2024年5月10日，中国人民银行、生态环境部、金融监管总局、中国证监会联合召开绿色金融服务美丽中国建设工作座谈会，会议提出分阶段逐步扩大我国碳市场行业覆盖范围，金融机构、金融基础设施进一步助力碳市场建设等要求，全国碳市场或将迎来新一轮发展契机。而已经经历了十年试点碳市场、三年全国碳市场的发电企业，更需要深入审视自身面临的挑战，寻求更好的应对之法。
（来源：电联新媒 作者：高原）
当前发电企业参与碳市场面临挑战
发电企业在碳市场中的直接履约成本增长明显
当前发电企业面临的最直接挑战就是持续收紧的基准线与稳步上升的碳价带来的直接履约成本激增。基准线方面，2021-2022履约年度的配额基准线相比于2019-2020履约年度有着明显的收紧（见表1）。从欧洲碳市场、国内试点碳市场经验来看，碳配额基准线逐步收紧是碳市场长期运行的总体趋势；根据国务院颁布的《2030年前碳达峰行动方案》中的目标，到2025年我国单位国内生产总值二氧化碳排放比2020年下降18%，而从国家发展改革委公布数据来看，“十四五”前两年我国二氧化碳排放强度相比2020年下降4.6%，这也就意味着我国“十四五”后三年，二氧化碳排放强度平均要保持年4.5%左右的降幅，因此市场普遍预期配额基准线将进一步收紧，以保障减碳目标的实现。
碳价方面，2024年4月CEA价格首次突破100元/吨，相比于2023年配额下发时的75元/吨左右的价格，增长了30%，若以一家存在40万吨配额缺口的企业计算，仅价格因素导致的单年履约成本增加就达到1000万元，给许多本就处于利润盈亏平衡临界点的煤电企业带来了非常大的经营压力。由于电力市场的特殊性，此类短期成本比较难通过市场进行疏导传递，基本上由发电企业内部消化。
近期市场对“两年一履约”向“一年一履约”的期待逐渐增强，但对于配额存在缺口的发电企业而言，这种转变将意味着每年都要考虑直接履约成本对当年利润的影响，年度经营管理的挑战日益增大。
表1 全国碳市场第一、第二履约期基准线对比
全国碳市场第一履约期配额在10月中下旬左右发放，第二履约期配额在9月下旬发放，对于发电企业而言，这个时间正处于企业入冬前采购燃料的关键时期，从煤价和碳价的走势来看，二者价格走势高度重合（见图1），在经营管理中，发电企业面临配额价格与煤价双重上涨的影响。同时进入四季度，发电企业也正式进入冬季能源保供的关键时期，碳价上涨、煤价上涨、能源保供的三期叠加给发电企业带来巨大的短期经营挑战，特别是电厂资金流动性方面的挑战。
图1 2023年6-10月碳价煤价走势
数据来源：CEA价格来源于上海环境能源交易所月度挂牌协议成交均价，煤炭价格数据来源于CCTD中国煤炭市场网CCTD秦皇岛动力煤价格-现货交易价(周)平均价
假设一家发电企业在去年收到配额后立即开展交易，那么其挂牌协议成交价格可能在75元/吨左右，分别比6月价格高出30%，7月价格高出26%，8月价格高出9%。因此如何实现合理错峰交易，利用好市场价格变动规律，是值得火电企业深入研究的课题。
新行业纳入全国碳市场进程提速
随着两个履约期的结束，新行业纳入全国碳市场呼声越来越高。由于碳市场是遵循总量控制原则的市场，在一定时期内一定会有配额的盈余企业与缺口企业，当碳市场纳入新的行业之后，行业间、行业内都要重新构建新的平衡，随着市场整体的变化，或将有更多发电企业面临履约压力增大的风险。当市场中出现生产经营、商业模式都更加市场化的竞争者，电力企业若不能在碳交易中进行有效的市场化操作，尽管拥有配额总量大的优势，在市场中对供需关系的影响却将处于不利地位，进一步增大履约成本及履约风险。
当前火电企业减排手段有限
碳市场建设的初衷是通过市场手段促进企业开展有效减排，并引导资本向减排技术转移。但目前火电企业自身缺乏实际有效的减排。从回收利用二氧化碳来看，根据《中国碳捕集利用与封存年度报告（2023）》研究显示，在全球范围内，中国电力行业碳捕集成本为200-600元/吨，整体低于全球平均水平，但与可再生能源利用等其他减排手段相比仍不具备竞争优势，同时也缺乏有效商业模式。即便当前火电企业投入成本捕集二氧化碳，在碳市场中也缺乏有效的政策反映其减碳成果。
从目标设置来看，目前全国碳市场基准线的公布都是在企业完成一个周期的排放之后才公布，并不能有效引导企业在年初制定减排方案，而火电企业自身也缺少年初设定减排目标的意识。从企业自身减碳能力来看，2022年，全国单位火电发电量二氧化碳排放约824克/千瓦时，比2005年降低21.4%，一方面部分机组经历多次节能改造后几乎不再拥有减排空间，减排潜力较小；另一方面，受新能源发电比重提升影响，火电在能源安全保障中的地位日益增加，许多火电在电网中逐步向调峰角色转型，特别是进行深度调峰时由于负荷率的下降导致机组效率下降，最终体现为度电碳排放的升高，火电企业难以采用更有效的方法降低排放强度。
碳配额的资产属性利用难
全国碳市场已经历两个履约周期，发电企业持有碳配额已经三年，但目前市场仍未形成有效的碳金融体系。作为一种资产，碳配额最简单的金融应用——企业融资尚未普遍开展，仅个别企业开展碳质押的融资贷款，而碳远期、碳基金、碳托管等更是鲜有出现。碳配额本身跨期保值的资产属性应用于金融市场，原是碳市场激励减碳行为的重要手段，但由于目前资产估值在行业尚未达成共识、金融机构难以掌握企业配额真实情况、企业对于未来配额盈缺预期不明，使得大部分发电企业选择将盈余配额束之高阁，资产属性的价值难以变现，付出的减排成本失去最优变现机会。
发电企业应对之策
树立市场化思维
尽管发电企业特别是在火电企业实际经营运行之中，充分的市场化有着客观的限制，但在参与碳市场这个领域，火电企业必须加强市场化思维，善于用供需关系分析市场、合理使用资本手段促进减排、敢于使用碳市场获取减排收益。特别是在新行业进入全国碳市场后，面对以盈利为目的的新竞争者，肩负了更多社会责任的发电企业需要重新审视自身的交易策略。
真正用好碳资产管理
发电企业实际上已具有丰富的碳资产管理经验，在内部管理体系建设、数据质量管理、碳资产运营、能力建设、信息化支撑等方面的技术水平已经走在了全行业的前列。后续需要的是将碳资产管理分解、融入到日常的经营管理工作之中，对于生产策略型减排如生物质掺烧、增加供热、生产运行优化等，要做到“一企一策”，有针对性地制定符合自身发展需要的策略，综合生产情况制定策略；对于资产运用，要拓宽视野，积极利用好碳资产抵质押贷款、环境效益挂钩贷款，发挥绿色金融作用；对于数字化应用，要重点关注人工智能、大数据应用将存量数据动态应用于企业排放监测、排放预警、制定经营策略等方面，提升涉碳领域的决策时效性、准确性。
加强多方合作
发电企业要通过增强多方合作的方式丰富应对碳市场减排压力。从行业方面，要积极构建良性的政企关系，积极反映当前电力行业减排已经取得的成果和转型发展过程中客观困难；从创新方面，要加强与科研院所的合作，在节能改造、碳捕集应用、新型电网建设等方面拥有更多科技手段，并将其应用到生产中；在企业个体层面则是需要加强多方合作，特别是新纳入行业，建立碳市场上下游稳定关系，具备碳汇开发能力的可以同减排项目单位建立长期合作关系，形成稳定的长期履约风险对冲。
作为一种具有约束性的市场型政策工具，碳市场的参与者短期内必然会有受益方和亏损方，但一个良性的碳市场是要实现全体参与者的长期低碳发展，而不是成为单纯对排放者的惩罚，这应该成为市场所有建设者与参与者的共识。作为碳市场的先行者，发电企业也应该将这种理念传递给全社会，实现建成更加有效、更有活力、更具国际影响力的碳市场目标。
