全国性碳市场大概率明年投入运营，这让各大发电集团都感受到了压力。
建立碳市场，目的是以市场化方式实现温室气体减排。2013年以来，中国相继在深圳、北京等地建立了八个区域碳市场，全国碳市场预计明年开始运行，火电是纳入其中的首个行业，火电行业全年碳排放总量约40亿吨，届时所有火电企业都必须在碳市场履约其碳排放配额。后续将纳入其他八大高耗能行业，碳排放量将超过50亿吨/年。
国家能源集团火电装机量占全国六分之一，其碳排放量位列全国乃至全球首位。如果获得的免费碳排放额度为零，那么国家能源集团将为此支付百亿元。据《财经》记者了解，全国碳市场配额发放基准线暂未确定，但运行初期肯定会给企业发放比例较高的免费碳排放额度，未来再逐步收紧配额。
碳排放配额是控排企业每年得到的免费碳排放额度，若其实际碳排放量超标，就需要去碳市场购买差额，未超标则可出售富余的额度。企业必须不断减排，以应对不断收紧的免费碳排放配额。
“集团的火电企业在全国碳市场支付的费用目前难以准确计算。但可以肯定的是，如果不加快降低排放强度，未来支付的费用将越来越多。”国家能源集团碳市场负责人肖建平对《财经》记者说，“碳市场给火电企业带来了减排压力，再加上新能源抵消机制的出台，将大大促进我们新能源装机的增长，助推集团低碳转型。”
国家能源集团新能源发电装机占比在五大发电集团最低。据《财经》记者了解，该集团正在编制的未来五年发展规划里，首次设定碳强度目标，规定了碳排放下降的任务，计划以更大力度发展新能源发电。
五年摸清碳排放家底
与二氧化硫等其他污染气体排放量采取实测监控的形式不同，二氧化碳的排放量是根据企业能耗相关数据核算而得，因此，火电企业参与碳市场的首要任务是摸清自己的碳排放底数。
企业根据核算指南选择计算参数，得出该企业当年碳排放量。主管部门会给所有火电企业制定配额基准线，其与发电量、供热量、供热比、装机容量、机组类别、凝汽器冷却方式、负荷率、基准线等因素相关。火电企业需自行测算当年的排放量，再与分得的配额指标相比较，得出自己当年需要购买或可以出售的碳排放配额。
全国碳市场从2017年启动建设，至今尚未开始运营的原因之一，就在于碳排放数据的统计梳理对专业水平要求较高，工作量极其繁重。
国家能源集团在碳排放数据统计方面已耗时五年。肖建平说，碳市场是一个新生事物，相关的行业标准尚不成熟。各试点碳市场的基准线、计算参数，与全国碳市场又不尽相同。国家能源集团合并重组前的相关企业，从五年前就开始为参与全国碳市场做准备工作，包括碳排放数据的盘查，在管理制度和技术体系上建立新的模式等。
肖建平表示，目前国家能源集团已经摸清了旗下167家火电企业和9家自备电厂的碳排放数据，掌握了排放规律。集团旗下还有14家煤化工企业，每年均开展了碳盘查、为其将来纳入全国碳市场做准备。
全国碳市场初期纳入的火电行业全年碳排放总量约40亿吨，后续将纳入其他八大高耗能行业，碳排放总量将超过50亿吨/年。业内人士预计，“十四五”期间，煤化工、电解铝、水泥等高耗能行业将逐步纳入全国碳市场。
碳排放数据统计不仅是企业参与碳市场的前提条件，也是其制定碳市场策略的基础。碳资产管理咨询公司中创碳投副总经理郭伟对《财经》记者说，完成碳排放数据摸底之后，大型能源集团更大的挑战在于如何管理碳资产。比如，如何优化配置碳资产？如何平衡内部不同主体之间的利益诉求？以及何时在碳市场交易、交易价格如何？
一家企业一个交易平台
参与碳交易的企业须设法降低碳排放成本和履约风险，做到履约风险最小化、成本最小化，以及碳资产价值最大化。
国家能源集团的目标亦是如此。肖建平说，集团参与碳交易的企业数量多达176家，如果每家企业都自行操作，风险很大。而且，碳交易类似金融市场，专业性较高。因此国家能源集团对碳交易实行统一管理、统一核算、统一开发、统一交易的模式，整个集团以同一个平台参与碳市场。也就是说，国家能源集团旗下所有火电企业的碳资产均交由集团专业服务公司统一操作。
碳市场交易策略包括交易时机、买卖方向、价格区间、购买/出售量区间等要素。肖建平表示，分析市场信息和企业生产排放情况，才能不断完善交易策略。国家能源集团确立了“优先内部平衡、动态余缺调剂、整体集约管控”的交易原则。前期以安全履约为主要目标，集团内部优先交易。后期按照全国碳市场推进进度开发碳金融相关产品。
全国碳市场的运行除了需要一套完备的标准制度，还需要三套硬件系统：数据直报系统、注册登记系统和交易系统。这三套系统目前基本建成，预计明年将启动正式交易。企业往往也需要建立一套内部运营的信息管理系统，与之相匹配。据了解，国家能源集团建设了覆盖集团全部产业的碳资产管理信息系统，该系统与集团各产业的数据互通，具有碳账本和大数据中心的作用。
国家能源集团是国内最早以集团化方式参与碳市场的企业之一，已尝到了统一交易的甜头。以湖北省试点碳市场为例。根据自建的信息系统和数据模型预测，国家能源集团预期2018年湖北碳市场配额将出现短缺，碳价可能大幅上涨。在把握好交易时机之后，该集团当年在湖北碳市场采购价格比市场均价低7元/吨，节省履约成本400多万元。2019年，国家能源集团在湖北碳市场采购配额价格比同期市场均价低7元/吨，节省履约成本300多万元。
在碳市场运行比较成熟的欧盟地区，大型发电企业以统一平台参与碳市场是普遍模式。以德国最大的火电企业莱茵集团为例，为了集团完成整体减排目标，子公司各自分解相关任务，以最经济的手段完成集团整体减排计划。莱茵集团2012年的碳排放量将近2亿吨，到2019年底降至1亿吨。该集团计划在2040年实现碳中和。
中创碳投的郭伟表示，大型发电集团碳排放权重巨大，对碳市场的影响很大，集团统一参与碳市场可更好地发挥其规模优势。但在集团内部，也可能出现几家欢喜几家愁的情况。
由于碳排放配额履约的费用由各发电企业自行承担，个别企业可能会对统一交易提出质疑。肖建平坦言，在区域碳市场试点交易时，各火电企业对碳市场几乎都经历了从恐惧抵触到理性看待的过程。全国碳市场运行后，集团交易量会大增，面临的问题也会更多，“我们已经做好了迎接困难的心理准备”。
以碳市场推动低碳转型
碳市场在以市场化手段促进高耗能企业减排的同时，还通过设立可抵消碳排放配额的自愿减排机制（CCER），推动可再生能源的发展。
《财经》记者了解到，为了在2030年前实现碳排放达峰，国家能源集团“十四五”期间将在降低碳排放强度的同时，倾全力增加可再生能源发电的比例，具体目标正在制定之中。
风电、水电、太阳能等可再生能源项目均是潜在的CCER项目，可以抵消企业的部分碳排放配额。据国家能源集团测算，其旗下可再生能源项目每年可产生CCER1000万吨（1吨CCER可抵消1吨碳排放）。
肖建平说，CCER项目直接影响到集团的碳平衡和经营效益。国家能源集团将会把CCER项目与火电企业的碳排放统筹管理，统一开发储备CCER资产，最大程度地保障集团碳平衡。
但并不是所有的可再生能源项目都可以成为CCER，它需要经过相关部门的审批。当前CCER审批已暂停，业内预计会在全国碳市场运行后重启，并呼吁放开审批限制，实行普遍进入制，让所有新建新能源项目均可抵消碳排放。
郭伟认为，即使没有CCER抵消机制，碳市场启动后可再生能源发电项目也会获得比较优势，进而推动发电企业低碳转型。
国家能源集团的CCER总量虽然在全国较高，但其可再生能源发电占比是五大发电集团里最低的。截至2019年底，国家能源集团的发电总装机容量为2.46亿千瓦，其中，风电装机4116万千瓦，太阳能发电装机仅134万千瓦。
太阳能发电装机是国家能源集团未来重点提升的领域，该集团提出2020年－2025年新增光伏装机2500万－3000万千瓦，重点加大经济发达地区装机比重。
在五大发电集团里，可再生能源占比最高的国家电投集团的压力就比国家能源集团小得多，该集团的火电装机总量不到国家能源集团的一半，碳排放总量也不到后者的一半。截至2019年底，国家电投集团的可再生能源装机占比已超过50％。
而煤电装机总量仅次于国家能源集团的华能集团，也在加快提高新能源发电装机比例。截至2019年底，华能集团的可再生能源装机占比不到34％，在五大发电央企里仅高于国家能源集团。华能的新能源开发重点是：在三北资源区布局风光煤电一体化基地；在东部沿海，布局规模化的海上风电基地。
