2021年，全国碳市场首个履约周期正式启动，涉及2225家发电行业的重点排放单位。在碳达峰和碳中和愿景下，全国碳市场加快建设，为发电企业带来成本压力和挑战的同时，也为发电企业提供了低碳转型发展的机遇。随着其他重点排放行业陆续纳入全国碳市场，可以预见，碳资产管理将成为包括发电在内重点排放企业在满足碳约束的前提下，实现效益最大化的有效抓手。作为率先纳入全国碳市场的行业，发电企业需要深入研究碳资产管理策略。本文从发电企业角度探讨碳资产管理策略，同时结合试点碳市场建设存在的问题，提出完善碳市场的建议。

一、发电企业碳资产管理策略

（一）夯实数据基础，摸清碳资产底数

全国碳市场环境下，碳排放权将作为一种有价资产对企业生产经营产生影响。碳盘查是企业准确把握自身碳排放数据的关键步骤，是碳资产管理的基础。因此，发电企业需优化碳盘查工作流程，完善作业指导书，统一工作标准，提高盘查工作效率，保证数据质量，摸清碳资产底数，尤其要规范燃煤取样、制样形成综合样流程，解决元素碳实测数据代表性、准确度等技术难题。同时，应开展二氧化碳连续监测与核算法比对研究，推动新技术应用。全国碳市场启动履约交易后，尽管短期看碳排放权交易配额相对充足且免费发放，火电企业压力总体不大，但应未雨绸缪。为降低市场规模扩大和交易进一步活跃后，碳价波动给企业带来的经营风险，需借助信息系统及时汇总分析发电集团层面碳排放数据，根据配额盈缺变化及时开展交易，以规避履约期效应，降低履约成本。

（二）研究减排技术，减少绝对排放量

我国发电行业二氧化碳排放量约占全国二氧化碳排放量的40%左右，绝对减排是根本。碳市场环境下，企业需要灵活运用碳减排技术和自愿减排抵消机制降低履约成本。火电企业碳减排技术大致分为三类，光热煤电耦合和生物质煤电耦合等低碳燃料替代、常规节能技改、碳捕集与封存利用（CCUS）。自愿减排项目包括风电、光伏、绿电制氢、非二氧化碳减排、电化工合成燃料、林业碳汇等多种类型。这意味可再生能源企业可通过自愿减排项目获益，也利于促使以煤电为主的大型发电集团加快电源结构转型，提升新能源发电装机占比。

决策实施节能技改项目时需特别注意，长远看，随着碳约束的增加，市场中化石燃料供大于求，价格会逐步下降，可能会远低于节能项目收益测算时所节省化石能源的价格假设，原本可行的技改项目将面临投资无法收回的风险。此外，日趋严格的碳约束和环境约束会使火电机组度电成本剧增，实施技改项目的火电机组本身可能由于缺乏竞争力无法在市场中生存。

（三）建立市场分析模型，提高碳价走势预测能力

深入研究预测碳价走势的市场模型，掌握碳资产背后的科学规律，提升碳资产管理智能化水平和碳价走势分析预测能力。建设多市场综合信息平台，为模型分析及交易决策夯实数据基础。建立低碳发展目标宏观分析模型，根据碳达峰及碳中和等目标，研究各行业碳减排分解任务目标、时间表和路线图，预测中长期碳排放量，估算减排成本，分析中长期碳价走势。建立基于数据驱动的短期碳价预测模型，分析宏观经济、财政货币政策、金融市场、能源电力市场、气象预测等因素对碳价的具体影响，提高短期碳价走势分析预测能力和交易决策能力，将交易行为逐步精细化。建立集团公司履约优化决策模型，权衡主动减排与市场购买碳配额间的成本高低，优化投资和交易策略组合，优化生产调度，根据市场价格信号及时调整仓位，规避风险，锁定收益。

（四）建设人才队伍，以专业化管理控制交易风险

碳交易具有金融属性，面临价格波动、流动性不足、市场操纵、操作失误、信息泄露、资金不到位等多种风险。欧盟能源电力市场化程度高，能源企业都设置了完整的交易机构，由专业团队负责煤炭天然气电力交易。因此，2005年欧盟碳市场启动后，直接引入碳金融衍生品，企业将碳交易视同为能源大宗商品交易管理，除现货交易外，能够熟练运用碳衍生品交易包括碳远期、碳期货、碳期权和碳互换等工具控制和对冲市场风险。其中碳期货的交易规模最大，占欧盟碳市场交易总量的90%以上。我国发电企业缺乏灵活运用金融工具的能力和经验，需要研究国外先进能源企业碳资产管理的做法，加强交易团队建设和能源交易从业人员培训，用碳交易专业化管理，控制对冲企业的碳排放成本。

同时，发电企业需借鉴期货、基金等金融行业经验，建立碳交易风控体系，做到事先预防、事中监督、事后分析，实现交易全流程管控。建立碳交易信息系统，从账户管理、资金管理、交易授权、风险指标监控等方面管控交易风险，提高管理效率。

二、碳市场建设完善建议

（一）推进立法，让碳市场建设与运行有法可依

全国碳市场高度依赖政策设计，现阶段迫切需要加快碳市场的立法进程，明晰碳排放权的法律属性和资产属性，满足碳排放权分配和交易过程中的法律支撑，赋予碳市场监管执法的法律依据，保证严格的市场监管，保障碳市场顺利运行。夯实碳市场的法律基础，也有助于开发与碳排放权相关的金融衍生产品和业务，将碳市场与资本市场链接，更好发挥碳市场资源优化配置、价格发现功能。

（二）完善市场设计与机制，提高市场规模与活跃度

我国试点碳市场以现货交易为主，碳金融衍生品开发较少，并未形成真正的碳金融市场。相关碳债券、碳质押、碳托管和绿色结构性存款等探索和创新还都处于示范性质，尚未形成规模化交易和标准化的交易体系。试点碳市场的排放主体，多为按期履约完成清缴，交易不活跃，履约期效应明显。在近日发布的《碳排放权交易管理办法（试行）》中，碳排放交易采取的单向竞价和协议转让方式均为现货交易，可能仍存在线上交易流动性不足等问题。鉴于碳市场建设和运行的复杂性和潜在风险，需要坚持目标导向和问题导向，从国家层面设立专门的研究机构，加强市场顶层设计，根据发展情况及时评估，在政策制定、机制设计等方面加以修正完善，建设高标准市场体系，提高市场规模与活跃度。

（三）加强制度协同，突出碳市场降低温室气体排放的功能

除碳市场外，与温室气体减排相关的政策工具还包括绿证、用能权交易等，不同政策之间存在重叠，易导致企业面临多重政策的同时约束，增加企业负担；也增加了碳市场减排成本的测算难度，影响碳市场功能发挥。

降低温室气体排放归根结底要靠经济和能源转型，因此碳市场需要加强与其他市场机制和配套政策衔接。例如，逐步引入抵消机制，允许排放企业使用自愿减排量和碳汇完成履约，提高排放主体之外企业的参与度，关注可再生能源发电项目减排方法学中额外性论证基准分析法采用基准对全投资收益率要求的合理性（根据现有政策，全投资收益率8%以下的可再生能源发电项目才能开发ccer）；完善电力市场化机制，以便实现碳排放成本的顺利传导；明确配额有偿分配资金用途，以便实施配额有偿分配。

此外，碳市场机制的优势在于实现全社会低成本碳减排目标，因此，全国碳市场建设初期，需要在减税降费、优化管理、简化市场环节、鼓励使用抵消信用履约等方面给予进入市场的重点排放企业政策支持，以便降低市场运行成本，增加市场流动性，给市场成长的时间和空间。

注：本文作者国家能源集团龙源（北京）碳资产管理技术有限公司总经理、党委副书记魏子杰。