中国政府高度重视应对气候变化问题，已开展全国碳排放权交易市场建设，目前正进行二氧化碳配额分配。自备电厂是否需要纳入全国碳市场，何时进入碳市场，如何参与碳市场，政府部门和企业应采取哪些应对措施？这些问题对电力行业和全国碳市场建设都具有重要现实意义。
受国家应对气候变化主管部门委托，根据中电联理事长会议安排，中电联牵头成立调研组，在听取了石化、建材、钢铁、有色等行业协会及大型发电集团的意见后，先后调研了地方生态环境主管部门、注册登记及交易管理平台、自备电厂控排单位，了解自备电厂参与碳排放权交易试点情况，经多次专题讨论形成本调研报告。
报告介绍了自备电厂发展背景、发展现状及相关政策，总结了自备电厂参与试点碳排放权交易情况。截至2018年底，电力行业统计范围内，全国企业自备电厂总装机容量已超过1.56亿千瓦，约占全国全口径总装机容量比重的8.2%。其中，火力发电自备电厂总装机容量为1.53亿千瓦，占全部自备电厂总装机容量比重超过97%，占全国火电总装机容量的比重超过13%。
自备电厂的出现有着复杂的历史、体制、市场因素，与我国电力产业发展和电力供应能力密切相关。20世纪80年代末90年代初，随着我国经济快速发展，电力建设难以跟上经济发展的速度，全国处于缺电状态，大部分地区电价水平较高和拉闸限电频繁，严重影响了企业正常的经营秩序。在各行业严重缺电的情况下，政府“独家办电”的垄断体制弊端日益显露。国家开始出台措施鼓励“多家办电”，支持电力市场形成多元化投资主体，各地高能耗企业纷纷开办自备电厂，解决公有电网电力供应不足、可靠性不高或者用电难、用电贵等问题。
从燃料来源来看，现有的自备电厂可分为两类：一是利用本企业排放的废料或未能利用的副产品，通过自主设计自主运营或者合同能源管理方式进行发电，这些机组的容量取决于排放的废料及未能利用的副产品产量，所发电量主要供本企业生产所用。二是为满足本企业生产用电而建设的常规燃煤电厂，自主采购燃煤进行发电，所发电量在满足本企业生产所需的同时，多余部分按照协议规定可输至电网，不足部分从电网采购，即“缺电网供，余电上网”。
从发展优势上看，自备电厂一方面具备靠近终端负荷、管理效率高、利用小时数稳定等特点，可为企业及周边居民用户提供稳定、低成本的电力和热力供应，帮助降低企业用能成本。另一方面，自备电厂的电源机组容量一般较小，分布广泛，能灵活地承担调峰任务，更有成本优势。
自备电厂保障了企业在供电紧张时期生产用电需求，降低了企业特别是高载能行业企业的生产成本。其中，利用生产过程中余热、余压、余气建设的发电机组，以及热电联产类自备电厂还提高了资源综合利用效率；部分自备电厂还承担了局部地区的供热、供暖任务，在一定程度上促进了地方经济发展和社会和谐稳定。对于电力密集型行业来说，由于单位产品或单位增加值的电耗非常高，用电成本占总生产成本的比重较高，因此部分企业开始通过建立自备电厂来降低用电成本。
但是，在自备电厂发展过程中也出现了一些问题，如未批先建、批建不符，部分自备电厂能耗指标、排放水平偏高，国家有关政策落实不到位，基本未承担社会责任，运行水平有待提高等现象。其自备电厂成本较低不仅仅是因为电力的自产自销，还有多方面的原因，比如在承担社会责任方面，自备电厂普遍未按规定缴纳政府性基金及附加费，以及应承担的政策性交叉补贴。如公用电厂的成本包括政府性基金、农网还贷资金、三峡工程建设基金、城市公用事业附加费、库区移民后期扶持资金、可再生能源电价附加等多个项目。此外，公用电厂还要承担对居民、农业的交叉补贴。
经广泛调研，发现自备电厂参与全国碳市场存在主要问题有5个：
（1）自备电厂界定不清晰
影响自备电厂纳入全国碳市场的一个重要因素是“缺乏关于自备电厂的明确定义”。自备电厂与公用电厂的界定，一般由省发改委或经信委进行。当前针对自备电厂尚未有明确的定义及规范性的技术标准，部分工业企业对自有发电机组单元应当被认定为动力站、燃料车间，还是自备电厂存在认知争议。然而，现实情况来看，相当数量的自备电厂运营已接近公用电厂。尤其在电力市场改革及分布式供能背景下，自备电厂与公用电厂间界限更加模糊，且甚至开始功能转换。
针对“缺乏明确定义”问题，可采取的临时应对措施是在全国碳市场监测、报告及核证规则、配额分配规则中进行定义阐述。从长远来看，发电行业需要加快出台自备电厂相关管理及技术标准，推进规范化管理。
（2）自备电厂核算边界确定困难
核算与履约边界界定存在困难，是影响自备电厂纳入全国碳市场的又一因素。若将工业企业的主行业及自备电厂同时纳入碳市场，有可能导致企业边界内排放量的重复核算，从而影响全国碳排放总量被高估。
我国自备电厂主要集中在钢铁、电解铝、石化和建材等高载能行业，上述行业通常具备工艺复杂、流程长等特征。自备电厂是其生产工艺的重要环节，从碳交易试点情况看，常常存在因核算边界不清，导致碳排放数据核算不准确或明显差异的问题。以宝钢集团所属宝山基地和东山基地为例，二者分别位于上海和广东试点地区，同样类型机组，宝山基地根据电力板块和钢铁板块划分，将核算边界认定为燃煤、燃油机组，东山基地电厂按照所有燃料类型认定为燃煤、燃油、燃气机组，导致供电排放强度产生了较大差别。
针对“核算与履约边界界定”问题，可在专家答疑平台进行统一提问解答。
（3）数据质量低、配额分配复杂
温室气体排放相关数据指标统计不完善、精度频次难以满足发电行业温室气体监测、报告及核算要求，是自备电厂纳入全国碳交易的根本障碍。数据质量低主要原因，归结于当前自备电厂温室气体排放监管要求尚不明确、内在管理动力不足。针对碳排放关键数据缺失或不准确等因素对碳市场运行形成的可能冲击，可以“以自备电厂设计参数、燃料缺省高限值等作为履约依据”的措施，倒逼自备电厂完善碳排放监测及统计数据管理。
自备电厂配额分配规则更为复杂、研究相对较少也是影响其纳入全国碳交易的重要障碍。燃煤自备电厂与公用电厂在配额分配领域可同等管理。其他火力自备电厂则缺乏配额分配依据，并且情况复杂。针对其他火力自备电厂，建议在加强其温室气体监测、报告及核证的基础上，组织团队抓紧研究制定具体的配额分配方法。
（4）试点地区有待与全国碳市场并轨运行与衔接
部分自备电厂将面临全国碳市场与试点碳市场并轨运行问题。对位于试点地区的含自备电厂工业企业而言，根据试点纳入门槛规定，过去几年基本均已在试点地区按照主产品行业进行配额分配并开展交易。若将自备电厂纳入全国碳市场（发电行业），可能出现部分企业在试点地区按照主产品行业进行碳排放权交易的同时，企业内部的自备电厂将在全国碳市场进行配额分配及交易的情况。总体来看，企业同时参与两个碳市场交易，虽然能使企业对碳排放管理有更为深刻的认识，但也为企业碳排放管理工作增加了客观的负担。
针对该种情况，可以采取“试点地区的自备电厂随主产品行业同时进入碳市场”措施，也即全国碳市场初期暂不纳入试点地区的自备电厂。
（5）对碳交易认识不足、专业人才短缺
与公用电厂相比，自备电厂在碳排放权交易认识、温室气体排放管理制度体系建设及专业人才队伍培养方面尚存在明显短板。鉴于试点碳交易地区大多将自备电厂视为其主行业的组成部分，不单独进行考核履约，自备电厂从业人员对交易管理政策、MRV规则了解不到位的情况相对普遍。此外，自备电厂负责温室气体管控的专业人才配置相对较少，较难从容应对全国碳市场交易。针对自备电厂碳排放、碳交易能力建设薄弱问题，可依托行业协会、专业咨询机构等开展对应性培训，推动企业主体成为合格碳市场主体。
为此，提出四方面的政策建议：
一是将自备电厂分期分批纳入全国碳市场。将自备电厂纳入全国碳市场有助于国家实现自主减排目标，也符合“同等管理，公平承担社会责任”等文件精神。综合考虑全国碳市场与地方碳市场并轨问题、非燃煤自备发电机组配额分配方案的复杂性等因素，建议分期分批纳入，首批纳入的自备电厂不包含在燃料中掺有其他工艺系统产生的可燃燃料的机组。
二是采用统一碳市场管理规则。为了保障全国碳市场数据可靠性、规则公平性，首批纳入自备电厂与公用电厂采用相同的监测、报告及核证规则、配额分配规则。
三是强化自备电厂标准体系建设。抓紧时间出台相关标准规范，完善自备电厂定义，明确数据监管及配额分配相关规则。
四是加强能力建设。针对自备电厂碳排放、碳交易能力建设薄弱问题，依托行业协会、专业咨询机构等开展对应性培训，推动企业主体成为合格碳市场主体。
