eo封面 | 碳+电=X

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本文为本期封面第二篇，点击此处阅读第一篇《冲刺碳市场》。

南方能源观察

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eo记者 刘文慧

全国碳排放权交易市场即将鸣锣开市之际，电力行业迎来了“新型电力系统”这一重要新定义。

无论是碳市场还是新型电力系统，聚光灯都不可避免地打向火电：首批纳入碳市场的正是符合条件的常规燃煤、非常规燃煤和燃气机组；新能源为主体的电力系统发展过程中，火电需逐步降低占比，但又承担着重要的系统调节功能。

当火电机组要付出碳价成本，电力系统转型将迎来怎样的挑战？绿色电力证书能否进入CCER（国家核证自愿减排量）体系？同为实现碳减排目标，新型电力系统与碳市场如何有机结合，成为行业关注焦点。

碳价加身，电价能否传导

2011年底开始，深圳、上海、北京、广东等8地先后迎来地方碳市场试点，但全国碳市场在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）》后，却因机构改革、新冠疫情等因素有所推迟。

相较之下，新一轮电力市场化改革起步于2015年“9号文”的发布，电力市场建设过程从未中断。与此同时，可再生能源在国家政策的支持下得到迅猛发展。

在适用经济调度的市场中，碳价的加入推高燃煤机组成本，相对低排放的发电资源在优先调度排序中的地位被巩固。而中国虽未采用经济调度，可再生能源消纳保障政策补位了碳价机制的缺失，实现了可再生能源的优先发电。

当火电进入碳市场，碳价也将通过影响火电成本，传递至电力系统。碳价几何，成为系统成本变化的关键。

在此前地方碳市场试点中，碳价在18-90元/吨之间，其中，北京最高为90元/吨，2019年至2020年配额价格大多数时候维持在80元/吨以上，而价格居中的上海总体在40元/吨水平，广东碳价稳定在20-30元/吨之间。

根据广东电力相关从业者测算，2020年广东碳交易一级市场的有偿竞价交易中，统一成交价为28.20元/吨，结合有偿配额比例和相关成交机制，碳交易成本仅占火电机组正常发电成本的0.5%左右，基本不会对目前的火电机组的运行成本产生影响。

在全国碳市场正式启动运行后，电力行业率先试水。行业专家指出，虽然电力行业所涉及的排放体量巨大，但同一个行业内部同质化程度较高的电厂或者火电机组碳减排的成本差异并不大，最终形成的碳价并不会太高。

早在2017年，时任国家发改委气候司副司长蒋兆理在发布会上就曾表示：“电力行业是首批纳入碳市场的行业。电力行业采用的是基准线法，在基准线配额分配机制下，对电力行业的影响分两种情况。管理水平高、技术水平高的机组，就更有竞争力，管理水平低、技术水平低、处于亚临界地位的机组，就会影响比较大。随着电力体制改革越来越深入，先进机组获得收益的可能就越来越大。整体而言，对电力行业的负担是均衡的，因为卖出配额被电力行业自身所吸收，电力行业的总体成本不会上升。”

不过，随着全国碳市场建设的深入，碳价的上涨在预期中。

ICF国际咨询公司相关报告指出，欧盟碳排放交易体系（EUETS）的碳价格从2017年的每吨5.5美元左右上涨至2020年底的36美元以上，几乎达到历史最高点，而美国加州和东北部各州的区域碳市场2021年初价格分别为每吨17美元和7美元。有经济学家建议，为实现《巴黎协定》目标，到2020年碳价格至少要达到每吨40到80美元，到2030年则需要达到50至100美元。

《2020年中国碳价调查》报告显示，利益相关的受访者预计中国碳价将稳步增长，全国碳市场的平均价格预期从2020年的49元/吨升至2025年的71元/吨，并在2030年增至93元/吨；超过半数的受访者预计水泥行业将于2022年前被纳入全国碳排放权交易体系，而对于预期电力市场改革将于何时允许碳价从发电企业传导到终端用户，约四分之一的受访者选择了2025年，而超过三分之二的受访者选择了2030年。

在成本无法通过电价疏导到用户侧的情况下，系统调用火电将面临更高的成本，而这一成本最终需要由电力市场中的各主体消化。

随着可再生能源在电力系统中占比的增高，系统消纳成本也随着上升。“当非水可再生在电力系统中装机占比超过30%时，系统灵活性需求显著增加。2020年中国新能源装机占比为24%，而不少省份已经超过30%占比。”华北电力大学教授董军指出，“虽然可再生能源发电成本降低了，但系统总成本并没有降低，并且系统越不灵活，消纳成本越高。”

而由于系统成本无法通过电价传导到需求侧，则出现了火电日子不好过、可再生能源负担也重的情况。以山东为例，其2019年辅助服务市场上，火电获得补偿费折合度电0.1分，核电分摊费用约度电0.46分，可再生能源分摊费度电0.59分。如果火电还要付出碳价成本，核电和可再生能源所需要分摊的费用则更高。这并不利于清洁能源的发展。

“说到碳中和，很多电力系统之外的经济专家都表示，中国在碳减排上的投资将达到上百万亿元，这是很多人都认可的，大家也认可电气化的作用。但一提到电价，又有声音认为电价不能涨，这不是矛盾吗？”一名电力行业从业者感慨，“既然把电力系统认为是实现碳达峰碳中和的一项重要的措施，就应该体现它的价值，电价也是一样。”

针对迈向“碳中和”过程的机制性议题，博鳌亚洲论坛副理事长、中国金融学会会长周小川坦言：“在低碳转型过程中实际上有相当一部分成本需要转嫁给最终使用者，也就是由企业和消费者来承担。也就是说，仅靠供给方面技术水平的提升、新产品的出现等，还不足以实现低碳和净零排放，还要求最终使用者如果使用了产生或含有碳排放的产品和服务，就需要承担更大的代价和成本。因此，需要关注并正面面对在整个过程中这类成本的转嫁。”

周小川表示，从价格信号的角度看，电网未来将是碳价格最核心的价格传导者，是最主要的二传手。“类似于货币政策从基础货币供给向多层次货币量及价格传导的机制，它能够分解为各种不同的价格，分别提供给电源供给方、储存方、调峰方、用户方等。”

CCER能否“牵手”绿证

电价疏导的不确定性下，减排量收益成为影响电力系统碳价成本的另一个关键。

《京都议定书》确定了三种碳交易机制，赋予碳排放权商品属性。三种机制包括：排放贸易机制（ET）、联合履行机制（JI）和清洁发展机制（CDM）。中国作为全球最大的发展中国家，主要开展在CDM机制下的项目开发，并成为CDM项目最多的国家之一。华南理工大学教授陈皓勇介绍，CDM机制对从事清洁能源项目的企业机构来说，多了一个融资和技术改造的途径。“通过参与该机制引进外资与节能减排技术能够促进我国环保事业发展，同时项目业主可以通过在碳交易市场出售弥补其实施碳减排所增加的成本。此外，凡中国境内所有减少的温室气体排放，都可以按照《京都议定书》中的CDM机制转变成有价商品向发达国家出售。”

在风电成本较高的行业发展初期，CDM项目的收益曾经占到项目利润的25%至50%，减排量收入一度成为风电投资重要的测算依据。大唐福建六鳌一期3.06万千瓦风电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），成为中国可再生能源领域第一个获得CERs签发的CDM项目。不过2013年，随着欧盟碳交易市场低迷、CER供过于求等情况出现，欧盟规定只接受最不发达国家新注册CDM项目，中国CDM项目失去最大的市场。

而CCER则是中国境内的碳减排项目经政府批准备案后所产生的自愿减排量。CCER和国家分配至各重点排放单位的排放配额，是碳市场标的的两个组成部分。如果企业的实际排放高于配额，则需要去市场上购买其他企业过剩的排放配额或者CCER，否则将面临处罚。

2015年中国自愿减排交易信息平台上线，CCER进入交易阶段，但在2017年，CCER项目备案暂停，存量CCER仍在各大试点交易。截至2021年4月，国家发改委公示的CCER审定项目累计2871个，备案项目861个，进行减排量备案的项目254个。项目组类型有风电、光伏发电、农村户用沼气和水电项目等。

值得注意的是，也是在2017年1月，国家发改委、财政部、国家能源局发布了《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，鼓励各级政府机关、企事业单位、社会机构和个人在全国绿色电力证书核发和认购平台上自愿认购绿色电力证书（简称“绿证”），作为消费绿色电力的证明。

设计绿证的初衷并不是为了服务碳市场，而是为了解决可再生能源发展过程中出现的补贴资金不足问题。“目前已核发2700多万个绿证，但认购量只有7万多个。认购少的主要原因在于绿证价格比较高，也和该证书设计初衷是‘替代’补贴有关。”中国价格协会能源和供水专业委员会侯守礼指出。

2020年11月公布的《全国碳交易权管理办法(试行)(征求意见稿)》规定，排放企业可以使用核证自愿减排量抵扣不超过5%的排放量。用于抵消的核证自愿减排量应来自可再生能源、碳汇、甲烷利用等领域的减排项目。

北京中创碳投科技有限公司相关专家认为，CCER作为碳市场灵活抵消机制重启后，需要与可再生能源电力消纳保障机制、绿色电力证书等相关政策做好衔接，确定自愿减排项目的重点支持范围，否则按照可再生能源项目规模化发展的供给能力和全国碳市场对自愿减排项目的有限需求，两者完全无法匹配。

在绿证政策与碳市场CCER机制未融合、两种制度并存的情况下，为避免减排量的重复计算，购买绿证难以被视为购买了减排量，这会导致绿证认购量的缩减，也会降低项目方申请绿证认证的积极性，绿证制度发展情景不明朗。此外，两种认证方式申请流程、条件有所不同，也会给企业带来额外的行政成本。而如果将绿证纳入减排收益统计范畴，则需要全面评估绿证所涉项目的减排体量及其给碳市场可能带来的影响，进而在项目认定标准、额度和定价上做出相关规定，同步考虑绿证给碳市场和电力市场带来的影响。

在侯守礼看来，随着近年来绿色发展理念的逐步深化，平价上网、分布式交易以及可再生能源电力消纳保障机制多项政策相继出台，已经具备了发放纯粹体现绿色电力属性、与补贴脱钩的“平价绿证”的条件。“为促进可再生能源高质量发展，有必要尽快核发平价绿证，并对绿证交易认购平台进行改造升级，以支持广大用能企业迫切希望购买绿证达到使用绿色电力，减少碳排放的目标。”

如何平衡考核与发展，是碳市场与电力市场发展过程中相互协调的重点。“在市场空间方面，电力市场是随着GDP增长实现发展的，碳市场则通过强制碳配额形成，两个市场要能够相互促进，而非相互制约。”董军指出。