碳达峰碳中和对火电企业经营和发展的影响

（国家电投集团贵州黔西中水发电有限公司：梁建军 ）

【摘要】：随着碳达峰、碳中和“3060”目标的提出，中国未来能源转型发展的方向已经确定，这必将对火电企业未来的发展、转型以及经营造成重大的影响。目前全国碳排放在发电行业率先实施，开始第一个履约期，2019和2020年两年合并履约，重点排放单位必须在2021年12月31日前完成清缴履约任务。2021年7月16日全国碳交易在上海交易所正式鸣锣开市，全国碳排放进入真正实施环节，碳资产已是真金白银。认真分析碳排放相关政策和国际国内形势，对火电发展转型尤为重要，研究如何降碳减排，如何管理碳资产，优化产业结构显得更为紧迫。
【关键词】：碳资产 碳达峰 碳中和 核算方法 配额分配 经营发展

随着碳达峰、碳中和“3060”目标的提出，中国未来能源转型发展的方向已经确定，这必将对火电企业未来的发展、转型以及经营造成重大的影响。目前全国碳排放在发电行业率先实施，开始第一个履约期，2019和2020年两年合并履约，重点排放单位必须在2021年12月31日前完成清缴履约任务。2021年7月16日全国碳交易在上海交易所正式鸣锣开市，全国碳排放进入真正实施环节，碳资产已是真金白银。随着碳达峰、碳中和的推进，免费配额会逐步降低，同时适时引入有偿配额，会不断增加火电企业购买碳资产的成本。根据国家政策碳排放将逐步扩大到石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、电力、航空八大重点行业，目前多省正在进行试点。

一、碳排放相关政策和火电企业碳排放情况

生态环境部和省级生态环境部门负责碳排放相关工作，主要是碳排放的核算、免费配额的分配和碳交易等，具体两大实施机构为全国碳排放权注册登记结算系统（武汉）和全国碳交易中心（上海），其中，全国碳排放权注册登记结算系统负责组织实施和监督管理全国碳排放权登记、存放、结算等，实现全国碳排放权的持有、转移、清缴履约、注销的登记、结算等；全国碳交易中心负责全国碳排放权集中统一交易和监管。

1.火电企业碳排放核算方法

核算边界为发电设施，包括机组化石燃料燃烧排放的CO2和外购电力产生的CO2之和，化石燃料燃烧CO2排放量=耗煤量×低位发热量×单位热值含碳量×碳氧化率×44÷12；外购电力产生CO2=购电量×电网排放因子（南方电网按0.6101tCO2/MWh）。

2.免费配额分配方法

3.交易政策和目前碳价

全国2225家重点排放单位参与2019和2020年两年合并履约，配额不足的企业在2021年12月31日前完成清缴履约任务（购买不足的碳排放量）。

2021年7月16日全国碳交易开始交易，交易主体为重点排放单位。交易方式：通过上海碳交易中心进行碳排放配额交易，可以采取协议转让、单向竞价或者其他符合规定的方式，协议转让包括挂牌协议交易和大宗协议交易。交易价格：开盘价为当日挂牌协议交易第一笔成交价，收盘价为当日竞价交易所有成交的加权平均价，挂牌协议交易的成交价格在上一个交易日收盘价的±10%之间确定（成交量＜10万吨CO2），大宗协议交易的成交价格在上一个交易日收盘价的±30％之间确定（成交量≥10万吨CO2）。结算方式：当日交易结束后，注册登记机构根据交易系统的成交结果，按照货银对付的原则，以每个交易主体为结算单位，通过注册登记系统进行碳排放配额与资金的逐笔全额清算和统一交收。火电企业配额不足企业适宜采用大宗协议交易方式，降低企业成本。目前碳价在50元/吨左右波动。

二、碳排放对企业经营和发展的影响

1.碳排放免费配额对企业经营的影响

影响配额量的主要因素为供电量和负荷率修正系数，企业CO2配额排放强度为CO2配额基准值与修正系数的乘积。目前，国家未下达履约期的碳排放控制目标。所以，企业是否在碳交易市场获利与碳排放强度有关，控制排放强度，即降低供电煤耗是获利的关键。

根据政策要求，2021年12月31日前要完成2019-2020两年碳排放的清缴工作。若不按期履约，将被罚款，且在下一履约期扣除等量配额指标。按当前火电企业碳排放情况和50元/吨的碳交易价格计算，缺额部分在市场购买，缺额度对应135MW机组折合0.063元/kWh、300MW以上机组折合0.052元/kWh的成本。

2.碳排放核算氧化率对企业经营的影响

今年国家碳排放量核算方法中，碳氧化率不按实际情况核算，全国不区分煤种统一按99%进行计算，贵州省碳排放核算量比上一履约期多出5%，按年发电量350亿kWh测算，年CO2排放量3500万吨，结合当前碳价50元/吨，购买碳资产将增加8750万元成本。

3.新能源（光伏及风电）CCER项目对企业经营的影响

根据国家核证自愿减排量（CCER）碳排放履约抵消机制规定，重点排放单位每年可以通过CCER抵消其碳排放配额的清缴，抵消比例不得超过应清缴碳排放配额的5%。因此如果国家一旦重新放开开发CCER项目开发（目前国家政策是暂停CCER项目开发），能够争取到对应的核减配额对经营具有重大意义。

4.原料减碳对企业经营的影响

根据目前的国家政策，燃煤发电机组开展生物质或固废掺烧技术，对应的这部分碳排放不纳入碳排放核算，同时这部分供电量给予碳排放配额。因此开展生物质或固废掺烧技术研究减碳，制定符合实际的生物质或固废掺烧技术方案，增加碳排放配额量，出售盈余的碳排放量，获得收益具有一定的意义。油基岩掺烧和污泥掺烧对CO2增加配额量影响不大。

5.节能降耗减碳对企业经营的影响

推进火电机组综合提效改造、技术改进措施，降低供电煤耗，既能降低燃煤成本，又能降低碳排放，获得双重收益。每降低10g/kWh供电标煤耗，可减排二氧化碳26g/kWh，按碳价50元/吨，一台300MW机组按4000h利用小时计算，年二氧化碳减排量3.1万吨，降低碳资产成本155万元。

6.CCUS对企业经营的影响

开展CCUS研究，采用CCUS技术，实现烟气脱碳。目前CCUS成本太高，企业无法承担。1）碳捕集系统投资大、运行能耗高（再生能耗2.5-3.5tGJ/tCO2）；2）大规模碳捕集、运输、利用、封存、监测全产业链商业模式不健全；3）碳捕集政策支持力度有限；4）二氧化碳排放量大，森林、海洋等碳汇总量有限，且二氧化碳封存难度大：5）CO2大规模资源化利用技术尚不成熟。

三、企业经营发展的建议

1.加快火电机组节能降耗的技术改造。

2.加强碳排放数据管理，确保数据真实有效，与外报数据保持一致；规范入炉煤采样、存样管理，确保月度入炉煤综合样更有代表性，避免收到基碳元素含量虚高；研究供热运行方式，尽量减少对企业配额的不利影响。

3.将CO2排放成本纳入财务预算，制定控制CO2排放的考核激励机制，督促各火电企业加强管理，降低CO2排放量。

4.开展碳达峰、碳中和课题研究。与科研机构合作，分析不同煤种采购成本、燃烧效率、碳排放水平和碳排放成本，择优采购，实现公司整体利益最大化，指导火电厂生产经营。

5.随着免费碳排放配额的逐步收紧，碳资产市场供不应求，预测碳交易价格会逐步上涨，火电企业考虑购买碳排放量做为战略储量，应对未来碳排放配额量不足的需求。

6.加强碳排放相关人员培训工作，储备碳资产管理人才。

7.做好光伏、风电清洁能源国家核证自愿减排量（CCER）的资料收集工作，为CCER项目的开发做好准备。

[参考文献]

生态环境部：2019-2020年全国碳排放权交易配额分配实施方案（发电行业）2021年

生态环境部：企业温室气体排放核算方法与报告指南（发电设施）2021年
生态环境部：碳排放权管理规则（试行）2021年

生态环境部：碳排放交易管理办法（试行）2021年

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