碳排放权交易总量和配额分配方案已过审,发电行业或2020年正式交易_能谱网

目前,全国碳排放权交易总量和配额分配方案还未正式出台,具体分配方式尚不得而知,不过,华北电力大学经济与管理学院教授袁家海等人曾根据公开数据,做过相应测算。按照碳配额收益=发电量××碳价的核算公式,若以发电机组平均水平为基准线、碳价以30元/吨计、同等级机组等利用小时数来核算先进机组的碳配额收益的话,单台1000MW超超临界湿冷机组在达到最先进水平的情况下,超出基准线的配额全部卖出,可产生收益440-466万元;而单台300MW亚临界湿冷机组达到最先进水平的情况下,超出基准线的配额全部卖出,可产生收益127-134万元。

“我们原计划举行一个百人左右的会议,没想到通知发出去,短短几天就有接近300人报名。会议开了近4个小时,现场仍坚持坐着这么多人,足见大家对碳市场的关注和热情。”6月13日举行的全国低碳日碳市场经验交流会上,生态环境部应对气候变化司副司长蒋兆理如此感慨。

而落后机组的碳成本,将增加204万到877万左右不等。“假设碳价达到50元/吨甚至80元/吨,碳成本还将增加。”袁家海表示。

煤电是中国的发电主力。《中国煤电清洁发展报告》指出,截至2016年底,中国发电量达6.0万亿千瓦时,其中燃煤发电量约3.9万亿千瓦时,占总发电量的65.5%。然而发电企业受煤价高居不下、可再生能源调峰机组优先发电等政策影响,处于亏损状态。做过超净排放、能效改造的煤电,所面临的减排成本更是不可小觑。此外,企业在管理上亦需投入成本做好筹备工作,例如摸清二氧化碳排放量、把煤炭的采购和机组运行结合起来、配额的买入卖出等等涉及数据、财务等各方面的管理。

“2017年单位火电发电量的二氧化碳排放强度为844克/千瓦时,较2005年下降19.5%。实际上,我们的供电煤耗和净效率已是世界先进水平。”中国电力企业联合会高级工程师石丽娜表示。尽管如此,按照年排放达2.6万吨二氧化碳当量或综合能源消费量1万吨标煤及以上的“门槛”,装机容量6000-7000千瓦级以上的独立法人火电厂仍将被纳入全国碳市场,意味着1700多家火电企业或将全部覆盖,二氧化碳排放总量超过30亿吨。

在中国电力企业联合会副理事长轩看来,电力市场和全国碳市场总体上不矛盾,二者需要相互协调,寻找彼此之间的“最大公约数”。“正确处理强制性手段和市场手段的关系,充分发挥市场作用,尽一切可能降低交易成本,大范围优化配置资源和碳交易。两个市场不宜相互制约,碳市场的相关处罚要与电力市场相衔接。”

先进机组的减排成本不一定低

新方向——供需两侧联动促碳减排

目前,为火电发展,国家先后出台了“三个一批”、风险预警、淘汰落后产能等煤电发展政策,“十三五”期间还将取消和推迟煤电建设项目1.5亿千瓦以上。因此,国电电力中报提到“重点煤电项目发展受到一定影响”。

尽管目前成本无法传导,有业内人士认为,根据现有的发电企业的利润空间,如果实施碳交易,初期配额价格不高,对盈利影响不大,随着电力体制改革深化,碳市场进一步发展,企业竞争越来越激烈,减排的压力会迫使企业加大改造力度。

新进展——尚处基础建设期,火电企业计划全纳入

不过,电力市场建设近期迈出了重要一步。9月5日,发改委办公厅和国家能源局综合司联合发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》,选择南方、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批试点,2018年底前启动电力现货市场试运行。而电力现货市场建设是电力市场建设的重要内容。

按照方案,碳市场建设工作分三阶段推进:第一阶段为基础建设期,时间为一年左右;第二阶段为模拟运行期,用一年左右开展发电行业配额模拟交易;第三阶段为深化完善期,在发电行业交易主体间开展配额现货交易。对发电行业而言,这意味着在2020年左右才会有正式的碳配额交易。

6月13日,是气候司由国家发改委转隶到生态环境部后的第一个低碳日,也是全国碳排放权交易市场继去年启动后的首次亮相。6年酝酿、7地试点,历经漫长“前奏”的碳市场依旧热度不减。半年建设进展究竟如何?从地方试点延伸至全国市场,实践中挑战几何?下一阶段发展重点又在何处?会议现场,多方业内人士向记者展开分析。

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中国电力企业联合会副理事长王志轩认为,作为主体地位的煤电如果举步越来越难,对整个电力系统、能源系统等都会产生重大的影响,稳妥推进碳市场是正确的选择。

该说法一定程度上得到了北京理工大学能源与环境政策研究中心副教授王科的同意。“试点现在普遍采用基准线分配法,同一型号机组对标行业先进参数。但实际,并非所有机组都能达到理想状态,实际运行状况直接影响减排成本,分配时却未将其考虑在内。”

“若以碳价30元/吨为基准线,同等级机组等利用小时数来核算先进机组碳配额收益,则单台1000MW超超临界湿冷机组,在达到最先进水平的情况下,超出基准线的配额全部卖出可产生收益440万-466万元。”袁家海表示。

反过来,对于落后机组,实际排放强度与基准排放强度的差距越大,购买配额的花费就越大。

“最终无论采用何种方案,都不可能让各方全部满意,主要还是站在什么角度去看。”从企业出发,王志轩表示,只要配额分配合理,长远来看必将降低减排成本。“企业亏损应找准问题对症下药,而不是将成本归结于碳市场。”

袁家海也看好两个市场联动,以促进电力低碳转型。他可考虑引入拍卖等有偿方式分配储备配额,逐步提高基准标准,适时引入抵消机制。

清华大学能源环境经济研究所所长张希良向eo介绍说,电力的碳排放交易体系是根据电力体制的现状来设计的,将来电力体制变了,碳排放交易体系会发生一定的变化,比如“电改完成以后,电力市场完全放开,发电行业的配额分配由免费转变为拍卖。”

围绕配额问题,何建坤用“适度从紧”表达了自己的观点。他指出,在目前基准法和历史法的基础上,可进一步探索企业总额分配和有偿分配相结合的方式,以实现减排目标为导向的同时,推动分配机制更加灵活有效。

而昆山杜克大学研究中心主任张俊杰指出,电力部门参与碳交易有四个潜在风险,包括全国碳市场启动将增大电力企业的减排压力;电力价格管控有可能导致市场失灵的问题;碳管制成本无法通过电价转移;对企业减排的激励较弱等。

据悉,为敦促企业履约,国家发改委即将出台企业公共信用信息平台,该平台与企业信贷等情况挂钩,而所有的企业都会纳入这个平台,在履约期是否进行履约、什么时间履约等都会在此平台呈现。

首先是最受关注的配额分配。“全国方案暂未出台,但从试点看,有的大机组配额基准过低,小机组偏高,造成能耗低、排放小的大机组反而缺额大,减碳成本增加。还有的热电联产机组配额过低,尤其是工业供热机组,供热越多缺口越大,这些都与碳市场初衷相悖。”国家能源投资集团有限责任公司副主任肖建平称。

21世纪经济报道记者了解到,尽管纳入全国碳市场的相关行业并未最终确定,但几乎可以肯定,电力行业必然将被纳入其中。而按照年综合能源消费总量达到1万吨标准煤以上的标准,全国几乎所有火电厂都将被纳入碳交易。

袁家海提醒,这仅是简单的数据模拟,不代表真实情况,在配额具体分配方案以及细则未出台、交易未正式开始、碳价未形成的情况下,还有很多不确定性。

但从另一角度看,基准线法相比现有其他分配方式更为合理。“且减排成本也与电力市场自身运转相关,单靠碳市场的力量并不能彻底解决。”王科称。

21世纪经济报道记者了解到,作为2017年深化经济体制重点工作之一,今年年底前全国碳市场将启动,而电力行业几乎肯定要被纳入其中。

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