2020年9月22日，习总书记提出“中国将力争2030年前二氧化碳排放达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”；2020年中央经济工作会议将“做好碳达峰、碳中和工作”列为重点任务之一，并要求加速低碳技术研发推广，坚持以市场为导向，加快推进规模化储能技术发展。在此背景下，我国碳排放权交易加速发展。

一、碳交易规则

1.交易组织。生态环境部按照国家有关规定建设全国碳排放权交易市场，碳排放权交易机构负责组织开展碳排放权集中统一交易；省级生态环境主管部门按照规定确立本行政区域符合条件的重点排放单位名录。

2.覆盖范围。重点排放单位是属于全国碳排放权交易市场覆盖行业且年温室气体排放量达到2.6万吨当量的单位。配额管理机组分为300MW等级以上常规燃煤机组、300MW等级及以下常规燃煤机组、燃煤矸石、煤泥、水煤浆等非常规燃煤机组（含燃煤循环流化床机组）和燃气机组四个类别。

3.配额计算。根据机组碳排放基准值及2019-2020年的实际产出量，采用基准法对不同类别的机组设定单位供电（热）量的碳排放限值，重点排放单位的配额量为其所拥有各类机组配额量的总和。碳排放配额分配以免费分配为主，一般来说，全国碳排放配额逐年降低，从而实现整体的碳减排。

4.配额分配。省级生态环境主管部门根据生态环境部制定的碳排放配额总量确定与分配方案，向本行政区域内的重点排放单位分配规定年度的碳排放配额，各重点排放单位全年碳排放不能超过其分配的额度。

5.碳排放交易。交易主体是重点排放单位以及符合国家交易规则的机构和个人；交易产品为碳排放配额，条件成熟后增加国家核证自愿减排量（CCER）及其他交易产品；碳排放权交易通过全国碳排放权交易系统进行，可以采取协议转让、单向竞价或者其他符合规定的方式。

6.碳排放核查与配额清缴。重点排放单位编制上一年度温室气体排放报告报省级生态环境主管部门核查，核查无误后排放单位向省级生态环境主管部门清缴上年度碳排放配额。清缴量应大于等于省级生态环境主管部门核查确认的实际排放量。

二、试点省份规则对比

截至2020年，碳排放交易在北京、天津、上海、重庆、湖北、广东、深圳、福建8个省（市）试点，2837家重点排放单位、1082家非履约机构和11169个自然人参与交易。

1.覆盖范围。天津和湖北以工业企业为主，纳入门槛相对较高。广东（除深圳）将电力、水泥、钢铁、石化、造纸、民航等6个行业、年排放2万吨二氧化碳（或年综合能源消费量1万吨标准煤）及以上的企业纳入管理，这些企业占广东碳排放总量的70%。北京将重点排放单位设定为年二氧化碳直接排放与间接排放总量5000吨(含)以上、且在中国境内注册的企业、事业单位、国家机关及其他单位。深圳重点排放单位包括，任意一年碳排放量达到3000吨当量以上的、大型（或建筑面积达到一万平方米以上的）公共建筑、及自愿加入和市政府指定的其他碳排放单位。上海差异化设置了工业与非工业排放源门槛。

2.配额分配。包括免费分配和有偿分配两种形式，并以免费分配为主。北京、湖北、天津、深圳、上海和福建试点第一年的初始配额完全免费，其中，北京将不超过年度配额总量的5%作为调整量，用于重点排放单位配额调整及市场调节；湖北将不超过配额总量的10%，采用公开竞价的方式，用于市场调控和价格发现；天津在交易价格出现较大波动时采用拍卖或固定价格出售进行分配；深圳采用拍卖或固定价格出售分配配额，但还未明确具体实施方式和实施时间。目前，仅广东初始配额为有偿分配，并通过不定期竞价的形式发放；2020年，广东不同行业免费配额比例为：电力95%，钢铁、石化、水泥、造纸97%，航空100%。

3.配额交易。交易主体方面，包括纳入碳排放配额管理的企业、自愿参与碳排放权交易活动的法人机构、其他组织和个人。交易产品方面，上海、广东为碳排放配额；湖北、北京、福建、天津、重庆、深圳还包括中国核证自愿减排量（CCER）及其他依法批准的交易产品。交易方式方面，湖北采用公开竞价；广东采取挂牌点选和协议转让两种交易方式，与电力中长期市场的交易方式类似；深圳采用现货、电子拍卖、定价点选、大宗交易、协议转让等方式进行。

4.抵消机制。各试点均引入国家核证自愿减排量(CCER)作为抵消机制，即允许企业在完成配额清缴义务的过程中，使用一定比例的CCER抵扣其部分排放量，一吨核证自愿减排量相当于一吨碳排放配额。各试点对CCER的使用比例和要求各不相同，北京规定使用比例不得高于年度排放配额的5%；湖北规定使用比例不得超过企业初始排放配额的10%；天津、深圳则规定不得超出当年实际碳排放量的10%。

三、储能应用场景探讨

碳排放交易影响下企业面临四个选择：一是加大研发投入、开展技术创新，减少自身碳排放；二是实际碳排放超过配额时，从其他企业购买碳排放配额以抵消超出的碳排放；三是使用国家核证自愿减排量（CCER）抵销碳排放配额的清缴；四是当碳排放超过碳配额时接受政府罚款。

碳排放交易对企业的生产经营及决策产生重要影响，储能作为一种良好的技术手段，为企业提供了另一种应对选择，以下分发电侧、电网侧、用能侧三个场景探讨碳排放交易背景下储能的潜在应用价值。

（一）发电侧+储能

目前，发电行业受碳排放交易影响最大，碳配额逐渐减少将推动碳权价值与价格进一步升高，倒逼企业加快碳减排进程，减少对碳排放权的购买，甚至通过出售碳排放权获得收入。发电企业可以通过电厂技术升级改造、使用清洁发电技术等方式实现碳减排，而储能技术则为企业的自主能耗管理提供了灵活的策略选择，有利于企业参与碳交易及市场运营。

（二）电网侧+储能

碳排放交易推动落后的燃煤发电机组退出，促进清洁能源发展。随着风电、核电比例持续升高，系统调峰电源占比将逐步下降，系统惯量减小，系统功率调节难度加大，给电网安全稳定运行提出了新的挑战；合理应用储能技术能够提高电网的调节能力，保障清洁能源的并网消纳。

（三）用能侧+储能

碳配额总量趋势减少，高碳价将推升发电企业的碳排放成本，进而推升化石能源的使用成本，这意味着清洁能源的使用成本相对下降，企业将趋向于增加使用更便宜的清洁能源。储能能够适应用户灵活的用能需求，储存低价的清洁能源电量以降低用能成本。

对发电企业而言，储能作为一种技术手段能够丰富企业的经营策略与参与碳排放市场的交易策略；对电网而言，储能技术能够提高电网调节能力、降低安全稳定风险、保障清洁能源并网消纳；对用户而言，合理使用储能能够降低用能成本。总体来看，储能由于其技术特点，将在碳排放交易中获得广泛应用，碳排放交易也将进一步推动储能技术发展，促进储能规模成本的下降；储能技术的发展又将为市场提供更多的策略选择，二者相辅相成，共同促进碳达峰和碳中和目标的顺利实现。

碳排放权交易相关释义:

1.碳达峰：指二氧化碳排放量不再增长并逐渐减少。

2.碳中和：指通过植树造林、节能减排等形式，抵消产生的二氧化碳排放量，实现二氧化碳“零排放”。

3.碳排放权：指重点排放单位规定时期内的碳排放额度。

4.碳排放配额：指重点排放单位拥有的二氧化碳排放限额，包括化石燃料消费产生的直接二氧化碳排放和净购入电力所产生的间接二氧化碳排放，一般，1个配额即为1吨碳排放量。

5.碳排放基准值：指规定的不同类别机组单位供电（热）量的碳排放限值。

6.碳排放权交易：指交易主体开展的碳排放配额交易活动，碳排放权交易市场初期的交易产品为碳排放配额，适时增加国家核证自愿减排量和其他交易产品；碳排放权交易的基本原理，合同的一方通过支付另一方获得温室气体减排额，买方可以将购得的减排额用于减缓温室效应从而实现其减排的目标。

7.国家核证自愿减排量（CCER）：指对我国境内可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目的温室气体减排效果进行量化核证，并在国家温室气体自愿减排交易注册登记系统中登记的温室气体减排量。 

原标题：碳排放权交易规则及储能应用场景浅析