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碳+電=X

2021-06-23    來源:南方能源觀察
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[ 導讀 ]:國碳排放權交易市場即將鳴鑼開市之際,電力行業迎來了“新型電力系統”這一重要新定義。
       全國碳排放權交易市場即將鳴鑼開市之際,電力行業迎來了“新型電力系統”這一重要新定義。

       無論是碳市場還是新型電力系統,聚光燈都不可避免地打向火電:首批納入碳市場的正是符合條件的常規燃煤、非常規燃煤和燃氣機組;新能源為主體的電力系統發展過程中,火電需逐步降低占比,但又承擔著重要的系統調節功能。

       當火電機組要付出碳價成本,電力系統轉型將迎來怎樣的挑戰?綠色電力證書能否進入CCER(國家核證自愿減排量)體系?同為實現碳減排目標,新型電力系統與碳市場如何有機結合,成為行業關注焦點。

       碳價加身,電價能否傳導

       2011年底開始,深圳、上海、北京、廣東等8地先后迎來地方碳市場試點,但全國碳市場在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)》后,卻因機構改革、新冠疫情等因素有所推遲。

       相較之下,新一輪電力市場化改革起步于2015年“9號文”的發布,電力市場建設過程從未中斷。與此同時,可再生能源在國家政策的支持下得到迅猛發展。

       在適用經濟調度的市場中,碳價的加入推高燃煤機組成本,相對低排放的發電資源在優先調度排序中的地位被鞏固。而中國雖未采用經濟調度,可再生能源消納保障政策補位了碳價機制的缺失,實現了可再生能源的優先發電。

       當火電進入碳市場,碳價也將通過影響火電成本,傳遞至電力系統。碳價幾何,成為系統成本變化的關鍵。

       在此前地方碳市場試點中,碳價在18-90元/噸之間,其中,北京最高為90元/噸,2019年至2020年配額價格大多數時候維持在80元/噸以上,而價格居中的上??傮w在40元/噸水平,廣東碳價穩定在20-30元/噸之間。

       根據廣東電力相關從業者測算,2020年廣東碳交易一級市場的有償競價交易中,統一成交價為28.20元/噸,結合有償配額比例和相關成交機制,碳交易成本僅占火電機組正常發電成本的0.5%左右,基本不會對目前的火電機組的運行成本產生影響。

       在全國碳市場正式啟動運行后,電力行業率先試水。行業專家指出,雖然電力行業所涉及的排放體量巨大,但同一個行業內部同質化程度較高的電廠或者火電機組碳減排的成本差異并不大,最終形成的碳價并不會太高。
 
       早在2017年,時任國家發改委氣候司副司長蔣兆理在發布會上就曾表示:“電力行業是首批納入碳市場的行業。電力行業采用的是基準線法,在基準線配額分配機制下,對電力行業的影響分兩種情況。管理水平高、技術水平高的機組,就更有競爭力,管理水平低、技術水平低、處于亞臨界地位的機組,就會影響比較大。隨著電力體制改革越來越深入,先進機組獲得收益的可能就越來越大。整體而言,對電力行業的負擔是均衡的,因為賣出配額被電力行業自身所吸收,電力行業的總體成本不會上升。”

       不過,隨著全國碳市場建設的深入,碳價的上漲在預期中。

       ICF國際咨詢公司相關報告指出,歐盟碳排放交易體系(EUETS)的碳價格從2017年的每噸5.5美元左右上漲至2020年底的36美元以上,幾乎達到歷史最高點,而美國加州和東北部各州的區域碳市場2021年初價格分別為每噸17美元和7美元。有經濟學家建議,為實現《巴黎協定》目標,到2020年碳價格至少要達到每噸40到80美元,到2030年則需要達到50至100美元。

       《2020年中國碳價調查》報告顯示,利益相關的受訪者預計中國碳價將穩步增長,全國碳市場的平均價格預期從2020年的49元/噸升至2025年的71元/噸,并在2030年增至93元/噸;超過半數的受訪者預計水泥行業將于2022年前被納入全國碳排放權交易體系,而對于預期電力市場改革將于何時允許碳價從發電企業傳導到終端用戶,約四分之一的受訪者選擇了2025年,而超過三分之二的受訪者選擇了2030年。

       在成本無法通過電價疏導到用戶側的情況下,系統調用火電將面臨更高的成本,而這一成本最終需要由電力市場中的各主體消化。

       隨著可再生能源在電力系統中占比的增高,系統消納成本也隨著上升。“當非水可再生在電力系統中裝機占比超過30%時,系統靈活性需求顯著增加。2020年中國新能源裝機占比為24%,而不少省份已經超過30%占比。”華北電力大學教授董軍指出,“雖然可再生能源發電成本降低了,但系統總成本并沒有降低,并且系統越不靈活,消納成本越高。”

       而由于系統成本無法通過電價傳導到需求側,則出現了火電日子不好過、可再生能源負擔也重的情況。以山東為例,其2019年輔助服務市場上,火電獲得補償費折合度電0.1分,核電分攤費用約度電0.46分,可再生能源分攤費度電0.59分。如果火電還要付出碳價成本,核電和可再生能源所需要分攤的費用則更高。這并不利于清潔能源的發展。

       “說到碳中和,很多電力系統之外的經濟專家都表示,中國在碳減排上的投資將達到上百萬億元,這是很多人都認可的,大家也認可電氣化的作用。但一提到電價,又有聲音認為電價不能漲,這不是矛盾嗎?”一名電力行業從業者感慨,“既然把電力系統認為是實現碳達峰碳中和的一項重要的措施,就應該體現它的價值,電價也是一樣。”

       針對邁向“碳中和”過程的機制性議題,博鰲亞洲論壇副理事長、中國金融學會會長周小川坦言:“在低碳轉型過程中實際上有相當一部分成本需要轉嫁給最終使用者,也就是由企業和消費者來承擔。也就是說,僅靠供給方面技術水平的提升、新產品的出現等,還不足以實現低碳和凈零排放,還要求最終使用者如果使用了產生或含有碳排放的產品和服務,就需要承擔更大的代價和成本。因此,需要關注并正面面對在整個過程中這類成本的轉嫁。”

       周小川表示,從價格信號的角度看,電網未來將是碳價格最核心的價格傳導者,是最主要的二傳手。“類似于貨幣政策從基礎貨幣供給向多層次貨幣量及價格傳導的機制,它能夠分解為各種不同的價格,分別提供給電源供給方、儲存方、調峰方、用戶方等。”

       CCER能否“牽手”綠證

       電價疏導的不確定性下,減排量收益成為影響電力系統碳價成本的另一個關鍵。

       《京都議定書》確定了三種碳交易機制,賦予碳排放權商品屬性。三種機制包括:排放貿易機制(ET)、聯合履行機制(JI)和清潔發展機制(CDM)。中國作為全球最大的發展中國家,主要開展在CDM機制下的項目開發,并成為CDM項目最多的國家之一。華南理工大學教授陳皓勇介紹,CDM機制對從事清潔能源項目的企業機構來說,多了一個融資和技術改造的途徑。“通過參與該機制引進外資與節能減排技術能夠促進我國環保事業發展,同時項目業主可以通過在碳交易市場出售彌補其實施碳減排所增加的成本。此外,凡中國境內所有減少的溫室氣體排放,都可以按照《京都議定書》中的CDM機制轉變成有價商品向發達國家出售。”

       在風電成本較高的行業發展初期,CDM項目的收益曾經占到項目利潤的25%至50%,減排量收入一度成為風電投資重要的測算依據。大唐福建六鰲一期3.06萬千瓦風電CDM項目成功獲得聯合國CDM執行理事會(EB)簽發的22202噸CERs(經核證的減排量),成為中國可再生能源領域第一個獲得CERs簽發的CDM項目。不過2013年,隨著歐盟碳交易市場低迷、CER供過于求等情況出現,歐盟規定只接受最不發達國家新注冊CDM項目,中國CDM項目失去最大的市場。

       而CCER則是中國境內的碳減排項目經政府批準備案后所產生的自愿減排量。CCER和國家分配至各重點排放單位的排放配額,是碳市場標的的兩個組成部分。如果企業的實際排放高于配額,則需要去市場上購買其他企業過剩的排放配額或者CCER,否則將面臨處罰。

       2015年中國自愿減排交易信息平臺上線,CCER進入交易階段,但在2017年,CCER項目備案暫停,存量CCER仍在各大試點交易。截至2021年4月,國家發改委公示的CCER審定項目累計2871個,備案項目861個,進行減排量備案的項目254個。項目組類型有風電、光伏發電、農村戶用沼氣和水電項目等。

       值得注意的是,也是在2017年1月,國家發改委、財政部、國家能源局發布了《關于試行可再生能源綠色電力證書核發及自愿認購交易制度的通知》,鼓勵各級政府機關、企事業單位、社會機構和個人在全國綠色電力證書核發和認購平臺上自愿認購綠色電力證書(簡稱“綠證”),作為消費綠色電力的證明。

       設計綠證的初衷并不是為了服務碳市場,而是為了解決可再生能源發展過程中出現的補貼資金不足問題。“目前已核發2700多萬個綠證,但認購量只有7萬多個。認購少的主要原因在于綠證價格比較高,也和該證書設計初衷是‘替代’補貼有關。”中國價格協會能源和供水專業委員會侯守禮指出。

       2020年11月公布的《全國碳交易權管理辦法(試行)(征求意見稿)》規定,排放企業可以使用核證自愿減排量抵扣不超過5%的排放量。用于抵消的核證自愿減排量應來自可再生能源、碳匯、甲烷利用等領域的減排項目。

       北京中創碳投科技有限公司相關專家認為,CCER作為碳市場靈活抵消機制重啟后,需要與可再生能源電力消納保障機制、綠色電力證書等相關政策做好銜接,確定自愿減排項目的重點支持范圍,否則按照可再生能源項目規?;l展的供給能力和全國碳市場對自愿減排項目的有限需求,兩者完全無法匹配。

       在綠證政策與碳市場CCER機制未融合、兩種制度并存的情況下,為避免減排量的重復計算,購買綠證難以被視為購買了減排量,這會導致綠證認購量的縮減,也會降低項目方申請綠證認證的積極性,綠證制度發展情景不明朗。此外,兩種認證方式申請流程、條件有所不同,也會給企業帶來額外的行政成本。而如果將綠證納入減排收益統計范疇,則需要全面評估綠證所涉項目的減排體量及其給碳市場可能帶來的影響,進而在項目認定標準、額度和定價上做出相關規定,同步考慮綠證給碳市場和電力市場帶來的影響。

       在侯守禮看來,隨著近年來綠色發展理念的逐步深化,平價上網、分布式交易以及可再生能源電力消納保障機制多項政策相繼出臺,已經具備了發放純粹體現綠色電力屬性、與補貼脫鉤的“平價綠證”的條件。“為促進可再生能源高質量發展,有必要盡快核發平價綠證,并對綠證交易認購平臺進行改造升級,以支持廣大用能企業迫切希望購買綠證達到使用綠色電力,減少碳排放的目標。”

       如何平衡考核與發展,是碳市場與電力市場發展過程中相互協調的重點。“在市場空間方面,電力市場是隨著GDP增長實現發展的,碳市場則通過強制碳配額形成,兩個市場要能夠相互促進,而非相互制約。”董軍指出。

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