企业的碳排放成本，这意味着化石能源成本升高，清洁能源成本相对下降。企业将根据碳价格进行生产决策，这将增加企业对氢这样的清洁能源的使用动力，加大对氢能的研发使用，进一步降低氢能的成本，进而在碳市场中获得更高收益，形成清洁能源使用的正反馈。”陈志斌表示。
“另外，《管理办法》的推出或将吸引更多资金进入氢能市场，并带动先进技术发展及关键材料零部件的国产化进程等。从长远来看，这将进一步推动氢能全产业链的成本降低。”魏蔚指出。
“政策对氢源的导向，有利于提升各方对‘绿氢’重要性的认识，从根本上确定氢是可再生能源的储能属性，并推动氢气管道等基础设施建设和高效氢液化与液氢储运技术的发展等。这对于从根本上解决能源危机和保障国家能源安全具有极其重要的意义。”魏蔚进一步表示。
