晓数谈碳|从电力碳排放现状以及明显的特点看运行超一年的碳市场对火电带来的冲击影响

中国碳市场简介

党的二十大报告指出，要积极稳妥推进碳达峰碳中和，健全碳排放权市场交易制度。所谓碳市场是利用市场机制控制温室气体排放、降低全社会减排成本的重大制度创新，同时也是推动实现“双碳”目标的重要政策工具。目前，我国已初步建立起符合中国特色的碳市场。

2021年7月15日，上海环境能源交易所发布公告，根据国家总体安排，全国碳排放权交易于7月16日（星期五）开市，标志着中国碳排放交易市场正式形成。

截至2022年7月16日，中国碳排放权交易市场正式交易一周年。依旧维持以上海为全国碳市场中心、武汉为碳配额登记系统。企业在上海进行交易，在湖北注册登记账户，两者共同承担全国碳交易体系的支柱作用，用以保证碳市场的平稳发展。

本文对2021-2022碳配额市场情况进行简要分析，并就生态环境部2022年11月03日发布的《2021、2022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）》（征求意见稿）浅谈其对未来碳市场的影响。

具体分析如下：

一、电力及供热行业定义及碳排放相关情况

电力行业涉及行业、纳入全国碳市场行业、装机容量

本文所介绍的电力行业仅指电力生产企业，电网企业、供电企业等均不在介绍范围。

根据《国民经济行业分类》中的定义，D441类电力生产中的火力发电（4411）、热电联产（4412）、水力发电（4413）、核力发电（4414）、风力发电（4415）、太阳能发电（4416）、生物质能发电（4417）、其他电力生产（4419）。

其中2022履约年度纳入全国碳市场的重点排放单位是2020年和2021年任一年度排放量达到2.6万吨的火力发电（4411）、热电联产（4412）和生物质能发电（4417），自备电厂达到排放量一并被作为重点排放单位管理。其中，纯生物质能发电的机组无需报送。

根据国家能源局发布的电力工业统计数据，截止2022年，全国累计发电装机容量25.6亿千瓦时，其中火电占比仍最大，共133239万千瓦时，我国目前以火电为主要电力生产方式的结构目前不会出现巨大的改变，水电41350万千瓦时次之，太阳能发电共39261万千瓦时，同比增长28.1%居全国首位，风电36544万千瓦时增长11.2%，风光电发展势头迅猛，均达到了两位数以上的增长，我国发展可再生能源的趋势不会改变，最后是核电，装机容量为5553万千瓦时。装机容量数据来自国家能源局。

图 1 国家能源局2022年全国电力工业统计数据

1、 电力行业碳排放源与碳排放过程

纳入全国碳市场的重点排放单位的企业主要发电方式是燃料在锅炉中燃烧产生的热能，通过蒸汽推动汽轮发电机做功完成发电过程，过程为热能——机械能——电能的转换。

其中主要的碳排放源是来自锅炉中燃烧的化石燃料/生物质燃料，为直接排放；第二种主要的排放为间接排放，是指发电企业购入的电力隐含的排放，因全国不能做到所有电力的净零排放，所以每度电均隐含二氧化碳排放，国家最新规定为0.5703吨二氧化碳/MWh。以上两种为核算指南中对电力行业碳排放计算中的规定。

2、 碳排放量

根据中国电力企业联合会发表的中国电力行业年度发展报告2022的数据，2021年全国全口径发电量为83959亿千瓦时，单位发电量二氧化碳排放约为558克/千瓦时，全年排放量约46.85亿吨二氧化碳。https://cec.org.cn/detail/index.html?3-311083

电力行业碳排放基本特点

（1）电力、供热行业是我国碳排放量最大的行业；

（2）火电为碳排放最主要排放方式，且目前装机容量占比最大，发电量占比最高，以火电为主要发电的结构目前不会改变；

（3）火力发电会不可避免产生二氧化碳排放，使用相比煤更清洁的燃气发电将会是趋势；

（4）电力行业总体碳排放处于增长阶段，因为全社会总用电量处于增加趋势；

风光电装机容量增长迅猛，总发电量的单位发电量二氧化碳排放有进一步下降的空间。

二、电力行业碳排放政策发展史

（1）启动电力行业进入全国碳市场

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）》，标志我国碳排放交易体系正式启动，之后生态环境部发布《碳排放权交易管理暂行条例（征求意见稿）》，条例作为仅次于立法的权威，奠定了全国碳市场的基础，也是迈向碳市场立法的重要一步。

（2）2019、2020配额分配方案

2020年12月29日，生态环境部印发《2019-2020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）》，并公布了2225家纳入的重点排放单位，标志了正式履约的启动。

https://www.mee.gov.cn/xxgk2018/xxgk/xxgk03/202012/t20201230_815546.html

（3）碳排放权交易管理办法（试行）

2021年1月5日出台的《碳排放权交易管理办法（试行）》包含了碳排放权配额的分配、清缴，对交易系统的登记、注册、交易，排放报告的报送、核查活动进行了规定，并给出相关监督办法。

https://www.mee.gov.cn/xxgk2018/xxgk/xxgk02/202101/t20210105_816131.html

（4）核查指南、核算指南

2021年3月29日，生态环境部印发《企业温室气体排放报告核查指南（试行）》和《企业温室气体排放核算方法与报告指南发电设施》，规定了全国碳市场的核查活动和重点排放单位的报送工作。

https://www.mee.gov.cn/xxgk2018/xxgk/xxgk06/202103/t20210329_826480.html?keywords=%E6%A0%B8%E6%9F%A5

https://www.mee.gov.cn/xxgk2018/xxgk/xxgk05/202103/t20210330_826728.html

（5）履约后的工作通知

2022年3月15日，生态环境部发布《关于做好2022年企业温室气体排放报告管理相关重点工作的通知》确定了第二个履约周期的重点排放单位名单，标志着第一个履约周期的结束和第二个履约周期的开始。

https://www.mee.gov.cn/xxgk2018/xxgk/xxgk06/202203/t20220315_971468.html

（6）新核算指南、核查指南、配额分配方案

2022年末，生态环境部相继发布《2021、2022年度全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（征求意见稿）》、《企业温室气体排放核算与报告指南发电设施》、《企业温室气体排放核查技术指南发电设施》，作为对过去工作的总结和经验应用，指南和分配方案更加符合各大电力企业参与碳市场的实际情况，推动碳市场健康发展。

（7）2021、2022年配额分配方案

2023年3月15日，生态环境部发布《2021、2022 年度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）》，其中具有创新性的内容是开借碳的先河，“对配额缺口率在10%及以上的重点排放单位，确因经营困难无法完成履约的，可从 2023 年度预分配配额中预支部分配额完成履约，预支量不超过配额缺口量的 50%。”借碳的开创，意味着碳金融的初步成型，企业能够跨时间无息使用碳配额，缓解了当前的困境，并可以在未来经营状况良好的时候进行偿还。

三、电力行业碳市场交易情况

2021、2022（碳市场7月26日开市）

截至2022年12月30日，全国碳市场累计成交量2.3亿吨，累计成交额104.75亿元。这标志着全国碳市场在2022年累计成交额突破100亿元大关。

自2022年1月4日起，至2022年12月31日止。全国碳市场碳排放配额（CEA）总成交量0.5亿吨，总成交额28亿元，成交均价为55.3元。

四、电力行业发展趋势

碳市场对电力行业发展的影响

短期来看，企业面临成本的上升，包含数据管理，人员培训，节能改造，购买配额等，需要企业额外付出金钱、时间等成本；在过去两年，煤价的上涨和履约后的一些行政处罚让部分效益不好的企业和数据管理上出问题的企业面临着经营上的困难和实质的惩罚，对于过于落后的机组来说，很快会因为各种问题而被淘汰。

长期来看：

（1）碳市场的存在促进新的节能减排技术的发展与落地，随着碳价的走高，更多的发电企业会选择先进的节能技术，以减排的方式冲抵高碳价带来的影响；

（2）企业可以使用碳配额进行抵押贷款，企业通过碳资产进行借贷，能够多一种或几种的贷款底层资产，使企业的经营情况更加健康；

（3）因碳市场受政策的影响较大，政府可以通过碳配额的发放影响火电行业整体经营情况；

（4）未来火电企业在考虑投资建厂时除了考虑效益外，也会考虑当地碳排放政策的宽松程度；

（5）顺应碳减排趋势，风光电、储能崛起，各省市、企业在新建装机优先考虑风光电机组，并带动相关产业发展和上下游就业。

各种发电方式发展

火电：技术成熟的火电目前仍是发电主力，但需要消耗不可再生的能源且污染环境，发展的动力略显不足，近4年每年的装机容量增长仅3%~4%；

水电：水电较环保，但是受限于水资源丰富程度而建设，且投资较大，近4年每年的装机容量增长在3%~5%左右；

核电：核电废弃放射性燃料处理较麻烦，近4年每年的装机容量增长在6%左右；

风光电：风光电因是可再生能源，且有国家大力扶持，近4年每年的装机容量增长在15~30%左右。

注：相关数据来自国家能源局