郭晨凯 制图

　　□ 不管是免费分配的碳排放权配额，还是单向竞买的交易机制，都预示全国碳市场在上线初期不会立即“扎紧”发电企业的碳排放。

　　□ 碳配额的多寡直接影响碳交易价格，进而影响发电企业的发电量和成本。

　　□ 碳市场的流动性是影响碳价的另一重要因素。机构投资者、碳配额的有偿发放被认为是增加碳市场流动性的重要举措。

　　7月15日，上海环境能源交易所公告称，全国碳排放权交易将于7月16日正式开市。占全国碳排放40%以上的2225家发电企业将作为首批交易主体，走进既熟悉又陌生的全国碳市场。

　　可以预期，随着碳市场的稳步推进，发电行业的碳排放将逐步被约束，而在这一过程中势必会围绕低碳甚至零碳电力涌现出大量的新机遇，中国电力结构的大转型就此按下“加速键”。

　　“碳市场交易肯定会加速电力行业新能源发电和燃煤火力发电的两极分化，但是这个‘加速度’不会太明显，肯定是温和加速。”北京特亿阳光新能源总裁祁海珅认为，以碳排放量为单位的金融交易系统从产生到完善会对我国经济结构调整、社会发展和治理等产生重大影响和推动作用，低碳发电企业会更加受益。

　　发电行业先行先试

　　“循序渐进”“温和起步”已经成为行业内对全国碳市场的普遍预期。

　　“碳交易是一个循序渐进的过程，一开始会比较‘温和’。先做容易管理的积累经验，接下来再到水泥、钢铁等复杂行业。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强在接受记者采访时表示，发电行业的温室气体排放量高，纳入碳交易体系后有利于减排。此外，发电行业以国资为主，相较于其他行业，在排放数据的统计、管理等方面更为规范，参与碳交易也更便于管理，将为全国碳市场的上线运行打下良好基础。

　　上海环境能源交易所董事长赖晓明此前参加论坛时表示，全国碳市场总的原则是顺利启动、平稳运行，“不会像有些金融界人士想的那么大的交易量，碳市场经过几年试点，从试点情况看，国内碳交易总体规模较小”。

　　从已公开的相关信息看，不管是免费分配的碳排放权配额，还是单向竞买的交易机制，都预示全国碳市场在上线初期不会立即“扎紧”发电企业的碳排放。

　　一方面，碳排放量巨大的煤电在短期内仍是我国电力的主要来源。根据中国电力企业联合会（下称“中电联”）发布的《中国电力行业年度发展报告2021》，2020年全国煤炭装机及发电量规模占比分别为49.08%和60.73%，同期全国单位火电发电量二氧化碳排放约832克/千瓦时。若以全国火电2020年发电量5.28万亿千瓦时计算，对应约44亿吨二氧化碳排放量。

　　另一方面，尽管多地试点碳交易多年，但全国碳市场的相关机制尚未完善，仍需要市场建设者和参与者共同探索。

　　内蒙古自治区生态环境厅近日通报了一则虚假碳排放报告案，涉案公司篡改了2019年碳排放报告的编号、识别号、日期等内容并删除防伪二维码。作为首例公开披露的碳排放报告造假案，涉案公司被责令限期改正违法行为。

　　“当务之急是积极稳妥推进碳市场建设，稳步扩大市场容量，做好控排企业的履约，为碳资产价值打好基础。”联合国开发计划署顾问徐楠告诉记者。

　　作为一个以碳排放数据为基础的虚拟市场，碳市场的有效运行依赖于真实、准确的碳排放数据，涉及碳排放配额分配、清缴，碳排放权登记、交易、结算，以及碳排放数据的测量、报告、核查（MRV）三个环节。经过多年试点，前两项内容已基本建成，第三项将成为全国碳市场开市后重点建设和完善部分。

　　目前，碳排放量的测算方法分为核算和连续监测两种，前者是国内现行最主要的测算方法，以企业自查并由第三方机构核算的方式采集监控碳排放数据；后者虽能避免核算过程中人为因素带来的数据失真，但尚处于试点阶段。对此，世界经合组织专家王娟表示，可以通过大数据、云计算和区块链等技术推动电力行业数字化转型。

　　煤电“稳保稳让”

　　“试点这么多年都已经做好了准备，集团还成立了独立部门负责碳交易。目前首要任务还是保障居民和生产用电，现在又是夏季用电高峰，机组一直在满负荷运转。”一位煤电企业的管理人员告诉记者。

　　作为电力“主力军”，煤电企业在积极备战碳市场的同时，仍肩负着保障地区用电的重任。以广东省为例，今年1月至5月的电力需求快速增长，火电发电量同比增长45.8%，火电利用小时数同比增长462小时。而据中信证券的研究，按照现货煤价测算所得的度电燃料成本已接近上网电价。

　　在此基础上，尽管碳市场“温和起步”，但碳成本仍不可避免地影响着发电企业的度电成本。

　　卓尔德环境研究（北京）中心对碳价与电价的变化进行的模拟测算显示，在免费发放排放总量75%配额的情况下，市场会形成200元/吨的碳价格。在此模型中，200元/吨的碳价对应度电碳成本约为0.167元，若考虑75%免费配额，实际度电碳成本约为0.04元。因此，发电机组不会通过减少发电量来控制排放，电力价格涨幅几乎为零；但随着配额收紧，碳价将会陡然上升，电力价格就会随之增加。

　　由此可见，碳配额直接影响发电企业的发电量和成本，进而影响企业的经济效益。林伯强直言，碳配额的多寡直接影响碳交易价格，“碳交易是市场化行为，理论上价格由市场决定，但还取决于政府核定配额的松紧程度”。

　　鉴于我国未设置绝对的碳排放总量上限，现阶段碳价恐难“一飞冲天”。

　　据中国碳论坛等机构预计，全国碳市场建立之初的碳价格约为49元/吨。生态环境部副部长赵英民在14日的吹风会上表示：“目前全国碳市场相关制度设计中，我们考虑通过改进配额分配方法，引入抵消机制等政策措施，来引导市场预期，从而形成合理的碳价。”

　　此外，碳市场的流动性是影响碳价的又一重要因素。“碳市场给碳资产定价并创造流动性，让高排放行业的成本更高，这是其推动碳减排进程的作用方式。”徐楠告诉记者。

　　赖晓明此前表示，机构投资人的投资主体行为对全国碳市场的发展起着至关重要的作用，“条件成熟后，会尽快将机构投资者纳入交易”。除机构投资者外，碳配额的有偿发放也被他认为是增加全国碳市场流动性的一项重要举措，“现在碳配额都是免费发放为主，未来希望增加有偿分配比例。有偿分配已在欧洲市场上得到验证，对市场流动性有促进作用”。

　　需要说明的是，发电企业虽然参与地方试点多年，但面对全国碳市场仍存在准备不足的可能。

　　中电联的一份调研结果显示，试点市场向全国碳市场过渡过程也可能存在风险，其中政策风险和流动性风险影响程度为“强”。前者包含覆盖范围、配额分配方法、MRV规则等，后者则存在企业惜售、恶意囤积、参与者单一等影响因子。

　　低碳新机遇

　　“机组的水平越高，碳排放的强度越低，额定数额下碳排放的差额就越大。靠经济利益鼓励企业节能减排，这就是市场化。”新中港董事长谢百军向记者表示，全国碳市场的上线是对行业中低碳排放企业的“认可”。

　　对于在未来很长一段时期内继续担纲发电主力的煤电，低碳排放已是一道“必答题”，而零碳排放的可再生能源发电企业则会从碳市场获益，迈上“做大做强”的新征程。

　　浦江金融论坛秘书长李国旺表示，水能、风能、光能等负碳、低碳发电，原需政府补贴才能维持生产并实现收益，随着全国碳市场上线，这类企业可通过交易碳权获得收益，实现财政补贴和碳市场双重收益，负碳发电企业欲提高收益，要以科技创新提高能源转化率，这需要来一场材料科学的大创新。

　　据瑞银测算，全国碳市场上线运行的初期，低效的火力发电企业盈利将下降9%，水力发电企业的盈利将增长7%。

　　全联并购公会的安光勇认为，全国碳市场的上线为低碳排放发电企业“做强”成为可能，提供了资本运作“做大”的基础，“碳市场上线会让那些低碳排放的发电企业竞争力更强，更具有竞争力，因此碳市场上线对公司的经营有直接的相关性”。

　　CCER（国家核证自愿减排量）是碳交易的基础产品。在计算碳排放减少量时，不同行业需采用不同的数据核算方法。截至目前，我国已累计备案CCER方法学200种。适用领域主要集中在可再生能源（风电、光伏、水电等）、废物处置（垃圾焚烧、垃圾填埋）、生物质发电等领域。虽然目前CCER尚处于备案申请暂停状态，但市场普遍对重新恢复申请持乐观态度。

　　事实上，就在碳市场上线前夕，已有多家上市公司围绕CCER做文章。

　　例如拥有近200万亩林业碳汇排放权的岳阳林纸与包钢股份就减排指标采购签署合作协议，向后者提供不少于200万吨/年的CCER，排放周期不少于25年，提供总量不少于5000万吨CCER。若按照CCER单价30元/吨计算，该协议将在25年内为岳阳林纸贡献15亿元净利润。

　　银河证券表示，碳配额、CCER都将在市场上进行交易，针对减排企业的CCER有望增厚相关公司盈利水平。而据天风证券的测算，当CCER市场发展稳定后，全国的风电年减排收益有望达到74.36亿元。