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全国碳市场首个履约期:火电得与失

近半年多来,在福建某燃气电厂工作的老孙(化名)一直忙于全国碳市场的首次履约工作。自2014年他进入电厂工作以来,该电厂参与了CCER项目的开发,

近半年多来,在福建某燃气电厂工作的老孙(化名)一直忙于全国碳市场的首次履约工作。自2014年他进入电厂工作以来,该电厂参与了CCER项目的开发,在此之前该电厂还注册了联合国CDM(清洁发展机制)项目。2016年福建碳市场试点交易启动,福建发电企业开始参与碳市场交易。2021年全国碳市场启动,火电行业成为首个被纳入的行业,福建发电企业全部由福建市场转入全国碳市场进行履约交易。

老孙坦言,从福建试点到进入全国碳交易,他并没有不适应,对于流程、核查等细节过程较为熟悉,在过渡阶段,相关的培训、沟通等也一直在有序进行。

首批被纳入全国碳市场的共有2162家电力企业,覆盖碳排放量超过40亿吨。从发电类型来看,纳入市场交易的发电机组包括燃煤发电和燃气发电两大类。由于气电相对低碳,首个履约期内,气电不强制要求完全履约,即便配额不足,只需要将全部分配到的配额清缴完成即可。

和气电的从容相比,煤电企业的感受则大不同。2月22日发布的《2021年中国碳价调查报告》显示,125家受访的发电企业中约一半满足履约需求之后有剩余配额,这意味着约一半的企业配额不足或刚刚能够完成清缴。在eo采访中,有一小部分煤电企业表示,为完成履约,“失血”较多。

有地方能源协会的工作人员坦言,首次履约清缴对每一个煤电企业的触动都很大。“过去,一些电厂不够重视,经过此次履约才真正意识到减排降碳是一场真金白银的较量。”

2022年刚开年,全国碳市场碳排放配额未按期履约的首个案例出现被查。

据苏州市生态环境厅消息,2022年1月1日,苏州市生态环境综合行政执法局在对张家港某公司开展节日生态环境安全检查中,发现该公司未按时足额清缴2019-2020年度碳排放配额。苏州生态环境部门已责令企业整改并对该企业违法行为予以立案查处。

这并不是孤例。公开信息可见,2022年开年以来,辽宁辽阳、黑龙江伊春等对辖区内未完成碳配额履约案例的热电企业进行了处罚。2月17日,生态环境部发布通知要求各省抓紧时间于2022年2月28日前完成对未按时足额清缴碳配额重点排放单位的责令限期改正;4月29日前公布本行政区域碳配额清缴完成和处罚情况。

2021年,煤价飙升,煤电经营亏损。与此同时,一些电厂因未做碳元素实测使得配额出现较大缺口,从而遭遇履约困境。

有碳市场人士直言,首个碳市场履约虽然出现了各种问题,但总体来看,全国碳市场启动运行情况良好,出现的问题也是市场开启面临的正常挑战。“早发现,早完善。”

当前,全国碳市场首个履约期结束。首个履约期内,全国碳市场交易运行情况如何?火电行业首次全面参与碳市场获得了哪些启示?碳市场启动又将给能源行业带来哪些影响?eo试图通过多方采访来记录首个履约期内火电的得与失。

煤、碳双杀

“2021年本身煤价就很高,煤电企业保供亏损,一些电厂还要花费1000万-2000万元去买碳配额,对煤电厂是致命压力。”有深耕碳市场专业人士告诉eo记者。

生态环境部披露,截至2021年12月31日,碳排放配额累计成交量1.79亿吨,累计成交额76.61亿元,成交均价42.85元/吨,履约完成率99.5%(按履约量计)。据行业人士分析,截至2021年12月31日,全国有200多个电厂未完成履约。

老宁(化名)是华东某经济大省发电行业协会的工作人员。自2021年下半年以来,他的主要工作就是沟通组织发电企业参加全国碳市场交易培训。他所在的省份截至2021年12月31日,尚有10余家电厂未完成碳配额清缴。

老宁透露,由于此前该省非碳市场试点地区,一些电厂对碳排放和碳市场了解不够,也未给予足够重视,一些电厂误认为把碳排放总量做得越高,分配到的配额总量则越多,以此给后续减排降碳扩大空间。实际上,由于碳排放配额缺口较大,一些电厂未完成首个履约期碳排放配额清缴工作。

老宁透露,其所在省份未完成清缴的煤电企业必须要向地方环保部门说明未完成清缴的原因,承诺第二年完成未清缴配额,并接受罚款。

由于《碳排放权交易管理暂行条例》尚未出台,目前依据《碳排放权交易管理办法》对未履约的企业进行处罚。《碳排放权交易管理办法》规定:重点排放单位未按时足额清缴碳排放配额的,由其生产经营场所所在地设区的市级以上地方生态环境主管部门责令限期改正,处二万元以上三万元以下的罚款;逾期未改正的,对欠缴部分,由重点排放单位生产经营所场所在地的省级生态环境主管部门等量核减其下一年度碳排放配额。

2021年煤炭价格高,煤电经营亏损也是造成部分煤电企业履约困难的重要原因。

华东的一家煤电厂于2021年12月下旬向主管部门提交了《关于公司2019-2020年碳排放配额缺口延期履约的申请》。申请书提出,由于2019年该电厂未及时对“干燥基碳”含量进行实测,导致“单位热值含碳量”采用国家规定的缺省值(0.03356吉焦/吨)计算,造成2019年的碳配额缺口超过10万吨,而2020年的碳配额还有一定剩余。而自2020年9月以来,煤炭价格节节攀升,2021年下半年更是暴涨,与此同时,蒸汽价格却一直未能联动,公司连续亏损,资金链一度濒临断裂。当前,公司煤炭采购资金尚严重短缺,无力购买配额完成履约,故申请延期一年履约。

据悉,全国多地均有因经营困难、计划关停、重组等因素未及时完成碳市场履约清缴的案例。不过,在限期整改、执法检查等压力下,大多数电厂还是完成了碳市场履约。

2021年是煤电全行业性经营亏损的一年。中电联发布的《2021-2022年度全国电力供需形势分析预测报告》提到,2021年电煤供需阶段性失衡,煤炭价格创历史新高,煤电企业全面亏损。中电联测算显示,2021年因电煤价格上涨导致全国煤电企业电煤采购成本额外增加6000亿元左右。2021年8月以来,大型发电集团煤电板块整体亏损,2021年8-11月部分集团的煤电板块亏损面达到100%,全年累计亏损面达到80%左右。

尽管首个履约期碳市场配额总体宽松,但对于部分煤电企业而言,2021年煤电遭遇了煤、碳双杀。

“这次碳交易对每一个电厂都是比较大的触动,不重视可能要吃大亏。”受访的业内人士直言。在eo采访中,众多发电企业人士认为,碳市场对发电行业的影响在明显加深,而发电企业对碳市场的重视程度也明显提高。

未实测碳含量引发部分电厂配额不足

燃煤单位热值含碳量实测成为首个履约期内备受关注的具体技术问题。在核算碳排放过程中,不少煤电厂因为没有及时实测燃煤单位热值含碳量而遭遇了“高限值”处罚性碳排放量核算,从而使得配额缺口较大。

全国碳市场的实施规则是对控排企业发放免费配额,再通过核算获得实际碳排放总量,两者之差为正数说明企业配额盈余,负数则说明企业配额不足,需要在市场购买碳配额完成清缴履约。

2020年12月30日,生态环境部发布了《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)》,方案明确对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机组的配额量(见表1)。

 表1:国家生态环境部划定的碳排放基准
来源:《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)》 
 

全国碳市场配额分配采用基准线法,对同一类型的机组划定了基准线,使得配额分配相对公平。

2021年3月29日发布的《企业温室气体排放核算方法与报告指南 发电设备》则明确了核算发电企业碳排放量具体的规则。在核算参数计算中,单位热值含碳量是最重要的参数之一。据路孚特碳研究组披露,首个履约期内,有大量机组在“含碳率”和“转换率”上使用方法学中的缺省值。

《企业温室气体排放核算方法与报告指南 发电设备》规定燃煤元素碳含量应优先采用每日入炉煤检测数值。当某日或某月度燃煤单位热值含碳量无实测时,或测定方法不符合要求时,该日或当月单位热值含碳量应不区分煤种取0.03356tC/GJ。这一数据被业内简称之为“高限值”,是对不实测企业的惩罚计算值。发电企业人士分析认为,使用高限值计算碳排放量比实测要高出20%左右。

受访的电厂人士告诉 eo记者,早在2019年生态环境部就要求电厂做煤质测试,由于全国碳市场上线一直未启动,电厂对此并未重视,一些不具备检测能力的电厂也没有送检,电厂对于自身实际碳排放情况不甚清楚。

有五大发电企业的人士透露,在2019年年中,生态环境部就对煤质含碳量的要求做出了规定,该集团旗下电厂全部按照要求进行了煤质测试。而有石油企业的人士透露,该石油公司下属纳入控排企业的自备电厂大多未进行煤炭含碳量实测,因此在履约核算中遭遇采用了高限值计算碳排放量。

广东省内煤电企业人士告诉eo,在2019年参加全国碳市场的相关培训上,政府主管部门就提出要求对碳元素实测,此后该电厂就对碳元素进行了季度实测,并在广东省和国家的两个系统中进行了上报。“政策一直是鼓励实测,并没要强制要求实测。”

2021年7月14日,在历经数次延宕后,全国碳市场正式启动上线。2021年10月26日,全国碳市场第一个履约周期控排企业履约清缴工作正式启动。

据了解,2019、2020年间未开展燃煤单位热值含碳量实测或是实测数据质量不佳,导致出现碳排放配额存在缺口的情况。首个履约期,2019年碳市场配额不足的情况更加突出。老宁介绍,其所在省份个别控排电厂2019年碳排放量缺口超过200万吨,按照50元/吨的碳价计算,完成清缴需要增加1亿元的履约支出。

此外,部分电厂尽管进行了煤炭含碳量实测,但数据质量难以满足要求。上述广东煤电厂人士透露,近期,该电厂依据第一个履约周期的规则进行了测算,过去电厂一直实测的相关数据现在看来仍然很难达到国家的要求,如果采用默认的高线值,粗步测算或增加数亿元的履约成本。“我现在最担心的就是碳元素实测不满足核查要求,心里没底。”上述广东发电企业人士坦言。2022年广东发电企业将从广东试点转入全国碳市场进行履约。

碳数据造假成焦点,碳实测修正呼声大

除了实测与高限值引发的履约压力,碳数据造假问题也备受关注。

2021年7月初,内蒙古自治区生态环境厅官方网站通报了“内蒙古鄂尔多斯高新材料有限公司虚报碳排放报告案”。该案为全国碳市场首例造假案。

据内蒙古生态环境厅披露,该公司将2019年排放报告所附的两个分厂的2019年全年各12份检测报告中“报告编号、样品标识号、送检日期、验讫日期和报告日期”内容进行了篡改,并删除了防伪二维码。

官方披露信息显示,内蒙古鄂尔多斯高新材料伪造报告并未对燃煤碳含量数据直接篡改。据《财经》报道,该公司篡改检测日期的主要目的在于规避碳排放核算时使用“高限值”,并可省去近千万元的履约成本。

内蒙古碳数据造假案引起了主管部门的重视。2021年10月25日,生态环境部发布了《关于做好全国碳排放权交易市场数据质量监督管理相关工作的通知》,要求迅速开展企业碳排放数据质量自查工作,各地生态环境局对本行政区域内重点排放单位2019和2020年度的排放报告和核查报告组织进行全面自查。

内蒙古上述案例并非孤例。有碳市场从业人士透露,除了公开查处的,各地隐匿的数据造假也屡见不鲜。

处罚与造假之间悬殊的利益是企业铤而走险的最大动机。

根据目前碳市场履约机制,控排企业通过数据造假可减少或节省的履约成本少则数百万元,多则数千万甚至上亿元,造假的行政处罚最高经济罚款仅为3万元。

有从事碳市场工作的专业人士认为,碳排放是没办法做到100%实测的,目前的元素碳含量检测是尽可能准确获得碳排放量最为有效的方法。通过设定处罚性的“高限值”以约束电厂完成实测,其初衷是好的,但也变相激励了数据造假。

上述人士也评价认为,内蒙古发生的全国首个碳数据造假案例的造假手段原始而粗浅。“从技术角度上来看,企业数据造假的手段有很多种,一些手段是十分隐蔽的。为了提高2%左右的碳排放精确度而增加30%-50%的实测、监督成本,显然不划算。”他认为燃煤含碳量实测的机制仍可以再改进。

受访的煤电厂人士也直言:“碳实测既不能减少排放也不能提高能效。”

与此同时,碳市场咨询服务人士反映,对于碳排放数据造假,各地的处理手段和执法尺度也不完全一样。一些地方为了提高履约率,处罚时又进行了折中处理。

对此,有地方生态环境主管部门提出建议,由于采样、制样、送检以及检测机构、设备等多个环节存在监管“盲区”,建议元素碳实测取消高限值,统一采用基准值,或者根据煤炭热值(购入煤)折算成标准煤乘固定的排放因子。

除了“高限值”,有关核查队伍的专业性建设也备受关注。

有发电企业人士透露,在华东某电厂,同一个核查的第三方核查机构对近两年碳排放数据的查验结果有较大出入,发电厂向当地主管部门申请仲裁。“这或许是由核查人员不同造成的,有的人更为严格,有的更为宽松。”

身在福建的老孙发现,核查还是比较严格的,对于数据的精准度要求高。不过,有江苏电厂人士则认为,国家的相关核查指南应该更加细化,以逐渐消除模糊空间。

碳核查行业分析师认为,要保障核查数据的质量,还需要练就一支有能力的核查队伍。他指出目前碳核查市场企业质量参差不齐,时间紧、任务紧,服务价格低。

流动性不足与惜售同时存在

流动性不足成为全国碳市场首个运行期最大的特点之一。全国碳排放成交数据显示,2021年全国碳市场碳排放配额(CEA)总成交量为1.79亿吨,其中,挂牌协议年成交量3077.5万吨,占比仅为17.2%。挂牌协议交易是指在碳交易系统中直接进行交易,是市场活跃性的重要风向标。

2021年7月16日,全国碳市场正式启动运行。是日,挂牌协议交易量为410.4万吨,此后挂牌交易量下降明显。自8月开始,多个交易挂牌成交量多跌至100吨以下,特别是8月16日、9月6日两日挂牌交易量仅为10吨。

有电厂人士反映,没有临近履约期时,买卖双方需求都不大,即使是挂牌较大的卖出量,市场也难以消化,反而可能拉低碳价。

生态环境部数据显示,进入12月,临近履约节点,碳市场交易量与活跃度明显上升。另外,电厂人士反馈,进入12月中旬,交易系统中买入需求大于卖出供应,碳配额市场惜售现象明显。

全国碳市场成交量及成交价格情况(2021年7月16日-12月31日)
来源:生态环境部
   

据悉,由于履约时间紧,也出现了一些缺口较大的电厂在交易系统中难以购买足额配额的情况。此外,进入12月,碳价持续走高,部分本就亏损的煤电厂更加缺乏履约动力。

参与全国碳市场人士直言,首个履约期,只有发电行业参与,主体单一,另外对于2022年及之后的碳市场预期仍不清晰,以履约为目的发电厂出售配额的动力不足。“目前发电市场主要是以国企为主,在碳市场中赚了没激励,亏了有责任。

eo调查采访了解到,受访的众多电厂表示看涨碳价,一些配额有盈余的电厂将结余配额留存,以便在2022年履约。此外,一些嗅觉灵敏、反应快速的企业陆续通过市场购进配额,投资与履约并举。

对于电厂普遍的惜售心理和市场一致看涨碳价的预期,有碳市场人士则持有不同的观点:“哪里有永远涨的市场,一定是会有波动的。”

发电行业市场集中度高,碳资产管理专业化程度较高也是影响碳排放配额交易流动性的重要原因。当前,火电行业以五大发电集团为主,五大发电集团或分配了全国近半数碳配额。一些央企、规模较大的地方能源集团均成立了专业的碳资产管理公司,对旗下电厂的配额资产进行统一调配与管理。此外,从各地反馈的信息来看,受法院查封账号和关停注销企业的影响,实际参与碳市场交易的主体进一步减少。

引入机构投资者明显提高碳市场的流动性。广东作为全国最大的碳市场试点地区,机构投资者在市场交易中的作用明显。

2021年,参与广东碳市场交易的市场主体中,控排企业交易量占总成交量的37.75%,投资者交易量占总成交量的62.25%。其中,前十大交易主体中的9家为投资机构。

不过,活跃的机构投资者或使得碳价大涨大跌。2022年春节前后1月27日至2月9日的五个交易日中,广东碳配额价格从68.94元/吨上涨到95.26元/吨,涨幅达到38%。2月10日,广东碳市场大跌9.78%。机构投资者入场被认为是近期广东、湖北碳市场大涨大跌的重要原因。

目前,市场预期,2022年下半年全国碳市场将引入机构投资者,并扩大市场交易品种和行业覆盖范围,但引入机构从业者之后如何有效平抑碳价的激烈波动也是一个重要议题。发电行业认为,过高的碳价不利于能源电力的供应安全。   

从全国碳市场试点的情况来看,碳市场流动性不足的问题仍会持续数年。

碳-电联动需求日渐强烈

全国碳市场已经启动运行了,电力市场领域呼吁较长时间的碳电协同仍未有眉目。首个履约期,碳成本完全由发电企业自行承担。

“碳电协同还不够迫切。”有电厂人士直言。当前发电行业碳市场配额宽松,仅少部分电厂需要承担因为配额不足的履约成本,碳成本对整体电价的影响非常有限,不会大幅提高供电成本。截至2022年1月,全国碳市场碳排放配额累计成交额仅为80.7亿元。

受访的石油公司人士透露,中石油旗下的自备电厂参与全国碳市场也承担了一定的履约成本,目前该成本由炼厂等拥有自备电厂承担。相对于营收规模较大的油田和炼化企业而言,首个履约期内的碳成本在总成本中占比微小。

随着碳市场逐渐深入,碳成本对发电的影响将更为明显,碳价如何传导将成为不可回避的问题。路孚特首席电力与碳分析师秦炎认为,碳成本在欧洲是通过电力现货市场传导进入电价的,目前国内还未能实现完全传导,这增加了发电企业成本,但未来随着碳配额的收紧和碳价的提高,碳成本不可避免地会影响电价。

在第一个履约周期,单个发电企业为履约的责任主体,即便是发电集团层面成立了专业的碳资产管理公司,碳市场的交易及财务记账都体现在具体的电厂运营主体上。

碳-电两大市场的联动不只是价格联动,还有两大市场的协同运行。

不少发电企业提出,应先着手建立碳-电市场协同运行机制。目前两大市场独立运行,政策衔接性不足。

截至2022年2月,全国碳市场第二个履约周期的配额分配方案和排放基准线尚未发布。对于发电集团而言,如果碳市场政策及时下发,可以依据规则计算旗下全部电厂的碳排放配额和排放情况,从而综合电、碳因素,组织排高效的电厂多发电,低效的电厂少发电以实现减碳和生产效益的最大优化。

有发电人士直言,如果碳市场政策稳定可持续,当电力供应不足时,地方政府要求多发电保供,新增的碳排放的履约成本将是显性可计算的。他建议碳市场配额分配规则应该长期稳定,建议五年一调整,而不是一年一调整,让参与市场的发电企业有稳定的预期,从而利于企业做出生产安排及调整。

受访的发电企业均表示,目前最关心的是第二个履约期全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案等政策。

不少电厂提出,2021年碳市场与电力市场不协同体现尤为明显。2021年煤价持续走高,煤电厂要多发电保供,部分老旧机制使用煤质较差,电厂碳排放水平显著上升,这或给第二轮碳市场履约带来新的挑战。

此外,在新型电力系统建设的背景下,煤电的利用小时数或进一步下降而煤电的启停次数增加,煤电的调峰转型升级日渐明显,或进一步增加电厂的碳排放量,而配额的发放是根据机组类型来定的。有发电集团人士建议,未来需要进一步适应电力市场发展的新情况,对碳市场的相关规则进行调整。

受访的气电企业人士也直言,对于F级及以上燃气机组而言,通过改进本身设备来减少碳排量的空间已不大,努力提高发电负荷对减排的作用更为明显。

超越履约,碳资产管理起步

众多发电企业视碳市场为挑战和机遇。受访的电厂人士表示,目前他们把碳视为无形资产,重视程度也明显增加。

目前,国内发电集团等重点控排主体或通过成立专业的碳资产管理公司,或组建专门的碳资产管理部门来实现碳市场的履约和资产管理。公开信息可见,五大发电集团、部分地方发电集团及电网均成立了专业的碳资产管理公司。

表2 能源领域专业化碳资产管理公司名单
注:根据公开信息整理 
 

目前,发电企业成立的碳资产管理公司的业务仍以履约为主,开展的主要工作包括碳排放统计核算、盘查、交易等。在具体操作中,专业的碳资产管理公司对旗下纳入全国碳市场的电厂的碳账户进行管理和交易。一般来看,发电集团的碳资产管理公司会先对内部电厂的碳配额盈余进行平衡,以最小化集团履约成本,不足部分再在市场中进行购买。

稍显不同的是,成立于2018年的申能碳科技公司除了为集团内的企业提供履约服务,也为外部用户提供核查、开发、交易、管理等碳业务综合服务。

有观点认为,第一期纳入的多数电力企业,并没有将碳资产作为需要主动管理的资产,到了履约期才集中处理,而后续CCER和CEA的价格都出现了明显的上涨。

不过,随着“双碳”目标的推进和全国碳市场的启动,发电企业越发认识到,碳不只是成本也是资产。宝武碳业科技公司的陈江宁等撰文认为,碳交易的标的物本质是具有金融属性的,属于稀缺资源,未来的价格和收益是可以预期的。

碳资产管理的目的一方面在于降低碳减排履约风险;另一方面是通过各种减排手段等综合措施实现碳减排成本最小化和实现碳资产的保值增值。

eo在采访中获悉,少部分发电厂已经通过碳市场小赚了一笔。据悉,有发电企业在履约前低价购入CEA再在高价时卖出。

CCER也是碳资产管理的重要组成部分。2021年10月,生态环境部发文明确CCER可以抵消不超过5%的碳配额,此后,一些电厂开始购入CCER并在履约期高价时卖出。不过,抢得先机的发电企业并不多。

此外,碳配额作为资产的重要体现之一是一些发电企业开始尝试与银行合作,通过抵押碳配额进行融资担保或是贷款等。

碳资产管理包括碳市场交易、数据管理、技术管理诸多方面。就目前发电企业的碳资产管理而言,全国的碳资产管理起步不久,多集中在碳市场交易、履约方面。

老孙说,团队经过半年多马不停蹄的工作,通过履约、碳配额买卖及CCER的交易等为企业实现了一定的盈利。“第一次参与全国碳市场还是比较有成就感的。”

(图片来源:veer图库) 

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