2019年12月16日，国家财政部印发了《碳排放权交易有关会计处理暂行规定》的通知 财会〔2019〕22 号；
2019月12月27日，国家发改委印发了印发《全国公共资源交易目录指引》的通知 发改法规〔2019〕2024号。
2019月12月21日，国家发展和改革委员会印发《关于做好2020年电力中长期合同签订工作的通知》发改运行〔2019〕1982号
碳经济已经开始逐步进入大众视野。电力交易市场化加速推进和新能源电力全面走向平价和平民消费。在此，分享一篇往年的学习笔记，以兹兴趣者参考和行研深入备忘，后续将持续关注和研究。
（一）碳交易、CCER机制、碳资产管理及相关政策
1.碳交易的设计原理
图示涵义概括为：政府今后每年结合行业节能环保的专项要求的管理区别，给碳排放企业发放定额的碳排放配额指标（免费发放），两年一个考核周期，针对同行业同类别企业的免费发放碳排放配额指标逐年会减少，直至考核期限内排放达标后不再发放。碳排放企业根据自身生产排放能力决策是否进行节能减排技改投资，根据碳排放指标的考核缺口和指标盈余对“碳排放配额指标”实施“缺口外购，盈余销售”在环境交易所内进行市场化挂牌或竞价交易。
2.碳市场相关政策
2011年11月，国家发展改革委下发《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）宣布：在北京、天津、上海、重庆、湖北、广东和深圳共计七个交易所开展碳排放交易试点工作。2013年起，试点碳市场启动，并完成了四个履约期。2016年11月，国务院印发《“十三五”控制温室气体排放工作方案》（国发〔2016〕61号）明确提出，建立和启动运行全国碳排放权交易市场，各地区各部门和中央企业集团根据职能制定实施方案，明确责任目标，完善制度设计，确保2017年启动全国碳市场交易，2020年力争建成制度完善、交易活跃、公开透明的全国碳排放权交易市场。
2017年12月19日，国家发改委印发《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》发改气候规〔2017〕2191号，明确了将碳市场作为控制温室气体排放政策工具的工作定位，碳市场建设要遵循稳中求进的工作要求，明确了以发电行业为突破口（1700多家电力企业的碳排放总量达到30多亿吨），率先启动全国碳排放交易体系。下一步将抓紧开展八个重点行业的2016、2017年历史数据报送、核算与核查工作，有序推进配额分配，加快推进碳市场基础设施建设。
3.CCER抵消规则及资质报审
简单说，作为自愿碳减排新能源企业，在政府备案，取得“核证自愿减排量（CCER）”，可以进入碳市场交易，按照1：1比例替代碳排放配额（价格略低于配额）。
专家介绍，五大发电企业的新能源项目把申报CCER作为新能源项目建设的标配，目前北京交易所有53家新能源企业注册参与碳交易。CCER的管理交易机制如下图所示。
4.碳资产管理
截止2018年4月，全国7个试点地区共接近3000家企业纳入碳交易体系，累计配额成交量超过2.22亿吨二氧化碳当量，成交额近50亿元。
图示涵义概括为：利用碳排放配额和CCER，在碳市场进行实物和期货交易，控制公司碳排放额度完成履约的前提下，在碳交易实物和期货市场择机出货，创造利润。
（二）电力交易政策、交易模式
周立专专家从国家电改系列政策对电力交易市场现状及发展进行讲解，对售电公司在电力交易中的定位，发用电企业在电改新形势下如何定位等方面进行了讲解。
1.电力交易系列政策
电力交易市场下发了系列文件，明确了一是独立交易机构；二是放开增量配售点市场、放开输配以外的经营性电价、放开公益性调节性以外的发电计划；三是通过加强监管、强化电力统筹计划、强化提升电力安全高效可靠运行，要求加快从计划性向市场化转变，利用市场化手段提升“发、输、配、售、用”各环节的效率。
2.电力交易市场划分
国家在电力交易改革上，采用了国外成熟的两种市场模式，各省依照国家有关政策结合各省的社会经济、能源电力发展的市场特点，在两大类交易品种下（分散式交易；集中式交易），再结合各省网源结构、负荷需求，市场主体来开展不同细分领域的分项交易类型（如政府间协议、供需方中长协、周期内的市场集中或撮合竞价、新能源替代等交易类型）。从交易标的的属性上区分，电力市场只有实物交易（出厂电量交易）和权益交易（履约合同交易）两种。
国家境内在统一的政策和管理标准下是一个整体电力市场。但是由于各省区的能源电力产业情况，省级行政辖区内的管理标准和运行效率各不相同，在电力市场化初期自然形成了省内市场、省间市场和跨区域市场，各市场之间由于历史原因至今存在政策和机制壁垒。省内市场的发育依托各省份电改进度，总体上顺利，各省的交易规模都逐年增大。
针对跨区域市场，目前均由已经成立的国家级电力交易平台——北京电力交易中心和广州电力交易中心分别统筹负责。北京电力交易中心负责组织国网公司营业区域的跨省区交易；广州电力交易中心负责组织南网公司业务区域的跨省区交易。跨省区交易在政策上还处在摸索和试行阶段（已有案例）。2019年各省跨省区交易的相关文件会陆续出台，但目前跨省区交易的壁垒依然存在。
集中式电力交易市场演化趋势是以中长期（或长协）交易为主体，以月度摘、挂牌交易和日现货交易为补充的一个大权重专项交易市场。新能源电量的发电权交易是今后跨省区交易的重要交易类型。中长期（或长协）交易有向电力金融模式发展的趋势。
分布式、分散式电力交易趋势就是就近消纳，直接面对用户，基于输配成本和市场竞争环境，此类电源主要是参与到省内（地市级区域）双边、多边交易市场、部分电力产能盈余区域才有能力参与中长期（或长协）、现货市场。最终发展趋势是融入到智能微网等终端市场。
现货市场是基于电力商品的特殊属性和市场供需变化的不确定性而永远存在的专项市场。现货市场目前多数省份还未开通（全国目前只开展了六个试点），正在为全面推广积累经验。发展趋势是逐步显现金融属性。
（三）研讨总结
1.电力交易市场化提速，成熟交易市场有待孕育。
国家及省级电力交易中心全覆盖成立（西藏除外），特别是部分省份电力交易中心以纯粹的第三方服务平台挂牌开展业务，表明电改下的电力市场构成主体的组织机构改革有了实质性的进展。后续会加快完善和深化实施。
在国家级电力交易中心的组织下，出现了非政府协调（政府间协议）的跨省区电力交易业务，售电公司积极参与到市场，突显了发用电侧市场化需求决定电价的情况，为市场对资源进行优化配置起到了良好的率先示范作用。
各省目前对售电公司采取高额保证金等市场准入管理和差别化的交易管控机制。通过改革初期的“计划+市场”双轨制摸索和事后监管，淘汰部分售电公司，逐步提高了电力这个特殊商品交易期间的履约能力，为后续电力市场交易全面、规模化放开、完善管理机制等奠定了的基础。
2.新能源电力出现交易方式灵活和多种盈利模式。
新能源项目在我国地域化明显，采取跨省消纳（西电东送）符合国家策略，国家层面的跨省区电力交易，缓解了电力富裕地区的限电，降低了发达省区的电价，出现了非政府层面的跨省区发电权交易案例，省间壁垒逐步削弱。
可再生能源配额制（尤其是非水可再生能源配额）标准和约束机制以及配套定期发布的监测通报使得新能源电力交易和环境保护行业有机衔接，对新能源电力参与市场竞争提供了区域市场的布局方向，市场体量和定位目标。
碳排放在全国发电企业的实施，要求火力发电企业必须进行碳排放配额和CCER交易，新能源企业可以利用CCER获利、融资和置换发电权，经营模式多样化。
原标题：掌柜常问⑧——碳交易（CCER）和电力交易
