发电企业碳交易

发电企业碳交易（精选九篇）

发电企业碳交易 篇1

1 政策目标建设全国碳排放权交易市场

降低碳排放, 不仅是我国面对温室气体减排和应对气候变化的国际压力的需要, 也是自身走可持续发展道路的需要。2015年6月30日, 中国向《联合国气候变化框架公约》秘书处提交了《强化应对气候变化行动—中国国家自主贡献》文件, 中国的二氧化碳排放将在2030年左右达到峰值并争取尽早达峰, 单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降60%~65%。国家持续出台碳排放政策, 并陆续启动7个省市的碳排放权交易试点, 以期建立全国性的碳排放权交易市场, 以较低的成本实现控制温室气体排放行动的目标。

1.1 碳排放权交易试点前阶段

2009年, 国务院提出, 中国2020年单位国内生产总值二氧化碳排放要比2005年下降40%~45%, 首次提出降低碳强度的目标。

2011年3月, 国家颁发《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》, 提出逐步建立碳排放交易市场。

1.2 碳排放权交易试点阶段

国家发展改革委于2011年10月29日印发《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》, 发改办气候[2011]2601号, 同意七个省市开展碳排放权交易试点。

2013年10月15日, 国家发展改革委办公厅关于印发《首批10个行业企业温室气体排放核算方法与报告指南 (试行) 》, 发改办气候[2013]2526号。以供开展碳排放权交易、建立企业温室气体排放报告制度等相关工作参考使用。

2014年12月3日, 国家发改委印发《第二批4个行业企业温室气体排放核算方法与报告指南 (试行) 》, 发改办气候[2014]2920号, 覆盖了石油和天然气、石油化工、焦化、煤碳四个行业。

1.3 研究建立全国碳排放权交易市场阶段

2014年12月10日, 国家层面首次出台适用全国的碳排放权交易政策:《碳排放权交易管理暂行办法》 (2014年第17号令) 。

2016年1月11日, 国家发改委印发发改办气候[2016]57号《关于切实做好全国碳排放权交易市场启动重点工作的通知》, 确保2017年启动全国碳排放权交易。

2 我国碳排放权交易现状

2.1 我国试点碳排放权交易市场有待进一步完善

截止目前我国已经在7省市 (北京、天津、上海、重庆、广东、湖北、深圳) 先后完成了碳排放权交易区域试点启动工作, 其中上海采取“历史排放法”和“基准线法”免费发放年度碳排放配额, 超额部分企业自行购买;广东采取免费为主、有偿为辅的方式发放配额, 企业通过竞拍取得政府发放的有偿配额后, “激活”无偿配额。7个碳排放权交易试点启动情况如表1。

2015年11月发布的《中国应对气候变化的政策与行动2015年度报告》显示, 截至2015年8月底, 7个试点累计交易地方配额约4024×104t, 成交额约12亿元;累计拍卖配额约1664×104t, 成交额约8亿元。7个试点在参与身份、参与规则制度和交易过程等方面均有所差异, 在试点过程中尚面临诸多问题, 有待于进一步完善。《全国七省市场碳交易试点进展总结》一文提出了7方面的问题, 即:法律体系尚不健全, 技术基础欠缺总量设置宽松, 政策缺乏稳定性和透明度, 市场化程度不高, 交易活跃度有限, 监管体系不完善, 社会和企业缺乏相关意识和能力, 试点向全国过渡面临挑战等。《碳排放权交易试点面临的问题与对策》则指出在试点过程中存在企业参与的积极性不足、碳排放核算标准难统一、数据不完备、碳配额分配方法的公平性与效率难以平衡、合理的碳价格形成机制难以建立等问题。随着全国统一碳市场建设的启动, 试点平台均把发展成“国家级”平台确立为最高发展目标。

2.2 还未建立全国统一的碳排放权交易市场

国家发改委2016年1月颁发了《关于切实做好全国碳排放权交易市场启动重点工作的通知》, 提出了具体的工作目标, 以求在2017年实施碳排放权交易制度, 建立全国性碳排放权交易市场。通知提出了工作任务和保障措施三方面的具体要求, 同时发布了包括《全国碳排放权交易覆盖行业及代码》《全国碳排放权交易企业碳排放补充数据核算报告模板》《全国碳排放权交易第三方核查参考指南》在内的等5个附件。石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、电力、航空等8大重点排放行业将有望在全国碳排放权交易市场第一阶段中率先推进。

2.3《全国碳排放权交易管理条例》有待正式颁布

目前已经颁布的《碳排放权交易管理暂行办法》具体解释和规定了配额管理、排放交易、核查与配额清缴、监督管理、法律责任等内容。该暂行办法于2014年12月颁布, 共7章47条, 为后续出台法规奠定了基础。作为实施全国碳排放权交易的法律依据的《全国碳排放权交易管理条例》正处于立法之中, 其正式颁布实施后, 《碳排放权交易管理暂行办法》将自动废止。2015年7月29日, 发改委组织召开《全国碳排放权交易管理条例 (草案) 》涉及行政许可问题听证会, 重点就涉及的新设行政许可问题进行了探讨。

2.4 发布排放核算方法与报告指南

目前, 已发布14个行业企业温室气体排放核算方法与报告指南。2013年10月, 国家发展改革委印发《首批10个行业企业温室气体排放核算方法与报告指南 (试行) 》, 2014年12月3日, 继而印发《第二批4个行业企业温室气体排放核算方法与报告指南 (试行) 》, 目前共覆盖了14个行业, 以供开展碳排放权交易、建立企业温室气体排放报告制度、完善温室气体排放统计核算体系等相关工作参考使用。

3 企业开展碳排放权交易探讨

3.1 积极参与实践全国碳排放权交易

为确保2017年启动全国碳排放权交易, 国家下发了《关于切实做好全国碳排放权交易市场启动重点工作的通知》, 要求国家、地方、企业上下联动、协同推进全国碳排放权交易市场建设。重点企业将承担强制性的减排指标, 必须摸清自己的碳资产情况, 并按照成本收益的比较对碳资产的使用做出统一安排, 对企业碳资产进行管理。因此, 参与企业要未雨绸缪, 积极开展碳排放权交易的研究。

3.2 合理确定企业自身的历史排放水平

目前国内7个交易试点的配额发放基本上是以企业前几年的排放均量为依据。根据《碳排放权交易管理暂行办法》第九条, “排放配额分配在初期以免费分配为主, 适时引入有偿分配, 并逐步提高有偿分配的比例。”碳排放交易最受关注的焦点是碳排放配额的分配。碳排放配额并不一定是越多越好。根据广东省交易体系, 企业2013年的配额中, 3%来自拍卖, 2015年这一比例提高到10%。参照这一模式, 总配额量越大需要购买的拍卖配额也越多。因此, 参与企业要积极研究所在行业企业的温室气体排放核算方法与报告指南, 充分参考已有试点企业的经验, 合理确定企业自身的历史排放水平, 取得合理的碳排放配额。

3.3 开展好碳排放盘查工作

系统的了解、准确的实施和监管企业碳盘查作为过程实施步骤, 在企业实现节能减排目标, 规划碳市场投资中具有重要的作用。以石化企业为例:

《中国石油化工企业温室气体排放核算方法与报告指南 (试行) 》为中国石油化工企业提供了统一的、规范化和标准化温室气体报告和核算标准。为了摸清自己的碳资产情况, 石油化工企业必须需按照相关的报告和核算标准对组织层面上的总的温室气体排放进行全面的盘查。温室气体排放核算和报告的6个步骤如表2。

3.4 建立和完善企业碳排放权交易管理体系

根据《关于切实做好全国碳排放权交易市场启动重点工作的通知》, “对参与企业, 着重开展碳排放权交易基础知识、碳排放核算与报告、注册登记系统使用、市场交易、碳资产管理等方面培训。”参与企业要把握机遇, 积极参加相关培训活动, 建立和完善企业碳排放权交易管理体系, 包括建立企业温室气体排放核算和报告的规章制度、企业温室气体排放源一览表、健全的温室气体排放和能源消耗的台账记录和企业温室气体排放参数的监测计划、企业温室气体排放报告内部审核制度, 并请有资质的第三方核查机构对企业年度碳盘查的结果进行核查等。

3.5 实现温室气体排放控制目标

碳交易的核心思想是建立一个碳排放总量控制下的交易市场, 使市场机制在碳排放权配置上发挥决定性作用, 进而以较低的社会成本实现温室气体排放控制目标。实施碳交易仅仅是减排的一种市场化手段, 有短期缓冲效果。而真正起到节能减排作用的是实施多元化的节能减排措施。因此, 要分析和挖掘企业自身节能减排的能力, 通过节能技术节能、循环经济等措施, 实施节能减排, 使企业参与碳交易的综合成本最小化, 并在总体上降低社会生产成本。

参考文献

[1]郑爽, 刘海燕, 王际杰.全国七省市碳交易试点进展总结[J].中国能源.2015 (09) .

[2]张奋勤, 刘望辉.碳排放权交易试点面临的问题与对策[N].光明日报.2014-03-02 (006) .

发电企业碳交易 篇2

第一章总则

第一条为推进电力市场建设，增加用户用电选择权，完善电价形成机制，提高电力工业整体效率，根据《国家电监会、国家发展改革委、国家能源局关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》(电监市场[2009]20号)、国家能源局《关于当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》(国能综监管[2013]258号)等文件精神，结合辽宁省实际情况制定本办法。

第二条电力用户与发电企业直接交易(以下简称直接交易)是指符合准入条件的电力用户与发电企业按照自愿参与、自主协商的原则，直接进行的购售电交易，电网企业按现行规定提供输电服务。

第三条直接交易应符合国家产业政策和宏观调控政策，在保障电网安全稳定运行的前提下，在全省建立公平、开放、统一的发、用电企业直接交易的市场机制。

第四条直接交易应遵循以下原则：

(一)保证电力系统安全稳定运行和优质可靠供电、供热及可再生能源消纳需求;

(二)符合国家产业政策，坚持节能环保、效率优先;

(三)坚持“公开、公平、公正”原则;

(四)市场主体参与交易行为平等自愿、利益共享;

(五)通过全省统一平台进行交易。

第五条在辽宁省政府统一领导下，由辽宁省经济和信息化委员会(以下简称省经信委)牵头，会同辽宁省物价局(以下简称省物价局)、国家能源局东北监管局(以下简称东北能源监管局)、国网辽宁省电力有限公司(以下简称省电力公司)等单位组织开展电力直接交易工作。各有关部门和单位按照责任分工，履行相应职责。

(一)省经信委负责制定直接交易方案，确定直接交易规模，根据产业政策和相关要求，会同东北能源监管局对符合条件的企业进行准入审核。

(二)东北能源监管局负责制定交易规则和相关合同范本，负责做好交易市场监管工作。

(三)省物价局负责输配电损耗测算，并做好交易价格监管工作。

(四)省电力公司负责市场交易的组织实施、运营管理、技术支持、系统建设、安全校核、信息发布、结算等。第二章市场准入

第六条参与直接交易的电力用户、发电企业，应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。内部核算的电力用户、发电企业经法人单位授权，可参与直接交易。参与直接交易的电力用户需向省经信委，发电企业需向省经信委、东北能源监管局提交辽宁省电力用户与发电企业直接交易申请书。第七条电力用户准入条件：

(一)属于《产业结构调整指导目录(2011年本)(2013年修正)》鼓励类，符合国家和省相关产业政策、有节能潜力的企业;(二)采取有效环保措施，符合国家和省环保要求，并经验收达标认证的企业;(三)能耗指标先进，其单位能耗低于全国同行业平均水平;(四)电力需求相对稳定且对电网安全可靠运行有益、用电电压等级在66千伏及以上的电力用户;(五)拥有企业自备电厂的电力用户在全额缴纳政府性基金和附加后方可参与直接交易。第八条发电企业准入条件：(一)辽宁境内符合国家基本建设审批程序并取得发电业务许可证，已投入商业化运行的火力(含核电)发电企业;(二)单机容量在30万千瓦及以上火力(含核电)发电机组;(三)具有环保设施并正常投运，符合国家和省环保要求。第三章交易电量

第九条直接交易电量根据电力市场化改革进程和市场需求、企业的承受能力、电网运行安全可靠实际情况等进行合理安排。

第十条现阶段，在保证省间联络线受入电量维持合理水平的前提下，直接交易电量规模按上年全省售电量的2%确定(不含抚顺铝业公司直接交易电量)，后期根据电网安全可靠性及用电市场增长情况，可逐步提高直接交易电量规模。

第十一条直接交易电量空间不参与全省发电计划安排。全省负荷空间在剔除直接交易的电量后，按照国家发改委《关于加强和改进发电运行调节管理的指导意见》进行全省电力电量平衡。第十二条鼓励公用电厂替代高耗能、高污染的企业自备电厂发电(不含综合利用机组)。拥有自备电厂的企业，机组按国家政策关停后，其自发自用电量可按前三年的平均值作为直接交易电量空间，对应发电空间由公用电厂代发。

第十三条因不可抗力或电网安全约束等非发电企业和电力用户原因导致的直接交易受限的，电力用户的用电需求和发电企业的发电容量应纳入本地区正常发用电平衡。第四章交易价格 第十四条电力用户购电价格由直接交易成交电价、输配电价、线损、政府性基金和附加组成。

第十五条实行峰谷分时电价的用户，直接交易电量继续执行峰谷分时电价政策。发电企业直接交易电量不执行峰谷电价。第五章交易方式、合同签订及调整

第十六条直接交易采取双边交易、撮合交易和挂牌交易模式，交易周期分为、季度交易。

第十七条电力用户、发电企业及省电力公司通过自主协商方式确定交易电量、月度分解电量、电价及其他事项。

第十八条交易合同必须通过省电力公司安全校核，并按照交易规则确认后方能生效;按规则对交易电量进行调整的，报省经信委同意后，以调整后电量为准。

第十九条经交易约束校核无问题后发电企业、电力用户、省电力公司三方签订《电力用户与发电企业直接交易及输配电服务合同》，报省经信委、东北能源监管局备案，并严格按合同约定执行。

第二十条直接交易合同签订后，省电力公司应将直接交易电量纳入发电企业的生产计划和用户的实际用电量中。安排调度计划时，在满足电网安全约束和冬季供热需求的基础上，应优先保证直接交易合同电量完成。

第二十一条为降低市场风险，遵循节能减排原则，允许发电企业将无法完成的直接交易合同电量在准入的发电企业中进行二次交易。第六章交易执行与结算 第二十二条每月25日前，交易双方向省电力公司提出下月发电(上网)、用电计划(包括容量、电量及电力负荷曲线)，省电力公司依据各类交易合同、电网运行方式及负荷等情况，将交易双方各类合同的分解电量经约束校核并进行系统平衡后编制成月度执行计划，向交易双方发布执行，并作为结算依据。

第二十三条制定月度计划或执行过程中，由于电网安全约束或通道堵塞，不能完全满足要求或完全执行计划时，将按交易合同提交的先后顺序安排执行。

第二十四条电费结算方式保持现行体系不变，即交易双方均通过省电力公司结算，以保证各类交易电量得以均衡兑现。电费结算时间参照现行规定执行。

第二十五条省电力公司根据抄表电量和交易合同，从用户抄表电量中按照直接交易优先的原则分配电量，并出具结算凭证，按照“月清月结、清算”原则优先与发电企业和电力用户结算直接交易电费。第二十六条每月省电力公司根据电力用户当月实际用电情况结算各类电量，并在辽宁电网电力交易运营平台上统一发布。第七章市场成员责任、义务及违约处理

第二十七条交易双方应严格履行交易合同并承担合同约定的权利和义务。遇有不可抗力等原因需终止合同，需经交易双方同意，并向省电力公司提前提出书面申请，报经省经信委、东北能源监管局同意后方可终止履约，并在辽宁电网电力交易运营平台上发布市场公告，但已发生部分合同电量视为有效。合同终止情况报省经信委、东北能源监管局备案。

第二十八条若遇有不可抗力等情况市场不能正常运行，由省电力公司向省经信委、东北能源监管局提出申请，经批准后公告终止市场运行。第二十九条省电力公司负责建立科学合理的交易环境，除特殊情况外，如发生系统事故、天气异常变化、负荷异常波动、特殊保电等不可预控的情况外，应保障市场交易正常秩序，保障交易电量完成和电费清算。省电力公司应在保护市场主体商业信息安全的基础上，确保市场交易公开、公平、公正。

第三十条发电企业每月应严格执行电量交易合同及交易计划，若由于自身原因没有完成当月交易计划，则视为直接交易计划电量未完成，该部分电量后期不予滚动平衡，按照相关规定执行。

第三十一条若电力用户不能完成当月交易电量，应及时向省电力公司提出书面说明，省电力公司商相关发电企业同意后，可于后期滚动执行。如果全年不能完成交易电量，则承担违约责任，即违约电量按政府核定的发电企业上网电价与交易成交价之差对发电企业给予补偿。第三十二条为维护交易秩序，各发电企业要严格遵守各类合同、计划，若产生超合同(偏差超过+3%)发电，则超发部分电量按政府核定上网电价的90%结算。若产生欠合同(偏差超过-3%)发电，电力用户可购买目录电价电量，发电企业需补偿电力用户因此增加的电费。第三十三条若电力用户超合同用电，按国家核定的目录电价向电网企业购买。

第三十四条由于省电力公司原因，除因经济发展变化造成全口径供电量低于预期或特殊原因联络线电量增幅较大等不确定因素外，造成发电企业未能完成合同发电量(偏差超过-3%)，则欠合同部分电量，省电力公司按政府核定上网电价的110%向发电企业结算;造成电力用户未能完成合同用电量(偏差超过-3%)，则欠合同部分电量，省电力公司按国家核定的目录电价的90%向电力用户结算。第三十五条上述违约责任按月统计，清算。

第三十六条严禁互相串通操纵市场、不履行应承担的义务和责任、恶意欠费、交易电量转售或者变相转售给其他用户等行为发生，否则将取消市场成员资格，并由省经信委、东北能源监管局依据国家有关法律法规进行处罚。

第三十七条交易及履约过程中出现的争议等事宜由省经信委负责裁定，东北能源监管局负责监督。第八章附则

第三十八条涉及本办法的相关条款，若国家出台新的规定和政策，按新规定和政策执行。

第三十九条本办法由省经信委、省物价局、东北能源监管局在各自职责范围内负责解释。

第四十条本办法自发布之日起试行实施。

辽宁省电力用户与发电企业直接交易规则

(试行)第一章总则

第一条为规范辽宁省电力用户与发电企业直接交易(简称“直接交易”)工作，依据国家有关法津法规和《辽宁省电力用户与发电企业暂行管理办法》(以下简称《办法》)，制定本规则。

第二条参与电力直接交易的市场成员包括市场主体和电网企业。市场主体包括符合准入条件进入市场的电力用户和发电企业。第三条省内参与直接交易的所有市场成员必须遵守本规则。第四条国家能源局东北监管局(以下简称东北能源监管局)、辽宁省经济和信息化委员会(以下简称省经信委)、辽宁省物价局(以下简称省物价局)按照各自职责对本规则执行情况进行监管。第二章市场成员的权利和义务 第五条电力用户的权利和义务(一)按规定进入或退出直接交易市场;(二)按规定参与市场交易，履行交易合同及协议;(三)保证交易电量用于申报范围内的生产自用;(四)遵守政府部门有关需求侧管理规定。

(五)按期交纳电费和国家规定的政府性基金及附加。第六条发电企业的权利和义务(一)按规定进入或退出直接交易市场;(二)按规定参与市场交易，履行交易合同及协议;(三)按要求提供辅助服务;(四)执行并网调度协议，服从统一调度，维护电网安全稳定运行。第七条电网企业的权利和义务

(一)公平、无歧视开放电网，提供输配电服务，合理安排系统运行方式，保证系统安全运行和电力供需平衡;(二)负责组织市场交易，对无约束交易结果进行安全约束校核并进行必要的说明;(三)负责组织签订交易合同，按交易合同分解编制月度交易计划和机组发电曲线;(四)负责交易电量抄录、出具结算凭证、代理结算直接交易电费;(五)负责市场信息统计、发布和报告;(六)负责交易平台的建设、运行和维护;(七)负责落实交易结果的执行。第三章市场准入与退出

第八条直接交易实行市场准入制。电力用户、发电企业准入资格按照《办法》执行，省经信委和东北能源监管局联合确定准入企业名单并印发准入文件。电力交易机构按照准入文件组织获得准入资格的电力用户、发电企业进行市场登记注册。第九条电力用户准入应符合以下基本条件：

(一)属于《产业结构调整指导目录(2011年本)(2013年修正)》鼓励类，符合国家和省相关产业政策、有节能潜力的企业;(二)采取有效环保措施，符合国家和省环保要求，并经验收达标认证的企业;(三)能耗指标先进，其单位能耗低于全国同行业平均水平;(四)电力需求相对稳定且对电网安全可靠运行有益、用电电压等级在66千伏及以上的电力用户;(五)拥有企业自备电厂的用户在全额缴纳政府性基金和附加后方可参与直接交易。

第十条发电企业准入应符合以下基本条件：

(一)辽宁境内符合国家基本建设审批程序并取得发电业务许可证，已投入商业化运行的火力(含核电)发电企业;(二)单机容量在30万千瓦及以上火力(含核电)发电机组;(三)具有环保设施并正常投运,符合国家和省环保要求。

第十一条参与直接交易的电力用户和发电企业在合同期内原则上不得退出。

第十二条发生以下情况，电力用户和发电企业退出直接交易市场：(一)国家产业政策调整，不符合现行的市场准入条件;(二)企业经营范围发生变化，不符合市场准入条件;(三)企业面临倒闭、破产;(四)发生不可抗力，严重影响企业的生产、经营活动;(五)其它特殊原因。

第十三条申请退出直接交易的电力用户或发电企业应以书面形式向电力交易机构提出申请，申请内容包括：(一)退出原因、时间及相关支撑性文件;(二)与其他主体之间尚未履行完毕的交易合同或协议及处理建议。第四章交易方式 第十四条直接交易按交易模式分为双边交易、撮合交易和挂牌交易。按交易周期分为及以上中长期交易、季度及以下短期交易。中长期交易以双边交易为主，短期交易以撮合交易、挂牌交易为主。第十五条直接交易三要素：直接交易价格、直接交易电量及交易时段。直接交易价格是指发电企业上网关口的直接交易上网价格(元/兆瓦时);直接交易电量是指电力用户的直接交易用电量(兆瓦时);交易时段是指直接交易合同的有效周期，以起始时间(年、月、日)至结束时间(年、月、日)表述。第十六条双边交易

(一)双边交易模式是指发电企业和电力用户协商一致后向电力交易机构申报交易意向，经电力调度机构安全约束校核，发电企业、电力用户、电网企业签订合同予以确认的直接交易。鼓励开展长期双边交易并引入交易双方上下游产品价格联动机制。

(二)发电企业和电力用户通过自主协商，确定交易电量、交易电价、交易时段及分月计划等，形成双边交易申报单，在交易申报有效期内一并提交到交易平台，并按提交的先后顺序，确认交易。当成交电量达到当期交易总电量规模或交易期截止时间时，结束提交申报。当两个或以上申报单同时提交并超过当期交易总电量规模的临界时，其成交电量按申报电量比例分配，但交易周期长者优先成交。

(三)交易平台根据受理的双边交易申报单，对电量空间、提交时间、交易时段和安全约束等进行校核后，发布最终交易结果。第十七条撮合交易(一)撮合交易模式是指发电企业和电力用户集中在交易平台上双向申报交易电量、交易电价，以撮合方式经安全约束校核后成交的直接交易。

(二)发电企业、电力用户在规定时限内将交易电量、电价的申报到交易平台。发电企业申报交易数据口径为上网侧，电力用户申报交易数据口径为用电侧。

撮合交易实行交易价格申报限制，分别设立最高报价和最低报价，最高报价不超过标杆电价(含脱硫、脱硝电价，下同)120%，最低报价不低于标杆电价80%。原则上每年确定一次交易价格申报限制，若不出台新的价格限制，则按前一次的价格限制继续执行。

(三)交易分轮次开展，但不超过3轮;每轮次双方可多段报价，但不得超过3段。

(四)交易双方申报每段电量不得小于1000兆瓦时，发电企业合计申报电量不得超过校核的剩余发电空间。申报电价精确到0.1元/兆瓦时。(五)电力用户按其分段申报电价扣除对应的输配电价、政府基金及附加后(折算到发电上网口径)从高到低排序，发电方按其分段申报电价从低到高排序。

(六)按照双方申报价格的排序，计算电力用户折算到发电上网口径的申报电价(剔除输配电价、政府基金及附加后)与发电企业申报电价之间的价差;(八)双方按照价差从大到小顺序匹配成交，直至价差为零。成交价格为扣除输配电价、政府基金及附加后的电力用户申报电价与发电企业申报电价的平均价格，即

成交价格=(电力用户申报电价-输配电价-政府基金及附加+发电企业申报电价)/2(九)报价相同的发电企业，按照脱硫机组、脱硝机组、大容量机组的顺序成交;如机组以上条件全部相同，按申报电量比例分配交易电量。每轮次撮合交易结果经安全约束校核后，由交易平台发布交易匹配成功企业及其交易价格、交易电量等信息。

(十)撮合交易达成的交易电量无特殊约定按时间进度均衡分解，形成分月交易电量计划。第十八条挂牌交易

(一)挂牌交易模式是指由电力用户提出直接交易电量、电价等需求并在交易平台进行发布，发电企业依据交易需求进行申报，并经安全约束校核后成交的直接交易。

(二)有交易意向的电力用户向交易平台提出挂牌交易申请，并申报交易的起始时间、交易电量和电价。

(三)及以上中长期交挂牌交易每次挂牌不超过3轮，季度及以下短期挂牌交易每次挂牌1轮。

(四)在接到交易需求后，交易平台将挂牌交易的电力用户名称、交易起始时间，交易电量，交易电价，输配电价、损耗，各主要约束断面输电能力(电量)及剩余输电能力(电量)，挂牌交易相关的发电机组容量系数、脱硝系数、脱硫系数等信息予以发布。(五)发电企业向交易平台申报申购电量和容量。(六)挂牌交易中，当申购总电量不大于需求电量时，按申购电量成交;当申购总电量大于需求电量时，按各市场主体的申购容量及其权重系数进行计算。每申报单元中标的计算公式为：

中标电量=挂牌电量×(申购容量×容量系数×脱硝系数×脱硫系数/(∑申购容量×容量系数×脱硝系数×脱硫系数))如申报单元中标电量大于其申购电量时，按申购电量成交。扣除该单元中标电量及申报容量后，其它单元按上述公式重新计算。(七)权重系数设置的目的是鼓励和提高大容量、环保机组的中标电量比例，促进节能减排。权重系数的设置规定如下：

容量系数：30万级机组容量权数为1，30万级机组基础上每增加10万容量权重系数增加5%。即50万级机组以其申购电量提高10%后进行计算;60万级机组以其申购电量提高15%后进行计算;80万级机组以其申购电量提高25%后进行计算;100万级机组以其申购电量提高35%后进行计算。

脱硫系数=1+(10%*上年脱硫设施投运率)脱硝系数=1+(20%*上年脱硝设施投运率)参与挂牌交易的发电企业上年脱硫、脱硝设施投运率由发电企业自行申报，东北能源监管局进行认定。

(八)挂牌交易计算完成后，交易平台发布交易结果，包括成交企业名单、成交电量。第五章交易的组织及程序

第十九条电力交易机构在交易平台向参与市场交易成员发布交易公告，包括交易总规模、交易模式、交易周期、市场在册成员的相关信息以及受理申报时限等信息。无特殊情况，每次组织交易，电力交易机构至少应提前一个月发布公告。

第二十条参与交易市场成员按公告时限，向交易平台提交相关交易申报单。逾期交易平台将自动关闭，不再受理。

第二十一条经过安全约束校核后，电力交易机构通过交易平台发布交易结果，并组织交易双方与电网企业按照能源监管机构制定的合同示范文本签订直接交易购售电合同和输配电服务合同。第六章交易价格

第二十二条参与直接交易的电力用户的购电价格，由直接交易价格、电网输配电价及线损、政府性基金及附加三部分组成。发电企业上网电价等于直接交易价格。

第二十三条采用双边交易模式时，直接交易价格由电力用户与发电企业通过协商自主确定，非因法定事由，不受第三方干预;采用集中撮合交易、挂牌交易模式时，直接交易价格根据交易平台撮合、挂牌成交结果确定。

第二十四条直接交易价格含脱硫、脱硝电价和其它环保加价，遇国家电价政策调整时，按调价文件执行。

第二十五条直接交易输配电价执行两部制电价。其中：基本电价执行现行销售电价表中的大工业用电基本电价标准;电量电价(不含损耗)按照国家价格主管部门批复价格执行。直接交易输配电损耗以电量折算方式支付，线损率由省物价局确定。第二十六条政府性基金及附加按国家规定标准缴纳。

第二十七条合同执行期间，遇有国家调整电价时，直接交易输配电价、政府性基金及附加相应调整。

第二十八条电力用户执行现行相关电价政策。其中实行峰谷分时电价的用户，直接交易电量继续执行峰谷分时电价，直接交易平段电价为电力用户购电价格扣除政府性基金及附加，峰、谷段电价按现行比价计算。发电企业直接交易电量暂不执行峰谷电价。第七章交易电量

第二十九条直接交易电量是指电力用户与发电企业签订的直接交易合同约定的购电量，发电企业直接交易上网电量为直接交易电量线损折算后的电量，即

发电企业直接交易上网电量=直接交易电量/(1-输配电损耗率)。第三十条直接交易总电量规模，由省经信委按照《办法》确定。第三十一条不限制单个电力用户和发电企业的交易电量，交易电量由市场交易结果确定。每次交易成交电量的总和应不大于当期直接交易总电量规模。

第三十二条直接交易电量空间不参与全省发电计划安排。全省负荷空间在剔除直接交易的电量后，按照国家发展改革委《关于加强和改进发电运行调节管理的指导意见》进行全省电力电量平衡。第三十三条执行峰谷分时电价政策的电力用户，若全部用电量参与直接交易，则分别按峰、谷、平时段执行的电量确认直接交易电量;若部分用电量参与直接交易，则对峰、谷、平时段执行的电量分别按当月直接交易电量与全部用电量的比例分劈确认直接交易电量。第三十四条鼓励公用电厂替代高耗能、高污染的企业自备电厂发电(不含综合利用机组)。拥有自备电厂的企业，机组按国家政策关停后，其前三年自发自用电量的平均数由省经信委核定后可进入直接交易市场，不受全省总规模的限制，对应发电空间由公用电厂代发，此部分电量空间按每年三分之一的比例逐年递减。第八章合同签订及调整

第三十五条交易结果发布后，按合同范本，发电企业、电力用户、电网企业三方签订电力用户与发电企业直接交易购售电合同和输配电服务合同。对短期交易如交易双方已签订长期合同的，只需签订补充协议。各类交易合同及补充协议须报省经信委和东北能源监管局备案。第三十六条直接交易合同签订各方应严格履行合同约定。电力用户、发电企业的双边交易、撮合交易、挂牌交易的成交电量在合同中应分解到月，按合同约定的时间完成交易电量。特殊情况可采取滚动平衡措施，保证直接交易合同执行。

第三十七条在不影响已执行合同的情况下，交易双方可协商提出直接交易合同调整意向，允许对合同电量、电价、违约赔偿标准等合同要素进行调整，其中，电量调整须经电网安全约束校核。

第三十八条有不可抗力等原因需终止合同，经交易双方同意，向电力交易机构提前提出书面申请，报经省经信委和东北能源监管局同意后方可终止履约，并由电力交易机构发布市场公告，但已发生部分合同电量视为有效。合同终止情况报省经信委和东北能源监管局备案。第三十九条参加直接交易的发电企业如遇特殊情况，不能完成直接交易电量时，可遵循节能减排原则在准入的发电企业之间进行发电权交易。

第九章计量与结算

第四十条电力用户计量点以电力用户与所在电网企业签订的《供用电合同》约定的计量点为准;发电企业计量点以发电企业与电网企业签订的《购售电合同》约定的计量点为准。

第四十一条电能计量装置、电能计量装置校验要求和计量装置异常处理办法按电力用户与所在电网企业签订的《供用电合同》和发电企业与电网企业签订的《购售电合同》的约定执行。

第四十二条电费结算方式及时间保持现行体系不变，即发电企业、电力用户双方均通过电网企业结算，以保证各类交易电量得以均衡兑现。第四十三条电力交易机构根据抄表电量和交易合同，从用户抄表电量中按照直接交易优先的原则切割电量，并向相关市场主体出具结算凭证，由电网企业按“月清月结，年终清算”原则优先与发电企业和电力用户结算直接交易电费。

第四十四条发电企业上网电量结算优先顺序为：直接交易合同、跨区跨省外送电交易合同、发电权交易合同、基数电量计划;电力用户用电量结算优先顺序为：直接交易合同、购网电量计划。第四十五条按照风险共担、利益同享的原则，电网企业与发电企业共同承担用户欠费损失的风险。电力用户发生的直接交易欠费由电网企业与发电企业按发供电环节电价比例划分，各自承担相应的欠费损失。第四十六条电力用户直接交易购电费

电力用户直接交易购电费包括交易电量电费、电度输配电费、输配电损耗费、基本电费、政府性基金及附加。其中: 交易电量电费=直接交易电量×直接交易电价 电度输配电费=直接交易电量×电度输配电价

输配电损耗费=[直接交易电量/(1一输配电损耗率)]×输配电损耗率×直接交易电价

政府性基金及附加=直接交易电量×政府性基金及附加标准 第四十七条发电企业直接交易上网电费

发电企业直接交易上网电费=[直接交易电量/(1一输配电损耗率)]×直接交易电价 第十章信息披露

第四十八条市场主体应根据各自职责及时在交易平台披露相关信息，并保证真实有效，否则将承担相应的责任。电力交易机构要通过交易平台对电力用户直接交易信息进行汇总、整理、发布和保存。第四十九条电网企业应披露的信息(一)交易开始前电网企业应披露以下信息：

1、输配电价、政府基金及附加标准、线损率;

2、直接交易总规模，交易周期，交易方式，受理起止时间，发布结果时间

参与直接交易发电企业的可交易电量规模及联系方式，参与直接交易电力用户的用电需求及联系方式;

3、电力供需预测，主要输配电设备典型时段的最大允许容量、预测需求容量、约束限制的依据等信息;

4、其他应向市场主体披露的信息。(二)交易成交后电网企业应披露以下信息：

1、市场总成交电量、市场成交均价、各电力用户和发电企业成交配对名单、安全约束校核信息等。对于因电网安全约束限制的直接交易，应详细说明约束的具体事项，提出调整意见。包括具体的输配电线路或设备名称、限制容量、限制依据、其他用户的使用情况、约束时段等。

2、对成交的相关市场成员发布成交电量及其价格，分月计划等。

3、其他应向市场主体披露的信息等。第五十条电力用户应及时披露以下信息：

(一)电力用户的公司股权结构、投产时间、用电电压等级、最大生产能力、年用电量、电费欠缴情况、产品电力单耗、用电负荷率、联系方式、以前违约情况等。

(二)直接交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等。第五十一条发电企业应及时披露以下信息：

(一)发电机组台数、机组容量、投产日期、发电业务许可证、上网电价、联系方式、以前违约情况等。

(二)直接交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等。第十一章市场监管及干预

第五十二条东北能源监管局、省经信委、省物价局对电力用户与发电企业直接交易过程、合同签订与调整、安全约束校核、计量与结算、信息披露等进行监督管理。

第五十三条电力交易机构应将直接交易合同、市场主体的注册信息、交易情况等信息报省经信委和东北能源监管局备案。

第五十四条东北能源监管局可采取定期或不定期的方式对本规则的实施情况开展现场检查，对市场主体和电力交易机构违反有关规定的，会同省经信委依法进行处理。

第五十五条电力用户和发电企业有下列行为之一的，经核实，由省经信委和东北能源监管局联合发文，予以强制退出：(一)提供虚假材料或其它欺骗手段取得市场准入的;(二)互相串通报价，操纵或控制市场交易，哄抬或打压交易价格的;(三)将所购交易电量转售或变相转售给其他用户的;(四)拖欠直接交易或其它电费一个月以上的;(五)不按交易结果签订合同的;(六)无正当理由，不履行已签订的交易合同或协议的;(七)不服从电网调度命令的;(八)其它违反交易规则行为并造成严重后果的。

第五十六条发生以下情况时，东北能源监管局会同省经信委，可对市场进行强制干预：

(一)发生市场主体滥用市场力、串谋及其它严重违约等情况导致市场秩序受到严重扰乱;(二)交易平台发生故障，直接交易无法正常进行时;(三)其它必要情况。

第五十七条市场干预的主要手段包括：(一)改变市场交易时间或暂停市场交易;(二)调整市场限价;(三)调整市场交易电量等。第十二章违约处理

第五十八条市场主体发生违约时，根据所签订的合同相关条款的约定处理政策执行。

第五十九条市场主体要严格遵守各类合同、计划，若出现超欠合同约定电量情况，按以下规定处理：

(一)发电企业产生超合同(偏差超过+3%)发电，则超发部分电量按政府核定上网电价的90%结算。若产生欠合同(偏差超过-3%)发电，电力用户可购买目录电价电量，发电企业需补偿电力用户因此增加的电费。(二)若电力用户超合同用电，按国家核定的目录电价向电网企业购买。(三)除因经济发展变化造成全社会用电需求低于预期或特殊原因联络线电量增幅较大等不确定因素外，因电网企业原因，导致发电企业未能完成合同发电量(偏差超过-3%)，则欠合同部分电量，电网企业按政府核定上网电价的110%与发电企业结算;造成电力用户未能完成合同用电量(偏差超过-3%)，则欠合同部分电量，电网企业按国家核定的目录电价的90%与电力用户结算。

第六十条上述违约责任按月统计，清算。

第六十一条本规则执行过程中严禁互相串通操纵市场、不履行应承担的义务和责任、欠交电费、交易电量转售或者变相转售给其他用户等行为发生，否则将取消市场成员资格，并由省经信委、东北能源监管局依据国家有关法律法规进行处理。第十三章附则

第六十二条涉及本规则的相关条款，若国家出台新的规定和政策，按新规定和政策执行。

第六十三条市场规则的修改由市场主体或电力交易机构向东北能源监管局、省经信委提出建议，由东北能源监管局、省经信委按照相关程序组织修改。

第六十四条出现紧急情况或因本规则未尽事宜，导致市场交易难以正常进行时，电力交易机构可提交临时条款，报东北能源监管局、省经信委核备后，发布执行。

第六十五条临时条款一经发布立即生效，本规则中与临时条款相抵触部分暂时失效。

第六十六条临时条款发布时，应规定有效期，并向市场成员说明制订临时条款的理由。

第六十七条本规则由东北能源监管局、省经信委、省物价局在各自职责范围内负责解释。

企业碳交易问题初探 篇3

在人类200余年的工业化进程中, 大量化石能源 (包括石油、煤炭、天然气等含碳能源) 的消耗已经使得地球变暖成为事实, 并带来了更多的灾害性天气。面对全球气候变化, 亟须世界各国协同减低或控制二氧化碳排放, 1997年12月, 《联合国气候变化框架公约》第三次缔约方大会在日本京都召开。149个国家和地区的代表通过了旨在限制发达国家温室气体排放量以抑制全球变暖的《京都议定书》。《京都议定书》规定, 到2010年, 所有发达国家二氧化碳等6种温室气体 (《京都议定书》规定要减排6种温室气体, 分别是二氧化碳、甲烷、氧化亚氮、氢氟碳化物、全氟化碳、六氟化硫。) 的排放量, 要比1990年减少5.2%。2005年2月16日, 《京都议定书》正式生效。这是人类历史上首次以法规的形式限制温室气体排放。

为了促进各国完成温室气体减排目标, 议定书允许采取以下四种减排方式:一是两个发达国家之间可以进行排放额度买卖的“排放权交易”, 即难以完成削减任务的国家, 可以花钱从超额完成任务的国家买进超出的额度。二是以“净排放量”计算温室气体排放量, 即从本国实际排放量中扣除森林所吸收的二氧化碳的数量。三是可以采用绿色开发机制, 促使发达国家和发展中国家共同减排温室气体。四是可以采用“集团方式”, 即欧盟内部的许多国家可视为一个整体, 采取有的国家削减、有的国家增加的方法, 在总体上完成减排任务。

通常来说, 碳交易可以分成两大类:一是基于配额的交易。买家在“限量与贸易”体制下购买由管理者制定、分配 (或拍卖) 的减排配额, 譬如《京都议定书》下的分配数量单位 (AAU) , 或者欧盟排放交易体系 (EUETS) 下的欧盟配额 (EUAS) 。二是基于项目的交易。买主向可证实减低温室气体排放的项目购买减排额。最典型的此类交易为CDM以及联合履行机制下分别产生核证减排量和减排单位 (ERUS) 。

一、国际碳交易现状

清洁发展机制, 简称CDM (Clean Development Mechanism) , 双赢机制的出现, 在发达国家和发展中国家间开启了一个巨大的碳交易市场。根据《联合国气候变化框架公约》网站公布的数据, 截至2007年6月11日, 全球共有696个CDM项目成功获得在UN-FCCC执行理事会 (EB) 的注册, 预期可产生的年均减排量可达到1.5亿吨二氧化碳当量。目前, 印度、巴西、中国和墨西哥是全球CDM项目注册数目最多的4个国家, 占据了全球CDM项目总数的75%。从项目的年均减排量来看, 中国每年可以产生6477万吨二氧化碳当量, 占全球总额的44%。

目前活跃在CDM交易市场的买家主要来自欧洲、日本和加拿大, 他们通常以政府、基金或私营企业的身份出现在市场中。根据2006年的统计数据, 在CDM交易市场的买家类型分布中, 基金占34%、私营企业占58%、政府占8%。目前, 市场上最活跃的买家来自英国, 他们大部分属于私营的金融机构, 其次是意大利, 主要是意大利电力公司。

欧美日本等发达国家和地区已通过碳交易取得了显著的环境和经济效益, 如英国通过“以激励机制促进低碳发展”的气候政策来提高能源利用效率, 降低温室气体排放量;德国通过碳排放权交易管理, 做到了经济与环境双赢;美国堪萨斯州农民通过农田碳交易, 获得了新的农业收入来源;日本则把碳排放权交易看作是“21世纪第一个巨大商机”, 近年来通过在世界各地大量购买和销售碳排放权, 获得了巨大经济收入。

以德国为例。德国作为发达的工业化国家, 能源开发和环境保护一直走在欧洲其他国家甚至世界的前列, 保护气候、减少温室气体排放的具体指标也列入了其可持续发展的总指标体系中, 并明确规定了具体的实现时间和目标, 在国内全面实施了碳排放权的分配和交易制度。

德国实施碳排放权交易制度的基础工作始于2002年初, 当时联邦环保局组建了专门的管理机构, 对企业机器设备进行了全面调查、研究, 建立与排放权交易的相关的法律等, 目前已形成了较全面的法律体系和管理制度。法律体系包括《温室气体排放交易许可法》、《温室气体排放权分配法》、《排放权交易收费规定》等7部主要法律规章。这些法律法规在排放权取得、交易许可、费用收取等方面规范了排放权的管理, 从而奠定了排放权交易在德国的法律地位。

联邦政府组建了管理排放权交易事务的专门机构, 即联邦环保局排放交易处。其主要职能是发放排放许可证;核实企业报送的排放申请报告;按账户形式对每个企业进行登记;起草与排放许可相关的国际国内报告;与欧盟和联合国进行合作。

排放权交易的申报程序是:申报过程中, 如果生产企业属于州管辖, 则要先向州环保局申报并审核, 由州再向联邦政府环保局申请;如果企业属于联邦政府, 则直接向联邦环保局申请。只有联邦政府环保部门才是唯一受理并分配排放权的部门。

按照有关法律法规, 在排放权取得和交易环节, 获得排放权的企业应缴纳的费用有:开户费、交易费用、罚金等。

从2006年起, 德国提出了下一步排放权管理的主要任务:一是建立健全排放权交易的管理和监督体系, 即根据2005年的管理实践, 调整和规范各管理部门的职能;二是对法律法规进行评估, 即对现有排放交易的法律法规的效果进行评价, 必要情况下进行补充和修改;三是加强与欧盟合作, 即加强与其他欧盟国家在政策制定、排放交易等方面的合作与交流。

二、我国开展碳交易的情况

在中国, 越来越多的企业正在积极参与碳交易。2005年10月, 我国最大的氟利昂制造公司山东省东岳化工集团与日本最大的钢铁公司新日铁和三菱商事合作, 展开温室气体排放权交易业务。估计到2012年底, 这两家公司将获得5500万吨二氧化碳当量的排放量, 此项目涉及温室气体排放权的规模每年将达到1000万吨, 是目前全世界最大的温室气体排放项目。

2005年12月19日, 江苏梅兰化工股份有限公司和常熟三爱富中昊化工新材料有限公司与世界银行伞型碳基金签订了总额达7.75亿欧元 (折合9.3亿美元) 的碳减排购买协议。这笔创纪录的温室气体排放交易, 将帮助这两家中国企业在未来七年每年减少1900万吨二氧化碳当量的排放量。

自2006年10月19日起, 一场“碳风暴”在北京、成都、重庆等地刮起。掀起这场“碳风暴”的是由l5家英国碳基金公司和服务机构组成的、有史以来最大的求购二氧化碳排放权的英国气候经济代表团。这些手握数十亿美元采购二氧化碳减排权的国际买家, 所到之处均引起了众多中国工业企业的关注。

目前, 从国际市场来看, 总体呈现出一种僧多粥少的局面。当然, 面对虎视眈眈的各国买家, 对于中国工业生产企业来说, 碳减排项目的层层推进正在给企业带来实惠。

中国是全球第二大温室气体排放国。虽然没有减排约束, 但中国被许多国家看作是最具潜力的减排市场。联合国开发计划署的统计显示, 目前中国提供的二氧化碳减排量已占到全球市场的1/3左右, 预计到2012年, 中国将占联合国发放全部排放指标的41%。

三、中国碳交易存在的问题与企业低碳战略设想

从存在问题来看, 首先, 最大的障碍是信息不公开、不透明、不公平, “买的不知道谁要卖, 卖的不知道谁要买”的现象屡见不鲜。第二, 中国很多地区因缺少国际交易操作规范知识而得不到联合国相关部门的认可。根据国家气候变化对策协调小组办公室公布的资料, 截至2007年1月31日, 全球已经获得注册的CDM项目约为500个, 经国家发改委批准的CDM项目有279个, 其中已经在联合国CDM执行理事会 (EB) 成功注册的项目只有37个, 已经拿到EB签发的核证减排量 (即获得碳减排收益) 的项目只有9个;第三, 中国碳项目的开发领域有限, 到目前为止, 大部分都是三氟甲烷、垃圾填埋气、煤层气和可再生能源项目;第四, 未来《京都议定书》是否会在2012年以后对发展中国家减排产生约束尚未确定, 这对中国企业签署2012年之后的减排合同十分不利。最后, 排放权也是资源, 需慎重对待。尽管出售排放额度为中国企业带来了不少收益, 但国家发改委宏观经济研究院能源所所长周大地认为, 以中国目前的市场规模, 这些外来投资能起到的影响很小。而且, 外资的进入很可能压低国际市场上的碳交易价格。同时, 发达国家一直想给中国限定排放额度而未果, 它们不会就此善罢甘休。中国在继续发展, 有朝一日中国面临减排限额时, 我们的额度很可能会不够用。就像石油、矿石一样, 中国将会变成额度购买国。因此, 我们需要把排放权看成是一种资源, 不能盲目夸大CDM项目中碳交易的好处。

鉴于此, 企业在碳交易过程中应当有所作为, 总的原则是实行低碳战略。这可以大致分为三个阶段:节能减排、使用新能源、碳捕获技术 (carbon capture and storage) 。第一阶段指的是提高能源使用效率和降低排放量, 以及用新兴的碳交易手段促进减排意愿;第二阶段则从源头上着手, 减少化石能源的使用, 代之以更为清洁的能源 (包括风能、太阳能等) ;第三阶段则侧重于末端治理, 力图将化石燃料燃烧后排放的二氧化碳捕获到贮存设施中或者固化, 从而使零排放成为可能。

发电企业碳交易 篇4

省环保厅组织市(州)、县(市、区)、兰州新区、甘肃矿区环保部门负责对参与直接交易的电力用户与发电企业进行环保资格(环评审批、验收及环境违法、违规等情况)审查等工作;

甘肃能源监管办参与交易主体资格审查，对电力用户与发电企业直接交易的实施进行监管;

省电力公司负责电力用户与发电企业直接交易的价格协调、安全校核、交易执行、交易结算、信息披露等实施工作。

第二章 准入条件

第四条 体现扶大、扶优、扶强的政策导向，有利于结构调整和产业升级。参与企业要符合国家产业结构调整指导目录，符合节能环保要求。

第五条 电力用户条件

(1)省内符合政策的电解铝、铁合金、碳化硅、电石等企业;

(2)用电容量在315KVA及以上且年用电量100万千瓦时以上的高新技术企业和战略性新兴产业骨干企业;

(3)兰州新区容量在315KVA及以上且年用电量200万千瓦时以上的工业企业;

(4)在全年电力电量平衡基础上，上述行业用电量超过上年同期电量的企业。

战略性新兴产业骨干企业是指符合《甘肃省人民政府办公厅关于印发战略性新兴产业发展总体攻坚战工作方案的通知》(甘政办发〔2015〕33号)要求的38户企业。

第六条 发电企业条件

(1)省内全部统调火电、水电企业;

(2)全省范围内发电出力不受网架和时段限制的、符合国家政策、具有独立法人资格、已并网发电的集中式光伏、风力发电企业(但特许权新能源企业、分布式新能源企业、临时接入电网的新能源企业除外)。

第七条 20交易合同未履行的企业,合同责任方不得参与直购电交易。

第三章 资格审查

第八条 符合第五条的电力用户，向所在市、州供电公司申领、填报《甘肃省电力用户与发电企业直接交易申请表》。经市州供电公司初审后，集中交省电力公司收集汇总。

发电企业向省电力公司交易中心申报。

第九条 省发展改革委组织省工信委、省环保厅、省能源局、甘肃能源监管办、省电力公司在5个工作日内完成对企业的市场准入资格审查。审核结果在甘肃省电力市场交易平台和甘肃省电力公司网站公示。

第四章 交易组织

第十条 直接交易申报电量

1.电力用户交易申报电量为企业生产用电量;

2.发电企业交易申报电量为上网电量，其中：

(1)新能源企业的电量按用户的用电量的1/5参与交易。

(2)火电、水电企业与电力用户的电量对应关系为1:1;

(3)新能源发电企业与火电企业打捆参与交易，原则上新能源发电企业与火电企业发电量按照1：4打捆的电量，对应电力用户交易电量。打捆交易由省电力公司负责组织实施。

第十一条 交易周期以年度交易为主，季度交易为辅。年度交易组织在上一年12月底前完成;季度交易组织在当年3、6、9月底完成。具体时间安排在省电力公司网站发布。

第十二条 季度交易内容主要包括，未参加年度交易且符合准入资格的企业;符合第五条第(4)款规定的电力用户;合同主体一方需要对年度交易合同进行调整。

第十三条 交易顺序原则上按新能源发电企业与电力用户交易、火电企业和电力用户交易。

发电企业碳交易 篇5

国外, 碳交易对短期企业价值的影响已不容忽视。2014年, 适用于所有欧盟28个成员国的汽车碳排放控制目标在欧洲议会以压倒性赞成的表决结果通过。美国也颁布了类似法规, 截止目前, 已有11个州要求到2025年, 每家汽车制造商零排放汽车最少占其总销量的15%。如果其零排放汽车销量低于此目标, 他们将只有两种选择:要么支付高额的罚金, 包括禁止在该州销售汽车, 要么从其他汽车制造商那里购买信用, 这都将减少短期企业价值。而特斯拉汽车公司获益颇大, 2013年零排放信用高达1.88亿美元。我国企业通过CDM (清洁发展项目) 也收益颇丰。我国目前对碳延伸到会计上的研究主要集中在碳排放权及其交易的会计确认和计量方面 (如王虎超等, 2010;林银良等, 2011) , 而因我国2014年才最终确定碳交易七个试点省市 (包括深圳、上海、北京、广东、天津、湖北和重庆) , 相关研究几乎没有涉及。2013年, 国家发改委颁布首批10个行业企业温室气体排放交易指南, 以此为参考和补充, 各试点省市相继出台了各自的标准, 在碳配额、碳交易方面做法各有特色。那么, 不同试点省市碳交易标准有何差异?这些差异对短期企业价值有哪些影响?本文对此进行了研究。

二、理论逻辑

按照企业财务的定义 (Rappaport, 1986) , 将企业自由现金流量 (FCFF) 按折现率折现成为企业价值。该定义应用到碳资产上, 企业价值会因碳配额发放和碳交易所带来的现金流入流出而发生变化。具体而言, 现金流入包括碳排放剩余配额卖出收入和核准减排量售出收入, 现金流出包括碳排放配额的有偿购买 (包括一级市场和二级市场) 、减排技术的投入、碳排放超出规定范围的罚款以及碳税等。

不考虑中国核准自愿减排量 (CCER) , 本文的基本研究逻辑如图1所示。截至2014年10月27日, 国家发改委四次CCER项目备案审核会议上, 14个项目已经进入减排量备案的审核程序。首批项目减排量签发在即, 这将对各试点省市的纳入碳配额企业的现金流进而对短期企业价值产生较大的影响。因此, 本文还加入一级市场拍卖、CCER、碳交易所本身规定等, 比较不同试点省市的标准差异, 动态研究碳配额、碳交易对短期企业价值的影响。

截至目前, 国家发改委明文规定了温室气体排放核算指南, 七大试点省市也相应分别出台了碳排放报告指南, 并相继成立了交易所, 产生了不同标准。因目前我国碳排放交易规定有效期截止2015年, 短期看, 利润表的分析与现金流量分析基本无异, 这也为本文从现金流角度分析碳配额、碳交易对短期企业价值的影响提供了较好的分析思路。

三、试点省市碳配额、碳交易对短期企业价值的影响

(一) 试点省市碳配额总量差异对短期企业价值的影响

国家“十二五”对全国所有省市碳强度 (单位国内生产总值二氧化碳排放量) 下降指标细分规定, 各试点省市根据碳强度下降总体目标确定碳排放配额总量。具体区分如表1所示。按配额总量发放从高到低排列, 依次为广东、湖北、上海、天津、重庆、北京、深圳, 配额总量越高, 企业配额富余的可能性更大, 或者配额缺口的可能性更小, 企业更不可能购买碳配额, 企业现金流出的可能性降低, 相比于碳配额量小的企业, 碳配额量更大的企业价值更大。

数据来源:各省市发改委网站

(二) 试点省市碳配额分配对短期企业价值的影响

从碳配额分配即碳交易一级市场来看, 七大试点省市都包括无偿发放的方式, 首次付出的部分成本是免费的。相比于其他省市, 广东、深圳和湖北较为特殊, 在一级市场都有成本的付出, 但又对企业价值有不同的影响。广东省是首个设立有偿配额的试点省份, 深圳市进行过一次拍卖, 对象是2013年实际碳排放量超过配额的管控单位。湖北省在免费发放配额后对政府预留的3%配额进行有偿拍卖。

广东省规定企业必须先有偿竞拍后配额才得以解冻, 才有资格分配到免费的剩余配额, 因此, 相比于其他试点省市的标准, 广东省的纳入配额企业为拿到配额在一级市场首先付出了成本, 导致现金流出, 降低企业价值。

2014年3月31日, 湖北省碳交易政府预留配额以每吨20元的价格成功拍卖, 成交量200万吨。从图2来看, 2014年4月1日最低的成交价为35.01元/吨。湖北预留配额的拍卖价20元/吨显著低于全国平均成交价, 因此, 湖北纳入配额企业更愿意参与拍卖, 成功竞拍的企业付出的现金流更少, 与其他企业相比提升企业价值。

数据来源:中国碳交易网

深圳2014年6月6日组织了碳配额首次拍卖。拍卖总成交额265.63万元人民币。但深圳市规定, 拍卖获得的碳配额最多只能是配额缺口的15%。而深圳市2014年6月6日交易市场成交价为68.11元/吨。这说明拍卖价低于二级市场交易价, 具有碳配额缺口的企业如果按照深圳的标准, 成功参与拍卖会减少企业的现金流出, 企业价值减损的程度也更低。

(三) 试点省市CCER规定差异对短期企业价值的影响

我国规定, 1吨核证自愿减排量 (CCER) 可抵消1吨二氧化碳排放量。CCER作为低成本减排及履约的工具, 七个试点省市对此有不同的规定, 比较如表2。截至2014年10月27日, 国家发改委四次CCER项目备案审核会议上, 14个项目已进入审核程序, 首批项目减排量签发在即, 这将对各试点省市的纳入碳配额企业的可交易碳量、企业现金流进而对企业价值产生较大的影响。

数据来源:各试点省市交易所网站

从表2看出, CCER项目来源按地域限制程度从大到小排列, 分别是湖北、重庆、广东、北京、天津、深圳、上海。其中, 湖北和重庆规定100%用辖区内的CCER进行抵消, 广东规定70%使用本省CCER, 北京规定外地CCER使用量不得超过50%, 且优先使用河北省、天津市等与本市签署应对气候变化、生态建设、大气污染治理等相关合作协议地区的核证自愿减排量。北京和湖北试点将辖区内CCER进一步限定在纳入碳排放配额管理的企业组织边界范围外产生。天津、深圳和上海试点对CCER没有地域限制。如此看来, 在节能减排项目数一定的情况下, 如果企业按照湖北和重庆的标准计算CCER, 则二氧化碳的抵减量小于按照其他省市的标准计算的CCER。

项目类型方面, 北京和重庆试点将水电项目排除在外。减排量产出时间方面, 北京试点将CCER限定在2013年1月1日后实际产生的减排量。重庆限定在2010年12月31日后投入运行的CCER项目。项目类型和减排量产出时间来看限制最多的是北京, 其次是重庆。

在使用量方面, 天津、深圳、湖北以及广东的抵消比例皆为10%, 重庆的抵消比例为8%, 上海和北京的抵消比例为5%。在碳排放配额一定的情况下, 抵消比例越低, CCER的实际可使用量越少。

数据来源:本研究整理

表3整理了各试点省市CCER的限制程度比较, 1-8表示限制程度从低到高 (8表示最高, 依次递减, 如果限制相同则分数相同) 。北京和重庆碳排放CCER的限制最大, 其次是湖北, 上海、广东, 限制较小的是深圳和天津。

比较CCER的交易价格和碳交易二级市场价格, 以年平均成交价格 (图2) 来看, 最低的成交价为湖北25.01元/吨, 而目前, 市场中只有两笔CCER的交易价格是公开的:一是龙源碳资产公司在北京市场以16元/吨的价格, 卖出一万吨给东北中石油, 二是中广核风电公司在广东市场以20元/吨的价格, 卖出一万吨给广东中石油, 说明CCER的交易价格显著低于二级市场成交价。而明年履约期CCER市场的最大需求将达1.1亿吨, 试点内备案项目年减排量不足300万吨, 这其中的缺口相当大, 企业更愿意交易CCER来抵减碳排放量, 因此, 企业受到CCER的限制越多, 企业可使用CCER的比例更低, 企业碳排放缺口通过二级市场购买其他企业碳排放配额的可能性越大, 现金流出越多, 减少企业价值。如果不考虑各省市碳配额总量的多少以及其他条件的变化, 企业按照北京、重庆CCER的标准比按照其他省市的标准计算的企业价值更低, 企业按照深圳和天津CCER的标准计算的企业价值更高。

(四) 试点省市碳交易所规定对短期企业价值的影响

表4列示了不同试点省点交易所对碳排放交易的不同规定, 上海和北京限制自然人参与交易。上海成交价涨跌幅度相对其他省市较大, 为30%, 深圳大宗交易涨跌幅也为30%, 结合图2中国碳排放交易试点省市近一年来成交价来看, 各试点省市成交价格差异较大, 上海、深圳、广东的成交价格涨跌较大, 重庆、湖北开市以来成交价较为稳定, 因此, 按照重庆和湖北的标准企业现金流较为稳定, 企业价值也较稳定。

数据来源:各试点省市碳排放权交易所

四、结论与建议

我国GDP约占全世界GDP总量的9%, 但能源消费却达到了全世界能源消费总量的19%。我国政府对此也高度重视, 2013年开始在全国设立7个碳排放交易试点省市。本文正是基于这一背景, 比较试点省市的不同规定, 研究碳配额、碳交易对短期企业价值的影响, 这是以往研究的空白, 也正是本文研究的创新点所在。本文主要从四个方面展开研究碳配额、碳交易对短期企业价值的影响:碳配额总量比较对短期企业价值的影响;碳配额一级市场即分配方式比较对短期企业价值的影响;CCER比较及对短期企业价值的影响;碳交易所不同规定对短期企业价值的影响。

假定各试点省市配额总量在企业间平均分配, 同时考虑各试点省市纳入碳排放配额发放和交易的不同企业数, 企业按照湖北的标准得到的碳配额量最多, 企业价值最大。从碳交易一级市场看, 广东省实行有偿配额, 企业必须先付出现金流才能申请配额, 因此企业按照广东省的标准价值更小, 湖北、深圳均进行了配额拍卖, 因拍卖价小于二级市场成交价, 企业现金流出小于二级市场购买付出的现金流出, 企业价值减少的程度降低。从碳交易二级市场及交易所规定角度看, 上海、深圳、广东的成交价格涨跌较大, 重庆、湖北开市以来成交价较为稳定, 因此, 按照重庆和湖北的标准企业现金流较为稳定, 企业价值也较稳定。如果按照深圳、上海的标准企业价值波动幅度也较大。这对各省市碳排放交易可能有如下建议:企业碳配额总量的确定及分配要考虑各行业企业碳排放的实际情况, 碳配额太紧会导致企业现金流出显著增加, 打击企业发展积极性;太松无法达到推动企业节能减排的目的;配额拍卖可能是碳配额缺口企业较欢迎一种方式;鼓励机构投资者和个人参与碳排放交易, 促进碳交易市场活跃与稳定。

摘要：截至2014年6月, 全国七大碳交易试点全部上线。各试点省市碳交易标准差异较大, 本文以此为背景, 比较不同标准差异, 并分析其对短期企业价值的影响。结果发现:各试点省市碳配额及碳交易的标准差异对短期企业价值有较大影响。从碳配额看, 按照湖北的标准短期企业价值最大;从碳交易一级市场看, 按照广东的有偿标准短期企业价值最小;从碳交易二级市场看, 按照深圳、上海的标准短期企业价值波动幅度最大。为激发碳减排动力, 碳配额标准应考虑企业实际情况, 探索完善碳交易二级市场。

关键词：碳配额,碳交易,CCER

参考文献

[1]王虎超、夏文贤:《排放权及其交易会计模式研究》, 《会计研究》2010年第8期。

发电企业碳交易 篇6

随着各国工业产业的不断壮大, 国民经济的迅猛发展, 全球性环境问题也变得愈发突出。大气污染、资源短缺、温室效应……一个又一个环境问题正在困扰着人类。各国政府都在尝试各种方式来治理环境, 但是人们发现如果单独采用禁令或技术等方式进行治理, 虽然能够在一定程度上使环境得到改善, 但却严重影响了企业的经济效益。于是, 人们开始探索一种既能实现环保目的, 又能保证企业正常的生产经营活动不受限制的治理方式。

直到1 9 9 0年, 美国国会通过的《清洁空气法案修正案》, 让人们看到了曙光。该修正案通过确立对二氧化硫气体排放配额的“总量限制与交易”机制 (CAP AND TRADE) , 希望使美国电力部门的二氧化硫排放总量较1980年减少50%。据有关统计数据显示, 从1990年到2006年, 美国电力行业在发电量增长37%的情况下, 二氧化硫排放总量的确有了40%的下降。可见, 这种机制确实达到了它的预期目标, 实现了经济、环境和社会效益的多赢态势。与此同时, 一系列针对其它污染物的类似交易机制也慢慢展开。

二、碳交易与清洁发展机制

(一) 清洁发展机制与碳交易市场的形成

1997年12月, 《联合国气候变化框架公约》缔约方第三次会议在日本京都召开。该会议通过了旨在限制发达国家温室气体排放量以抑制全球变暖, 并协助发展中国家实现可持续发展的《京都议定书》。在议定书中, 除了明确了全球碳减排的目标, 即截至到2010年, 所有发达国家二氧化碳等6种温室气体的排放量要比1990年减少5.2%, 还建立了三种旨在减排温室气体的合作机制——国际排放贸易机制 (IED) 、联合履行机制 (JI) 和清洁发展机制 (CDM) 。其中, 国际排放贸易机制和联合履行机制融通的是发达国家之间的碳交易市场, 而只有最后一种清洁发展机制是连接了发达国家和发展中国家的碳交易桥梁。

与发展中国家相比, 发达国家在能源技术以及能力利用率等方面有着明显的优势, 但也正是由于这种“输出”能力的强大导致其减少“输出”的能力不足, 也就是说其减少污染气体排放量的成本和难度增大了。所以, 为了减少由于成本差异带来的损失与浪费, 发达国家开始试图寻找拥有更大减排空间的发展中国家帮忙。而CDM机制就恰好为双方提供了这样一个有效的平台:它在帮助发达国家以较低的成本完成温室气体减排义务的同时, 也为发展中国家提供了技术和资金上的支持。

CDM机制的运行机理其实并不复杂, 通俗地讲就是“别人掏钱, 你来减排”。发达国家通过提供资金和技术的方式与发展中国家开展项目级合作, 通过项目所实现的“经核证的减排量”用于发达国家完成在议定书规定下的承诺。CDM机制的核心是将二氧化碳排放权量化, 使其能够在市场上进行买卖和交易。此时由于二氧化碳的排放权具有了交换属性, 它成为了一种可以交换的商品, 碳交易市场也由此形成。随着基于CMD机制的二氧化碳减排交易逐渐纳入企业的生产经营中去, 碳交易市场慢慢成为了全球关注的焦点。

(二) 现实意义

气候催化了碳市场。它让碳成为了一种商品, 并且能够在市场上进行交易, 而且还为企业的投融资活动提供了新的契机, 使得CDM机制能够在碳交易市场上得以充分地发挥。对于发达国家而言, 碳交易为其提供了履行义务的灵活性, 降低了减排成本, 实现了资本的最优配置;对于发展中国家而言, 碳交易为其带来了先进的技术与大量的资金, 不但促进了其经济的发展, 而且更有利于全球减碳总目标的尽早实现。碳交易把气候变化这一生态问题、减少碳排这一技术问题与可持续发展这一经济问题有机地结合在一起, 最终实现了生态、科技、经济、社会等多领域的共同效益。

三、碳交易对企业财务活动的影响

从本质上讲, 碳交易是一种金融活动, 它为生存在碳交易市场中的企业提供了减排解决方案。对于企业而言, 金融是其快速发展的必要条件。在低碳经济的背景下, 企业要想尽快实现低碳转型, 就必须拥有与之规模相匹配的金融活动来支撑。人们一般将这种基于碳交易的金融活动称为“碳金融”。从金融视角来看, 碳交易从资本层面入手, 通过对环境容量的划分, 对碳排放权的定义, 衍生出了“碳资产”这种金融资本, 更加紧密地连接了金融资本与基于绿色技术的实体经济。从会计视角来看, 碳交易将原本一直游离在会计报表之外的气候变化因素纳入了企业的会计报表之中, 并通过“碳资产”、“碳负债”、“碳费用”等低碳科目进行核算, 改变了企业的产权结构, 影响着企业的收支活动。可见, 碳交易对企业的财务活动有着重要影响, 主要体现在以下三个方面:

(一) 对企业融资活动的影响

在传统经济的条件下, 企业的融资主要是指企业根据生产经营和其他方面的需要, 通过筹资渠道和金融市场, 并运用一定的筹资方式筹措所需资金的财务活动, 主要包括债务融资和权益融资。而在低碳经济时代, 随着碳交易在企业生产经营活动中的比重越来越大, 一些新型的融资方式也应运而生。

1. 基于CDM机制的融资

CDM机制是一种也是唯一的一种沟通于发达国家与发展中国家之间的减排机制。鉴于中国目前的现实状况, 我国企业在碳交易市场上融得资金的方式就主要依赖于CDM机制。发展中国家的企业可以通过CDM机制参与碳交易市场, 在获得减排效益的同时, 化解碳收益带来的风险。具体来说, 企业可以积极申请CDM项目, 参与到CDM一级市场交易, 寻找合作伙伴, 达成合作意向, 获得合作企业的资金和技术支持。这不但能够充分利用节能项目的资金, 还能享受到专业化的减排服务。但是由于CDM市场上的碳信用交易是属于在OTC市场上进行的远期合约交易, 很难做到价格的公开透明, 而且考虑到碳排放权定价机制的不完善及碳交易量的不确定, 卖方企业很容易在一级市场遭受价格损失, 所以为了减少这种不必要的损失, 很多企业还会通过参与CDM二级市场交易的方式, 利用碳金融衍生工具对冲一级市场上由于碳信用价格波动带来的风险, 实现碳资产的套期保值。除此之外, 企业还可以通过吸引碳基金投资等方式来实现项目融资和减排效益的双赢。

2. 基于金融政策的融资

继国务院有关部门出台了节能减排的政策之后, 我国的金融机构也制定了一系列与低碳经济相适应的绿色金融政策, 目的是为企业实现碳减排融资提供制度保障。在相关政策实施之后, 很多银行、保险公司等金融机构纷纷设计出了各种“低碳金融产品”供企业选择, 以期为企业的碳减排融资提供更加便利的平台, 例如银行业的“绿色信贷”、保险机构的巨灾保险等。这些产品的推出使得低碳转型企业能够以更低的资金成本从银行借款, 不但降低了企业的偿债压力, 还提高了企业经营活动的灵活性。同时, 随着低碳经济的推进与金融政策的不断改革, 企业在未来发行债券的门槛也会有所降低, 这样企业就可以通过资本市场发行低碳债券的方式来为企业筹集资金。当然, 除了金融政策之外, 鉴于这种碳交易活动与国家可持续发展战略的高度一致性, 政府也会出台相应的政策扶持企业进行低碳转型, 如加大低碳项目的预算拨款与财政补贴等。

(二) 对企业投资活动的影响

在传统经济的条件下, 企业的投资主要是指厂房、机器设备等有形资产的投入, 所产产品也以高能源投入、低附加值产品为主。而在低碳经济时代, 企业基于碳交易的投资主要包括低碳产品的生产、低碳技术的开发与低碳项目的投资等。这些投资对于企业而言具有正负两方面的影响。一方面低碳投资可能会产生额外的机会成本和生产成本;另一方面低碳投资有助于企业树立清洁生产的社会形象, 使其在消费者中形成良好口碑。因此, 企业在进行投资项目评价时, 除了从财务角度分析之外, 还应从非财务角度考虑方案对资源、环境等方面带来的影响。

1.财务角度

企业在进行投资项目的决策评价时, 需要综合考虑项目本身会在未来带来的经济利益流入以及与之相关的所有经济利益流出。对于碳交易投资项目而言, 它具有一定的特殊性。从经济利益流入的角度来看, 除了项目本身会在未来产生现金流入之外, 碳交易也可能会给企业带来税收、折旧等会计政策上的优惠, 从而在一定程度上减少了企业的成本支出。从经济利益流出的角度来看, 碳交易投资不仅要考虑项目本身的内部成本, 还要考虑到外部成本内部化所带来的成本增加, 如因环境因素而增加的技术投入成本及设施运营费用、生产过程中为了预防环境污染而发生的成本等。

另外, 企业在投资项目评价方法的选择上, 也应做出适应性的改变。由于低碳相关因素对投资项目的影响是一个长期的过程, 所以企业应该更加注重在项目的寿命期内对其进行全面考量, 充分考虑货币时间价值, 以避免忽略那些短期效益并不明显, 但长期效益显著的投资项目。主要应采用净现值法、获利指数法和内部收益率法等。

2.非财务角度

企业在分析投资方案的可行性时, 除了盈利这一根本目的之外, 还应分析方案的生态效应与社会效应。首先是要保证投资项目的合法性, 这里的合法性不仅指遵守经济领域的法律法规, 还必须涵盖生态、环境等其他领域, 这也是低碳经济投资的前提。同时企业还要尽可能保证所投资方案能够实现废弃物的充分利用, 减少浪费, 节约资源, 从根本上控制污染源, 从而有效改善生态环境。

(三) 对企业利润分配活动的影响

合理地进行利润分配, 调整留存收益对一个企业的资本结构和可持续发展具有重要影响。一方面利润分配不能损害企业投资者的利益, 并且要努力提高企业各利益相关者的积极性;另一方面利润分配还必须有助于企业的可持续发展。在传统经济下, 企业是按照劳动、资本、技术和管理等生产要素的贡献大小进行利润分配的。而在低碳经济时代下, 企业的分配不能只考虑国家、投资者、债权人等主要利益相关者的利益, 还必须考虑到生态效应和社会效应。所以, 在遵照相关法律、法规进行分配的基础上, 企业可以考虑在提取法定盈余公积金之后, 任意盈余公积金之前, 通过提取低碳公积金的方式进行“绿色储备”, 以便为企业未来的碳交易活动提供资金保证。同时, 企业还可以发放低碳股利, 其发放顺序应该早于普通股股利而与优先股同时发放, 以鼓励更多的投资者关注低碳投资, 吸引他们加入到环境保护的队伍中来。

摘要：作为一种新兴的经济模式, 低碳经济的发展给企业应对全球气候变化和可持续发展带来了新的机遇。其中, 碳交易作为引领低碳经济实体发展的经济活动, 对企业的财务活动产生了巨大的影响。本文在结合了国内外最近研究的基础上, 初步探讨了低碳经济背景下碳交易的基本运行机制及其给企业财务活动带来的影响, 以期促进企业财务工作的改革与创新。

关键词：低碳经济,碳交易,清洁发展机制,财务活动

参考文献

[1].邹武平.低碳经济下财务管理创新的思考[J].商业会计, 2011, (11) 1.邹武平.低碳经济下财务管理创新的思考[J].商业会计, 2011, (11)

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[3].王建明, 鲍金刚.绿色财务管理探讨[J].南京工业大学学报 (社会科学版) , 2003, (3) 3.王建明, 鲍金刚.绿色财务管理探讨[J].南京工业大学学报 (社会科学版) , 2003, (3)

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[5].卿文洁.中国绿色财务管理研究综述[J].湘潭大学学报 (哲学社会科学版) , 2011, (3) 5.卿文洁.中国绿色财务管理研究综述[J].湘潭大学学报 (哲学社会科学版) , 2011, (3)

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传统能源企业参股碳交易平台探索 篇7

一、传统能源企业与碳减排

1. 碳减排对传统能源企业的挑战。

目前, 中国是全球二氧化碳排放量最大的国家之一。我国政府高度重视气候变化问题并确定了积极应对气候变化的行动目标:到2020年, 要在2005年的基础上, 单位GDP的二氧化碳要降低40%至45%。传统火电企业作为清洁能源电力的提供者, 在有力地支撑了国民经济快速健康发展的同时, 自身也消耗掉了大量煤炭、石油等高碳能源。据统计, 火电厂消耗的原煤占全国煤炭消费量的50%以上, 排放的二氧化碳占全国碳排放量的40%左右。传统火电企业在“低碳”发展中, 面临着较大的压力和挑战。

一是节能减排压力加大。随着经济发展和用电负荷增长, 火电总规模仍将不断扩大。电力行业高碳能源禀赋与低碳发展要求的矛盾日益突出, 从节约能源和减少碳排放的角度来看, 都将会对火电厂的发电能效与清洁程度提出新的要求, 火电企业节能降碳形势严峻。

二是经营面临严峻挑战。国家实行总量控制下的强制性减排已势在必行, “高碳”的火电企业将面临经营成本的大幅提升。根据欧盟ETS (欧盟排放交易体系) 机制的碳配额分配, 大部分火电厂只能分到其平常碳排放的约2/3额度, 这就要求传统的火电厂或者减产, 或者从市场上购买缺额, 减排要求使火电企业经营面临严峻考验。

三是新能源发电冲击传统火电。目前, 国家出台了一系列鼓励和促进清洁能源发展的政策措施, 包括水电、核电以及风电、太阳能发电等在内的清洁能源将继续保持快速发展。新能源的迅速发展, 缩小了火电企业在电力市场的空间。

2. 传统能源企业应对碳减排的已有措施。

在中国的减排大计中, 传统火电企业任重道远。新能源替代和清洁煤低排技术, 已成为传统能源企业向低碳转型的两种主要途径。

一是追逐“零排放”。用“零排放”的新型能源取代燃煤发电是一个理想的选择。目前, 各电力集团都制定了“低碳经济发展战略”, 其核心部分正是“大力发展可再生能源, 并逐步降低火电比例”。中电联数据显示, 截至2011年底, 全国水电、核电、风电、太阳能等清洁能源发电比重占到了27.5%, 比上年提高了0.9个百分点。其中, 风电发展最为迅猛, 连续三年增长速度都超过100%, 并网的装机容量达到4505万千瓦, 占总容量的4.27%。

二是寻找“高效煤”。当前我国在火电减排技术研发方面, 主要有整体煤气化联合循环发电技术 (IGCC) 和碳捕集与封存技术 (CCS) 。IGCC是指将原煤的气化、净化与燃气—蒸汽联合循环发电相结合的清洁高效发电技术, 具有包括二氧化碳在内污染物近零排放和大幅度提高煤炭发电效率等优势;CCS是指将燃煤电厂排放的二氧化碳收集、储存以避免其排放到大气中的一种技术。

二、传统能源企业参与碳交易平台的意义

在已启动的碳排放交易试点工作中, 建立排放权交易平台是其中的重要一项任务。传统能源企业能以股权的方式参与其中, 不仅对企业实现低碳经营有利, 而且还能从该平台的盈利中抵偿火力发电厂减排压力带来的负面影响。对传统能源企业而言参股碳交易平台的意义如下。

1. 有利于树立“负责任的企业”的公众形象。

火电发电企业由于多以煤为燃料, 对环境的污染较大。为了对社会和人民负责, 企业应该积极节能减排, 让我们的后代有一个良好的自然环境。区域碳排放交易平台的建立为地区实施碳排放总量控制提供了工具和场所, 有利于地区环境清洁和经济的可持续发展。火电企业通过参股排放权交易平台, 并实施自愿减排, 可以传递对社会负责任的良好企业形象, 有利于企业社会价值的提升。

2. 有利于占领“低碳”发展先机。

我国碳交易市场虽仍处于起步阶段, 但随减排任务指标时间倒逼压力的增大, 全国性碳交易市场的建立已势在必行。碳交易平台具有稀缺性, 成立排放权交易需要经严格政府审批程序, 有较高的政策壁垒。一旦整个碳交易的生态体系形成, 国内排放权交易所市场将处于寡头竞争局面, 首批碳交易市场参与者在区域内将长时间保持领先优势。因此, 传统能源企业应尽早涉足碳交易, 通过熟悉碳交易规则, 了解碳金融产品, 以便在未来碳交易全国一体化后占据有利位置, 为能源企业“低碳”背景下获得发展的先机创造有利条件, 以保证企业在不同的减排指标压力下平稳过渡。

3. 有利于企业开辟新的利润增长点。

据美国环保协会首席经济学家杜丹德预测, 未来3~5年全球碳交易市场规模可达到2000至2500亿美元, 中国市场将占有1/4以上的份额。这意味着碳交易平台将来会形成很大的碳交易量, 从而为股东带来丰厚的利润回报, 成为股东企业新的利润增长点。

三、传统能源企业涉足碳交易平台的风险分析

碳排放权交易作为一个新兴产业, 在我国处于投入期。国内已正式开展试点, 并积极借鉴国际上已形成的比较成熟的机制和经验。传统能源企业涉足碳交易平台, 参股排放权交易所, 从长期看投资项目收益可抵偿企业火力发电减排压力带来的负面影响。然而, 任何投资都是有风险的, 只有提前预测风险并做好防范措施, 将风险控制在企业可接受范围内, 投资才是可行的。因此, 在进行投资决策时应甄别出项目主要风险并进行风险分析, 将风险控制在企业可接受的范围内, 从而减小投资损失, 争取最大收益。

投资碳交易平台的风险识别思路是:以碳交易平台为主体, 将影响其利润与现金流的不确定因素——风险分为两类, 即:企业外部风险和企业内部风险。企业外部风险实际表现为环境因素的影响, 如:社会环境风险、经济环境分析、法律环境风险、政策环境风险等。由于碳交易平台的建设主要受政府政策的影响, 故企业外部风险主要分析政策风险。企业内部风险的识别按公司建设和营运的时间顺序分析。无论内外风险, 重点识别那些能定量影响公司投资收益的风险因素。依此思路, 风险分析如下:

1. 政策风险。

(1) 碳交易试点政策风险。目前, 碳交易处于试点状态, 对碳排放控制政策的松紧会直接影响到碳交易平台的交易量。如采用自动减排和采用强制减排, 前者的交易量有限且难以估计, 而后者的交易量则可以根据减排要求进行预测。如:基于总量控制下的配额交易 (Cap and Trade) , 其交易的目标是将温室气体在被控制的各年份 (如:2015年—2020年) 限定排放总量, 且各年减排总量逐渐上升以达到预定目标年份 (如:2020年) 的碳排放总量控制目标。为达到减排目标, 政府通常按制定了的履约进度及配额分配方式, 要求逐期完成减排配额。由于我国碳交易试点还处于筹备阶段, 各种方案仍处于研究期间, 相关规定还未正式出台, 实施中的问题尚未暴露。而碳交易平台作为温室气体排放数据及配额登记管理、交易及信息披露的法定平台, 其交易额将随减排目标和配额分配方式的变化而变化, 从而与预期出现差异, 导致投资企业利润不确定。此外, 碳交易定价会受到政府管制, 其价格与预期的不一致更加剧了企业投资收益的风险。

(2) 交易佣金收费定价政策风险。试点之初, 并无交易佣金收费定价政策。碳交易平台控股方一般会根据我国已经发生的少量交易案例和地区企业经济发展状况, 测算出一个交易佣金率 (交易额的一定比率) 。在碳交易平台建设进入到交易实施阶段之前, 政府主管部门会根据企业承受能力及经济发展情况, 制定碳交易佣金比率或调整佣金比率, 从而导致碳交易佣金收入变化, 进而影响投资收益。

(3) 金融产品政策风险。碳金融产品包括碳现货产品和碳期货及其衍生产品。其中碳期货及其衍生交易品是对碳现货交易的有效补充, 有利于企业对未来碳排放的预期和限制。在我国, 对金融衍生品交易有着严格限制, 如:国务院下发的《关于清理整顿各类交易场所切实防范金融风险的决定》, 即“38号文”中就明确规定, 除证监会管辖的资本市场外, 其它任何市场不得进行“连续交易”、“份额化交易”及其它类金融产品的交易。尽管碳交易还在试点, 其中的碳期货及其衍生品交易更有待时日, 但从发展的角度看, 是可行的交易品种。然而, 政策和法规限制对未来碳金融市场的发展带来不确定性, 并在一定程度上对碳现货市场的活跃程度造成不利影响。

2. 内部运营风险。

(1) 交易平台建设进度风险。我国碳交易区域试点是按步骤进行, 如实施总量控制通常会分为:筹备阶段和试验阶段, 其中实验阶段又分为不同履约期。各阶段的工作任务与任务目标不同, 在筹备阶段要编制区域温室气体排放清单, 设定总量控制目标, 分解配额, 并加大对市场参与者的培训与教育;试验期阶段一般前期以免费配额为主, 引导参与者加入强制性总量控制下的配额交易, 后期将逐步增加拍卖配额的比重, 并加大被管制对象的碳减排的履约义务。处于试点中的区域碳交易试点平台, 为完成交易试点实施路线图, 必须按步骤完善交易平台建设以适应各步骤工作任务。由于缺乏管理经验和人员技术素质跟不上工作进度, 造成交易平台建设滞后从而影响交易平台预期盈利, 导致投资者损失。

(2) 排交平台经营风险。一般而言, 碳交易平台经营利润主要来源于以下四个方面:第一, 抽取交易佣金;第二, 提供有偿碳交易咨询、中介服务;第三, 碳交易登记结算中心;第四, 开发碳金融产品, 包括碳基金、碳金融衍生品等。经营中的各种不确定因素, 如:政策的不确定性会使交易量和交易佣金变动, 市场竞争使交易咨询和中介服务量相对下降等都将造成经营收入变动;另外, 人工成本增加, 管理出现问题导致管理费用增加将总成本增加。收入和成本的变动将带来经营利润和内部报酬率的变动, 从而给投资企业收益带来风险。

从上述分析可见, 传统能源企业投资碳交易平台, 面临的政策风险主要是政府强制减排政策的时滞和减排目标与配额分配方式、分配数量的不确定性, 这些风险多为不可控风险。该类风险对企业投资利润目标的实现有一定影响。从投资后交易平台的建设和运营看, 其产生的风险多为碳交易平台内部可控风险, 其中平台建设进度风险较小, 经营风险尽管长期存在, 但对传统能源企业的投资利润和投资回报产生的负面影响有限。可通过碳交易平台治理结构、管理机制、技术设计、市场预测等措施尽可能规避与分散。总体而言, 通过定量测算, 如果风险带来的不利影响在投资期内造成的最大损失处于企业可以接受范围内, 该项目可行。

四、结语

低碳经济背景下, 传统能源企业特别是发电企业不仅需要调整产业结构, 在水电、风电等低碳发电领域完成产业布局, 也需要在“碳资产”管理与运作的层面上“转方式、调结构”, 传统能源企业参股碳交易平台试验, 是为企业谋求更大的发展, 谋取更大的利益, 有利于传统能源企业开辟新的“降碳”之道。

参考文献

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[6].赵贺.企业开发清洁发展机制 (CDM) 项目过程中应注意的问题[J].对外经贸实务, 2006 (7)

发电企业碳交易 篇8

笔者供职的发电企业2013年8月从深圳市政府领取了2013年-2015年的碳配额 (以吨作为计量单位) 预分配指标, 期间企业通过碳排放权交易系统将碳配额登记为碳排放权并转让了部分碳排放权, 获得了现金对价。

目前还没有对碳排放权的会计核算制订和下发相关会计准则或规范, 企业可以选择通过存货、无形资产、金融资产来进行会计确认和计量, 造成了碳排放权会计信息多样化的格局。本文对强制碳减排机制下的深圳发电企业涉及碳排放权业务的会计确认和计量实务进行了一些探讨, 希冀能为企业管理碳配额, 实现最小成本化的碳减排策略提供可利用的会计信息。

一、深圳市碳排放权管理办法解读

2013年10月, 深圳市人民政府法制办公室公布了《深圳市碳排放权管理暂行办法 (征求意见稿) 》, 管理办法共八章八十二条, 对配额管理、量化报告、核查与履约、碳排放权登记、碳排放权交易、监督管理等制定了详细的管理细则。

根据管理办法, 深圳市配额分配分为有偿分配和无偿分配两种方式。有偿分配包括固定价格出售、拍卖等方式。主管部门在每年第一季度向控排单位签发无偿分配的配额, 电力、燃气、供水行业基于行业基准进行配额分配, 制造业企业则采用最优行业碳强度基准线和竞争博弈分配方法。

无偿分配的配额数量在下一年度要根据实际排放数据和生产数据进行调整, 发电企业实际配额数量等于实际发电量乘以目标碳强度 (碳配额=发电量×碳强度标准<9E型天然气发电机组碳强度标准为4.96Tco2-e/万kwh>) , 主管部门依据企业通过第三方机构核查过的温室气体排放报告, 根据核定后的实际配额数量与预分配配额数量的差值进行增发或扣减。

管理办法规定, 控排单位应当于每年6月30日前向主管部门履行履约义务。控排单位向主管部门提交的配额数量和可使用的核证自愿减排量 (CCER) 之和与其上一年度实际碳排放量相等的, 视为完成履约义务。控排单位未在规定时间内提交足额配额或C C E R履行提交义务的, 由主管部门责令限期补交与超额排放量相等的配额;逾期未补交的, 由主管部门从其登记账户中强制扣除;不足部分由主管部门从其下一年度配额中直接扣除, 并处超额排放量乘以履约当月之前连续六个月碳排放权交易市场配额平均价格三倍的罚款。

从管理办法和实际实施情况看, 深圳以碳强度下降作为硬性约束指标, 控制碳排放配额总量并进行配额分配。发电企业最终获得无偿分配的配额数量是根据实际发电量对预分配量进行调整, 而基于行业基准的碳强度指标始终不变, 无偿分配的配额数量能否满足履行减排义务的实际碳排放量取决于发电企业实际碳强度 (实际碳排放量/实际发电量) 与行业基准值孰低孰高。如实际碳强度高于行业基准值, 企业应要考虑增加投入节能减排成本以降低碳强度且可申请核证自愿减排量 (CCER) 或者从深圳碳排放权交易市场购入碳排放权弥补超额排放量产生的配额缺口, 避免高额罚款。而对于技术和管理水平比较先进的发电企业, 如果企业实际碳强度比行业基准线更低的话, 可以获得相对富余的无偿分配的配额数量, 并在碳交易中获利。

二、碳排放权的会计确认

在深圳强制碳减排机制下, 发电企业机组每日运行产生的碳排放量在年度结束后需要向政府主管部门一并提交足额的碳排放额度或者接受处罚, 无论提交的碳排放额度是采用何种途径 (无偿或有偿) 取得, 企业今日的碳排放已经形成未来的负债, 需要定期进行会计确认和计量。

在现有会计核算体系下, 将碳排放权确认为存货, 或是无形资产, 或是交易性金融资产的学者各自都有一定的道理, 碳排放权业务的部分特质确实符合确认为上述资产的会计定义。但同时也充分说明碳排放权融合了多种资产业务的特殊性, 所以单纯作为某项资产来进行会计确认在核算方法和资产分类上存在一定的局限性。笔者更倾向于碳排放权可以参考“生物性资产”和“油气资产”的设置, 单独设置一项资产“碳排放权资产”。

“碳排放权资产”会计科目用于核算企业持有的碳排放权成本, 在一级科目下分别设立碳排放配额和核证减排量等二级明细账户。

三、基于政府总量控制及交易机制下碳排放配额的会计处理

(一) 取得碳排放配额的会计处理

企业在年初获得政府主管部门签发的无偿分配的配额, 按照取得日深圳市碳排放权交易市场的成交均价作为公允价值入账, 且参考政府补助的会计核算处理。

借:碳排放权资产—碳排放配额 (政府预分配)

贷:递延收益—政府碳排放配额补贴

企业通过政府拍卖方式取得的碳排放配额, 当拍卖成本大于或等于取得日深圳市碳排放权交易市场的成交均价时, 按实际支付金额 (含拍卖费用) 计入初始价值。

借:碳排放权资产—碳排放配额 (政府拍卖)

贷:银行存款

当拍卖成本小于取得日深圳市碳排放权交易市场的成交均价时, 按取得日深圳市碳排放权交易市场的成交均价作为公允价值计入初始价值。

借:碳排放权资产—碳排放配额 (政府拍卖)

贷:银行存款

递延收益—政府碳排放配额补贴

企业通过碳排放交易市场购买的碳排放权, 按实际支付金额 (含交易费用等) 计入初始价值。

借:碳排放权资产—碳排放配额 (购入)

贷:银行存款

(二) 期末资产负债表日的会计处理

当期排放义务的确认, 按照当期在生产过程中实际发电量消耗的碳排放量和深圳市碳排放权交易市场年度最后交易日的成交均价确认当期的费用和负债。

借:生产成本—碳排放

贷:预计负债—碳排放

当期政府碳排放配额补贴递延收益的确认, 基于碳排放配额多种取得途径及企业出售碳排配额的可能性, 当期排放业务跨期实际交付碳排放配额的复杂性, 导致在资产负债表日无法清晰的判断出拟向政府履约交付碳排放配额的来源, 政府碳排放配额补贴应依据企业所持有的碳排放配额平均分摊递延收益。

根据当期在生产过程中实际消耗的碳排放量乘以单位碳排放配额的递延收益, 确认为本期拟自用碳排放配额应摊销的递延收益。如实际消耗的碳排放量大于或等于企业持有的碳排放配额, 则按账面尚未摊销的政府碳排放配额补贴递延收益进行确认。

借:递延收益—政府碳排放配额补贴—自用

贷:营业外收入—政府碳排放配额补贴—自用

(三) 资产负债表日后的会计处理

政府主管部门在下一年度5月31日前依据上年度实际发电量确认无偿分配的实际配额数量, 根据实际配额数量与预分配配额数量的差值进行增发或扣减。

企业获得增发的配额, 按照实际增发日深圳市碳排放权交易市场的成交均价作为公允价值入账, 且参考政府补助的会计核算处理。

借:碳排放权资产—碳排放配额 (政府增发)

贷:递延收益—政府碳排放配额补贴

企业被扣减的配额, 按照实际扣减日深圳市碳排放权交易市场的成交均价作为公允价值以红字入账, 且参考政府补助的会计核算处理。

借:碳排放权资产—自用—碳排放配额 (政府扣减) (红字)

贷:递延收益—政府碳排放权补贴 (红字)

企业在下一年度规定时间前向政府主管部门交还碳排放配额履行减排义务时, 依据实际提交的配额数量乘以提交日碳排放配额账面加权平均价确认需转销的预计负债, 当需转销预计负债与上年度资产负债表日时预计负债产生差额, 调整碳排放成本。

借:预计负债—碳排放

生产成本—碳排放 (蓝字, 当转销负债大于预计负债时增加碳排放成本)

生产成本—碳排放 (红字, 当转销负债大于预计负债时增加碳排放成本)

贷:碳排放权资产—碳排放配额 (履约交付)

(四) 出售碳排放配额的会计处理

企业出售碳排放配额, 应按实际的交易价格确认收入。

借:银行存款

贷:其他业务收入—碳排放配额

同时按交易日碳排放配额账面加权平均价乘以实际交易的碳排放量结转碳配额成本和交易费用。

借:其他业务成本—碳排放配额 (成本)

其他业务成本—碳排放配额 (交易费用)

贷:碳排放权资产—碳排放配额 (出售)

出售碳排放配额政府补贴递延收益的确认, 根据实际出售的碳排放量乘以单位碳排放配额的递延收益, 确定本次出售碳排放配额应摊销的递延收益。如实际出售的碳排放量大于或等于企业持有的碳排放配额, 则按账面尚未摊销的政府补贴碳排放配额递延收益进行确认。

借:递延收益—政府碳排放配额补贴—出售

贷:营业外收入—政府碳排放配额补贴—出售

(五) 超额排放罚款的会计处理

企业因没有足够的碳排放配额用于弥补实际排放量而被罚款, 属于企业非日常经营活动产生的损失, 应按照罚款金额确认支出。

借:营业外支出

贷:银行存款

四、碳排放配额会计信息披露

(一) 资产负债表的碳排放配额会计信息披露

在资产负债表中, 通过“其他流动资产”项目列示出碳排放权资产下碳排放配额期初余额、期末余额;在“货币资金”项目中列出企业取得碳排放配额支付的现金或出售收到的现金;在“预计负债”项目中列出因尚未结清减排义务而形成的负债期初余额、期末余额, 待实际结清是再转销该负债;在“递延收益”项目中列出企业取得政府无偿分配或以拍卖方式获得的碳排放配额实际支付与公允价值的差额、已摊销的总额、待摊销的余额。

(二) 利润表的碳排放配额会计信息披露

在利润表上, 当企业实际产生碳排放量时, 应该将其成本费用化, 在“生产成本”项目下列示;后续计算损益时, 分摊政府碳排放权补贴应计入“营业外收入”;当企业出售碳排放配额时, 应将收益和成本列示在“其他业务收入”、“其他业务支出”项目下。

(三) 现金流量表的碳排放配额会计信息披露

在现金流量表上, 在“经营活动产生的现金流量”下增设“出售碳排放权收到的现金”;在“经营活动流出的现金流量”下增设“购买碳排放权支付的现金”。

(四) 会计报表附注

披露碳排放权交易核算的会计政策, 包括碳排放权确认、计量、报告的方法, 选择的科目、计量的方式和会计处理原则, 如果会计政策出现变更, 需要在附注中作出说明。披露碳排放权持有及变动的情况, 包括期初、期末拥有的碳排放配额的余额、取得碳排放配额 (包括无偿分配、拍卖取得、交易购入等) 方式及数量、年度碳排放配额变动情况 (包括出售及年度调整预分配额等) 以及企业碳排放配额履约递交的情况。披露碳排放信息, 包括企业碳排放的检测计划、减排计划、年度温室气体排放报告及第三方机构出具的核查报告等。

五、结论

为解决深圳发电企业碳交易管理中碳排放配额相关业务会计处理问题, 从会计实务角度提出获得政府无偿分配、外购碳排放配额初始确认和计量、后续计量;预计负债、碳排放成本的确认和计量;政府碳排放配额补助递延收益摊销的处理方法, 归纳和总结碳排放配额会计信息的披露重点。公司管理层可以依据碳排放配额的相关会计信息分析碳交易的市场价格, 权衡购买碳排放额度的支出与减排措施引致的成本支出, 更好地履行节能减排的义务。

发电企业碳交易 篇9

关键词：碳交易,Swarm,博弈仿真

1引言

随着世界经济规模的日益膨胀,对化石能源的需求急剧攀升,温室气体排放直接导致的温室效应和气候变化不断危及人类生存的空间。为此,已有诸多途径来抑制温室气体的排放量,促进低碳经济的发展,推动技术创新。在可持续发展、包容性增长方针的指导下,低碳经济在我国整体经济格局中的重要性日益凸显。

在低碳经济的大背景下,碳排放权逐渐成为了一种资源,是企业的利润源泉。作为世界第一大温室气体排放国,利用碳排放权交易充分调动企业的减排积极性,提高减排的效率,对我国而言意义重大。我国的碳交易近年来在规模上发展迅猛,未来也有巨大的发展潜力,但仍存在着不少问题,如制度体系不完善、法规政策不健全等。对企业而言,很难在碳交易中取得主动权,这不仅限制了其在碳交易中实现利益的最大化,也在一定程度上影响了企业参与的积极性。

周宏春( 2009) 系统介绍了国外碳交易市场的形成条件,包括法律基础、交易规则以及进入市场交易的基本条件等,提出了我国利用碳交易市场降低碳减排成本、走上能源利用效率高和碳生产率不断提高的低碳发展道路的建议。范舒( 2010) 运用博弈模型,从非合作博弈和合作博弈两方面,探究了碳排放相关方的对抗与合作关系。 本文拟就高排放强度企业和低排放强度企业在碳交易中的博弈入手,利用Swarm仿真平台,对博弈行为进行系统仿真,根据仿真结果,探究碳交易市场的变化趋势。

2碳交易的相关概念

2. 1基本原理

碳交易是为了减少温室气体排放引入的市场机制,将排放权视为一种商品,利用市场实现减排资源的优化配置,使实际减排工作由减排成本最低的企业完成。目前, 我国的碳交易主要是基于 《京都议定书》规定的清洁发展机制( CDM) 项目。清洁发展机制中的一个重要环节就是核证减排量的使用,企业通过核证减排量来完成其减排指标。同时,核证减排量也可以在市场上进行交易。

碳交易的进行首先要由政府部门根据该地区的环境容量,推算出温室气体的最大允许排放量,并在初始阶段分配给市场的各个参与者。进而,碳排放权逐渐成为一种稀缺资源,在流通交易中形成价格。排放强度高的企业需要在市场中购买核证减排量,从而保证其排放量不超标。

2. 2碳排放权的初始分配

针对碳排放权的初始分配,目前主要有两种观点: 从公平的角度出发,建议以人口指标来分配碳排放权,即认为每个人都享有相同的公共权利; 从效率的角度出发,则以GDP指标来分配碳排放权,即认为每单位温室气体的排放都应带来相应的产出。

在本文中,以单位GDP排放量作为分配碳排放权的依据,对该机制下碳交易的博弈进行仿真分析。若ED为该地区温室气体最大允许排放量,GD为地区GDP总值, Gi为第i家企业产生的GDP,则第i家企业分得的碳排放限额为Ei= EDGi/ GD。

3碳交易博弈模型

3. 1碳交易博弈基本假设

本文中讨论的碳排放权交易发生在碳交易二级市场之中,假设所有市场参与者的目的都是实现自身利益的最大化,碳排放权的价格也由市场供求决定。因此,碳交易价格的形成主要受宏观经济环境、减排成本、外界政策和交易成本等因素影响。

假设碳交易市场的参与者可按照排放强度分为高排放企业和低排放企业,高排放企业在日常生产中的排放量超出其碳排放限额较多,面临着较大的减排压力,需要进行大幅度减排或购买碳排放量; 低排放企业的碳排放量超出排放限额较少,甚至低于其排放限额,减排压力不大,甚至有剩余的排放量可供出售。

假设不同企业会根据自己的利润函数采取行动,其行动也是不分先后的,即碳交易博弈为静态博弈。

3. 2模型的建立

将企业i正常生产排放的温室气体量记为Pi,若Pi- Ei> 0 ,则说明企业i的碳排放量超出限额,为高排放企业,在碳交易市场中主要为买方; 若Pi- Ei< 0 ,则说明企业i的碳排放量低于限额,为低排放企业,在碳交易市场中主要为卖方。设企业i在碳排放交易中的需求量为Di,则Di> 0说明企业i有出售相应排放量的意愿,Di< 0时表示企业i有购入相应碳排放量的需求。设企业总数为n,对整个市场,若 Σin= 1Di> 0 ,则表示供过于求, 若 Σin= 1Di< 0 ,则意味着供不应求。由此可以推算,在碳交易需求量为Di的情况下,企业i的实际减排量为Pi- Ei+ Di,则企业i减排成本函数为Ci= ki( Pi- Ei+ Di)2,其中成本系数ki与企业减排技术水平有关。企业的减排成本包括企业为提高单位排放量的产出而投入的技术成本以及为排放达标而减少产量的损失两个方面。考虑到企业在碳交易市场上的所得,若单位碳排放量的成交价格为x,则企业i在碳交易行为中的实际利润Mi为:

企业在碳交易行为中获得的利润由两个方面构成: 在交易中的所得和减排付出的成本,企业的决策需要统筹考虑这两个方面的因素。将利润作为目标函数,参数中x, Di均随时间t变化,每家企业都以利润最大化为最优决策,则t时刻企业i的策略可表示为:

对该地区总体的碳交易市场而言,在完全竞争市场的条件下,碳排放权的价格可由逆需求函数表示:

上式中的a,b为逆需求函数中的参数,其中b反映价格对需求的敏感性。逆需求函数中的需求由基础性需求和可变需求两部分组成,其中DB为基础性需求,即在所有企业可变交易需求供求平衡时的总排放需求,与该地区总排放限额ED相等,可变需求则为整个市场全部企业交易需求量的总和。考虑到实际市场交易中宏观经济形势和外界政策等因素对价格的影响,在供求博弈形成的价格基础上增加波动因子 σ ,从而形成下一时刻碳排放权的价格。

4模型仿真及结果分析

根据上述模型,运用Swarm仿真平台,对不同排放强度的企业在碳交易市场中重复博弈的过程进行仿真。令企业总数n =100,地区温室气体排放总配额量为500万吨, 即ED= 500,逆需求函数中参数a = 3500,b = 0. 007236, 初始价格为80元/吨,可得到如下仿真结果。

对博弈的演化过程进行20次迭代,仿真结果如图1 ~ 图3所示。由图1可以看出,碳排放权的价格随时间围绕初始价格上下波动,波动范围在50 ~115元/吨。图2、图3反映了不同排放强度的企业在碳交易行为中的平均预期年利润随时间的走势,其中高排放企业的利润与碳排放权的价格基本呈负相关,低排放企业的利润与碳排放权的价格基本呈正相关,并且两类企业对价格的反应都存在延迟。

对博弈的演化过程进行500次迭代,仿真结果如图4 ~ 图6所示。由图4可知,碳排放权的价格长时间在45 ~130元/吨的范围内波动。根据图5、图6所示,高排放企业在碳交易行为中的平均预期年利润在-65万~ -25万元的范围内波动,而低排放企业的利润则在15万~55万元波动, 两类企业的利润与碳排放权价格的相关性没有改变。

5结论及建议

本文中,将企业按照不同的排放强度进行分类,根据企业各自的策略,建立碳交易博弈模型。基于Swarm仿真平台,对博弈行为进行仿真分析,得到了碳排放权的价格和企业预期利润的变化趋势及相关性。在完全竞争市场的条件下,碳排放权的价格基本反映了其内在价值,市场呈现出的规律符合预期,市场机制的存在促进了减排资源的优化配置。