发电企业在全国碳市场运行情况调研报告

 建设全国碳市场和利用市场机制控制温室气体排放是贯彻党中央国务院决策部署、推动绿色低碳发展的重大制度创新实践。2021年7月16日，全国碳市场正式上线运行，首批纳入电力行业，覆盖了我国40%以上的化石燃料燃烧产生的二氧化碳排放，成为全球规模最大的碳市场。由于我国碳市场处于初期起步阶段，面临不少问题和挑战，需要通过更长时间的市场探索和更多的市场主体参与，不断完善碳市场建设。

为更好地发挥市场机制作用，中电联在长期追踪全国碳市场建设的基础上，组织完成了“发电企业在全国碳市场运行情况调研”报告，提出了相关建议，供政府决策和企业发展参考。

一、发电企业碳交易工作成效

全国碳市场整体运行平稳。截至2022年10月28日，累计成交量1.96亿吨，其中，第一个履约期成交量1.79亿吨。成交均价43.93元/吨，其中第一个履约期的成交均价为42.85元/吨。累计成交金额86.0亿元，其中第一个履约期成交额76.6亿元。全国碳市场以大宗协议交易为主，占80%以上。第一个履约期履约完成率99.5%，其中，央企履约完成率100%。

碳减排和碳交易认识显著增强。从开立账户、核算核查、配额测算、配额分配到上线交易和清缴履约的全过程，发电企业对碳市场、碳交易的全链条管理有了更加全面的认识，并切身感受到碳市场对企业经营、管理的意义和影响。

煤电清洁高效利用持续推进。推动存量煤电节能改造、供热改造、灵活性改造，淘汰低效率落后煤电机组，促进能效水平进一步提升。本次调研的100多家电厂案例，2021年单位火电发电量平均二氧化碳排放量862克/千瓦时，同比下降1.3%，降幅比行业高0.8个百分点。

碳排放管理效能进一步提升。制度体系建设逐渐完善。制定碳交易管理制度，明确各级单位碳交易工作职责，加强统筹管理，理顺工作流程。数据管理日趋规范。企业认真执行数据质量控制计划，加强碳排放数据体系化、标准化、信息化管理，进一步提升了碳排放数据的精细化、准确化、规范化。本次调查的五大发电集团和九家地方电力集团企业碳元素实测率从2018年的50%左右提高到2021年的100%。

减排成本降低渠道进一步拓展。首个履约期允许企业使用CCER（国家核证自愿减排量）抵销5%的应清缴配额量，有利于降低单位发电量碳排放强度和控排企业履约成本，对新能源快速发展、增加新能源企业效益发挥了一定作用。另外，碳资产管理为企业低碳转型带来机遇，对未来吸引资金技术投入到节能减碳、新能源方面起到重要作用。

低碳技术创新步伐进一步加快。探索开展低碳技术研发与实践，坚持技术引领，加大大规模低成本碳捕集、封存与利用技术研发、示范与应用，实现可持续减污降碳。

经过一年多的运行，总体来看，全国碳市场基本框架初步建立，价格发现机制作用初步显现，企业减排意识和能力水平得到有效提高，促进企业减排二氧化碳和加快绿色低碳转型的作用初步显现。

二、全国碳市场运行存在的问题

（一）配额分配机制方面

配额分配过紧给火电企业带来更大经营压力。在现行市场形势下，煤价长期高位运行。随着新能源发展，新能源的波动性使火电机组面临更高的调节要求，煤电利用小时下降。配额成本在电价中未疏导至用户。我国火电机组经历了多轮“上大压小”，进一步减碳空间十分有限。在这些情况下，配额分配过紧会为火电企业带来更大经营压力。

基准线的收紧尺度和更新时间尚不明确。碳市场政策缺乏连续性，市场无法形成稳定预期，企业难以决策，容易导致市场流动性不足，增大企业履约难度。

基准线设置正向激励作用不足。目前，配额基准线设置在鼓励先进机组的同时，兼顾了小机组和特殊机组的生存需要，但对大容量、高参数、低排放和深度调峰机组的正向激励作用不够。如，600MW机组整体配额不足；燃气机组配额激励不够；配额分配方案的负荷率修正系数仅对纯凝机组适用，会出现部分大容量机组因供热量较小导致在纯凝状态下配额减少的问题。

碳市场覆盖范围相对单一。全国碳市场设计时，已经考虑覆盖发电、钢铁、建材、有色、石化、化工、造纸、航空八大行业，但目前仅纳入发电行业。由于单一行业内的技术水平、要素结构、风险因素等方面较为相似，导致碳市场存在潜在的结构性风险，不利于实现全社会低成本减排。

（二）监测、报告与核查机制方面

基于碳实测的核算法难以应对我国燃煤电厂煤质不稳定的客观情况。与欧美电厂来煤稳定且运行期内基本采用设计煤种的情况不同，我国燃煤电厂燃烧混煤是常态。配煤比例不同，煤质随之发生变化。企业按相关标准要求进行取样、制样、混样、检验等，燃煤的日综合煤样、月缩分煤样得出的检验结果仍然是对实际碳含量的统计推断。

碳核算指南没有发挥提高碳数据准确性的目的。核算指南要求过严过细，很多要求超出了电力企业日常生产数据管理的规范要求，增加了企业管理环节和管理成本，但并没有明显增加企业监测数据的准确度。

核查环节未充分发挥应有作用。据企业反映，第三方核查机构缺乏专业性，核查存在“走过场”现象，增加了管理环节，但企业数据质量未能得到有效提升。

企业数据质量管理有待加强。从中电联对发电行业碳排放数据的分析情况看，重点排放单位仍存在指标检测不规范、数据统计不准确、参数使用不规范等数据质量问题。

（三）交易和履约机制方面

配额缺口上限标准未发挥作用。为降低配额缺口较大的重点排放单位履约负担，配额分配方案设置了配额履约缺口上限20%的相关规定。据调研，在第一个履约周期中，几乎没有发电企业达到该机制的触发条件。

仲裁机制缺失。目前碳市场运行面临较多具体问题，如，部分严重亏损企业银行账户已被冻结，导致其无法交易履约；一些应纳未纳企业的补入，没有明确途径和方式。

（四）CCER抵销机制方面

 CCER抵销机制尚未明确。目前政策已经明确碳市场第一个履约周期可将CCER用于抵销。但未来CCER抵销机制的走向尚不明确，影响企业交易决策。另外，CCER自2017年暂停至今，经过全国碳市场第一个履约周期，市场上的CCER供给量已远低于需求量。

 三、相关建议

（一）政策机制层面

尽快出台《碳排放权交易管理暂行条例》。规范碳排放监测、报告、核查和监管行为，明确各主体责任，对失信行为加大处罚力度。

尽快扩大全国碳市场覆盖范围。从国家层面综合考虑各行业发展空间和减排空间，统筹设定碳市场不同行业控排目标。尽快纳入其他具备条件的行业，充分发挥碳市场的资源配置作用和价格发现功能，推动全社会低成本减排。

建立配额分配长效机制。充分考虑煤电企业在电力系统中的作用和实际经营情况，强化煤电基础保障和应急调峰的作用，稳定能源供应，将基准线下调水平控制在合理范围，减少企业负担。尽快明确基准线收紧尺度和更新的时间尺度，以使企业有明确的市场预期，激励企业自觉开展节能降碳。调整基准线设置（如，补增60万千瓦机组基准线、适当调增燃气机组供电基准值、扩大负荷率修正系数适用范围），以充分体现对大容量、高参数、低排放机组的正向激励作用。设置配额调节机制，避免配额过松或过紧，对企业正常生产运行、对碳市场稳定运行带来影响。

优化监测、报告与核查制度。加快研究符合国情的缺省值核算法，选择有利于规范行为、提高效率、降低成本的科学管理路径。鼓励企业选择在线连续监测获取二氧化碳排放数据。结合电力行业生产管理实际流程，调整核算核查制度，避免额外增加企业生产数据管理成本。

进一步协调完善市场机制。加强碳市场与电力市场、绿电市场、绿证市场、CCER市场等其他相关市场机制运行的有效联动，统筹发挥政策合力，避免政策交叉和重复监管。重启CCER抵销机制和自愿减排项目备案机制。

（二）企业层面

高度重视碳市场对企业的转型促进作用。根据国家双碳目标，完善应对气候变化制度体系，制定企业低碳发展战略。一方面加快企业火电布局调整和结构优化，另一方面促进可再生能源发展，降低单位发电量碳排放强度。

做好碳资产管理。强化碳资产管理的制度建设，搭建资产管理信息化系统平台，提高企业精细化运营管理水平和碳排放数据质量；探索实现企业碳管理系统与全国排污许可证信息管理平台等国家系统的对接，减少重复填报，实现数据共享；挖掘CCER减排潜力，开发CCER项目，拓展减排领域；积极利用碳金融工具，发挥金融在优化资源配置的作用。

持续开展能力建设。通过多层级、分区域、分职责的培训，提高碳管理能力。规划技术创新战略，加快清洁能源技术、储能技术、碳捕集封存利用技术的创新研发和示范，有效推动绿色低碳发展。

（三）行业协会层面

推动建立行业碳排放数据质量管理自律体系。组织制定有关行业规范，通过行业自律，推动企业自觉守法守规参与碳市场。组织企业开展碳排放数据自查和互查，预判数据风险，加强交叉检验，提升数据质量。

加强企业数据质量监督和人才培养。加快推进碳排放管理员人才培养体系建设，建立健全职业能力评价机制，提升行业合规开展碳数据质量管理的能力。

探讨依托行业协会设立碳交易仲裁机构。协调碳排放交易中存在的问题、障碍和企业间的纠纷以及开展异议复核等。