电力行业参与欧盟碳排放交易体系经验与教训-EDF.pdf-solarbe文库

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摘要 2 摘要以总量控制与交易制度（ Cap and Trade）为基础的欧盟碳排放交易体系（ EU ETS）对欧盟电力行业产生了重大影响。在与电力市场机制的共同作用下，欧盟的碳市场助推电力行业实现了如下转变 - 从以燃煤发电为主到以燃气发电为主。这是市场机制所能产生的最直接的效果。燃煤发电的二氧化碳排放量是燃气发电的两倍多，这会导致碳价对燃煤发电成本的影响远远高于燃气发电。在碳价足够高的情况下，假设煤电和气电装机容量充足，且电力批发市场是以市场价格主导而并非依赖政府管制，此时出于经济性考量，碳市场与电力市场的双重作用会促使燃煤电厂向燃气电厂的转型。 - 鼓励对可再生能源发电和低排放发电的投资。碳价的意义在于使低排放或零排放的发电厂具有竞争优势。特别是市场主体对于碳市场机制的延续性有足够的信心，并且有价格上涨的预期时，这将为可再生能源发电带来更多的资本投入，逐步降低电力行业的排放量。 - 电价增长可以促使用电减少。假设化石燃料发电厂为电力市场中的定价机组，碳价会推高电力批发市场价格。当这种价格上涨传递给工业用户和消费者时，他们的用电行为将会发生转变，并且会更倾向于提高能效，整体减少用电量。电力行业与碳交易体系存在相互作用。碳交易体系会影响电力行业。同时由于电力行业规模庞大，其自身同样会对碳市场产生巨大影响，反作用于碳市场的价格。因此，政府在制定对电力行业有影响的气候变化政策时需要考虑这一因素。例如，当政府在做出逐步淘汰燃煤发电的决定时，应当考虑降低排放总量的上限，防止电力行业对碳配额需求减少导致的配额过剩，以避免削弱总量控制与交易制度的有效性。本报告根据欧盟碳排放交易体系的经验，介绍了碳市场交易对电力行业的主要影响及电力行业与碳市场之间的相互作用。 3 目录 1.概况 4 2.欧盟碳排放交易体系的立法程序 . 5 3.欧盟碳排放权交易体系主要机制设置 . 6 4. 电力企业参与欧盟碳排放交易体系策略 16 5. 欧盟碳排放交易体系的价格走势回顾 19 6.行业协会的作用 23 7.碳市场与电力市场相互作用的短期影响 . 24 8.碳市场与电力市场相互作用的长期影响 . 28 9. 欧盟电力企业参与碳市场的经验教训 31 4 1.概况在许多欧盟国家，特别是那些没有大型水电厂和核电厂的国家，电力行业通常是温室气体排放的最主要来源。因此，电力行业也是政府引入排放交易体系（总量控制与交易制度）时考虑的首选部门。欧盟碳排放交易体系通过引入碳成本会对电力行业产生重大的影响。例如，它可能导致电价上涨，带来发电结构的变化，并将未来投资方向转向低碳（可再生）能源发电。但是，由于欧盟碳排放交易体系（ EU ETS）中电力行业排放的比重较大，电力行业也会对碳市场带来重大影响。一家或少数几家电力公司的决策调整就可能导致欧盟碳市场配额价格的波动。欧盟碳排放交易体系的建立来源于欧盟指令（ 2003/87/EC）。欧盟指令由每个成员国通过国家监管的方式执行，从而形成一个拥有 31个参与国 1的统一的欧盟碳排放交易体系。最新的欧盟碳排放交易体系涵盖了欧洲的主要排放行业发电与供热行业，能源密集型工业部门包括炼油厂、炼钢厂以及铁、铝、其他金属、水泥、石灰、玻璃、陶瓷、纸浆、纸张、纸板、酸及大宗有机化学品、铝制品、硝酸、己二酸及乙醛酸类和乙二醛，以及商业航空。纳入欧盟碳排放体系的温室气体包括二氧化碳（ CO2）、氧化亚氮（ N2O）和全氟化合物（ PFCs）等。本报告仅关注电力行业。发电厂在欧盟碳排放交易体系中受到直接监管。所有装机超过 2 万千瓦的发电厂都必须遵守欧盟碳排放交易的规则，拥有多个发电厂的电力公司要为每个发电厂设置独立的履约账户。迄今为止，电力行业是欧盟碳排放交易体系中排放量最大的行业。据非盈利组织 Sandbag分析， 2019年，正在运营中的 265个燃煤电厂的排放量约占欧盟碳排放交易体系排放量的 31％。如果考虑其他化石燃料发电，整个电力行业的排放量约占整个欧盟碳排放交易体系排放量的 55％。欧盟排放交易体系覆盖了欧盟成员国约 45％的温室气体排放，这意味着电力行业排放量约占欧盟排放总量的四分之一。发电企业在 2005 年欧盟碳排放交易第一阶段就被纳入欧盟碳排放交易体系，并且发电厂在该阶段获得了免费配额，这部分免费配额基本覆盖了发电行业大部分的排放量。但是在 2013 年之后，电力企业必须通过拍卖或在二级市场中购买配额。有关欧盟排放交易体系相关市场的背景信息，请参阅以下链接 - www.edf.org/sites/default/files/eu-case-study-may2015.pdf - https//ec.europa.eu/clima/sites/clima/files/docs/ets_handbook_en.pdf 1 31个参与国包括 28个欧盟成员国，和冰岛、挪威、列支敦士登。 5 2.欧盟碳排放交易体系的立法程序欧盟委员会（简称委员会）是唯一有权发起立法提案的机构，欧盟碳排放交易体系下的新规定或欧盟碳排放交易体系指令的修正案都需要欧盟委员会的通过。欧盟理事会 2和议会 3可以对立法提案提供修改建议，而委员会可以在最新的立法提案中采纳这些建议。最后，该立法提案需要经过理事会和议会的批准才能生效。任何新的立法提案和大部分欧盟碳排放交易体系的修正案都需要遵循这一共同决策程序。图 1 欧盟立法过程来源欧盟委员会欧盟排放交易系统手册 2 欧盟理事会（ Council of the European Union）是欧盟立法机关的上议院，由来自 28个欧盟成员国各国政府部长组成，是欧盟主要的决策机构。 3 欧洲议会（ European Parliament）是欧盟立法机关的下议院，是唯一的一个直选议会机构，为欧盟主要的决策机构。 6 3.欧盟碳排放权交易体系主要机制设置图 2 展示了欧盟碳排放交易体系下以年为单位的履约周期中的各种关键节点。企业通过其在欧盟碳交易体系注册登记系统下的账户，根据其在欧盟碳排放交易体系中分配到的配额和对全年碳排放的监测，按照图 2 所示的重要时间节点完成碳交易体系下相应的各个重要环节，通过配额与抵消量的交易，最终完成企业碳排放控制义务的年度履约。本章将会介绍欧盟碳排放权交易体系的主要机制设置。图 2 欧盟碳市场年度履约周期示意图（来源 Ricardo） 3.1 欧盟碳排放交易体系注册登记系统发电公司下属的每家发电厂需要单独履约，因此每个电厂都有独立的履约账户。欧盟碳排放配额注册登记簿集中管理欧盟碳排放交易体系内的所有交易。该登记簿是记录和管理欧盟碳排放交易体系发放的所有配额和抵消量的电子记账系统，也是欧盟碳交易体系重要的基础设施。欧盟碳交易登记簿记录的信息包括 - 持有配额和抵消量的法人或普通个人账户 7 - 每台设施根据其所在国家的国家实施方案形成的国家免费配额分配电子表格 - 纳管工业企业或航空公司经过核查的排放量及已经上缴的配额 - 纳管工业企业或航空公司每年配额和核查的排放量调配 - 登记簿中京都议定书下抵消量的转入和转出（欧盟登记簿与京都议定书登记簿相链接，存在配额转移的情况） - 欧盟碳排放交易体系内成员国账户与配额相关的操作 o 配额总量设定 o 免费分配 o 拍卖 o 转移 o 上缴 o 注销 o 京都议定书下配额在欧盟碳排放交易体系的买入或卖出 o 未注册的金融交易起初，欧盟各成员国都曾有各自的国家登记簿，但是从 2012 年开始国家登记簿都被纳入欧盟登记簿进行统一管理。各个成员国只负责统一登记簿的部分内容进行管理，如新账户开户等。账户持有人可以持有、转让、注销以及获得欧盟碳配额和符合京都议定书条件的抵消量。欧盟碳交易体系注册系统中的账户类型包括  纳管企业账户分为设备运营商持有账户（ Operator Holding Account, OHA）或航空公司持有账户（ Aircraft Operator Holding Account, AOHA）。这类账户用于持有欧盟碳排放交易体系配额以及履约，同时也可用于将配额划转给第三方。  交易商账户 o 个人持有账户用于普通配额、航空配额和国际减排项目产生抵消量的交易。不能用于欧盟碳排放交易体系的履约。 o 国家登记簿的个人账户用于交易国际项目的抵消量。 o 交易账户用于交易普通配额、航空配额和抵消量。比个人持有账户更灵活、更便捷，但不能用于欧盟碳排放交易体系的履约。 8  核查机构帐户用于第三方核查机构审批企业报告的排放量，不能用于交易或持有配额或抵消量。  国家账户供参与欧盟碳排放交易体系各成员国政府使用。欧盟交易日志（ Transaction Log, EUTL）检查、记录和授权在欧盟碳排放配额注册登记簿中帐户之间发生的所有交易，以确保它们符合所有规定。其先前版本是共同独立交易日志（ Community Independent Transaction Log, CITL），它还记录了欧盟碳排放配额注册登记簿中的非欧盟碳排放交易体系内的抵消量交易。纳管企业和设备的免费配额、经过核证的排放量、履约状态和配额上缴信息都是公开的，也可以在系统中查询到 3年及以上各主体进行配额交易的信息。欧盟碳排放交易体系的登记簿和欧盟各个国家京都议定书下的登记簿通过欧洲注册登记整合系统（ Consolidated System of European Registries, CSEUR）进行整合，图 3 以比利时温室气体登记簿为例介绍了登记簿之间的链接。欧洲注册登记整合系统只覆盖了京都议定书登记簿下的部分链接和欧盟碳市场的履约功能，其余的部分由联合国气候变化框架公约的相关系统负责。这种合并可以对排放系统进行统一且更加安全的管理。图 3各登记簿之间的链接（来源比利时温室气体登记簿） 9 3.2 配额分配在欧盟碳排放交易体系的第一阶段（ 2005-2007 年），排放配额基本上根据每个成员国提供的国家分配计划（ NAP）进行免费发放，之后根据需要由欧盟委员会进行调整。在第二阶段（ 2008-2012 年），免费配额大幅减少，特别是对于电力行业。在目前的第三阶段（ 2013-2020 年），电力公司不会获得任何免费配额，而是需要通过以拍卖或在二级市场购买的方式以获得他们所需的全部配额。免费配额现在只向受贸易影响的行业（与欧盟以外的生产商有竞争关系的行业）开放，不包括电力行业。这些行业的免费配额是通过使用行业相关基准计算确定的，通过不断纠正这些基准，可以保护敏感行业，同时在系统层面进行协调，可以保持在排放总量上限控制范围之内。从 2013年开始，约有 50％的配额被拍卖，并且这一比例每年都在增长。下文说明了为什么在运转正常的电力市场中电力行业不需要免费配额，以及在没有获得任何免费配额的情况下仍然可以获得巨额收益。 3.3 交易交易是市场机制的关键要素，现在欧盟碳排放交易体系中的电力公司不再获得免费配额，他们只能通过拍卖或二级市场交易才能获得足够的配额。拍卖（一级市场）拍卖被认为是最高效的配额分配机制，也是欧盟碳排放交易体系内配额分配的基础。欧盟配额总量的 50％被用于拍卖，免费配额仅适用于受国际贸易影响的行业，而非电力行业。 2018年，欧盟委员会宣布 937, 557,000普通配额（ EUAs）和 5, 601,500 配额唯一性每个欧盟碳配额对应一个特定的序列号以证明其唯一性。对于 CDM机制下的核证减排量（ CERs）和联合履约减排量（ ERUs）来说，这两种减排量的序列号同时对应了减排量来源的项目类型、项目编号、项目所属国家和年份。 2011年初，黑客侵入导致欧盟碳排放交易体系登记簿系统被盗，丢失价值近 3000万欧元的 200万吨碳排放配额。之后，这些被盗配额又进入市场进行交易，造成了碳市场的混乱。部分地区如果发现使用被盗配额进行履约，这部分履约量需要被撤回，这使得交易更具风险。为了避免这种情况并保护买家，目前序列号只对登记簿管理员公开，而对用户不可见。但是，对于核证减排量和联合履约减排量来说，只有该配额的部分识别性标识不能被查看，其他项目类型等信息仍然可见。 10 航空配额（ EUAAs）会被用于拍卖。在欧盟碳排放交易体系中， 90的配额通过欧洲能源交易所（ EEX）进行拍卖，其余的通过洲际交易所（ ICE）进行拍卖。欧洲能源交易所是 25 个欧盟成员国进行配额拍卖的主要平台。欧洲中部时间每周一、周二和周四的下午 1点举行 25国的配额拍卖，而德国的配额每周五上午 11点单独在欧洲能源交易所拍卖，波兰的配额拍卖每两周举行一次，时间是周三上午 11 点。英国的配额拍卖在洲际交易所举行，拍卖时间为每周三上午 11 点。拍卖结果一般在拍卖结束后的一到两分钟之内便可知晓。欧洲能源交易所要求参与拍卖的企业或机构资产达到一定规模，或者是对竞标企业的人员资质有一定要求。这些要求抬高了参与拍卖的门槛，把排放少的企业推向更容易参与的二级市场。欧盟碳排放交易体系内的任何企业以及他们的母公司、子公司或附属公司在符合要求的前提下都有资格申请参加竞标。此外，欧盟法律授权和监管范围内的投资公司和信贷机构也可以申请加入竞标。在 2018年第 3季度的拍卖中，参与拍卖的 24 个投标商中平均有 17 个中标。由于参与拍卖的市场参与者较少，拍卖结算价格略低于二级市场成交价格。作为大型排放源的发电企业一般都会参与拍卖。公司通常有一到两个内部交易员负责操作，并且他们基本上会参与所有场次的拍卖。这些大型电力企业除了购买履约所需的配额之外，还会利用二级市场价格和拍卖价格之间的价差进行套利交易，例如通过在拍卖中购买超出其履约所需的配额，之后在二级市场出售多余的配额。通常它们会与买方（例如没法参加拍卖的部分工业企业）事先签订预售合同，如在合同中约定在拍卖结算价上增加 3 美分卖出，之后大型电力企业的交易员会在随后的拍卖中购买合同中约定数量的配额，并将其出售给买方。二级市场交易二级市场（即不在欧盟政府组织的“一级市场”中通过拍卖购买配额，而是从其他市场参与者手中购买配额）提供了包括衍生品在内的多种配额交易产品和方式。二级市场交易可以在交易所进行（即 “ 场内交易 ” ）或市场参与者之间直接进行交易（即“场外交易（ OTC） ” ）发电企业和其他大型工业排放企业的交易是常态化的，而小型的市场参与者则需要通过经纪商（ Broker）来寻找交易的对手方。二级市场的主要交易类型包括现货交易（ Spot）立即交割的交易类型（在交易后两个工作日之内完成交割）。 “ 交割 ” 是指将配额从注册登记系统的卖方账户划转到买方账户的过程。例 11 如，现货交易的一种典型方式是，一家工业企业有多余的配额出售，电力企业则通过市场经纪商购买到了这部分配额，经纪商通过与交易双方协商沟通相关合同条款，最终促成交易。期货交易（ Futures）按交易时商定的价格在未来某个特定的时间点进行交割。期货交易是通过交易所（洲际交易所和欧州能源交易所）交易和管理的标准合约。其中交易量最大的是在每年 12 月进行交割的合约。洲际交易所每天都会进行期货交易，参与主体主要包括纳管企业和其他市场参与者（主要是做市商）。交易所可以进行匿名交易，这可以消除像发电企业这类的大型履约企业在购买配额前出现被其他市场参与者 “ 抢先交易（ Front-run） 4” 的风险。交易所的期货交易形式是保证金交易，保证金的数额取决于市场价格，例如，一家机构以单价 30欧元购入在 2020年 12月份进行交割的 EUA 期货，当市场价格下降到 25 欧元时，该机构必须在保证金账户中对应增加 5欧元，这一过程降低了清算所的信用风险。远期交易（ Forwards）类似于期货，但远期交易是非标准化合约，只能在场外交易。远期交易时效性比期货差，对于某些不需要频繁进行场内交易的市场参与者来说，进入交易所交易的成本过高，因此他们通常会选择在场外进行远期合约的交易。远期合约的交易价格不公开，并且其定价和合约细节与期货合约不同。通常情况下，远期合约没有保证金的要求，这也会增加信用风险，从而导致远期合约的价格通常较高。互换交易（ Swaps）在碳市场中的互换交易通常是指抵消量与配额之间的互换，其中抵消量通常是折价出售。多年期互换（ Vintage Swaps）（不同年份之间）也很常见。互换交易主要是交换不同类型的配额，也可以通过交换碳市场中不同类型的交易产品来降低交易成本。期权交易（ Options）期权的买方既可以选择买入看涨期权（即其在未来某一特定的时间有权利按照现在约定的价格从期权卖方买入一定数量配额）或者买入看跌期权（即其在未来某一特定的时间有权利按照约定的价格将配额卖给期权卖方）。为了获得上述权利，期权的买方需要事先支付期权费。期权交易为交易策略更为复杂的市 4 抢先交易是指由于电力企业履约所需配额数量大，其他交易者可能会分析出电力企业的配额采购模式后在电力企业下单之前购买并囤积配额，然后在电力企业购买配额时以高价出售，获取抢先购买配额的利润。 12 交易机构洲际交易所和欧洲能源交易所负责开展欧盟碳排放配额（和欧盟碳排放配额衍生工具）交易。两家交易所都有自己的清算所，洲际欧洲清算所（ ICE Clear Europe）为洲际交易所（ ICE ）进行清算，欧洲商品清算中心（ European Commodity Clearing）为欧洲能源交易所（ EEX）进行清算。欧盟碳市场中许多大规模的交易商在两个交易所同时开展业务，因此他们可以在短时间内发现两个交易所之间的价差并轻而易举的进行套利，这也就使得两家交易所之间的价格差异很小。清算所在欧盟登记簿设有账户，所有配额或者交易产品的交割和划转需要通过这些账户。相关交易产品的交割和划转的时间为 2天（ T2）。场参与者提供对冲或投机的机会。公用事业部门特别是发电企业在欧洲碳市场的期权交易中最为活跃。 3.4抵消量的使用抵消量是指在碳市场覆盖范围之外项目产生的温室气体减排量，这些减排量经过相关的审批后才可以在碳市场中用于履约。欧盟碳排放交易体系允许在一定限度内使用抵消量。欧盟碳排放交易体系允许使用京都议定书规定的清洁发展机制核证减排量（ CDM）和联合履约减排量（ JI）这两个灵活机制完成履约。来自林业项目、核电项目和大水电项目等产生的核证抵消量和联合履约抵消量不能在欧盟碳排放交易体系中使用。截至 2013 年，欧盟碳排放交易体系不能再使用来自销毁工业气体（氢氟烃和氧化亚氮）的项目产生的抵消量。欧盟已在逐步停止允许使用抵消量用于履约， 2020年之后，欧盟碳市场将不再使用抵消量。抵消量的一级市场交易一些欧洲国家的抵消量使用比例范围从配额总量的 10到 20不等，有些电力公司每年能够使用超过 1000 万吨抵消量，所以抵消量购买也是他们业务的一部分。由于电力公司对抵消量的需求高，并且使用抵消量可以节省履约成本，因此大部分欧盟电力公司都参与了抵消量的一级市场交易。抵消量一级市场交易是在抵消项目的不同开发阶段（不同阶段会影响到抵消量的价格）直接从项目业主或项目开发商处购买抵消量。在一级市场购买抵消量最常见的方法是通过签订远期合约购买该项目产生的所有抵消量。通常，远期合约中不会包含对项目没有达到预期抵消量的处罚条款。但是，抵消量的买方只会在抵消量交割时进 13 行支付。电力公司需要对项目组合进行建模并分析项目风险，确定该组合中的项目能够产生并最终可以交付的总抵消量，同时要考虑这些抵消量是否符合欧盟碳排放交易体系的履约要求。因此，一级市场抵消量的价格比二级市场会低很多，以补偿项目产生抵消量不足的潜在风险。在一级市场购买抵消量主要是通过签署抵消量采购协议（ Emissions Reductions Purchasing Agreement, ERPA）来完成的，该协议中的要素主要包括价格、价格构成、成本分配以及交割条款（有保障的交付还是无保障的交付）等内容。电力公司在抵消量的采购协议中会用到固定价格、浮动价格或二者结合的复杂模式。固定价格给抵消量的卖方提供了有保证的价格，即未来有稳定的现金流入（同时也增加了他们的项目获得融资机会），并为电力公司对冲了抵消量价格上涨的风险。浮动价格意味着卖方还会受益于价格上涨。浮动价格的形式包括，按照固定金额或者固定比例在配额价格上进行抵减，或在抵消量二级市场价格基础上打折。抵消量的二级市场交易考虑到抵消量庞大的交易量，包括 BlueNext 环境交易所和洲际交易所在内的交易所都曾经开展过符合欧盟碳排放交易体系履约要求的抵消量交易。洲际交易所目前有抵消量交易，但交易量很小。目前，欧盟配额的交易价格一般在 15-25欧元的范围内波动，而抵消量的价格只有 30 欧分左右。这是因为几乎所有的纳管企业都已经买到了他们需要的抵消量，但市场上还有多余的抵消量出售。 3.5排放监测、报告与核查（ MRV）监测是指在一定时期内（通常为一年）对纳管企业的排放进行量化测量的过程。核查是指确认量化测量是否符合监测计划和相关制度规定的过程。监测的所有步骤和程序在经营者所提供的监测计划中进行了定义。监测计划描述的是年度排放报告的内容。国家层级的相关管理机构通过现场检查的方式负责审查并批准监测计划及其实施情况。企业完成年度排放报告后，由第三方独立 “核查机构 ”检验年度排放报告的内容。一旦报告完成核查，企业即可向相关机构提交报告，同时上缴相应的配额。相关机构会对报告进行复核并决定是否接受报告中的内容。这一套流程被称为碳排放交易体系的监测、报告、核查制度，即所谓的 MRV（ Monitoring, Reporting, and Verification）。图 4描述了各相关方在监测、报告、核查制度中的角色和职责。 14 图 4 履约周期中各主体在不同环节中的角色定位和对应的职责（资料来源欧盟碳排放交易手册）监测规定欧盟监测和报告条例（委员会条例（ EU） No 601/2012）对监测制度的所有要求进行了详尽的规定，包括模板和指南。纳管企业需要编制年度排放报告，用以报告碳排放量。欧盟排放交易体系核查机构管理办法和核查规定（委员会条例（ EU） No 600/2012）统一规定了所有成员国进行核查的过程。监测报告核查制度的基本原则包括  完整性  一致性和可比性  透明度  准确性  方法的完整 /合理性  可持续优化性 15 监测方法标准法根据燃料消耗进行计算，包括燃料消耗量、其组成结构（排放因子）以及氧化率的估算。这一方法需要对燃料消耗进行测量和记录。图 5标准法物料平衡法基于投入产出的计算，即计算燃料碳含量及其在生产流程中的使用。物料平衡法可被用在需要考虑生产工艺流程的行业，如钢铁行业燃料中的碳并非全部燃烧产生二氧化碳，有一部分会贮存在钢铁及生产废料（炉渣）中。图 6 物料平衡法直接监测法采用直接和连续的浓度及流量监测来计算排放量。图 7 直接监测法 16 当其他方法不适用时，需要提出一种特定的方法作为 “ 备选方法 ” ，但备选方法会增加监测的复杂性。综合运用上述几种方法也是可行的。电力行业的监测与有复杂工艺流程的行业相比，电力行业的排放监测相对简单，它只涉及燃料燃烧排放，不包含过程性排放（例如生产水泥或炼钢的化学过程中也会产生 CO2）。迄今为止，包括电力行业在内的欧盟主要行业排放监测是采用上文介绍的标准法，而不采用直接的连续监测。对于燃气发电厂，需要监测所消耗天然气的总量（以立方米计），将总量乘以排放系数（与燃料燃烧百分比相关的氧化系数）即可得出排放量。排放系数的大小取决于天然气的热值（例如天然气中甲烷的百分比），也可以使用某天然气管网的默认值或采样实测值。对于燃煤和燃气发电的碳排放，综合考虑燃气电厂的普遍效率和能量值，一个现代的联合循环燃气发电厂在发电环节产生的排放量实际上约为 0.4 tCO2/MWh。对于燃煤电厂，排放量与燃煤量相关，并根据煤样中实测的碳含量或使用默认值确定排放系数。根据燃煤电厂的平均效率，每兆瓦时产生的排放量约为 0.8 吨二氧化碳（对于燃气和燃煤电厂而言，两者的效率存在很大差异，排放量取决于所使用的技术类型，以及该电厂的工作年限）。 4. 电力企业参与欧盟碳排放交易体系策略 4.1 电力企业自营交易（ Proprietary Trading）对于欧洲大型的电力企业来说，在电力、天然气、煤炭和欧盟碳排放配额市场进行交易不仅仅是为了维持其正常的运营（或进行对冲交易）。他们有时还会持有投机性质的头寸（ Position），也就是自营交易（类似于普通金融机构利用自有资金通过直接市场交易获取收益）。自营交易的目标是在进行配额交易的同时以承担某种程度的交易风险来赚取利润。欧盟电力企业通过在碳市场开展配额的自营交易也可以最小化被其他市场参与者抢先交易的风险。电力企业在碳市场开展一定程度的自营交易能够有效的隐藏其真实的配额需求和交易模式。比如电力企业不是一味的充当配额市场中的买方，也可以利用其自营交易随时进行配额的卖出操作，从而让其他的市场参与者难以预测其购买模式。 17 对于那些已经设立了交易部门的电力企业，自营交易已经成为其正常业务范围内的一部分。增加配额的自营交易也一样可以带来超额收益，但这要以电力企业承担相应风险为前提。 4.2套期保值（ Hedging）欧洲的电力公司通常会提前一年、两年甚至三年在签订远期合约卖出电力，同时远期购买生产这些电力需要投入的资源，包括煤、天然气等燃料和碳配额。这个过程将分别锁定扣除碳配额成本的天然气发电的点火价差（ Clean Spark Spread）以及扣除碳配额成本的煤电的点火价差（ Clean Dark Spread） 5，这意味着在实践中发电企业公司将不受市场风险的影响，而只会受到操作风险的影响。这一操作基本保障了发电企业未来的收入，便于投资者对发电企业的盈利进行预测，从而可以进一步提高企业的信用评级。在实际运营中，电力公司的策略可能是通过签订远期电力合同的方式，提前卖出未来第一年发电量的 50、未来第二年发电量的 30和未来第三年发电量的 20，同时购买所需的煤炭、天然气和碳排放配额。这样一来，如果产生突如其来的变化，企业的财务收入并不会受到较大影响。如果市场条件发生变化，它们仍然可以反向操作，对上述交易进行平仓处理。大型电力公司都会成立专门的交易机构来负责所有与能源相关的大宗商品交易，将配额购买与燃料采购、电力销售联系起来，统筹考虑各种因素。由于电力企业是欧盟碳排放交易体系配额的主要买家，其在碳市场中配额的购买模式会对碳价产生重大的影响。对配额价格影响较大的指标是德国基础负荷煤电点火价差（用于表明德国燃煤电厂的盈利水平）。当电厂的点火价差扩大时，电力公司会出售更多的远期电力，与此同时会购买发电所需的原材料（煤炭和碳配额）以锁定利润，随着市场需求的上升，会进一步带动配额价格的上涨。与此相反，点火价差的缩窄将对配额价格产生负面影响。高电价会提高电厂的点火价差，而较高的煤炭价格和配额价格将收窄利润率。电力企业进行套期保值参考的另一个指标是洲际交易所中所有配额期货合约里未平仓合约的数量。 5 Clean spark spread是指燃气发电机组扣除碳配额成本后的上网电价与燃料成本之差， Clean dark spread 是指煤电机组扣除碳配额成本后的上网电价与燃料成本之差。燃煤电厂所需的配额数量以及碳的成本通常是燃气电厂的两倍，这意味着配额的价格会产生更高的影响。 18 虽然绝大部分电力和配额交易量集中在未来一年的远期交易，但电力公司仍然会按照当前的市场条件来优化其交易头寸。对于电力来说，这种交易实际上影响着批发电价的高低。对于电力企业的配额交易来说，他们会根据前一天电力市场交易的情况用欧盟碳排放交易体系配额的期货合约或者在欧盟碳交易体系配额现货市场交易来调整其头寸。 4.3 欧盟碳排放交易体系企业履约工作的内部管理当碳排放交易刚在欧洲实施时，很多企业认为它是类似于现行环境监管规则的一种环境履约义务，这也就意味着应该由企业中负责环境管理的业务部门来管理用于碳市场履约的头寸。一些小型工业企业目前仍旧是这种操作，这是由于他们现在可以获得免费的配额（这些配额基本上都是他们在欧盟碳排放交易体系前几个阶段获得的，并且超过了这些企业的实际需要），因此他们认为其他部门的工作人员没有必要参与到配额的管理工作中。大型电力公司在考虑到巨额的履约成本及与此相对应的金融机遇后，很快就改变了策略，运用金融和交易的手段来进行履约管理。欧盟的大型电力集团都设有交易部门，负责电力、煤炭、天然气、石油和货运等与能源相关的大宗商品交易。因此，这些公司已经具备了在欧盟碳市场中进行配额以及抵消量积极交易的基础和能力。碳资产头寸的集中管理电力公司在多年的实践中完善了其在碳市场中进行头寸集中管理的方法。起初一家电力公司散布在欧盟各国的电厂要负责其自身的履约，这些隶属于同一电力公司但位于不同区域电厂的交易员们在同一市场进行交易，而没有从集团公司整体进行碳资产优化管理。这种操作会出现同一家电力公司不同分厂之间在进行买卖交易。为了提高效率，抓住碳市场的金融机遇，目前大部分电力公司将其碳资产集中在总部的交易部门管理。公司下属的发电厂不再参与具体的交易，电力公司将对碳市场履约的头寸需求制定统一的套期保值以及交易的计划。电力公司相关部门在欧盟碳排放交易体系中的角色随着欧盟碳排放交易体系对电力公司重要性的提升，公司中负责碳资产业务的团队不断壮大，甚至大多数电力公司在公司治理的最高层面成立了 “总量控制与交易委员会 ”。各个公司的管理方式各不相同，下面简要介绍公司内部相关部门与欧盟碳排放交易体系相关的关键角色 /职能 19  管理部门欧盟碳排放交易体系对电力企业影响巨大，企业内部上至董事会层面都对其非常重视，甚至参与到欧盟碳市场的各项相关事宜中。  交易部门负责执行交易，设计套期保值策略，进行自营交易、套利等业务  环境 /技术 /工程部门参与到从欧盟碳排放交易体系的监测、报告和核查到减排项目执行等各种环节。  监管 /政府事务部门欧盟碳排放交易体系的政策调整会直接影响配额价格和电价，电力公司的监管 / 政府事务部门会积极与政府部门沟通，参与政策的制定与调整。  法务部门负责交易合同以及涉及公司所有购买或出售碳资产相关合同的审核。  信用部门审查公司进行配额和抵消量的交易对象。  风控部门 /分析师评估履约风险、交易头寸的风险，对配额价格进行长期的价格预测。  财务 /会计 /税务部门处理配额和抵消量交易财务与税务方面的问题。  合规部门对公司完成欧盟碳排放交易体系履约及公司其他业务开展合规检查。此外，排放配额在欧盟被视为一种金融工具，按照欧盟对金融工具的相关要求，公司持有配额头寸必须向主管部门报告和披露。  行政部门（包括交易的后台部门）处理金融交易票据并进行相应的结算，负责配额在注册登记系统不同账户之间的划转，确保为每个工厂获得了履约所需的配额和抵消量。  项目及新业务开发部门 /并购部门欧盟碳排放交易体系对电力公司参与的任何新项目和投资都至关重要，包括风电场的开发建设及收购另一家电力企业等。 5. 欧盟碳排放交易体系的价格走势回顾欧盟碳排放交易体系自 2005 年以来的运行和发展为我们提供了一些值得借鉴的经验教训。图 8 为欧盟碳排放交易体系第一阶段的价格走势。第一阶段是试点阶段，从 2005年到 2007年运行了三年。从图中的数字可以看出市场当时处于供过于求的状况。由于第一阶段的配额只能在该阶段内跨年存储而不可以进行跨阶段存储，这使得欧盟碳价在第一阶段快要结束之前几乎跌至零点。 20 从图中还可以看出，市场通过两年才意识到供过于求的问题。这与碳市场的纳管企业在欧盟碳排放交易体系启动前并未要求监测和上报排放量有关，即欧盟碳排放交易体系在启动时缺乏可靠的排放数据，欧盟官方是在第二年才首次公布了排放数据（对应 2006年配额价格大幅下降）。供过于求的另一个原因是欧盟各国在提交国家分配计划时采用了所谓的 “ 祖父法 ” ，也就是根据企业的历史排放数据为其提供免费的初始配额。而在官方排放数据缺失的情况下，企业为了获得更多的免费配额往往虚报自己的历史排放数据。被高估的历史排放量是市场最初过高估计配额需求的重要原因，这也解释了第一阶段开始时配额价格较高的原因。图 8 欧盟排放交易体系第一阶段配额价格图 9 显示了第二阶段（ 2008-2012 年）和第三阶段（ 2013-2020 年）欧盟碳排放交易体系的价格变化曲线。配额价格的变化既受到全球新闻和事件（例如经济衰退和核电议题的决策）的影响，又受到欧盟碳排放交易体系监管政策相关的新闻和事件（例如折量拍卖 6和欧盟排放交易体系的结构性改革）左右。吸取第一阶段的教训，欧盟碳排放交易体系第二阶段的多余配额可以存储到第三阶段使用，尽管第二阶段再次出现供过于求（但这次的原因不同于第一阶段），配额 6 将更多的配额留到之后拍卖，减少近期配额的拍卖数量。 21 价格在第二阶段末并未像第一阶段末期一样降至零。从第二阶段存储到第三阶段使用的配额造成第三阶段启动初期配额价格低迷。 2013 年 4 月配额价格达到了除第一阶段外的历史最低水平。第三阶段（ 2013-2020 年）仍然供过于求，估计约有 15 亿吨的过剩配额。考虑到配额仍然被允许存储到第四阶段，并且市场预计在 2020 年之后出现配额短缺，所以预计第三阶段结束时价格不会再降至较低水平。实际上，配额价格在 2018-2019年中显著上升。尽管欧盟碳排放交易体系市场持续供过于求，但电力公司采取套期保值战略是欧盟配额价格不会过低的原因之一。据估计，电力