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行业动态

完善碳交易市场 助推新能源发展
发布时间:2021-11-25 浏览次数:42


北极星风力发电网  来源:风能  作者:王芳  2021/11/23 

北极星风力发电网讯:7月16日,全国碳排放权交易市场正式上线,碳排放年配额(CEA)近40亿吨,规模超过欧盟,居全球之首。碳交易市场的价格运行机制如何?风电、光伏等可再生能源如何从中获得支持?其未来发展方向及长远意义如何?只有深刻认识这些问题才能更好把握运用这一市场机制,助力我国实现双碳目标。

我国碳排放市场建设历程

碳定价机制一般分为两种:一种是政府强制型手段,如征收碳税;另一种是通过市场手段,如建立碳排放权交易体系。

碳排放权交易的基本原理是,合同的一方通过向另一方支付费用获得温室气体减排额,买方可以将购得的减排额用于减缓温室效应,从而实现其减排目标。在6种被要求减排的温室气体中,二氧化碳(CO2)为最大宗。因此,这种交易以每吨二氧化碳当量(tCO2e)为计算单位,通称为“碳交易”。

我国的碳排放市场发展经历了两个阶段,恰好是两个“七年”。第一阶段为2005―2012年,即清洁发展机制(CDM)阶段;第二阶段为2013―2020年,即区域试点阶段。清洁发展机制是《京都议定书》中引入的灵活履约机制之一,核心内容是允许发达国家与发展中国家进行项目级的减排量抵消额转让与获得,从而在发展中国家实施温室气体减排项目。

从2005年开始,中国作为卖方参与清洁发展机制,但在2012年《京都议定书》第一承诺期结束后,清洁发展机制项目大面积中止。2011年10月,国家发展改革委发布《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》,标志着我国碳排放交易试点正式启动。2013―2020年,我国7个省份的碳交易试点经历了7个履约期,总配额超过12亿吨,共有2837家重点排放单位、1082家非履约机构与1万多个自然人参与交易。截至2021年6月,包括2016年12月加入的福建省,8个试点碳市场配额现货累计成交4.8亿吨,累计成交金额114亿元,平均交易价格23.75元/吨,平均每年成交量占配额总量的约5%。

7月16日,全国碳排放权交易市场的启动,标志着我国碳排放市场发展进入到第三阶段。目前,全国碳排放权交易市场仅有碳排放年配额一种产品。截至8月13日,全国碳配额交易累计成交651.88万吨,成交金额达3.293亿元,平均成交价为50.5元/吨。

建设全国碳排放权交易市场是利用市场机制控制和减少温室气体排放、推动绿色低碳发展的一项重大制度创新,也是落实碳达峰目标与碳中和愿景的重要抓手。北京绿色交易所总经理、北京绿色金融协会秘书长梅德文认为,碳交易市场制度有望成为破解我国经济发展与减碳矛盾,促进我国能源、产业和金融结构调整的有效工具。借助市场的力量推动碳中和,能够低成本、高效率地提升经济效能、能源效率和资金效率。一方面,通过碳交易市场的激励机制,可以促进新能源或非化石能源产业的发展,解决减排的正外部性问题;另一方面,借助碳交易市场的约束机制,将抑制化石能源产业,解决碳排放的负外部性问题。

碳交易市场主体需多元化

目前,在欧盟碳交易市场上,碳排放配额交易的最高价格已经达50欧元/吨(约合人民币379.9元/吨)。“比较中欧碳交易市场的规模、价格与流动性,我国碳交易市场需要形成科学、合理、有效的价格机制,否则,无法实现低成本、高效率促进碳达峰与碳中和的有效市场功能。”梅德文向《风能》表示。

短期内,碳排放交易的价格由市场供需决定;长期来看,应当与全社会的综合减排成本相均衡。政府应当通过配额的发放影响供需,将碳价格保持在一个合理的区间。碳价格太高,会导致一些重点排放单位或控排行业负担过重;碳价格太低,则难以起到约束碳排放和激励降碳的作用。

然而,在北京绿色金融协会理事邵诗洋看来,相比碳价格是否合理,当前,我国更应该关注碳交易市场活跃度低的问题。据了解,第一批进入碳交易市场的控排企业仅限于发电企业,配额有盈余的不愿意卖,一是由于碳价格低,二是随着碳达峰目标的逐渐接近,市场普遍预期配额政策将不断收紧,担心未来排放配额不足,从而导致存在配额缺口的企业无处购买,市场中弥漫着观望情绪。

“交易不活跃,碳价格的有效性就无法得到保障。市场交易有充足的流动性,才更容易发挥价格发现功能,让市场主动找到最合理的价格。同时,市场的交易成本也会降低。”邵诗洋表示,“下一步将逐步增加交易主体的多元化,包括其他高排放行业重点排放单位、专业碳资产公司、金融机构、个人投资者可能会适时有序进入碳交易市场。当数量足够多且具有不同风险偏好、不同预期、不同交易信息的市场主体,特别是投资机构进场后,或可发挥鲶鱼效应,增加市场的流动性。未来,运行稳定良好的碳定价体系对新能源、综合能源服务等产业的促进激励机制更加完善,资金聚集效果更加明显,市场逐步活跃,进而形成良性正向循环。不过,需要强调的是,适时适度的金融化是为了服务碳市场的有效运行,实现碳价格信号对于全社会碳减排的激励和约束作用,其核心是服务于我国的碳中和愿景。我国区域试点碳市场阶段和当前的全国碳排放权交易市场都是碳配额现货交易,大部分参与主体对金融衍生品并不熟悉,风险防范和管理能力欠缺。这一点与欧洲排放交易体系EU-ETS不同,欧洲碳市场90%以上的交易额来自碳期货、碳期权等衍生品的交易。”

可再生能源如何参与碳市场交易

可再生能源与碳市场最终是不可分割的。

在第一阶段中,清洁发展机制为国内可再生能源参与方带来了丰厚的经济回报,帮助培育出国内碳交易领域的专业从业者。同时,在向海外出售排放减量权证(CER)时由财政部牵头征收的专项资金,发展成为中国清洁发展机制基金(CDMFUND)。

进入第二阶段,在试点地区实施的国家核证自愿减排量(CCER)可以看作清洁发展机制模式在我国的延伸,买卖双方都处于国内,卖方多为可再生能源企业。国家核证自愿减排量是碳排放配额市场的抵消和补充机制。对于控排企业的配额缺口,既可以通过购买市场上盈余的碳配额来填补,也能够通过购买国家核证自愿减排量来实现1:1的抵消。

目前,国家主管部门规定排放单位每年可使用国家核证自愿减排量抵消的比例不得超过应清缴碳排放配额的5%。2014年1月9日,国家核证自愿减排量项目备案审核会首次召开。2017年3月14日,国家发展改革委暂停国家核证自愿减排量项目备案和减排量备案的审批。

截至目前,国家核证自愿减排量累计成交2.68亿吨,为风电、光伏项目带来大量额外收益。

近期,生态环境部已发布全国碳排放交易、登记、交易、结算管理细则公告。随着碳交易市场的不断完善,国家核证自愿减排量将很快重启,会给存在配额缺口的企业提供更多更低成本履约的选择,对风电项目的收益贡献也将更大。未来,通过价格传导机制,碳交易市场将发挥双向调节作用。

一方面,传统电力企业在新建电厂时,会将所需碳排放指标的相关成本纳入投资概算,作为新建项目决策的重要参考,银行在发放贷款时也会考虑碳排放成本对项目经济性的影响;另一方面,对于风电、光伏等绿色电力项目,企业在进行资产评估时,会逐渐将碳减排带来的环境价值体现到资产价值中。

除了国家核证自愿减排量,还有一项针对可再生能源电量的交易制度,即绿证。

绿证是国家对发电企业所提供的每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的具有独特标识代码的电子证书,获得绿证后可在交易平台挂牌出售,认购方可自愿购买。目前,绿证交易处于有量无市的阶段。随着绿证制度的进一步完善,消费者购买的积极性会明显提升,新能源项目将从中获得更多额外收益。

此外,首次启动的绿色电力交易试点,交易电量接近80亿千瓦时。风电场可以通过绿电交易,直供客户。目前,许多大型跨国企业都提出了碳中和目标,他们的碳排放多来自于外购电,通过直接在我国采购绿色电力,体现出其环境价值,进而支持绿色电力的发展和消纳。

美国著名学者杰里米·里夫金认为,全世界正处在以新能源、信息技术、生物技术并发为代表的第三次工业革命,各国都在争夺这一体系的主导权,而中国的机会最大。

梅德文表示,如果能够将碳交易市场做大做强,将其发展为一个新兴的金融市场,促进解决大规模、低成本的长期资金,我国就有可能抓住第三次工业革命的历史性机遇,通过发展绿色技术、绿色产业、绿色金融,从资源依赖走向技术依赖,最终实现跨越式发展,助力双碳目标的早日实现。