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兰江水
【中国环保在线 行业动态】2013年6月18日，中国碳交易市场在深圳正式运行，开启了中国碳交易元年。新一轮电力体制改革的深入推进也为全国碳交易市场的形成带来新的契机。面对2017年即将汹涌而至的全国碳市场，电力企业将会受到哪些影响？
电力行业参与全国碳排放交易体系已成定局。对于电力企业而言，无疑又是新一轮的洗牌。
9月的福建漳浦，东南季风盛行。放眼远眺，36台高达55米的风机，沿着蔚蓝色的海岸线一字排开。据现场施工人员介绍，六鳌地区正处于盛风期，风速达每秒15米以上，可支持风机满负荷发电。整个电场建设总容量是10万千瓦，已分三期建设完成。
六鳌风电不仅为福建漳浦地区提供源源不断的清洁电力，也是我国在市场上取得成功的单边CDM项目。
2006年7月27日，大唐六鳌一期0.6MW风电CDM项目成功获得联合国CDM执行理事会(EB)签发的22202吨CERs(经核证的减排量)，成为中国电力行业史上个获得CERs签发的CDM项目。
作为碳排放大户，电力行业无疑是碳交易市场的重要主体，各试点不约而同地将其作为主要的控排对象。与此同时，以五大电力为首的能源央企，也纷纷未雨绸缪、争先布局。
面对2017年即将汹涌而至的全国碳市场，电力企业将会受到哪些影响？占比近半的电力企业又将如何应对？
碳市渐近
2013年6月18日，中国碳交易市场在深圳正式运行，开启了中国碳交易元年。
新数据显示，截至2016年3月，北京、天津、上海、重庆、深圳、广东、湖北七个碳市场试点的碳配额累计交易量为4854万吨，成交额13.8亿元。
“我国碳市场基数小弹性大。目前7个碳交易试点省市交易额未达20亿元、交易量不到1亿吨，这对全国100亿吨以上级别的碳排放量而言，碳市场看似用处不大。”一位不愿具名的行业人士分析，“也应看到，市场培育需要一定时间”。
以国家发改委稍早前发布的《中国发电企业温室气体排放核算方法与报告指南(试行)》和《中国电网企业温室气体排放核算方法与报告指南(试行)》为基准来看，7个碳交易试点制度规则大体相同，但具体细节稍有差异，不同地区对电力企业的碳排放核算范围并不一致。
在深圳，要考虑电力企业的直接排放和间接排放。在上海，仅将固定源的化石燃料燃烧排放纳入到碳排放的核算范围内。在北京，则将固定源的化石燃料燃烧排放和外购电力产生的间接排放纳入到核算范围内。而在广东，仅仅考虑直接排放。
国家发改委能源研究所研究员康艳兵对此指出：地方政府制定碳交易游戏规则，监管碳交易市场，但在覆盖范围不断扩大的同时，碳交易的政策设计也会出现较大的不确定性。
另一不容乐观备受关注的是配额分配。
“配额如何进行分配，将直接影响电力行业参与碳市场的积极性以及企业自身的生产经营成本，因而成为各参与方关注焦点，尤其是被纳入的控排企业。”北京中创碳投科技有限公司总经理唐人虎分析，“当前，我国尚未针对首批纳入全国碳排放交易体系的行业出台明确的配额分配方案，仍处于配额试分配及收集建议阶段。”
据唐人虎介绍，根据目前试点的情况来看，电力行业的配额分配方式主要为历史排放强度法和基准法。
北京、湖北、重庆和天津4个试点主要采用历史排放强度法，侧重于根据企业过去年份的碳排放强度来确定发放的配额量，这种分配方式相对于控排企业而言较为可接受性强，但不利于鼓励行业先进，容易导致配额过剩，碳市场活跃度不足的情况。
广东、上海和深圳试点采用基准法，这种配额方法侧重于根据值确定发放的配额量，以此鼓励行业先进，倒逼企业进行技术革新和节能减排，但相应的电力企业的减排压力也会增大。
多位受访的电力企业人员表示，碳排放配额的确定和分配制度对碳交易市场的效率有着很大影响。但具体到实践中，依然存在政策透明度不高，分配和使用不确定等问题。
“我研究过上海、天津、北京3个试点，但转了一圈之后发现很难去做，各企业参与的积极性并不高，也没有很大的动静。尤其在当前的经济状态下，如果想让发电行业参与进来，更多的是对火电为主的企业来说，是负向的激励。加之当前国家去产能、去杠杆的宏观大背景，企业参与更加难以实施。”业内人士吴琦坦言。
企业试水
时至今日，电力行业参与全国碳排放交易体系已成定局。
2015年3月20日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》，对进一步推动可再生能源发展，促进电力行业减排，做出了明确规定。
今年1月19日，国家发改委发布《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》，电力行业亦成为首批纳入全国碳排放权交易体系的重点行业之一。
“电力因具有特性相对统一、数据基础良好、碳排放量大且集中、易于计量和检测等特点，被公认为是碳交易行业试点的。”中国电力企业联合会党组成员、专职副理事长，国家气候变化专家委员会委员王志轩说，“以2005年为基准年，2006-2015年，通过发展非化石能源、降低煤耗和线损率等措施，电力行业累计减少二氧化碳排放约76亿吨，有效缓解了二氧化碳的排放增长。”
据悉目前7个试点中，共有3家电网企业和155家发电企业纳入。发电企业中，广东85家(含新建项目)、湖北24家、天津17家、上海14家、深圳8家、北京7家；电网企业中，北京2家，深圳1家。
在中国人民大学环境学院教授曾贤刚看来，建立碳交易市场正为电力行业带来新一轮发展机遇。在电力行业碳排放总量控制的背景下，碳排放成为了稀缺资源，成本的上升会形成倒逼机制，迫使发电企业对先行的发电技术进行改造和升级，以降低减排约束造成的影响。而清洁能源因具有碳排量低的先天优势，将成为碳交易市场的重要供给者。
与此同时，电力行业的减排不仅包括清洁技术、清洁电源等发电环节，输电、配电、用电技术的清洁发展同样重要。碳市场的建立将会激励电力行业在洁净煤、新能源发电、智能电网、特高压输电等低碳电力技术中投入更多的人力、物力、财力，在未来碳交易市场中占据更有利的位置。
事实上，以华能、华电为代表的“五大电力”早已布局。积极应对碳约束成为发电集团的战略选择。
一向强调节能减排的华能早在CDM时期就参与到了碳市场中，并于2010年成立了专门的平台公司，即华能碳资产经营有限公司。从试点碳市场入手，并做出多项改进。
但在该公司碳交易主管何毅看来，目前碳市场的稀缺性完全是由政府设计，且存在很多不确定性。政府拥有很多调控手段来调控政策，但政策连续性不是非常好。这是捕捉市场趋势相对分析的难点之一。
“早在2014年，华能集团公司已经下文要求在全系统，整个华能非试点地区之内将近的100家火电厂内，全面开展碳排查工作，费用由电厂自己承担。而这项工作也为明年启动全国碳交易市场，提前摸清底数，做好准备工作。”何毅说。
前不久，华电集团碳盘查总结会悄然举行。该公司副总经理邓建玲指出，做好碳排放统计核算工作，应加强并兼顾存量资产和增量资产的配额管理，认真梳理自愿减排项目资源，布局好CCER项目碳资产，确保集团公司实现项目备案年度目标。
“随着经济社会的发展和能源革命的不断推进，能源的电力化将是不可逆转的潮流，”王志轩说，“我国现在天然气缺乏且价格持续走高的现实，决定了要实现在合理成本下的碳减排目标，就必须正确处理好电力、煤炭、石油、天然气与可再生能源之间以碳减排为纽带的关系。从市场经济和经验来看，采用碳交易的方式是解决这些问题的有效方法。”
电改契机
尽管取得一些成绩，但多数电力企业的碳交易尝试尚不深入。就目前而言，碳交易市场无法对电力企业的生产经营、节能改造、发电成本等与经济效益直接挂钩的领域产生明显改变，也不能更大影响集团公司的投资决策。
“我相信未来这种影响将会逐步加大。今年年中，部分电力央企领导人在公开讲话中已经意识到碳市场将对企业的发展带来多大的影响。未来，碳价信号的发出并逐步提升，将毫无疑问影响到企业的发展和经营，以及重大的投资决策等。企业需要时间来学习和适应了解这一新生事物。”北京中创碳投科技有限公司副总经理郭伟说。
新一轮电力体制改革的深入推进也为全国碳交易市场的形成带来新的契机。
碳交易为排放量带来源源不断的“商业价值”。一方面，“超额排放”需购买配额/CCER，增加企业运营成本；另一方面，企业自主节能额节能量可申请签发CCER，为企业带来额外收益。配合电改政策，节能服务公司客户量增加后，可成立独立售电公司，新增售电收入。
“电改与碳交易都是市场机制在能源资源配置中发挥作用。”王志轩指出，“由于二者均处于起步阶段，其关联性在设计时尚未统筹考虑，应避免矛盾的产生和顶层设计的交叉。”
“应看到，无论从发电侧、需求侧或电网侧来看，我国电力行业在碳交易市场上仍然存在巨大潜力。”曾贤刚分析。
发电侧的潜力主要来自于化石能源利用效率的提高，电源结构的调整，碳捕获和封存(CCS)技术。以煤电为主的电力生产主体，应积极促进大容量率的先进机组替代高耗能的小煤电机组，如整体煤气化联合循环发电(IGCC)、以煤气化为核心的化工动力联产、更高参数的超超临界发电。
需求侧的潜力则来自通过设计相应的激励机制和政策，应引导电力用户节约用电，提高电能利用效率，减少电力消费，从而间接减少电力行业碳排放。
电网是连接发电侧和需求侧的桥梁，其碳减排潜力主要来自于智能电网的建设和非化石燃料电力资源的大规模接入。其中，特高压、柔性输电、低碳电力调度、分布式发电以及与用户实施双向交互等智能电网技术的推广和应用，将大大降低电能输送过程中的损失，具有巨大的减排潜力。
“毋庸置疑，电力结构调整是电力碳减排的主战场。”王志轩说，“由于电力行业采用技术手段进一步降碳的空间有限，更大的降碳空间或将依赖于风能、太阳能、核能等非化石能源发电比重的提高。这对电力行业而言，无疑又是新一轮的洗牌。”
原标题：全国碳交易体系已成定局，电力行业面临哪些考题？
