我国碳市场发电行业

      配额分配的探索和实践

      我国碳市场发电行业配额分配的探索和实践可分为探索期、设计期、实践期三个阶段。

      探索期

      我国的碳市场建设从地方试点起步，2011年10月以来，北京、天津、上海、重庆、湖北、广东、深圳7个碳排放权交易地方试点为全国碳市场建设积累了经验。其中，试点电力行业配额分配方法结合地区实际历经多次调整完善。一是各试点配额分配管理逐步趋严，由“多种方法并存”向“基准线法”过渡。“多种方法并存”是指试点早期普遍存在的“基准线法+历史强度法（或历史总量法）”的配额分配模式。一般而言，纯发电机组管理较严，采用“基准线法”居多，对于热电联产机组及资源综合利用机组管理相对宽松，采用历史强度法或历史总量法。“分配管理逐步趋严”是指部分热电联产或资源综合利用机组经历了由历史总量法或历史强度法调整为基准线法的历程。如，北京火力发电机组由历史强度法调整为基准线法，湖北热电联产机组由历史强度法调整为基准线法，广东的热电联产机组由历史总量法调整为基准线法等。二是试点电力行业配额分配方法要素选取各有不同。如，湖北、上海曾采用单位综合发电量碳排放量为基准值指标，福建采用单位供电量碳排放量为基准值指标。湖北、上海即使均采用单位综合发电量碳排放量为基准值指标，基准线条数、划分标准和取值也存在差异。可见，试点电力行业配额分配方法既有共性也有特色，为全国统一碳市场的配额分配方法提供了良好的实践经验。

      设计期

      基于地方试点的探索经验，全国碳市场开始针对电力行业碳配额分配进行研究设计。自2016年开始，中国电力企业联合会组织发电集团公司开展电力行业碳交易配额分配方案研究，2018年正式受生态环境部气候司委托配合做好配额分配方案的制定工作，围绕无偿/免费分配、免费分配方式中的祖父法/历史强度法/基准线法、基准线法中的单线/多线方案以及基准线制定相关要素（如，产能类型、燃料类型、燃烧方式、容量等级、负荷、冷却方式、燃煤成分、环保要求等）开展了多轮比对研究与测算。

      分析认为，在配额分配原则上，应通过配额分配实现对燃气机组、超超临界、热电联产等高效率低排放机组的正向激励；充分考虑相对落后的机组在国民经济和电力系统中的地位，配额发放不宜过紧，以给予其一定的生存空间，逐步淘汰。在分配方式上，由于我国碳市场正处在起步阶段且电力市场尚未完全市场化，所以全国碳市场初期电力行业配额分配宜实行全部免费分配。在免费分配方法上，鉴于发电行业工艺流程相对统一、排放数据质量好、排放强度处于先进水平，应采用基准线法对电力行业分配配额。在基准线设定上，基准线水平设定要考虑电力行业实际情况，要兼顾节能减排、行业发展和环境治理，妥善把握控排力度，综合考虑技术发展现状、减排能力、地域特征等因素，得到公平合理的行业基准线。

      2020年以来，中电联组织发电企业针对发电行业基准线和基准值开展了多轮试算和论证，从我国发电行业运行特色实际出发，推动从最开始的11条基准线调整为4条基准线，调整了供热修正系数、取消了地区修正系数，为配额基准值的科学性和合理性提供支撑。

      实践期

      2020年12月30日，生态环境部发布《2019~2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》（国环规气候[2020]3号）（以下简称《实施方案》）。根据该方案，对2019~2020年配额实行全部免费分配，并采用基准法核算重点排放单位所有拥机组的配额量。重点排放单位的配额量为其所拥有各类机组配额量的总和。该方案针对燃煤机组和燃气机组制定了配额分配技术指南，主要针对不同类别的机组设定相应碳排放基准值，按机组类别进行配额分配。

      纳入2019~2020年配额管理的发电机组包括300兆瓦等级以上常规燃煤机组，300兆瓦等级及以下常规燃煤机组，燃煤矸石、煤泥、水煤浆等非常规燃煤机组（含燃煤循环流化床机组）和燃气机组四个类别。2019~2020年各类别机组碳排放基准值见表3，其他规定详见《实施方案》。

      2021年7月16日，全国碳排放权交易市场正式启动上线交易，纳入全国碳市场的2162家发电企业（含其他行业自备电厂）按照《实施方案》获得免费配额。目前的配额分配方案对实现全国碳市场运行初期的目标发挥了关键基础性作用。

      完善全国碳市场发电行业

      配额分配方案的建议

      一是开展“双碳”目标下配额分配方案更新。“双碳”目标下，我国面临能源结构转型和低碳发展的要求。在实现碳达峰、碳中和过程中，要构建以新能源为主体的新型电力系统，太阳能、风电等新能源将是能源转型的主力军，煤电将由长期以来的电量和电力的保障向主要提供电力保障的方向发展。因此，需结合我国所处经济发展阶段、能源电力转型、国际碳减排责任、碳排放行业分布和电力市场化程度等方面认真分析并加以更新。

      二是加强电力行业配额分配研究。追踪、分析电力企业参与全国碳市场上线交易情况，合理评估现有配额分配方案的松紧尺度和配额更新的时间尺度。建立配额常态调节与应急调节机制，预测并避免碳市场对电力企业可能带来的潜在风险。

      三是尽快将CCER纳入履约并在配额分配方案中考虑CCER的影响。风电、太阳能等新能源快速发展。通过CCER抵消机制补偿新能源的低碳环境效益，增加可再生能源电力的市场竞争力，吸引社会资本向可再生能源流动聚集，促进消费侧电能替代，扩大新能源的消纳时空范围，有利于推动构建以新能源为主体的新型电力系统。

      四是尽快扩大全国碳市场覆盖范围。基于电力行业配额分配方案，开展其他纳入行业配额分配研究，确保不同行业的减排成本接近或近似相同，避免让某个行业承担过多的减排责任，避免使碳市场变相成为个别行业的补贴来源，影响行业发展、社会公平，以实现全社会低成本减排的碳市场目标。

      五是探索建设全国电-碳市场。将现有电力市场和碳市场管理机构、参与主体、交易产品、市场机制等要素深度融合，生产环节构建主体多元的竞价体系，消费环节构建减排与收益相关的激励机制，配置环节构建“统一市场、统一运作”的交易模式。形成电价与碳价有机融合的价格体系，对电能和碳排放权实施综合定价。逐步扩大电-碳市场交易范围和规模，打破市场壁垒，推动市场高效运转。