全国范围的排污权交易有望在电力行业破题

　　环保部、财政部、国家发改委三部正在积极酝酿全国《电力行业二氧化硫排污权交易办法》，经过多次论证和讨论，目前已到第5稿，相关指导原则和政策框架已经搭建，有望今年颁布并择机实施。

　　排污权交易被看作节能减排的有效经济手段。此前一直处于地方试点和小范围试行中。三部委以电力行业为推行排污权交易%26ldquo;切入口%26rdquo;，是鉴于目前电力行业相关技术、统计数据和监管较为成熟。同时，解决酸雨问题和%26ldquo;十一五%26rdquo;减排压力，也使得火电行业成为优先控制领域。

　　电力先行条件成熟

　　%26ldquo;电力行业开展排污交易政策条件已经基本具备。%26rdquo;国家环保部环境规划院副总工杨金田对记者表示，业内一致判断，鉴于电力行业的现有的环保基础和技术手段，近期排污权交易有望在电力行业实现较大突破。

　　首先，电力行业已经具备了完善的排污总量分配办法。即%26ldquo;十一五%26rdquo;计划单列确定了电力行业的单独总量目标；出台了总量分配指南，制定了全国统一的按绩效的分配方法，明确了分配标准。

　　%26ldquo;目前大部分总量指标落实到源。%26rdquo;国家环保部环境规划院博士严刚称。

　　除此，相比其他行业和领域，电力行业的减排技术设备也有了成熟的基础。

　　%26ldquo;到2007年底，燃煤电厂烟气脱硫比例达到48%，预计到2008年底比例大约70%以上。%26rdquo;严刚判断。

　　同时，电力行业的监控手段也基本到位。据2007《主要污染物总量减排监测办法》，%26ldquo;国控%26rdquo;重点污染源必须在2008年底前完成污染源自动监测设备的安装和验收，也就是70%-80%以上火电厂安装在线监测。

　　从环保部获得的数据显示，目前全国已有3000多家电厂脱硫设施安装了在线监测，大部分已与环保部门实现了联网。华北网已经在线连网装机容量达到1亿千瓦以上，五大电力公司基本都实现连网。而国家已启动了环境保护业务专网系统的建设，实行排放数据联网，计划2009年完成。

　　另外，不同企业单位治理成本差异显著，费用节省潜力明显，为交易机制发挥作用提供了客观前提条件。

　　如电煤含硫率0.3%，平均治理成本3700元/吨。电煤含硫率3.0%，平均治理成本600元/吨。含硫率0.5%与含硫率1.5%，治理成本差异1倍以上。当发电机组从10万kW增加到60万kW时，单位SO2治理成本差异为60。

　　%26ldquo;大容量机组配套建设脱硫设施的社会效益显著好于小容量机组。%26rdquo;环保部环境规划院总工王金南称。

　　同时，电力行业排污交易的法律地位也基本解决。

　　根据2007年颁布的国务院《节能减排综合性工作方案》明确要求制定《二氧化硫排污交易管理办法》。此前2006年国务院关于%26ldquo;十一五%26rdquo;期间全国主要污染物排放总量控制计划的批复中指出，电力行业二氧化硫计划单列，到2010年底，电力行业二氧化硫排放量控制在951.7万吨，其中国家预留47.7万吨，用于二氧化硫排污权有偿分配和排污交易试点工作。

　　电力行业二氧化硫占全国排放总量的50%以上。如果电力行业有效减排，就能够有效控制中国未来二氧化硫排放的总量。

　　目前中国电力行业迅猛增长，火电装机容量和发电量大幅增加，是煤炭消耗和二氧化硫排放大户，2007年消耗煤炭量已经达到14.62亿吨，占全国煤炭消耗总量的56.7％

　　%26ldquo;由于电力行业高速发展，排污指标需求旺盛，总量指标变得越来越稀缺，排污交易机制能盘活总量指标，促进电力行业深度治理。%26rdquo;杨金田称。

　　相关细节政策有待讨论

　　由于目前地方试点中，排污交易和有偿使用政策推行存在着法律法规滞后问题，电力行业实行排污权交易首先要确立政策法规体系。

　　三部共同制定的《电力行业二氧化硫排污权交易办法》中，将对电力行业二氧化硫总量控制目标、分配方法、配额管理方法、交易程序、交易条件、惩罚措施等有所规定。

　　%26ldquo;目前框架已经搭建，但某些细节措施政策还在讨论。%26rdquo;一位参与政策制定的专家表示。

　　其中，如何确定排污交易价格就是讨论比较集中的地方。即价格是政府定，还是市场定？定的依据是什么？

　　%26ldquo;建议排污交易价格应由污染物边际处理成本和市场的供求关系决定。%26rdquo;上述专家认为，假如政府确定价格，偏离了排污交易%26ldquo;灵活机制%26rdquo;的内涵，影响交易市场发展，而政府主要定位为注重价格的引导。

　　但也有专家有不同观点，%26ldquo;在电力高速发展状况下，现在普遍存在排污指标惜售现象。如果按市场供求无疑会导致高价，对新进行业的企业不公平，妨碍竞争。%26rdquo;

　　还有，关于排污权初次分配问题，是有偿分配还是无偿分配？

　　%26ldquo;新建机组的初始份额获取机制尤为重要。%26rdquo;国家电网北京经济技术研究院专家马莉称，为了保证新的发电投资者的进入，从而形成充分竞争的电力市场结构，建议建立合理的新建机组初始份额获取机制。

　　%26ldquo;多半学者建议有偿分配，但也应注重新老企业的区别对待。%26rdquo;上述专家称，排污配额具有价值性，无偿使用可能会造成环境资源这种国有资产的流失。但相比新企业，老企业设备陈旧，环保投入压力更大，治理成本高，也需要有些优惠政策。

　　此外，建立怎样的交易平台也是政策制定者们需要考虑的问题。

　　参与政策制定的有关专家建议，建立全国排污交易管理中心，对火电行业二氧化硫排污交易工作进行统一管理。

　　%26ldquo;也可避免地方重复建设，降低交易成本。%26rdquo;该专家解释，这种全国性统一的平台，可以具体承担建立台帐、承办配额的登记、交易备案和划转业务、发布交易信息、汇总年度总量指标完成情况等。

　　也有观点认为，平台可以分区建立，比如采用%26ldquo;1＋3＋N%26rdquo;模式设立交易平台。即1个国家排污交易管理平台，3个区域性的排污交易平台，N个地方流域和省内排污交易平台，不同平台分工不同。

　　事实上，尽管全国范围的排污权交易还未启动，但相关交易管理平台建设已呈活跃状态。如去年8月，上海、北京两地的环境能源交易所相继挂牌开张。之后，武汉等省市纷纷提出要建立环境能源交易所、节能减排交易所、排污权交易所等交易平台。

　　%26ldquo;究竟如何操作？还得看最后讨论情况，但多个交易平台的可能性比较大。%26rdquo;上述专家称。

　　如何衔接其他环保政策？

　　除上述交易机制细节制度设计外，排污交易制度的实施还面临着与其他环境政策的衔接问题。即如何与总量控制管理政策和考核政策、排污收费政策、脱硫电价政策等的%26ldquo;对接%26rdquo;。

　　如%26ldquo;现有地方总量分配指标不合理，总量分配政策预期性不强%26rdquo;。严刚称，导致多余指标的企业%26ldquo;惜售%26rdquo;。有些虽有单独指标，但并没有单独考核，这影响了跨界交易。

　　此外，影响排污权交易的最大掣肘是缺乏完善的监管机制。

　　中国现行政策对在线连续监测系统还没有一个统一的政策规定，各地差别很大。如果执法不严格，即意味着超标或超总量得不到有效的控制，致使整个排放权交易的意愿不高、动力不足。

　　对此，王金南建议，与交易办法配套的政策需要同时推进。包括污染物排放总量分配政策、污染物排放指标有偿分配政策、排污许可证制度、污染减排目标责任制考核制度、严格的违法处罚政策等。这样，需要建设五大体系，即公平合理的分配体系，排污交易法律体系，污染源监测管理体系，排污交易市场体系，排污执法监管体系。

　　%26ldquo;应编制中长期总量控制规划，这样可增强政策预期性。%26rdquo;严刚称，分配指标和政策的稳定性，才能解决%26ldquo;惜售%26rdquo;和二级市场交易不活跃的问题，这在制定%26ldquo;十二五%26rdquo;规划中尤其值得重视。