碳市场是应对气候变化的重要政策工具。目前，全球范围内已有28个碳市场在运行，覆盖了全球55%的GDP、1/3的人口，英国石油、法国电力集团、壳牌等知名能源企业建立了成熟的碳资产管理体系。我国碳市场是全球规模最大的碳市场，已纳入2257家发电企业，覆盖碳排放规模超50亿吨，碳价保持在50元/吨～90元/吨。

随着全国碳排放权交易市场（以下简称全国碳市场）约束激励机制持续完善，发电企业生产经营所受影响逐渐从弱转强，开展碳资产经营管理的需求更加迫切。

全国碳市场发展趋势

随着“双碳”进程推进，预计全国碳市场将经历快速调整期、发展完善期、成熟运行期等发展阶段，配额分配机制、覆盖行业、抵消机制和碳价持续优化完善，碳市场激励减排功能将不断强化。

碳排放配额将逐年收紧

全国碳市场首个履约期配额分配较为宽松，盈余接近7%，市场交易不活跃。第二履约期为消化盈余配额，大幅收紧配额发放规模，收紧幅度达8%，每年减少了约4亿吨配额总量，配额供需转向紧平衡，市场活跃度提升。未来全国碳市场配额发放将遵循“适度从紧、循序渐进”原则，综合考虑发电行业技术降碳空间收窄、能源保供承压等因素，预计2030年前，发电行业配额分配基准值将按照每年0.3%～0.5%的幅度收紧。

配额有偿分配逐步引入

当前，全国碳市场处于起步阶段，配额全部实行免费分配。参考欧美碳市场和国内试点碳市场的发展经验，市场稳定运行后，需要适时引入有偿分配机制，并逐步提高有偿分配比例，才能更好发现碳价，发挥碳市场减排功能。全国碳市场配额分配将逐步从“100%免费分配”过渡到“以免费分配为主、有偿分配为辅”的方式。预计“十四五”末，发电行业率先引入有偿分配机制，有偿分配比例为5%，“十五五”时期，发电行业有偿分配比例逐步增至25%。

高排放行业有序纳入

从国际看，碳市场普遍覆盖电力和工业部门，部分还纳入建筑和交通部门。例如，欧盟碳市场主要覆盖电力和热力、能源密集型工业、航空、海运等行业。从国内看，“双碳”目标的实现，需要各个行业共同减排，更多高排放行业将纳入碳市场范围。预计优先纳入减排潜力大、产能过剩严重、数据质量基础好的行业。综合判断，全国碳市场纳入其他高排放行业顺序为：建材、有色、钢铁、石化、化工、造纸、航空。其中，“十四五”有望纳入水泥（建材）、电解铝（有色）和钢铁行业；“十五五”纳入建材其余行业、有色其余行业、造纸和大部分化工和石化行业；“十六五”纳入航空及其余行业，碳市场规模超过80亿吨。

CCER交易重启扩容

国家核证自愿减排量（CCER）已于今年正式重启，未来重点支持领域仍将集中在可再生能源、林业碳汇、海洋碳汇、甲烷减排及节能增效项目上，逐渐满足多元市场需求潜力。一是参与碳市场抵消机制，支撑控排企业低成本履约。目前，全国碳市场仅电力行业每年CCER最大需求约2.5亿吨，未来纳入全部重点行业后年需求量将超过4亿吨。但随着碳中和进程的推进，抵消机制可能逐渐弱化，尤其是避免类CCER抵消比例可能逐渐弱化归零。二是参与自愿减排交易，满足跨国企业和外贸企业供应链减排，以及自愿减排企业碳中和承诺和个人投资需求。三是加入国际碳信用互认体系，成为我国参与《巴黎协定》下的可持续发展机制、国际航空碳抵消和减排机制、与其他区域碳市场开展双向链接的主流产品。

碳价呈逐步上升趋势

碳价由配额供需关系决定，主要受气候目标、配额总量、有偿分配比例、能源结构、电力需求等因素影响。但从根本看，碳市场是政策性市场，长期价格走势是由政府统筹考虑经济发展和气候目标调控决定。我国实现“双碳”目标，减排需求大、速度要求高，需要提升碳价水平激励全社会减排，加之欧美等国实施高碳价关税，对我国碳价构成长期上涨压力。我国将统筹考虑碳排放成本，稳步推动碳价上升。根据华能能源研究院和清华四川能源互联网研究院合作研究，预计“十四五”期间全国碳市场价格将达到70元/吨～100元/吨，“十五五”期间达到76元/吨～155元/吨，2040年前最高涨至600元/吨。

发电企业面临的履约形势及挑战

发电企业作为唯一控排主体，已顺利完成两个履约周期配额清缴工作，配额累计成交4.42亿吨，成交额249亿元，履约率超过99%。但在全国碳市场配额空间收紧的趋势下，逐年递增的履约成本、有限的低成本履约渠道和显著分化的区域碳资产质量，将为发电企业碳资产经营管理带来新的挑战。

配额缺口和履约成本逐年递增

履约成本包括参与有偿拍卖配额和购买缺口配额的成本。我们在不考虑使用CCER抵消和盈余配额履约的情况下，计算发电厂实现100%履约的年度履约成本。本文选取某发电企业纯凝机组、热电联产机组、大容量机组、小容量机组等4个典型机组为研究对象（如表1所示），结合企业生产经营现状及发展规划，测算了2030年前各电厂配额缺口和履约成本（如图1所示）。

图12023—2030年履约成本

全国碳市场配额收紧导致履约成本快速上升。“十四五”期间履约成本主要取决于配额分配基准，A、B、C、D机组2025年配额缺口分别为32.5万吨、5.7万吨、-42.1万吨（盈余）、-3.8万吨（盈余），履约成本为3200万元～4300万元、800万元～1000万元、-1400万元～-1900万元（盈余）、-87万元～-116万元（盈余）。“十五五”期间履约成本主要取决于配额分配基准和有偿拍卖比例，A、B、C、D机组2030年履约缺口分别为33.9万吨、6.8万吨、-42.5万吨（盈余）、-3.2万吨（盈余），履约成本为6500万元～9400万元、2200万元～3100万元、3800万元～5500万元、1300万元～1900万元。

电碳价格传导链条不通畅加大企业经营压力。到2030年，A、B、C、D机组碳成本约占营收的11%～16%、8%～13%、4%～6%、7%～11%，在煤电采用“基准价+上下浮动”且上浮不超过20%、高耗能企业电价不受上浮比例限制的价格机制下，这部分碳成本基本具备了向下游用户传导的功能。但在全社会对电价保持稳定预期的形势下，大幅上调电价将面临较大阻力，相关碳成本仍将由发电企业承担，影响电厂稳定生产经营。大容量煤电机组供热潜力亟待释放。从案例企业所有纳入全国碳市场的机组来看，配额盈余的火电机组呈现供热比高、负荷率高、装机容量大的特点。其中，30万千瓦等级及以下的常规燃煤机组中，配额盈余机组占比约40%，尤其是东北区域小容量机组供热比最高超过80%，供电配额盈余率最高达到160%。而30万千瓦等级以上热电联产机组供热比普遍偏低，配额盈余机组占比显著低于30万千瓦以下小容量机组。

低成本履约渠道有限

开发自持CCER缓解履约压力作用有限。根据《温室气体自愿减排项目方法学 并网海上风力发电（CCER-01-002-V01）》，海上风电项目适用条件为离岸30公里以外，或者水深大于30米的发电项目。考虑到海上风电CCER开发条件趋严、电网基准排放因子逐年减小等因素，发电企业海上风电CCER开发潜力存在一定不确定性。难以利用碳金融衍生品锁定碳成本。期货等金融衍生品可有效稳定能源价格，如欧盟天然气期货、碳期货、电力期货合约在各自市场中的交易规模占比均超过90%，为火电企业提供了稳定的市场预期。我国自2012年以来，先后引入长协煤和中长期电力交易，其中长协煤已覆盖我国电煤供应总量的80%，中长期交易电量占市场化电量比重超90%，充分发挥了煤电稳定运营的压舱石作用。碳排放成本已日益成为发电企业重要的生产经营成本之一。随着全国碳市场碳价上升和控排企业规模增大，碳价波动风险加大，需要发展碳期货市场，支撑发电企业管控碳成本风险。

碳资产质量呈现分化

本文采用四象限矩阵分析法，根据碳排放量和配额缺口率指标两个维度，对不同发电企业碳资产进行分类评价，如图2所示。

图2发电企业碳资产分类评价体系

碳排放量大且配额缺口率较大的机组属于灰色高碳资产。此类资产对应的机组发电量占比较高，到2030年将面临能源保供和碳市场履约的双重压力，亟须通过优化电源结构、实施节能降碳改造、增加低碳清洁能源发电量比例等，大幅降低碳排放水平。

碳排量小但配额缺口率较大的机组属于待定机会资产。此类资产对应的机组煤耗水平较高，碳成本占比较大，企业生产经营对碳价变化的敏感性高，亟需实施节能降碳改造降低度电碳排放量，有效降低履约带来的生产经营风险。

碳排放量大但配额缺口率较小的机组属于长期减值资产。此类资产整体碳排放强度较低，履约成本在生产经营成本中占比较低，公司履约压力较小，尤其是在全国碳市场运行初期还可通过盈余配额获得增值收益。但考虑到碳排放总量较大，随着长期碳价加快上涨和机组技术减排空间收窄，以及配额有偿拍卖比例的扩大，仍面临高碳资产搁浅风险。

碳排放量小且配额缺口率较低的机组属于低碳增值资产。可以充分利用抵消机制、配额-CCER置换降低公司履约成本，或者通过盈余配额获得增值收益。

发电企业碳资产经营管理建议

实现“双碳”的进程中，碳市场对发电企业生产经营和转型发展的影响日益深化，碳资产经营管理成为发电企业应对碳市场挑战与机遇、提升核心竞争力的重要抓手。建议发电企业从战略、组织、制度、运营、交易、技术和区域公司层面，全方位提升碳资产经营管理能力。

加强碳资产管理组织领导和制度保障

成立碳资产经营管理领导小组，由规划、财资、法律、营销、生产、科技、研究等相关成员组成，主要负责指导和协调碳资产经营管理工作，审议碳资产战略、规划和重要制度等，协调解决跨部门碳资产经营管理重大问题。构建碳资产“总部+区域公司+基层电厂”三级管理架构，健全交易授权、风险管控、合规管理等工作机制。紧跟全国碳市场政策变化，优化完善企业碳排放统计核算、数据质量管理和标准体系、碳资产交易管理办法等，夯实碳资产管理制度保障。

强化碳资产全过程经营管理

坚持碳资产与实物资产同等重要的理念，把碳资产管理贯穿于企业经营发展全过程。在计划预算环节，将碳配额、履约成本、碳资产收益纳入企业全面预算体系，通过预算管理体系把碳战略融入企业日常生产经营中。在投资决策环节，建立滚动调整内部碳价机制，将碳排放成本、CCER收益纳入项目投资评价体系。在生产经营环节，统筹考虑燃料市场、电力市场和碳市场形势，以综合效益最大化为目标，联合优化燃料采购、发电方式、电量竞价、配额交易等生产经营策略。在绩效考核环节，建立碳资产经营管理考核激励机制，将数据质量、节能降碳、履约成本、碳资产收益率等指标纳入绩效考核体系，形成碳资产经营管理能力提升的长效驱动机制。

着力提升碳资产运营和交易水平

深入开展碳资产盘查，摸清企业碳资产家底，分析评估碳资产质量，建立统一的碳资产数字化管理平台。加强企业碳配额交易履约集约管理，遵循集团整体利益最大化原则，坚持“先内部调剂、后对外交易”“先CCER抵消、后配额履约”。加强碳市场政策形势研究，科学制定碳交易策略，低价购买和储备碳配额，运用碳期货和碳远期等工具实现套期保值，开拓碳债券、碳资产抵质押、碳资产回购等融资渠道。充分利用CCER抵消机制，加快海上风电、光热发电的CCER资产开发，提前布局碳汇、甲烷利用、生物质发电等潜在CCER项目。

加快推动煤电低碳零碳负碳发展

加快推动煤电向支撑性调节性电源转型，大力实施节能降碳、灵活性和供热改造，提升煤电机组深度调峰的能效水平和经济性。利用熔盐储能、超临界二氧化碳循环发电等先进技术，进一步提升煤电机组清洁灵活高效水平。加快高比例生物质掺烧、氨掺烧、CCUS、BECCS等关键技术研发示范。合理规划机组退役、延寿规模和时序，有序推进存量煤电机组零碳负碳改造。

分类施策提升碳资产质量

灰色高碳资产坚持技术减排和市场减排并重，尽快推动碳排放总量和强度“双降”。机会待定资产着重实施节能降碳改造，深挖供热供汽潜力，降低机组碳排放强度。长期减值资产以新能源发电为抓手，持续优化电源结构，逐步关停能耗水平高、服役年限长和经济效益差的老旧机组，控制火电碳排放总量。低碳增值资产在最低成本履约的同时，灵活交易获取增值收益。