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上篇我们解答了两个问题:
第一问:电价和碳价分别在什么时候最高?
(来源:微信公众号“享能汇”ID:Encoreport 作者:享能汇工作室)
我们提到会涨价,那么看看最新数据:
以电力批发侧价格论,2021年第二季度,有省份在现货结算试运行中,实时市场屡次出现1元/千瓦时以上的超高价格,有出现在早上7:30分的,也有出现在晚上22:30分的,比发电上网标杆电价高出一倍不止,甚至高于用户侧目录电价。
至于碳价格,我们全国碳排放市场7月运作5天以来,CEA(中国碳配额)从开盘48元/吨,攀升至58.50元/吨;在地方市场,如GDEA(广州碳排放交易所碳配额)今年2-6月份,从30元/吨出头一路高涨至41.21元/吨。
如果我们把目标定得和国际接轨的话,根据国际能源巨头BP今年公开预测,2030年全球碳价格将达100美元/吨。
今年电力现货市场,某些时段高价频现,而碳市场价格则一路走高。
第二问:碳在哪里交易?
这一问牵出了对湖北合上海两个重要交易所的介绍。
上周五,全国碳交易终于正式启动了!启动仪式以北京作为主会场,上海和湖北作为分会场,也验证了这两个交易中心的重要分工(一个管交易,一个管登记)。
小编将在本篇接着讨论——电力交易和碳交易两者还有哪些不同?
1.
碳交易双方达成协议难不难?
根据上海环境能源交易所最新交易公示,7月21日,全国碳配额交易的品种之一“大宗协议交易”在连续3天零成交后,首次出现了10万吨成交额,每吨成交价在52.92元。
图:根据公示整理
所谓大宗协议交易,和“挂牌协议交易”都是全国碳排放权交易品种,具体是指,买方或者卖方可以与发起申报的交易对手方协议量价,或直接成交。
但两者在成交量和成交价格涨跌幅这两点上,要求有别:
大宗协议交易,乍听起来,有点像我们电力市场的“长协”,但如果读过本系列第1篇,会马上给予否定。
为什么呢?
我们在“电是实的、碳是虚的”篇幅就解释过,现阶段,电力年度批发市场(“长协”)具有严格的物理边界约束,电厂就是卖电方,售电公司或者批发用户就是买电方,这没得商量。
而碳不一样,在虚拟的碳排放权交易世界里,配额下放,角色平等,玩家既可以买,也可以卖,双边协议的两头可以互换。
可以这么说,若把运营初期全国碳市场,合同交易难度系数设为2.0的话,那么已经成熟的电力市场,买卖双方协商起量价来,难度系数最起码是7.0,到了今年,难度系数甚至可以飙到9.0以上。
这毫不夸张,各省售电公司每年跑“长协大战”的时候都深有体会,拿广东举例,比如2020年,有电厂(卖方)在长协大战初期“捂量”,后期低价抛量;比如2021年,上游原材料价格飞涨,煤价高企触发卖方市场(这里暂不深入探讨煤电普遍亏损经营情况),“求来求去,也买不到长协电量”成为广东不少售电公司的常态。为此,在6月份,省内交易组织方广东电力交易中心新增了“月度双边协商交易”品种,试图缓解这一态势,但根据小编实际交流,不少售电公司在7月份的交易谈判中依旧扑空,或拿到了口头承诺,但实际仍签不到合同,总之还是买不到电,只能寄希望于年内其他交易。
所以仅从交易对手方协商量价格的难度看,碳交易显然要简单许多——交易仅以履约为主要目的,并未形成动态的买方或卖方市场格局。
不过,千万别小看碳市场!
目前,全国碳市场只是引进了碳配额的交易(CEA),还未纳入CCER,各地方碳交易市场其实早就开发了更灵活的交易品种,比如去年,上海环境能源交易所SHEA市场首次引入了机构投资者入场,有偿参与碳配额购买竞价,以增加碳交易的灵活性。
而将来,实业和金融业肯定是碳市场的共同玩家,更何况,现在也只是电力行业40亿的碳配额市场而已,随着未来碳交易顶层设计框架逐步完善,玩家数量提升、市场变得更大、一级、二级市场交易品种丰富,随着我们越来越接近2030年碳达峰年,和2060年碳中和年,碳配额发放缩紧,碳交易的难度系数必然会随着整体的成熟而提高。
而对我们电力市场的伙伴们来说,国内电价和碳价耦合更是大势所趋。
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