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？
待完善的碳交易
CCER是中国在成熟碳市场建立之前的减排路径之一。
“《京都议定书》中引入了清洁发展机制（CDM）这种灵活的履约机制，而中国很早就启动了CDM项目的开发，并且发展为主要的供应国。”郭伟说。
CDM的核心内容是允许其缔约方即发达国家与非缔约方即发展中国家进行项目级的减排量抵消额的转让与获得，从而在发展中国家实施温室气体减排项目。也就是说，有减排需要的一方，可以通过购买CDM实现自身的减排目标。
截至2014年，中国注册的CDM项目接近4000个，年减排量超过6亿吨，超过全球CDM总量50%。但随着《京都议定书》第一承诺期在2012年到期，依托于《京都议定书》的CDM项目也开始大规模终止。中国开始探索本国的减排抵消制度。
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。
可以说，CCER是对CDM中国化的产物。“但2017年CCER项目就被国家主管部门暂缓受理了。”龙源（北京）碳资产管理技术有限责任公司碳资产业务部姚艳霞对《能源》杂志记者说，“目前业内普遍认为，尽快恢复CCER是完善全国碳排放权交易市场的重要一环。”
2017年，国家发改委发布公告称：“为进一步完善和规范温室气体自愿减排交易，促进绿色低碳发展，按照简政放权、放管结合、优化服务的要求，我委正在组织修订《暂行办法》。即日起，我委暂缓受理温室气体自愿减排交易方法学、项目、减排量、审定与核证机构、交易机构备案申请。”
有业内专家认为早期CCER审批没有更多地考虑到碳排放权交易，是发改委暂停CCER的重要原因。
2012年出台《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》时，国内碳排放市场尚未启动，因此在CCER的审批中，并没有很好的考虑到未来碳排放权交易的使用。从《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》印发的通知来看，CCER当初是为了保障自愿及安排活动有序开展，调动社会积极性，为碳排放交易积累经验而施行的。
所以，CCER没有很好的在各地试点市场进行使用，部分地区甚至还有地区的核证自愿减排量，例如福建林业碳汇（FFCER）、广东碳普惠核证自愿减排量（PHCER）等。
从CCER已签发的项目来看，不仅有大量的光伏、风电、水电等项目，还有天然气发电、瓦斯发电，甚至还有部分热电联产项目。显然，2012年对于自愿减排的标准已经完全不适用于当下的国内实际情况。
CCER以何种方式、何时重启，是全国碳排放权交易市场待完善的一个部分。根据前文测算，风电、光伏的CCER未来很可能处于供需失衡状态，在CCER的管理办法正式出台之前，对于CCER或者可再生能源参与碳市场的方式尚无定论。
“事实上，目前的碳排放权交易还有很多需要补充的地方。”业内专家说。
例如说企业碳配额如何发放，全国各省能否统一时间发放，就是一个不小的问题。姚艳霞说：“既然是全国统一的市场，那么企业拿到配额的时间就应该尽可能地保持一致。这样才能更好地保证全国市场的有序开展。”
随着碳排放权交易市场不断完善，意味着火电的“紧箍咒”也越来越紧。那么对于火电来说，碳市场的来临到底意味着什么？
火电“紧箍咒”
碳负担毫无疑问是发电企业最为担心的问题。
从7个碳排放权交易试点的推进情况来看，国内碳价格还处于低位。根据生态环境部公布的数据，我国试点地区碳价平均水平只有22.5元/吨。前文所述的履约推动交易，是碳流动性低、价格低的主要原因。
在试点地区中，有发电企业透露，火电厂的配额不仅够用，还可以拿到市场上进行交易，成为收益来源。这样的话，碳排放不仅不会增加发电企业的成本，反而扩大了收入。
那么这种情况在全国碳市场中会怎样呢？
有专家认为，目前的《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）》还没有形成对发电企业的强约束。“现在的配额设定可以说是多方博弈的结果，对发电企业，尤其是火电企业还没有形成强有力的约束。”
例如说，根据配额设定与分配的实施方案，火电厂在配额清缴相关工作中设定的配额履约缺口上限是核查排放量的20%。
对火电成本构成压力的另一大因素是配额的分配方式。根据《办法》，“碳排放配额分配以免费分配为主，可以根据国家有关要求适时引入有偿分配。”也就是火电企业不需要付出成本就可以获得碳排放额度。这无疑大大减少了企业额外支付碳成本的可能性。
“由于30万机组的物理减排潜力更大，减排成本更低，因此，这些机组可以通过更大程度的主动减排，满足排放限制要求，某些条件下还能够略微增加发电量，甚至获得利润。”卓尔德环境研究（北京）中心主任张树伟对《能源》杂志记者说。“这倒是完全正常甚至合理的，因为在这种绩效交易系统中，机组的损益强烈地取决于配额的发放，只要整体减排实现了，那么对机组的伴生影响必须考虑历史公平性的问题。当然，目前来看，当前的市场安排对整体煤电行业利润的影响很小，大概在总利润的1%左右。”
由于全国碳排放权交易市场还处在早期，因此业内专家普遍认为类似拍卖的有偿配额发放很难在近期实现。“现在全国碳市场最主要的任务是让相关企业尽早入场、熟悉规则，而不是一开始就给大家带来很大的成本压力。”
这种对于发电企业的弱约束可能会让企业在短时间内感受不到碳排放权交易带来的压力。事实上，《能源》杂志记者咨询了相关火电厂人士后发现，目前电厂还没有相关正对性的措施。火电厂内部人士坦言，目前的碳排放约束很宽松，企业没有实际行动。“也许未来会是个问题，但现在还没影响。”
电价与碳价正相关
与世界上绝大多数国家采取的碳交易模式不同，中国没有设定绝对的碳排放总量上限。现阶段，碳成本对企业的影响有限，电价上涨的压力自然也小得多。
另一方面，由于目前只有发电企业参与市场，免费额度的多少就至关重要。“如果免费配额很高，只需要释放很有限的减排潜力，企业通过减排、增加发电量实现利润最大化；如果免费配额接近了其减排的物理极限，那么无论碳价格上升到多高，由于缺乏减排潜力，碳市场将无法实现平衡。因此，碳市场价格在某些区间之外，可能会快速上涨，对减排成本高度敏感。”张树伟说。
卓尔德环境研究（北京）中心对碳市场中碳价与电价的变化进行了模拟情景测算。在发放排放总量75%配额的情况下，市场形成了200元/吨的碳价格。但是，机组并不会在很大程度上通过减少发电量减少排放，因此电力价格几乎不会上涨。
但是如果随着配额发放的收紧，免费额度逐渐逼近机组的最大减排潜力。那么碳价会陡然上升，电力价格也会随之增加。特别是在电力需求没有大幅度减少的情况下，机组也无法通过减少发电量来满足排放限额。
在现行碳排放权交易市场和发电企业配额分配制度下，部分机组的度电碳成本可能高于度电利润。在这种情况下，一方面碳价格会下降，另一方面电力供给相应减少，会出现电价上涨的趋势。一旦价格逆转，机组会再度开机，碳价与电价最终实现动态平衡。
多项研究成果显示，在目前乃至未来一段时间，在配额免费发放的方式下，预计碳价很难突破200元/吨。2019年，全国单位火电发电量二氧化碳排放约838克/千瓦时。以200元/吨的碳价计算，度电碳成本大约是0.1676元。但考虑到至少75%的免费碳排放额度，实际上0.1676元/度的碳成本会被均摊掉很多，实际度电碳成本只有不到0.04元/度。当然，这一测算是基于电价完全没有传导下的情况。
“目前来看，全国碳市场的启动大于约束。”上述专家说，“尽快地让各个行业进入碳交易市场、熟悉碳交易，远比立刻对重点行业实行严格的碳排放限制更为重要。”
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