来源于：能谱网
生态环境部近日公布了《碳排放权交易管理办法(试行)》并发布了配额分配方案和重点排放单位名单，这意味着2225家发电企业在全国碳市场的首个绩效周期从今年1月1日起正式启动。电力行业是一个碳排放大户。第一个业绩周期的开始会给行业带来怎样的整体影响?会给电力行业带来哪些机遇和挑战?
一些专家指出，最初的配额分配通常是足够的
现阶段企业履约压力不大
电力行业是全国碳市场的主力军。根据国家发改委2017年发布的全国碳排放交易市场建设规划(发电行业)，纳入全国碳市场的重点排放单位将覆盖1600多家火电企业。据中国电力联盟统计，当年发电行业二氧化碳排放总量超过30亿吨，占全国碳排放总量的1
/ 3。北京绿色交易所总经理梅表示，据统计，中国发电行业每年的碳排放总量约为40亿吨。
碳排放配额是碳交易的重要组成部分。“在目前全国碳市场的表现周期中，发电行业将通过“基准法”进行配额分配，即限制发电机组的二氧化碳排放量。根据燃料类型和发电技术的不同，相应的基线也不同。如果配额高于实际排放量，剩余部分可以在碳市场出售。”梅德韦杰夫说。
按照现在的分配方案，大部分企业会有盈余吗?华北电力大学教授袁家海表示:“在初期，配额分配普遍充足，企业履约压力暂时不大。碳排放配额是否收紧，只有在市场机制得到充分验证后，才会逐步出台。配额的下降速度取决于“碳峰值”后“碳中和”的速度
“从目前全国碳市场的运行情况来看，交易并不活跃。发电企业未来将承受多大的经济压力，现在下结论还为时过早，但减排的技术压力是有目共睹的，”该发电企业的一名财务人员表示
“高碳”标签的发电行业如何参与碳市场?国家电网能源研究所经济与能源供需所工程师张玉卓认为，全国碳市场启动后，发电企业可能有三条路径参与。“贸易绩效，技术进步还是罚款。一般来说，政府的罚款会高于交易成本和技术进步的投入成本，但无论哪种选择，发电企业都要付出一定的代价，然后迫使发电企业减排。”
中国电力企业联合会专职副主席王祉萱表示，电力行业参与碳市场可以促进发电行业和发电企业重视碳减排，碳作为一种宝贵的资源将对企业的生产经营产生影响;还可以加强电力行业碳排放管理的能力建设，如建立法规、成立碳资产公司等;在发电行业节能降耗的情况下，还将提供低成本碳减排的市场手段;也将推动电力行业向清洁低碳转型，进一步推动低碳或零碳可再生能源的快速发展。
在梅德韦杰夫看来，发电行业参与市场的活跃程度取决于国家碳市场的逐步完善。“市场的充分发展需要两个重要条件:规模和流动性。总的来说，与中国的资本市场和信贷市场相比，中国的碳市场规模较小，处于碎片化状态。是没有金融产品的现货市场。最后，全国碳市场将逐步覆盖石化、化工、建材、钢铁、有色金属等行业，内部集中度和流动性将逐步提高。”
“自愿减排”可以是一种重要的创收方式——
可再生能源企业应尽快布局碳市场
生态环境部于2020年12月31日发布的《碳排放交易管理办法(试行)》(以下简称《办法》)自2021年2月1日起施行。《管理办法》第二十九条规定:“重点排放单位每年可以用国家自愿减排认证抵缴碳排放配额，抵缴比例不得超过应缴纳碳排放配额的5%。”多位接受采访的专家表示，这一规定给国家认证的自愿减排企业带来了很大的好处。例如，有业内人士指出，如果CCER在京的交易价格为20元/吨，出售CCER可使光伏电站的平准电成本降低7%(以1000小时发电量和0.3元/千瓦时的上网电价为基准)。
国家认证自愿减排(CCER)是指温室气体自愿减排，按照《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》在国家登记系统登记，由国家发展改革委备案，单位为“吨二氧化碳当量”。
北京绿色交易所碳交易中心高级经理雷岩表示，光伏、风电、生物质能供热、发电等项目可以开发CCER，参与全国碳市场交易，甚至进入世界碳市场。
中国新能源发电投融资联盟秘书长鹏鹏表示，市场需要的ccers数量取决于配额的分配。“CCER是买方市场，生态环境分配的总配额和实际排放总量的差额就是CCER当年的总需求。如果碳排放配额放宽，或者被控碳排放的企业排放量突然减少，那么那一年对CCER可能基本没有需求。”
然而，据报道，目前碳排放配额的价格高于CCER。即使出台更多的碳排放配额，企业也愿意购买CCER。
此外，有业内人士表示，随着纳入碳排放交易市场的行业和重点排放单位数量的增加，由CCER抵消的碳排放配额清算比例将逐步提高。
在这种背景下，中国工业发展促进会生物质能产业分会在对管理办法的解读中提出:“生物质能产业的企业不要等啊等啊，首先要把碳减排转化为国家认可的CCER。只有这样，碳减排才能在未来变成现金。”
雷岩还认为，企业应密切关注并实时遵循国家相关政策。“全国统一碳排放交易市场即将启动。在国家补贴下降的情况下，企业应更加重视并积极参与碳市场，寻找专业机构帮助CCER发展并尽快进入市场。”雷岩认为，CCER的发展需要一定的过程，可能至少需要一年。
此外，据了解，CCER的供过于求是严重的。然而，2017年3月17日，CCER的新项目申请被停止，这相当于完全停止了新CCER的供应。从那以后，老CCER稳定了最后的价格位置。目前新登记仍未开放，开放时间也不明确。
鹏鹏表示，根据CCER申请暂停前的成本，单个项目前期通常需要投资10万至12万元。未来的成本取决于CCER随后的政策安排。
与生产过程中碳排放量较高的“灰氢”和“蓝氢”相比——
“绿氢”离“C位”更近了一步
“刚刚公布的《碳排放权交易管理办法(试行)》和《2019-2020年中国碳排放权交易总量配额设定和分配实施方案(发电行业)》意味着中国碳市场的启动。碳市场首先控制发电行业的碳排放，未来将扩展到钢铁、水泥、化工等其他重点行业。到那时，如果钢铁等高耗能企业使用氢气而不是煤炭作为燃料，就可以减少大部分碳排放，帮助企业达到碳市场控制的要求。”北京中创碳投资科技有限公司高级顾问陈志斌说
张家港氢云新能源研究院院长魏伟表示，《管理办法》的实施对氢产业未来发展是一个重大利好。
在政策的影响下，制氢技术路径和氢气来源的选择将迎来变化。“目前大量的氢源仍然以化石能源制氢为主，对于如何从‘灰色氢’过渡到‘绿色氢’缺乏指导。《管理办法》的出台将重视化工和煤炭制氢的碳排放，促进制氢企业更加重视可再生能源制氢。魏伟说。
魏伟强调，“管理办法”将给“灰氢”发展带来巨大压力。因为“灰氢”需要与碳捕获、利用和储存技术合作实现碳减排，采用这些技术会增加“灰氢”的成本，阻碍其发展。但“蓝氢”的碳排放量相对较低，因此政策对其产量和价格的影响并不明显。
值得注意的是，目前煤制氢是最便宜的，碳交易会推高煤制氢的价格。但是，可再生能源制氢相关项目的建设和设备准备需要一定的时间，大规模制氢还需要进一步发展。因此，短期内，在开采更多“蓝氢”和“绿氢”的同时，氢的价格可能会小幅上涨。
记者了解到，目前可再生能源制氢成本较高，主要是因为我国大规模光伏风电地处偏远地区，远离使用氢气的土地，目前电解水设备价格昂贵，投资大。但即将推出的碳交易可以稀释成本，促进绿色氢产能释放，降低绿色氢成本。
“从长远来看，碳价格会增加企业的碳排放成本，这意味着化石能源的成本会增加，清洁能源的成本会降低。企业将根据碳价格做出生产决策，这将增加企业使用氢等清洁能源的动力，增加研发;d和使用氢能，进一步降低氢能成本，进而在碳市场获得更高利润，形成对使用清洁能源的正反馈。”陈志斌说。
「此外，行政措施的引入可能会吸引更多资金进入氢能市场，带动先进技术的发展和关键材料及零件的本地化进程。从长远来看，这将进一步降低整个氢能产业链的成本。”魏伟指出。
“政策对氢源的引导，有利于增强各方对“绿色氢”重要性的认识，从根本上确定氢是可再生能源的储能属性，促进氢管道等基础设施建设和高效氢液化及液态氢储运技术的发展。这对从根本上解决能源危机，保障国家能源安全具有重要意义。”魏伟进一步说道。
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