上篇我们解答了两个问题：
第一问：电价和碳价分别在什么时候最高？
（来源：微信公众号“享能汇”ID：Encoreport 作者：享能汇工作室）
我们提到会涨价，那么看看最新数据：
以电力批发侧价格论，2021年第二季度，有省份在现货结算试运行中，实时市场屡次出现1元/千瓦时以上的超高价格，有出现在早上7:30分的，也有出现在晚上22:30分的，比发电上网标杆电价高出一倍不止，甚至高于用户侧目录电价。
至于碳价格，我们全国碳排放市场7月运作5天以来，CEA（中国碳配额）从开盘48元/吨，攀升至58.50元/吨；在地方市场，如GDEA（广州碳排放交易所碳配额）今年2-6月份，从30元/吨出头一路高涨至41.21元/吨。
如果我们把目标定得和国际接轨的话，根据国际能源巨头BP今年公开预测，2030年全球碳价格将达100美元/吨。
今年电力现货市场，某些时段高价频现，而碳市场价格则一路走高。
第二问：碳在哪里交易？
这一问牵出了对湖北合上海两个重要交易所的介绍。
上周五，全国碳交易终于正式启动了！启动仪式以北京作为主会场，上海和湖北作为分会场，也验证了这两个交易中心的重要分工（一个管交易，一个管登记）。
小编将在本篇接着讨论——电力交易和碳交易两者还有哪些不同？
1.
碳交易双方达成协议难不难？
根据上海环境能源交易所最新交易公示，7月21日，全国碳配额交易的品种之一“大宗协议交易”在连续3天零成交后，首次出现了10万吨成交额，每吨成交价在52.92元。
图：根据公示整理
所谓大宗协议交易，和“挂牌协议交易”都是全国碳排放权交易品种，具体是指，买方或者卖方可以与发起申报的交易对手方协议量价，或直接成交。
但两者在成交量和成交价格涨跌幅这两点上，要求有别：
大宗协议交易，乍听起来，有点像我们电力市场的“长协”，但如果读过本系列第1篇，会马上给予否定。
为什么呢？
我们在“电是实的、碳是虚的”篇幅就解释过，现阶段，电力年度批发市场（“长协”）具有严格的物理边界约束，电厂就是卖电方，售电公司或者批发用户就是买电方，这没得商量。
而碳不一样，在虚拟的碳排放权交易世界里，配额下放，角色平等，玩家既可以买，也可以卖，双边协议的两头可以互换。
可以这么说，若把运营初期全国碳市场，合同交易难度系数设为2.0的话，那么已经成熟的电力市场，买卖双方协商起量价来，难度系数最起码是7.0，到了今年，难度系数甚至可以飙到9.0以上。
这毫不夸张，各省售电公司每年跑“长协大战”的时候都深有体会，拿广东举例，比如2020年，有电厂（卖方）在长协大战初期“捂量”，后期低价抛量；比如2021年，上游原材料价格飞涨，煤价高企触发卖方市场（这里暂不深入探讨煤电普遍亏损经营情况），“求来求去，也买不到长协电量”成为广东不少售电公司的常态。为此，在6月份，省内交易组织方广东电力交易中心新增了“月度双边协商交易”品种，试图缓解这一态势，但根据小编实际交流，不少售电公司在7月份的交易谈判中依旧扑空，或拿到了口头承诺，但实际仍签不到合同，总之还是买不到电，只能寄希望于年内其他交易。
所以仅从交易对手方协商量价格的难度看，碳交易显然要简单许多——交易仅以履约为主要目的，并未形成动态的买方或卖方市场格局。
不过，千万别小看碳市场！
目前，全国碳市场只是引进了碳配额的交易（CEA），还未纳入CCER，各地方碳交易市场其实早就开发了更灵活的交易品种，比如去年，上海环境能源交易所SHEA市场首次引入了机构投资者入场，有偿参与碳配额购买竞价，以增加碳交易的灵活性。
而将来，实业和金融业肯定是碳市场的共同玩家，更何况，现在也只是电力行业40亿的碳配额市场而已，随着未来碳交易顶层设计框架逐步完善，玩家数量提升、市场变得更大、一级、二级市场交易品种丰富，随着我们越来越接近2030年碳达峰年，和2060年碳中和年，碳配额发放缩紧，碳交易的难度系数必然会随着整体的成熟而提高。
而对我们电力市场的伙伴们来说，国内电价和碳价耦合更是大势所趋。
2.
电厂，真的是碳交易主体吗？
这里的电厂，指的就是纳入2019-2020年全国碳排放权交易配额管理的2225家电厂和自备电厂（7月16日正式开启时是2160家）。
我们还是看回7月21日的“大宗协议交易”案例——经上海环境能源交易所公示后，这笔交易很快获得官方“认领”：
卖方为我们电力市场非常熟悉的华润集团，买方为三桶油之一中国石化。
图：中国石化官方报道
有趣的点出现了：
参加全国碳交易的，难道不应该是拿到碳配额的发电企业和自备电厂吗？咋就变成中石化和华润两大集团了呢？
石油化工行业不是还没纳入市场嘛，怎么中石化就开始交易了呢？
小编首先解答第2个点。
没错，尽管石油化工行业还没有纳入到全国碳市场，根据公开资料显示，中国石化有17家下属企业自备电厂纳入全国碳市场（如下）：
图：摘自纳入2019-2020年全国碳排放权交易配额管理重点排放单位的名单
所以，中石化交易的碳配额，依然是电力行业的碳配额，而并非其主业的碳排放配额。
这里就要拎出一个碳交易市场里至关重要的概念——碳核查。
科普篇（1）提到过，碳市场是一个严重依赖排放总量控制的市场，而总量数据，则严格依赖于碳核查，碳核查，需要准确定义核算边界和排放源。
以中石化胜利油田为例，自备电厂分配依据是《企业问世气体排放核算方法与报告指南发电设施》，核算边界为发电设施，主要包括燃烧装置、汽水装置、电气装置、控制装置和脱硫脱硝等装置 的集合。这里获得的碳排放数据，与胜利油田的主业油田开采产生的碳排放无关。
说到负责碳核查的机构，统称为第三方核查机构，意思是这数据得别人来查你，不能你说多少就算多少。这个领域目前并没有所谓的绝对头部企业（如果有，请留言告知哈！），可以说是五花八门。全国各地交易机构，也一直按批次公布第三方核查机构名单，以及核查机构人员条件，这点与我们注册售电公司员工配置要求类似。
那么各行业碳排放核查，是需要深入到各生产现场的，所以碳市场一定会孕育大量第三方碳核查机构；另外，未来各行各业一旦发现核查数据作假，严厉的处罚肯定是逃不掉的。
对比碳数据的核查，身处电力行业的我们忍不住要凡尔赛了，谁让我们电力物理属性强，基础好，一切以电表数据为准就好啦！
要不说为啥我们电力行业第一批纳入全国碳市场呢。
我们继续攻克疑点1：
参加全国碳交易的，难道不应该是拿到碳配额的发电企业和自备电厂吗？咋就变成中石化和华润两大集团了呢？
新闻写道：
中国石化碳交易业务由所属联合石化公司作为操作主体，统一代理系统内企业进行全国碳市场交易。
也就是说，中石化分布在全国的17家下属企业自备电厂的碳交易业务，由集团子公司统一操盘。
此处先给出结论，区别——碳交易全国为大，电力交易地方为大。
做电力市场的都知道，地方为大——我国以省为市场边界，确定其中的供需基本面，确定买方卖方中间商。不论是卖电方（电厂），还是购电方（售电公司和批发大用户），都是以省为范围作交易的。
说简单点，各省有各省的玩法，“玩得转江苏，不代表你能玩转广东”，做一个市场，需要懂当地电力基本面、交易规则、人脉等等，一家集团/大企业能把售电公司注册满全国各省的，几乎不可能！除非是大型发电集团。
但即便再大的发电集团，也存在某些省有发电资产，某些省发电资产很少，或没有的情况。一般来说，发电集团做地方市场，也是由各省的营销公司自己做，很少交叉管理。民营售电公司就更不用说了，能做好本省业务，再加3个外省业务的，已经算很优秀了。
总的来说，论一家企业电力市场业务的优秀，一般不讲究大，而讲究在本土下沉、深耕、盈利。以新闻提到的两家公司为例：
比如，华润在广东注册有：
华润电力（广东）销售有限公司，售电企业，代码SD03；华润电力（兴宁）有限公司，发电企业；发电交易单元达兴，常规燃煤机组；广州华润热电有限公司，发电企业；发电交易单元润州B，热电联产机组；华润电力(海丰)有限公司，发电企业，发电交易单元小漠，常规燃煤机组等。
中石化在河南注册有：
河南油田独资设立的河南明珠电力销售有限公司，2017年成立。中国石化集团公司成立的首家配售电公司。
进军电力市场，是以省为切入点的。
而碳交易则恰恰相反，从全国统一市场的设计思路来看，一旦纳入全国市场，自动从原来9个地方市场退出。
所以，我们可以看到2000多家电厂的碳交易，并不像电力交易一样，自行交易，或统一到到省级别管理，而是由集团做交易主体。
如：我们可以在全国重点排放单位中，也可以找到华润在广东的发电企业，但与中石化签订大宗协议的则是华润集团。
对于发电集团来说，管理电力资产和碳资产，多多少少存在不少交叉，那么，到底该让下级单位精细化管好自己，还是集团化统一运作呢？
对此，碳阻迹CEO晏路辉认为：
“集团层面整体统筹规划碳资产是有优势的，因为集团内部是可以交易的。比如，集团黑龙江的几个电厂缺配额，而浙江的电厂有盈余配额，内部就可以做调配，如果去市场交易的话，价格肯定会吃亏，未来还能利用CCER调配，总之，整体统筹的话，集团履约的总成本就会降到最低。”
其实小编也频频发现，最近国内大型能源集团也好，还有地方能源企业也好，经常讨论：
“该怎么把电力交易业务，和碳交易业务整合到一起管理？”
这是个大考题——
面对“双碳”挑战，我们的电力相关企业如何优化整合这两大资产，这与集团中长期业务规划、内部架构调整、考核机制变化等等事项无不相关。怎么利用电和碳这两大资产，顺应时代做好布局，值得探讨。
小编顿时看了看统一代理中石化系统全国碳市场交易的公司：
不是别的谁，是联合石化！
这可是中国少数几家持有原油进出口贸易资质的公司，老早就熟悉在变化莫测的国际原油市场拼杀了，想必，中石化的考量是.....对未来碳资产在国际上交易也要有所准备？
上述纯属小编个人妄议，文中若有不当之处，欢迎留言指正。
我们下篇见。
