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2020年最后一天，生態環境部給碳市場送了一份厚禮。
2020年12月31日，生態環境部正式公布《碳排放權交易管理辦法（試行）》（以下簡稱《辦法》），這標志著歷時十年之久的中國碳交易試點終于走向全國一統。2021年2月1日，該試行辦法正式生效。
在《辦法》公布之后，生態環境部接連公布《納入2019-2020年全國碳排放權交易配額管理的重點排放單位名單》和《2019-2020年全國碳排放權交易配額總量設定與分配實施方案（發電行業）》。發電行業作為首批參與全國碳排放交易的行業，將率先面對碳配額帶來的約束和機會。
早在2011年10月，國家發改委發布《關于開展碳排放權交易試點工作的通知》，標志著我國碳排放交易正式啟動。北京市、天津市、上海市、重慶市、廣東省、湖北省、深圳市等七省市陸續開啟了碳排放交易的試點工作。
從1997年的《京都議定書》開始，世界主要經濟體都開始為控制溫室氣體排放不斷努力。2015年12月，《巴黎協定》在巴黎氣候變化大會上通過；2016年，《巴黎協定》正式簽署。作為締約方之一，中國的碳排放交易也進入了新的篇章。
發電行業是中國碳排放的絕對主力，占全國碳排放的40%以上。隨著碳市場交易的推進，以及政策端對發電行業碳排放約束的收緊，中國的電力市場結構也將隨之嬗變。
正式啟動的全國碳市場經歷了怎樣的波折？對于市場參與者來說，現行碳市場存在哪些不足？中國的發電行業又會因此產生哪些變化？
“碳中和”是全國碳市場催化劑
“30·60”碳目標是全國碳市場啟動的催化劑。
2011年國家發改委發布《關于開展碳排放權交易試點工作的通知》之后，深圳率先在2013年啟動了碳排放交易的試點；2014年，國家發改委發布《碳排放權交易管理暫行辦法》，提出推動建立全國碳排放交易市場；2017年國家發改委印發《全國碳排放權交易市場建設方案（發電行業）》，全國碳市場進入議事日程。
與7個地區分散試點的狀態不同，全國碳市場無疑更具系統性和統一性。相對獨立的碳交易市場存在系統獨立、重復投資、重復建設，以及碳匯、碳抵消機制不通用等問題。同時，碳交易價格和資源配置功能都需要在一定的市場規模下才能發揮作用。
故此，在“30·60”碳中和的大目標下，全國性碳市場建設迫在眉睫。
除發電之外，國內碳排放的主要行業還包括石化、化工、建材、鋼鐵、有色金屬、造紙和國內民用航空等7個行業。雖然試點地區往往包含了多個二氧化碳排放重點行業，但從實際效果來看，并非納入的行業越多越好。
以北京為例，去年甚至有整月交易量幾乎為0的時間段，而每到5~7月（履約期臨近），各地就會出現交易高峰。其他試點地區也有類型的情況，說明市場交易還是以履約驅動為主。
“發電行業是目前國內二氧化碳排放最多的行業。”北京中創碳投科技公司副總經理郭偉告訴《能源》雜志記者，“而且發電行業的產品比較單一，排放檢測更便利。所以自然成為了首批進入碳市場的行業。”
根據中電聯發布的《中國電力行業年度發展報告2020》，2019年全國單位火電發電量二氧化碳排放約838克/千瓦時。2020年全國火電發電量5.28萬億度，對應的是大約44億噸二氧化碳排放量。率先將發電行業納入碳市場，不僅是低成本減碳的重要途徑，而且可以推動淘汰低效燃煤電廠，促進發電行業的低碳轉型。
對于發電企業來說，碳配額直接影響到發電量（收入）和成本，對企業在經濟效益上的影響更加直接，能有效地改變履約驅動的交易情況。而且考慮到發電行業碳排放的巨大份額，先進行發電行業的碳排放權交易，可以為未來全國更大范圍的碳排放權交易打下堅實的基礎。
與世界上絕大多數國家的碳交易模式不同，中國沒有設定碳排放總量上限，而是建設了一個類似“排放績效系統”。這實際上給發電企業更多時間來采取措施減少碳排放強度。最終，減排成本低的企業可以依靠自身技術措施減少排放；而減排成本高的企業只能少減排或者不減排，通過購買額度來實現減排目標。
在這一過程中，碳市場中自然就會涌現出大量的市場機遇，尤其是對于低碳、甚至是零碳的電源。
低碳電源新機遇
如前文測算，火電全行業的碳配額大約為40億噸。如果按照試點區域5%配額進入交易平臺，那么全國碳市場的單一年份交易規模就可以達到2億噸。生態環境部此前公開表示，截至2020年8月，我國試點省市碳市場累計成交量超過4億噸，累計成交額超過90億元。未來隨著市場規模的擴大，碳價有可能比試點區域的平均價格大幅度提高，最高市場規模甚至有可能達到400億元（以碳價200元/噸計算）。
如此巨大的市場，會誕生出大量的新機遇。對發電行業來說，首先利好的就是低碳或是零碳電源機組。
隨著配額有償分配的展開、交易比例擴大，加上其他行業的進入，預計碳價會不斷提高，進而增加火電機組的運營成本。
在現行規則中，管理部門為鼓勵燃氣機組發展，在燃氣機組配額清繳中規定，當燃氣機組經核查排放量不低于核定的免費配額量時，其配額清繳義務為已獲得的全部免費配額量；當燃氣機組經核查排放量低于核定的免費配額量時，其配額清繳義務為與燃氣機組經核查排放量等量的配額量。
也就是說，燃氣機組的碳排放對行業不會產生強約束。這可能使得碳價難以大幅度上漲，但對于天然氣發電來說卻是極大的利好。
雖然如此，但也有專家認為天然氣發電相比燃煤發電本就有較低的碳成本。在未來電力現貨市場成熟的情況下，燃氣機組結合較高的碳收益會比燃煤機組有巨大的優勢。
歐洲碳市場經驗或許會對中國燃氣機組未來的發展有一定借鑒意義。2021年2月1日，歐洲能源交易所（EEX）的EUA（歐盟碳配額）期貨價格為33歐元/噸。以煤電的碳排放強度為800g~1000g二氧化碳/度來計算，煤電機組的碳成本在0.03歐元/度左右，大約是0.235元/度。
這個數字不僅本身看起來就足夠高，而且根據歐盟碳市場配額分配，電力部門將全部通過拍賣獲得碳配額。也就是說碳成本將出現在每一度煤電發電量中。所以，在歐洲部分電力市場的調度優先次序中，天然氣發電已經全面比煤電便宜了。從這一角度來看，嚴苛的碳排放限制、高昂的碳價正是歐洲去煤電的底氣。
除了火電，可再生能源發電在未來的碳市場中也將獲得更多的商機。
首先，對于發電企業來說除了對火電廠改造增加效率、推進CCUS、使用高質量煤炭外，投資風電、光伏等可再生能源是減少整個發電企業碳排放的最佳手段了。
其次，在中國發展了多年的國家核證自愿減排量（CCER）會是可再生能源參與碳市場的另一個重要途徑。
2012年國家發改委印發《溫室氣體自愿減排交易管理暫行辦法》，國家核證自愿減排量（CCER）制度開始啟動。CCER是經備案，并在國家注冊登記系統中登記，單位以“噸二氧化碳當量”計算，在經國家主管部門備案的交易機構內進行交易。
《辦法》明確規定了“重點排放單位每年可以使用國家核證自愿減排量抵銷碳排放配額的清繳，抵銷比例不得超過應清繳碳排放配額的5%。相關規定由生態環境部另行制定。用于抵銷的國家核證自愿減排量，不得來自納入全國碳排放權交易市場配額管理的減排項目。”
2020年全國火電發電量5.28萬億度，對應大約40億噸二氧化碳排放量。也就是說，僅發電企業的碳市場，每年CCER消耗量就有2億噸。以1000度電約等于1噸CCER計算，也就是2000億度電。未來CCER無疑會成為全國碳排放權交易市場中的重要部分。
但如此重要的CCER目前正處于暫停審批的狀況。這又是因為什么呢？
待完善的碳交易
CCER是中國在成熟碳市場建立之前的減排路徑之一。
“《京都議定書》中引入了清潔發展機制（CDM）這種靈活的履約機制，而中國很早就啟動了CDM項目的開發，并且發展為主要的供應國。”郭偉說。
CDM的核心內容是允許其締約方即發達國家與非締約方即發展中國家進行項目級的減排量抵消額的轉讓與獲得，從而在發展中國家實施溫室氣體減排項目。也就是說，有減排需要的一方，可以通過購買CDM實現自身的減排目標。
截至2014年，中國注冊的CDM項目接近4000個，年減排量超過6億噸，超過全球CDM總量50%。但隨著《京都議定書》第一承諾期在2012年到期，依托于《京都議定書》的CDM項目也開始大規模終止。中國開始探索本國的減排抵消制度。
2012年國家發改委印發《溫室氣體自愿減排交易管理暫行辦法》，國家核證自愿減排量（CCER）制度開始啟動。
可以說，CCER是對CDM中國化的產物。“但2017年CCER項目就被國家主管部門暫緩受理了。”龍源（北京）碳資產管理技術有限責任公司碳資產業務部姚艷霞對《能源》雜志記者說，“目前業內普遍認為，盡快恢復CCER是完善全國碳排放權交易市場的重要一環。”
2017年，國家發改委發布公告稱：“為進一步完善和規范溫室氣體自愿減排交易，促進綠色低碳發展，按照簡政放權、放管結合、優化服務的要求，我委正在組織修訂《暫行辦法》。即日起，我委暫緩受理溫室氣體自愿減排交易方法學、項目、減排量、審定與核證機構、交易機構備案申請。”
有業內專家認為早期CCER審批沒有更多地考慮到碳排放權交易，是發改委暫停CCER的重要原因。
2012年出臺《溫室氣體自愿減排交易管理暫行辦法》時，國內碳排放市場尚未啟動，因此在CCER的審批中，并沒有很好的考慮到未來碳排放權交易的使用。從《溫室氣體自愿減排交易管理暫行辦法》印發的通知來看，CCER當初是為了保障自愿及安排活動有序開展，調動社會積極性，為碳排放交易積累經驗而施行的。
所以，CCER沒有很好的在各地試點市場進行使用，部分地區甚至還有地區的核證自愿減排量，例如福建林業碳匯（FFCER）、廣東碳普惠核證自愿減排量（PHCER）等。
從CCER已簽發的項目來看，不僅有大量的光伏、風電、水電等項目，還有天然氣發電、瓦斯發電，甚至還有部分熱電聯產項目。顯然，2012年對于自愿減排的標準已經完全不適用于當下的國內實際情況。
CCER以何種方式、何時重啟，是全國碳排放權交易市場待完善的一個部分。根據前文測算，風電、光伏的CCER未來很可能處于供需失衡狀態，在CCER的管理辦法正式出臺之前，對于CCER或者可再生能源參與碳市場的方式尚無定論。
“事實上，目前的碳排放權交易還有很多需要補充的地方。”業內專家說。
例如說企業碳配額如何發放，全國各省能否統一時間發放，就是一個不小的問題。姚艷霞說：“既然是全國統一的市場，那么企業拿到配額的時間就應該盡可能地保持一致。這樣才能更好地保證全國市場的有序開展。”
隨著碳排放權交易市場不斷完善，意味著火電的“緊箍咒”也越來越緊。那么對于火電來說，碳市場的來臨到底意味著什么？
火電“緊箍咒”
碳負擔毫無疑問是發電企業最為擔心的問題。
從7個碳排放權交易試點的推進情況來看，國內碳價格還處于低位。根據生態環境部公布的數據，我國試點地區碳價平均水平只有22.5元/噸。前文所述的履約推動交易，是碳流動性低、價格低的主要原因。
在試點地區中，有發電企業透露，火電廠的配額不僅夠用，還可以拿到市場上進行交易，成為收益來源。這樣的話，碳排放不僅不會增加發電企業的成本，反而擴大了收入。
那么這種情況在全國碳市場中會怎樣呢？
有專家認為，目前的《2019-2020年全國碳排放權交易配額總量設定與分配實施方案（發電行業）》還沒有形成對發電企業的強約束。“現在的配額設定可以說是多方博弈的結果，對發電企業，尤其是火電企業還沒有形成強有力的約束。”
例如說，根據配額設定與分配的實施方案，火電廠在配額清繳相關工作中設定的配額履約缺口上限是核查排放量的20%。
對火電成本構成壓力的另一大因素是配額的分配方式。根據《辦法》，“碳排放配額分配以免費分配為主，可以根據國家有關要求適時引入有償分配。”也就是火電企業不需要付出成本就可以獲得碳排放額度。這無疑大大減少了企業額外支付碳成本的可能性。
“由于30萬機組的物理減排潛力更大，減排成本更低，因此，這些機組可以通過更大程度的主動減排，滿足排放限制要求，某些條件下還能夠略微增加發電量，甚至獲得利潤。”卓爾德環境研究（北京）中心主任張樹偉對《能源》雜志記者說。“這倒是完全正常甚至合理的，因為在這種績效交易系統中，機組的損益強烈地取決于配額的發放，只要整體減排實現了，那么對機組的伴生影響必須考慮歷史公平性的問題。當然，目前來看，當前的市場安排對整體煤電行業利潤的影響很小，大概在總利潤的1%左右。”
由于全國碳排放權交易市場還處在早期，因此業內專家普遍認為類似拍賣的有償配額發放很難在近期實現。“現在全國碳市場最主要的任務是讓相關企業盡早入場、熟悉規則，而不是一開始就給大家帶來很大的成本壓力。”
這種對于發電企業的弱約束可能會讓企業在短時間內感受不到碳排放權交易帶來的壓力。事實上，《能源》雜志記者咨詢了相關火電廠人士后發現，目前電廠還沒有相關正對性的措施?；痣姀S內部人士坦言，目前的碳排放約束很寬松，企業沒有實際行動。“也許未來會是個問題，但現在還沒影響。”
電價與碳價正相關
與世界上絕大多數國家采取的碳交易模式不同，中國沒有設定絕對的碳排放總量上限。現階段，碳成本對企業的影響有限，電價上漲的壓力自然也小得多。
另一方面，由于目前只有發電企業參與市場，免費額度的多少就至關重要。“如果免費配額很高，只需要釋放很有限的減排潛力，企業通過減排、增加發電量實現利潤最大化；如果免費配額接近了其減排的物理極限，那么無論碳價格上升到多高，由于缺乏減排潛力，碳市場將無法實現平衡。因此，碳市場價格在某些區間之外，可能會快速上漲，對減排成本高度敏感。”張樹偉說。
卓爾德環境研究（北京）中心對碳市場中碳價與電價的變化進行了模擬情景測算。在發放排放總量75%配額的情況下，市場形成了200元/噸的碳價格。但是，機組并不會在很大程度上通過減少發電量減少排放，因此電力價格幾乎不會上漲。
但是如果隨著配額發放的收緊，免費額度逐漸逼近機組的最大減排潛力。那么碳價會陡然上升，電力價格也會隨之增加。特別是在電力需求沒有大幅度減少的情況下，機組也無法通過減少發電量來滿足排放限額。
在現行碳排放權交易市場和發電企業配額分配制度下，部分機組的度電碳成本可能高于度電利潤。在這種情況下，一方面碳價格會下降，另一方面電力供給相應減少，會出現電價上漲的趨勢。一旦價格逆轉，機組會再度開機，碳價與電價最終實現動態平衡。
多項研究成果顯示，在目前乃至未來一段時間，在配額免費發放的方式下，預計碳價很難突破200元/噸。2019年，全國單位火電發電量二氧化碳排放約838克/千瓦時。以200元/噸的碳價計算，度電碳成本大約是0.1676元。但考慮到至少75%的免費碳排放額度，實際上0.1676元/度的碳成本會被均攤掉很多，實際度電碳成本只有不到0.04元/度。當然，這一測算是基于電價完全沒有傳導下的情況。
“目前來看，全國碳市場的啟動大于約束。”上述專家說，“盡快地讓各個行業進入碳交易市場、熟悉碳交易，遠比立刻對重點行業實行嚴格的碳排放限制更為重要。”
2020年12月31日，生態環境部正式公布《碳排放權交易管理辦法（試行）》（以下簡稱《辦法》），這標志著歷時十年之久的中國碳交易試點終于走向全國一統。2021年2月1日，該試行辦法正式生效。
在《辦法》公布之后，生態環境部接連公布《納入2019-2020年全國碳排放權交易配額管理的重點排放單位名單》和《2019-2020年全國碳排放權交易配額總量設定與分配實施方案（發電行業）》。發電行業作為首批參與全國碳排放交易的行業，將率先面對碳配額帶來的約束和機會。
早在2011年10月，國家發改委發布《關于開展碳排放權交易試點工作的通知》，標志著我國碳排放交易正式啟動。北京市、天津市、上海市、重慶市、廣東省、湖北省、深圳市等七省市陸續開啟了碳排放交易的試點工作。
從1997年的《京都議定書》開始，世界主要經濟體都開始為控制溫室氣體排放不斷努力。2015年12月，《巴黎協定》在巴黎氣候變化大會上通過；2016年，《巴黎協定》正式簽署。作為締約方之一，中國的碳排放交易也進入了新的篇章。
發電行業是中國碳排放的絕對主力，占全國碳排放的40%以上。隨著碳市場交易的推進，以及政策端對發電行業碳排放約束的收緊，中國的電力市場結構也將隨之嬗變。
正式啟動的全國碳市場經歷了怎樣的波折？對于市場參與者來說，現行碳市場存在哪些不足？中國的發電行業又會因此產生哪些變化？
“碳中和”是全國碳市場催化劑
“30·60”碳目標是全國碳市場啟動的催化劑。
2011年國家發改委發布《關于開展碳排放權交易試點工作的通知》之后，深圳率先在2013年啟動了碳排放交易的試點；2014年，國家發改委發布《碳排放權交易管理暫行辦法》，提出推動建立全國碳排放交易市場；2017年國家發改委印發《全國碳排放權交易市場建設方案（發電行業）》，全國碳市場進入議事日程。
與7個地區分散試點的狀態不同，全國碳市場無疑更具系統性和統一性。相對獨立的碳交易市場存在系統獨立、重復投資、重復建設，以及碳匯、碳抵消機制不通用等問題。同時，碳交易價格和資源配置功能都需要在一定的市場規模下才能發揮作用。
故此，在“30·60”碳中和的大目標下，全國性碳市場建設迫在眉睫。
除發電之外，國內碳排放的主要行業還包括石化、化工、建材、鋼鐵、有色金屬、造紙和國內民用航空等7個行業。雖然試點地區往往包含了多個二氧化碳排放重點行業，但從實際效果來看，并非納入的行業越多越好。
以北京為例，去年甚至有整月交易量幾乎為0的時間段，而每到5~7月（履約期臨近），各地就會出現交易高峰。其他試點地區也有類型的情況，說明市場交易還是以履約驅動為主。
“發電行業是目前國內二氧化碳排放最多的行業。”北京中創碳投科技公司副總經理郭偉告訴《能源》雜志記者，“而且發電行業的產品比較單一，排放檢測更便利。所以自然成為了首批進入碳市場的行業。”
根據中電聯發布的《中國電力行業年度發展報告2020》，2019年全國單位火電發電量二氧化碳排放約838克/千瓦時。2020年全國火電發電量5.28萬億度，對應的是大約44億噸二氧化碳排放量。率先將發電行業納入碳市場，不僅是低成本減碳的重要途徑，而且可以推動淘汰低效燃煤電廠，促進發電行業的低碳轉型。
對于發電企業來說，碳配額直接影響到發電量（收入）和成本，對企業在經濟效益上的影響更加直接，能有效地改變履約驅動的交易情況。而且考慮到發電行業碳排放的巨大份額，先進行發電行業的碳排放權交易，可以為未來全國更大范圍的碳排放權交易打下堅實的基礎。
與世界上絕大多數國家的碳交易模式不同，中國沒有設定碳排放總量上限，而是建設了一個類似“排放績效系統”。這實際上給發電企業更多時間來采取措施減少碳排放強度。最終，減排成本低的企業可以依靠自身技術措施減少排放；而減排成本高的企業只能少減排或者不減排，通過購買額度來實現減排目標。
在這一過程中，碳市場中自然就會涌現出大量的市場機遇，尤其是對于低碳、甚至是零碳的電源。
低碳電源新機遇
如前文測算，火電全行業的碳配額大約為40億噸。如果按照試點區域5%配額進入交易平臺，那么全國碳市場的單一年份交易規模就可以達到2億噸。生態環境部此前公開表示，截至2020年8月，我國試點省市碳市場累計成交量超過4億噸，累計成交額超過90億元。未來隨著市場規模的擴大，碳價有可能比試點區域的平均價格大幅度提高，最高市場規模甚至有可能達到400億元（以碳價200元/噸計算）。
如此巨大的市場，會誕生出大量的新機遇。對發電行業來說，首先利好的就是低碳或是零碳電源機組。
隨著配額有償分配的展開、交易比例擴大，加上其他行業的進入，預計碳價會不斷提高，進而增加火電機組的運營成本。
在現行規則中，管理部門為鼓勵燃氣機組發展，在燃氣機組配額清繳中規定，當燃氣機組經核查排放量不低于核定的免費配額量時，其配額清繳義務為已獲得的全部免費配額量；當燃氣機組經核查排放量低于核定的免費配額量時，其配額清繳義務為與燃氣機組經核查排放量等量的配額量。
也就是說，燃氣機組的碳排放對行業不會產生強約束。這可能使得碳價難以大幅度上漲，但對于天然氣發電來說卻是極大的利好。
雖然如此，但也有專家認為天然氣發電相比燃煤發電本就有較低的碳成本。在未來電力現貨市場成熟的情況下，燃氣機組結合較高的碳收益會比燃煤機組有巨大的優勢。
歐洲碳市場經驗或許會對中國燃氣機組未來的發展有一定借鑒意義。2021年2月1日，歐洲能源交易所（EEX）的EUA（歐盟碳配額）期貨價格為33歐元/噸。以煤電的碳排放強度為800g~1000g二氧化碳/度來計算，煤電機組的碳成本在0.03歐元/度左右，大約是0.235元/度。
這個數字不僅本身看起來就足夠高，而且根據歐盟碳市場配額分配，電力部門將全部通過拍賣獲得碳配額。也就是說碳成本將出現在每一度煤電發電量中。所以，在歐洲部分電力市場的調度優先次序中，天然氣發電已經全面比煤電便宜了。從這一角度來看，嚴苛的碳排放限制、高昂的碳價正是歐洲去煤電的底氣。
除了火電，可再生能源發電在未來的碳市場中也將獲得更多的商機。
首先，對于發電企業來說除了對火電廠改造增加效率、推進CCUS、使用高質量煤炭外，投資風電、光伏等可再生能源是減少整個發電企業碳排放的最佳手段了。
其次，在中國發展了多年的國家核證自愿減排量（CCER）會是可再生能源參與碳市場的另一個重要途徑。
2012年國家發改委印發《溫室氣體自愿減排交易管理暫行辦法》，國家核證自愿減排量（CCER）制度開始啟動。CCER是經備案，并在國家注冊登記系統中登記，單位以“噸二氧化碳當量”計算，在經國家主管部門備案的交易機構內進行交易。
《辦法》明確規定了“重點排放單位每年可以使用國家核證自愿減排量抵銷碳排放配額的清繳，抵銷比例不得超過應清繳碳排放配額的5%。相關規定由生態環境部另行制定。用于抵銷的國家核證自愿減排量，不得來自納入全國碳排放權交易市場配額管理的減排項目。”
2020年全國火電發電量5.28萬億度，對應大約40億噸二氧化碳排放量。也就是說，僅發電企業的碳市場，每年CCER消耗量就有2億噸。以1000度電約等于1噸CCER計算，也就是2000億度電。未來CCER無疑會成為全國碳排放權交易市場中的重要部分。
但如此重要的CCER目前正處于暫停審批的狀況。這又是因為什么呢？
待完善的碳交易
CCER是中國在成熟碳市場建立之前的減排路徑之一。
“《京都議定書》中引入了清潔發展機制（CDM）這種靈活的履約機制，而中國很早就啟動了CDM項目的開發，并且發展為主要的供應國。”郭偉說。
CDM的核心內容是允許其締約方即發達國家與非締約方即發展中國家進行項目級的減排量抵消額的轉讓與獲得，從而在發展中國家實施溫室氣體減排項目。也就是說，有減排需要的一方，可以通過購買CDM實現自身的減排目標。
截至2014年，中國注冊的CDM項目接近4000個，年減排量超過6億噸，超過全球CDM總量50%。但隨著《京都議定書》第一承諾期在2012年到期，依托于《京都議定書》的CDM項目也開始大規模終止。中國開始探索本國的減排抵消制度。
2012年國家發改委印發《溫室氣體自愿減排交易管理暫行辦法》，國家核證自愿減排量（CCER）制度開始啟動。
可以說，CCER是對CDM中國化的產物。“但2017年CCER項目就被國家主管部門暫緩受理了。”龍源（北京）碳資產管理技術有限責任公司碳資產業務部姚艷霞對《能源》雜志記者說，“目前業內普遍認為，盡快恢復CCER是完善全國碳排放權交易市場的重要一環。”
2017年，國家發改委發布公告稱：“為進一步完善和規范溫室氣體自愿減排交易，促進綠色低碳發展，按照簡政放權、放管結合、優化服務的要求，我委正在組織修訂《暫行辦法》。即日起，我委暫緩受理溫室氣體自愿減排交易方法學、項目、減排量、審定與核證機構、交易機構備案申請。”
有業內專家認為早期CCER審批沒有更多地考慮到碳排放權交易，是發改委暫停CCER的重要原因。
2012年出臺《溫室氣體自愿減排交易管理暫行辦法》時，國內碳排放市場尚未啟動，因此在CCER的審批中，并沒有很好的考慮到未來碳排放權交易的使用。從《溫室氣體自愿減排交易管理暫行辦法》印發的通知來看，CCER當初是為了保障自愿及安排活動有序開展，調動社會積極性，為碳排放交易積累經驗而施行的。
所以，CCER沒有很好的在各地試點市場進行使用，部分地區甚至還有地區的核證自愿減排量，例如福建林業碳匯（FFCER）、廣東碳普惠核證自愿減排量（PHCER）等。
從CCER已簽發的項目來看，不僅有大量的光伏、風電、水電等項目，還有天然氣發電、瓦斯發電，甚至還有部分熱電聯產項目。顯然，2012年對于自愿減排的標準已經完全不適用于當下的國內實際情況。
CCER以何種方式、何時重啟，是全國碳排放權交易市場待完善的一個部分。根據前文測算，風電、光伏的CCER未來很可能處于供需失衡狀態，在CCER的管理辦法正式出臺之前，對于CCER或者可再生能源參與碳市場的方式尚無定論。
“事實上，目前的碳排放權交易還有很多需要補充的地方。”業內專家說。
例如說企業碳配額如何發放，全國各省能否統一時間發放，就是一個不小的問題。姚艷霞說：“既然是全國統一的市場，那么企業拿到配額的時間就應該盡可能地保持一致。這樣才能更好地保證全國市場的有序開展。”
隨著碳排放權交易市場不斷完善，意味著火電的“緊箍咒”也越來越緊。那么對于火電來說，碳市場的來臨到底意味著什么？
火電“緊箍咒”
碳負擔毫無疑問是發電企業最為擔心的問題。
從7個碳排放權交易試點的推進情況來看，國內碳價格還處于低位。根據生態環境部公布的數據，我國試點地區碳價平均水平只有22.5元/噸。前文所述的履約推動交易，是碳流動性低、價格低的主要原因。
在試點地區中，有發電企業透露，火電廠的配額不僅夠用，還可以拿到市場上進行交易，成為收益來源。這樣的話，碳排放不僅不會增加發電企業的成本，反而擴大了收入。
那么這種情況在全國碳市場中會怎樣呢？
有專家認為，目前的《2019-2020年全國碳排放權交易配額總量設定與分配實施方案（發電行業）》還沒有形成對發電企業的強約束。“現在的配額設定可以說是多方博弈的結果，對發電企業，尤其是火電企業還沒有形成強有力的約束。”
例如說，根據配額設定與分配的實施方案，火電廠在配額清繳相關工作中設定的配額履約缺口上限是核查排放量的20%。
對火電成本構成壓力的另一大因素是配額的分配方式。根據《辦法》，“碳排放配額分配以免費分配為主，可以根據國家有關要求適時引入有償分配。”也就是火電企業不需要付出成本就可以獲得碳排放額度。這無疑大大減少了企業額外支付碳成本的可能性。
“由于30萬機組的物理減排潛力更大，減排成本更低，因此，這些機組可以通過更大程度的主動減排，滿足排放限制要求，某些條件下還能夠略微增加發電量，甚至獲得利潤。”卓爾德環境研究（北京）中心主任張樹偉對《能源》雜志記者說。“這倒是完全正常甚至合理的，因為在這種績效交易系統中，機組的損益強烈地取決于配額的發放，只要整體減排實現了，那么對機組的伴生影響必須考慮歷史公平性的問題。當然，目前來看，當前的市場安排對整體煤電行業利潤的影響很小，大概在總利潤的1%左右。”
由于全國碳排放權交易市場還處在早期，因此業內專家普遍認為類似拍賣的有償配額發放很難在近期實現。“現在全國碳市場最主要的任務是讓相關企業盡早入場、熟悉規則，而不是一開始就給大家帶來很大的成本壓力。”
這種對于發電企業的弱約束可能會讓企業在短時間內感受不到碳排放權交易帶來的壓力。事實上，《能源》雜志記者咨詢了相關火電廠人士后發現，目前電廠還沒有相關正對性的措施?；痣姀S內部人士坦言，目前的碳排放約束很寬松，企業沒有實際行動。“也許未來會是個問題，但現在還沒影響。”
電價與碳價正相關
與世界上絕大多數國家采取的碳交易模式不同，中國沒有設定絕對的碳排放總量上限。現階段，碳成本對企業的影響有限，電價上漲的壓力自然也小得多。
另一方面，由于目前只有發電企業參與市場，免費額度的多少就至關重要。“如果免費配額很高，只需要釋放很有限的減排潛力，企業通過減排、增加發電量實現利潤最大化；如果免費配額接近了其減排的物理極限，那么無論碳價格上升到多高，由于缺乏減排潛力，碳市場將無法實現平衡。因此，碳市場價格在某些區間之外，可能會快速上漲，對減排成本高度敏感。”張樹偉說。
卓爾德環境研究（北京）中心對碳市場中碳價與電價的變化進行了模擬情景測算。在發放排放總量75%配額的情況下，市場形成了200元/噸的碳價格。但是，機組并不會在很大程度上通過減少發電量減少排放，因此電力價格幾乎不會上漲。
但是如果隨著配額發放的收緊，免費額度逐漸逼近機組的最大減排潛力。那么碳價會陡然上升，電力價格也會隨之增加。特別是在電力需求沒有大幅度減少的情況下，機組也無法通過減少發電量來滿足排放限額。
在現行碳排放權交易市場和發電企業配額分配制度下，部分機組的度電碳成本可能高于度電利潤。在這種情況下，一方面碳價格會下降，另一方面電力供給相應減少，會出現電價上漲的趨勢。一旦價格逆轉，機組會再度開機，碳價與電價最終實現動態平衡。
多項研究成果顯示，在目前乃至未來一段時間，在配額免費發放的方式下，預計碳價很難突破200元/噸。2019年，全國單位火電發電量二氧化碳排放約838克/千瓦時。以200元/噸的碳價計算，度電碳成本大約是0.1676元。但考慮到至少75%的免費碳排放額度，實際上0.1676元/度的碳成本會被均攤掉很多，實際度電碳成本只有不到0.04元/度。當然，這一測算是基于電價完全沒有傳導下的情況。
“目前來看，全國碳市場的啟動大于約束。”上述專家說，“盡快地讓各個行業進入碳交易市場、熟悉碳交易，遠比立刻對重點行業實行嚴格的碳排放限制更為重要。”
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