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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。
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