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【南方能源观察】eo封面 | 碳市场迈入新阶段:发电央企的挑战与应对策略

2025-10-22 17:43:29浏览:85 来源:南方能源观察   
核心摘要:优化能源结构、推动技术创新、强化数据管理、完善碳资产管理
南方能源观察全文4019字,阅读大约需要8分钟未经许可严禁以任何形式转载 编者按 自“双碳”目标提出以来,“碳”这个曾经陌生的概念,正深刻重塑着经济社会的发展逻辑。作为减排主力的电力行业,在减碳道路上首先受到影响:2021年全国碳市场启动运行,电力行业率先被纳入。当前,电力行业对“碳”的认知已从概念走向成本与收益的具体核算,“十五五”的征程即将开启。 “十五五”是实现2030年前碳达峰目标的关键五年。以碳强度控制为主、总量调整为辅的“碳双控”制度将全面实施,这意味着电力行业不仅面临自身必须完成的减排硬约束,更肩负着建设新型电力系统、支撑能源低碳转型的使命。是挑战,亦是机遇。 在此背景下,发电央企作为“国家队”,如何研判形势、担当重任?大量运行寿命临近上限的传统煤电厂,站在了或淘汰、或改造、或彻底转型的十字路口,又将如何抉择?深圳妈湾电厂——这座运行三十年的“老兵”,其转型升级的探索可以提供哪些有益的启示?本期封面故事聚焦上述关键议题,从政策、市场与企业实践三大维度,立体剖析电力行业在这场广泛而深刻的变革中,如何探寻破局之路。 延伸阅读eo封面 | 王志轩:不能把电力行业越早碳达峰等同于全社会越早达峰 微信号:energyobserver 欢迎投稿,投稿邮箱: eomagazine@126.com韩宇 中国大唐集团绿色低碳发展有限公司 全球气候变化已成为人类社会发展面临的重大挑战,推动绿色低碳转型成为国际社会的普遍共识。我国于2020年9月明确提出“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和”的“双碳”目标,标志着经济社会发展进入全面绿色转型新阶段。 碳市场是实现“双碳”目标的重要市场化工具,碳市场的深化发展为发电央企带来了前所未有的挑战,也孕育着绿色转型的重大机遇。作为国家能源安全与“双碳”目标实现的主力军,发电央企需主动顺应碳市场发展趋势,优化能源结构、推动技术创新、强化数据管理、完善碳资产管理,全面提升绿色低碳发展能力,实现“降碳、减污、扩绿、增长”的协同推进,为实现“双碳”目标贡献央企力量。 01发电央企参与碳市场实践 及“十五五”形势分析 碳市场是利用市场机制控制和减少温室气体排放、实现碳达峰碳中和目标的关键政策工具,对降低全社会减排成本、促进能源结构优化、推动技术创新具有重要意义。经过多年试点探索,2021年7月,全国碳市场正式启动上线交易,成为全球覆盖排放量最大的碳市场,目前运行总体平稳,首批纳入发电行业重点排放单位2225家,覆盖约45亿吨二氧化碳排放量。截至2025年7月底,碳市场配额累计成交量达6.8亿吨,成交额超467亿元,碳价从48元/吨的开市价格逐步攀升至最高超100元/吨,近期稳定在72元/吨左右,市场活力稳步提升,减排效果逐步显现。 发电央企作为全国碳市场的重要参与主体,积极参与全国碳市场,经过3个履约周期的实践,已初步构建起系统化的碳资产管理体系,建立起碳数据管理、交易策略与专业履约能力,通过专业的碳资产公司统一管理,确保碳排放数据准确合规,顺利完成配额的清缴履约;通过市场机制有效降低了行业减排成本,增强了碳资产经营意识。同时,积极利用碳市场激励,加速能源结构绿色转型,大力发展风电、光伏等新能源,推进煤电机组节能降碳改造和灵活性调整,探索绿电绿证交易与碳市场联动机制。 近日,中共中央办公厅、国务院办公厅印发《关于推进绿色低碳转型加强全国碳市场建设的意见》(以下简称《意见》),明确了加快全国碳市场建设的总体要求、功能定位和中长期路线图,部署了推进碳市场更加有效、更有活力、更具国际影响力的各项任务,向全社会释放了碳市场建设的长期政策信号。《意见》作为全国碳市场建设的纲领性文件,是落实党的二十届三中全会关于健全绿色低碳发展机制、更好发挥市场机制作用、构建全国统一大市场要求的具体举措,标志着我国碳市场建设进入全面深化的新发展阶段,呈现出覆盖范围不断扩大、交易机制持续完善、金融属性逐步增强、国际合作深入推进等特点。 面向“十五五”,碳市场覆盖范围进一步扩大,配额分配也更趋严格,排放数据质量要求更高, 发电央企作为能源行业的“国家队”和碳排放大户, 面临保供与降碳双重压力,亟须深入研判碳市场带来的机遇与挑战,制定科学有效的应对策略,在服务国家碳市场建设大局中实现高质量发展。 02政策深化、推进提速, 发电央企面临多重压力与挑战 尽管碳市场的深化推进为发电央企带来了绿色转型的机遇,但随着市场机制不断完善、配额管控逐步收紧,发电企业也面临多重压力与挑战: (一)碳配额缺口和履约成本增加 随着“双碳”目标推进,全国碳市场配额分配基准值呈现逐年收紧趋势。《意见》已明确提出到2030年,基本建成以配额总量控制为基础、免费和有偿分配相结合的全国碳排放权交易市场,这意味着发电央企将面临更严格的碳排放配额管理和总量控制要求。同时,火电行业正加速向调节性电源转变,深度调峰、启停调峰成为常态,导致发电煤耗与碳排放强度上升,进一步扩大碳配额缺口。更为关键的是,火电碳排放成本目前无法通过电价向下游有效传导,企业需独自承担逐年增加的履约成本,对火电业务盈利空间形成显著挤压。 (二)碳排放数据质量管理要求提高 碳排放数据的准确性和可靠性是碳市场有效运行的基础。为确保碳排放数据质量,生态环境部对碳排放数据管理和核查提出了严格要求,《意见》也强调要加强碳排放核算与报告管理,严格规范碳排放核查,加强碳排放数据质量全过程监管。企业需建立健全碳排放数据质量内部管理制度,确保碳排放数据的准确性和可信度。这对企业的数据管理能力提出了更高要求,否则可能面临数据造假等违规行为的处罚。 (三)技术创新和转型压力加大 技术创新是发电央企实现低碳转型的核心驱动力,但当前企业在源头减碳、过程降碳、末端固碳等领域仍面临技术瓶颈。在火电领域,高效煤电、灵活调峰、低碳燃料掺烧等技术的研发与应用进度滞后,部分老旧机组“三改联动”(节能降碳、灵活性、供热改造)推进缓慢;在新能源领域,深远海海上风电、光热发电与风光电协同等技术尚未实现规模化应用,新能源消纳与存储能力不足;在碳捕集、利用与封存(CCUS)领域,技术成本高、产业化程度较低,尚未形成可复制的商业模式,企业面临较大的技术创新和转型压力,难以满足碳市场日益严格的减排要求。 03多维协同、系统应对, 破解绿色低碳转型困局 (一)推动火电转型升级,实现节能降碳与灵活调节双赢 火电仍是当前电力系统的重要支撑,需通过转型升级实现“降碳”与“保供”的平衡。加快推进煤电机组“三改联动”,持续推进汽轮机通流改造、余热深度利用及梯级利用改造,进一步降低能耗和碳排放水平,提升机组灵活调节能力。优化煤电结构,坚持“两个联营”,在大型风光基地及新能源富集地区建设支撑调节煤电;科学有序建设先进煤电,推进高参数燃煤项目与“上大压小”“退城进郊”等换代升级项目,有序淘汰落后产能。例如,中国大唐建成以内蒙古托克托电厂、山东东营电厂为代表的一批清洁高效先进煤电项目。其中,东营电厂采用世界首台“六缸六排汽”燃煤发电机组,设计供电煤耗257.8克标准煤/千瓦时;大唐郓城630℃超超临界二次再热国家电力示范项目以再热汽温630℃和发电热效率突破50%为示范点,主要设计技术指标达到煤电世界领先水平。有序推进火电低碳化改造,在农林废弃物资源丰富地区布局生物质掺烧项目,在弃风弃光严重地区结合绿氢制备开展绿氨、绿氢掺烧试点,在源汇匹配较好且机组剩余服役年限较长的地区推进CCUS示范项目,通过多元化技术路径降低火电碳排放强度。 (二)以技术突破驱动降碳增效,构建全链条技术创新体系 技术创新是破解降碳瓶颈的关键,发电央企应加大对清洁低碳技术的研发投入,建立企业技术中心或联合高校、科研院所组建产学研合作平台,重点攻关关键核心技术,例如,中国大唐搭建“224”科技创新体系(两级研发、两院支撑、四项机制),形成“集团统筹+院所攻坚+项目转化”的协同模式。通过设立科技咨询委员会、加大研发投入、实施工程硕博士联合培养,构建起开放高效的创新生态,为能源绿色低碳转型提供更强有力的科技支撑。 在火电领域,聚焦高效煤电、灵活煤电、清洁低碳煤电等技术研发与应用,重点开展新建大容量高参数技术及清洁供热技术,煤电机组快速启停及深度调峰技术,以及大型煤电机组耦合生物质和氨等低碳燃料掺烧技术的研究与应用。 在可再生能源领域,重点围绕风力发电、太阳能发电、水力发电等开展关键技术研发与应用,包括光热发电协同风光发电、新型光伏组件、深远海海上风电设计优化、特殊环境风能利用、高海拔高寒地区风电开发、风电场智能运维等方向。 在储能、氢能和多能互补领域,聚焦安全、高效、经济的长时大规模储能技术,重点围绕电化学储能、物理储能、热储能布局研发方向;围绕制氢、输氢和绿氢耦合利用等方向开展技术研发应用;围绕综合能源、多能互补、高比例新能源大基地建设开展技术研发与应用。 (三)强化碳排放数据管理,筑牢碳资产核算基础 数据质量是碳资产管理的生命线,发电央企需提升数据管理水平。建立规范的碳排放数据采集与核算体系,明确数据采集的范围、方法和频率,确保数据的真实性和准确性。按照国家相关标准和规范,对化石燃料消耗、电力消耗等产生的碳排放进行准确核算,加强对数据采集设备的维护和管理。加强碳排放数据质量控制与审核,建立健全数据质量管理制度,明确数据质量控制的责任和流程。定期对碳排放数据进行内部审核,及时发现和纠正数据中存在的问题。积极配合第三方核查机构的核查工作,确保碳排放数据的真实性和可靠性。提高碳排放数据信息化管理水平,建立碳排放数据管理信息系统,实现数据的自动化采集、传输、存储和分析。通过信息化手段,提高数据管理的效率和准确性,及时掌握企业碳排放动态,为碳资产管理和决策提供有力支持。 (四)构建全链条碳资产管理体系,融入企业生产经营全流程 碳资产管理已成为发电央企的核心竞争力之一,需从组织、制度、运营三个层面构建全链条管理体系。 在组织架构方面,在企业总部层面设立碳资产经营管理领导机构,统筹协调碳资产战略规划与重大决策;成立专业碳资产公司,负责碳配额交易、CCER开发、碳足迹核算等具体业务,形成“总部统筹+专业公司执行+基层企业落实”的三级管理架构。 在制度建设方面,完善碳排放统计核算制度,制定覆盖燃料采制化、碳排放监测、数据上报全流程的管理规范,确保数据的真实性和准确性;建立碳预算管理制度,将碳配额、履约成本、碳资产收益纳入企业全面预算体系,实现碳资产管理与生产经营的深度融合,确保与企业整体战略一致。 在生产经营方面,统筹燃料市场、电力市场与碳市场形势,优化燃料采购策略,优先采购低硫、低灰分煤炭,降低燃料燃烧碳排放;优化发电调度方案,实现“电—碳”协同效益最大化;加快CCER项目开发,重点推进海上风电、光热发电等符合方法学的项目,通过CCER抵消履约成本,提升碳资产收益。开展火电、新能源、水电、核电等电力碳足迹核算,以碳足迹为抓手打造绿色供应链,带动产业链降碳减排。此外,在企业的绿色供应链管理、大型活动组织等方面,积极使用CCER抵销碳排放,履行社会责任。 在绩效考核方面,建立碳资产经营管理考核激励机制,将碳排放强度、节能降碳成效、履约成本控制、碳资产收益率等指标纳入企业年度绩效考核体系,与部门绩效、员工薪酬挂钩,形成“激励和约束并重”的长效机制,激发全员参与碳资产管理的积极性。 编辑 黄燕华审核 姜黎

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