2020年最后一天，生态环境部给碳市场送了一份厚礼。
2020年12月31日，生态环境部正式公布《碳排放权交易管理办法(试行)》(以下简称《办法》)，这标志着历时十年之久的中国碳交易试点终于走向全国一统。2021年2月1日，该试行办法正式生效。
在《办法》公布之后，生态环境部接连公布《纳入2019-2020年全国碳排放权交易配额管理的重点排放单位名单》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)》。发电行业作为首批参与全国碳排放交易的行业，将率先面对碳配额带来的约束和机会。
早在2011年10月，国家发改委发布《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，标志着我国碳排放交易正式启动。北京市、天津市、上海市、重庆市、广东省、湖北省、深圳市等七省市陆续开启了碳排放交易的试点工作。
从1997年的《京都议定书》开始，世界主要经济体都开始为控制温室气体排放不断努力。2015年12月，《巴黎协定》在巴黎气候变化大会上通过;2016年，《巴黎协定》正式签署。作为缔约方之一，中国的碳排放交易也进入了新的篇章。
发电行业是中国碳排放的绝对主力，占全国碳排放的40%以上。随着碳市场交易的推进，以及政策端对发电行业碳排放约束的收紧，中国的电力市场结构也将随之嬗变。
正式启动的全国碳市场经历了怎样的波折?对于市场参与者来说，现行碳市场存在哪些不足?中国的发电行业又会因此产生哪些变化?
“碳中和”是全国碳市场催化剂
“30·60”碳目标是全国碳市场启动的催化剂。
2011年国家发改委发布《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》之后，深圳率先在2013年启动了碳排放交易的试点;2014年，国家发改委发布《碳排放权交易管理暂行办法》，提出推动建立全国碳排放交易市场;2017年国家发改委印发《全国碳排放权交易市场建设方案(发电行业)》，全国碳市场进入议事日程。
与7个地区分散试点的状态不同，全国碳市场无疑更具系统性和统一性。相对独立的碳交易市场存在系统独立、重复投资、重复建设，以及碳汇、碳抵消机制不通用等问题。同时，碳交易价格和资源配置功能都需要在一定的市场规模下才能发挥作用。
故此，在“30·60”碳中和的大目标下，全国性碳市场建设迫在眉睫。
除发电之外，国内碳排放的主要行业还包括石化、化工、建材、钢铁、有色金属、造纸和国内民用航空等7个行业。虽然试点地区往往包含了多个二氧化碳排放重点行业，但从实际效果来看，并非纳入的行业越多越好。
以北京为例，去年甚至有整月交易量几乎为0的时间段，而每到5~7月(履约期临近)，各地就会出现交易高峰。其他试点地区也有类型的情况，说明市场交易还是以履约驱动为主。
“发电行业是目前国内二氧化碳排放最多的行业。”北京中创碳投科技公司副总经理郭伟告诉《能源》杂志记者，“而且发电行业的产品比较单一，排放检测更便利。所以自然成为了首批进入碳市场的行业。”
根据中电联发布的《中国电力行业年度发展报告2020》，2019年全国单位火电发电量二氧化碳排放约838克/千瓦时。2020年全国火电发电量5.28万亿度，对应的是大约44亿吨二氧化碳排放量。率先将发电行业纳入碳市场，不仅是低成本减碳的重要途径，而且可以推动淘汰低效燃煤电厂，促进发电行业的低碳转型。
对于发电企业来说，碳配额直接影响到发电量(收入)和成本，对企业在经济效益上的影响更加直接，能有效地改变履约驱动的交易情况。而且考虑到发电行业碳排放的巨大份额，先进行发电行业的碳排放权交易，可以为未来全国更大范围的碳排放权交易打下坚实的基础。
与世界上绝大多数国家的碳交易模式不同，中国没有设定碳排放总量上限，而是建设了一个类似“排放绩效系统”。这实际上给发电企业更多时间来采取措施减少碳排放强度。最终，减排成本低的企业可以依靠自身技术措施减少排放;而减排成本高的企业只能少减排或者不减排，通过购买额度来实现减排目标。
在这一过程中，碳市场中自然就会涌现出大量的市场机遇，尤其是对于低碳、甚至是零碳的电源。
低碳电源新机遇
如前文测算，火电全行业的碳配额大约为40亿吨。如果按照试点区域5%配额进入交易平台，那么全国碳市场的单一年份交易规模就可以达到2亿吨。生态环境部此前公开表示，截至2020年8月，我国试点省市碳市场累计成交量超过4亿吨，累计成交额超过90亿元。未来随着市场规模的扩大，碳价有可能比试点区域的平均价格大幅度提高，最高市场规模甚至有可能达到400亿元(以碳价200元/吨计算)。
如此巨大的市场，会诞生出大量的新机遇。对发电行业来说，首先利好的就是低碳或是零碳电源机组。
随着配额有偿分配的展开、交易比例扩大，加上其他行业的进入，预计碳价会不断提高，进而增加火电机组的运营成本。
在现行规则中，管理部门为鼓励燃气机组发展，在燃气机组配额清缴中规定，当燃气机组经核查排放量不低于核定的免费配额量时，其配额清缴义务为已获得的全部免费配额量;当燃气机组经核查排放量低于核定的免费配额量时，其配额清缴义务为与燃气机组经核查排放量等量的配额量。
也就是说，燃气机组的碳排放对行业不会产生强约束。这可能使得碳价难以大幅度上涨，但对于天然气发电来说却是极大的利好。
虽然如此，但也有专家认为天然气发电相比燃煤发电本就有较低的碳成本。在未来电力现货市场成熟的情况下，燃气机组结合较高的碳收益会比燃煤机组有巨大的优势。
欧洲碳市场经验或许会对中国燃气机组未来的发展有一定借鉴意义。2021年2月1日，欧洲能源交易所(EEX)的EUA(欧盟碳配额)期货价格为33欧元/吨。以煤电的碳排放强度为800g~1000g二氧化碳/度来计算，煤电机组的碳成本在0.03欧元/度左右，大约是0.235元/度。
这个数字不仅本身看起来就足够高，而且根据欧盟碳市场配额分配，电力部门将全部通过拍卖获得碳配额。也就是说碳成本将出现在每一度煤电发电量中。所以，在欧洲部分电力市场的调度优先次序中，天然气发电已经全面比煤电便宜了。从这一角度来看，严苛的碳排放限制、高昂的碳价正是欧洲去煤电的底气。
除了火电，可再生能源发电在未来的碳市场中也将获得更多的商机。
首先，对于发电企业来说除了对火电厂改造增加效率、推进CCUS、使用高质量煤炭外，投资风电、光伏等可再生能源是减少整个发电企业碳排放的最佳手段了。
其次，在中国发展了多年的国家核证自愿减排量(CCER)会是可再生能源参与碳市场的另一个重要途径。
2012年国家发改委印发《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》，国家核证自愿减排量(CCER)制度开始启动。CCER是经备案，并在国家注册登记系统中登记，单位以“吨二氧化碳当量”计算，在经国家主管部门备案的交易机构内进行交易。
《办法》明确规定了“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%。相关规定由生态环境部另行制定。用于抵销的国家核证自愿减排量，不得来自纳入全国碳排放权交易市场配额管理的减排项目。”
2020年全国火电发电量5.28万亿度，对应大约40亿吨二氧化碳排放量。也就是说，仅发电企业的碳市场，每年CCER消耗量就有2亿吨。以1000度电约等于1吨CCER计算，也就是2000亿度电。未来CCER无疑会成为全国碳排放权交易市场中的重要部分。
但如此重要的CCER目前正处于暂停审批的状况。这又是因为什么呢?
索比光伏网 https://news.solarbe.com/202102/23/335639.html
