王志轩：中国碳市场建设的几个关键问题

二是随着风电、太阳能发电为代表的新能源发电实现了超高速发展，装机占比持续提高，但由于对电力转型的整体性、系统性认识不足，对转型的困难估计不足，应对问题的措施不力，叠加了一定程度的新能源无序发展问题后，新能源发电利用率低的问题仍然严重，如果不从市场机制上解决问题，则将可能是一个长期性、反复性问题，新能源发展会受到制约。

三是煤炭价格多年运行在高位，且由于部分地区在过去几年甚至更早存在煤电及各种电源无序发展以及电网电源不协调问题，加之电力转型等多种因素，煤电利用小时数持续下降，大面积煤电企业经营困难，2018年全国火电企业亏损面接近50%，不仅影响到企业的生存和发展，也影响到低碳电力转型。

四是电力系统优化不够。煤电机组的容量分布、地域分布、区域电网间分布不平衡，灵活性电源不够，电源电网不协调，使电网大范围优化配置能源电力的作用发挥不充分，消纳可再生能源的能力受限；电力需求侧管理作用发挥不够，尤其是需求侧响应方面短板明显；高效煤电机组低效运行，煤电替代散煤的作用发挥不充分，使煤电提效、降碳、改善环境质量的作用发挥不充分。

以上有关中国碳市场的时代定位和中国能源电力转型特色，是中国率先以发电行业为主体的全国碳市场建设模式区别于中国试点地区和国际上各类碳市场的根本原因。除了碳市场的基本功能和作用外，时代给中国碳市场建设提出新的试题：中国煤电机组平均能效水平和碳排放强度已达世界先进，部分机组达到世界领先水平，碳市场如何进一步挖掘煤电“低成本减碳”的空间？热电联供的能源利用总效率大于纯发电机组，碳市场如何促进热电联供的规模，加大替代散煤供热的力度？碳市场如何促进可再生能源电能的消纳，体现出可再生能源低碳的价值？碳市场在促进中国地区经济发展不平衡、电力系统优化方面如何进一步发挥作用？

三、配额科学、政策协调、主体协调、碳市场与电力市场协调是中国碳市场建设和平稳运行的关键所在

01

配额科学，调整有方

碳市场是最能体现市场作用和政府作用结合紧密的机制。发挥好市场机制的决定性作用和更好地发挥政府的作用，是设计好碳市场的总原则。其中，配额分配是碳市场的核心，也是更好发挥政府作用的关键环节。“适度从紧”配额已确定为中国碳市场建设的基本原则之一，也是业内共识。理论和实践都证明，没有“从紧”的配额，就没有市场活力或者市场的活跃度会降低。电力行业是基础性、公用性行业，配额分配应在不明显增加企业负担的基础上，激发企业参与碳交易的积极性，保证一定的市场活跃度，促进电力行业结构调整，降低企业碳减排成本。同时，由于中国火力发电技术水平和效率居世界领先水平，技术减排空间很小，要注意避免配额发放过紧的情况，否则会增大企业不合理的履约成本，严重影响到企业的生产经营活动，进而影响到电力行业的安全稳定运行。建议在目前形成的电力行业基准值配额分析方法共识的基础上，进一步凝聚共识，尽快确定配额分配方案。

现阶段提出的碳交易配额分配方案可用于测试阶段，目的是保障一定规模的电力企业实施交易。随着碳交易的逐渐深入，要采用配额调整和调节机制，结合交易过程中暴露的问题，随着MRV（二氧化碳监测、报告、核查）体系的逐渐完善，逐步调整基准线设置的精准度和覆盖面。

02

政策协调，低碳统领

虽然碳市场政策工具不可能解决所有能源电力发展问题，但与能源总量控制、煤炭总量控制、能效考核、可再生能源发展、保障可再生能源消纳等政策工具都十分密切。从问题导向出发，全国碳市场建设必须要考虑政策间的协调问题。做好目标协调。减排指标体系要简化，尤其是尽量减少定值约束性指标。我们应以我国向国际社会的承诺目标为依据，确定我们的碳减排指标体系，同时要根据应对气候变化形势的发展、我国经济发展和碳减排进展，研究更为科学的碳减排承诺目标，并及时修订相应的碳减排指标和目标。一方面，能源领域应对气候变化的核心指标是控制二氧化碳排放总量，且因为碳“总量”具有“加和”性和可交易性，宏观指标制定应尽可能向总量过渡。另一方面，我国正处在全面建成小康社会的关键时期，能源发展处于新的战略转型期，碳总量目标也很难确定，则可以考虑具有一定弹性的总量目标，或者用碳强度目标过渡。宏观总量指标向电力传递时，要考虑到电力转型对经济社会的影响，考虑散烧煤炭转换为电力时，虽然有利于提高能源总体效率和降低全社会碳排放的效果，却增加了电力碳排放的总量。在碳指标简化、目标明确的前提下，要加大政府部门在碳目标上的整合力度，建议由应对气候变化主管部门牵头，统一制定与碳指标、碳目标相关的政策性文件。同时，应大量减少与碳目标相关的文件数量和层次，在碳总量目标分解传递过程防止惯性层层加码。做好节能与减碳，可再生能源发展与减碳政策协调。目前来看，中国火电低碳发展与可再生能源发展是两股道上跑的车，各走各的道，没有建立起有效联系。只是在电力市场化制度设计中采取了鼓励可再生能源发电的机制。碳市场初期也主要针对的煤电，可再生能源没安排进入碳市场。但是从碳市场的根本机制看，扩大市场范围和交易品种有利于活跃市场，并可以在更大范围内实现低成本减碳。可以使企业不仅在煤电低碳发展上做文章、挖潜力，而且能够通过电力结构调整，促进能源电力低碳转型。这就需要进一步研究可再生能源与火电共同在碳市场中运行的机制。与碳市场交叉较大的是能源总量控制、煤炭总量控制、能效控制政策。从简单的逻辑关系看，好似污染排放、碳排放、废水排放都与能源（煤炭）总量和能效水平有关，即所谓的污染物“同根”“同源”，所以认为控制总量都可以从根本上解决问题。然而，现实中远远不是这样，粗放的生产和用能方式（如无污染控制治理措施的散烧煤等）的确是这样。我国实施了10多年的高强度污染控制要求，传统的工业污染源尤其是电力行业污染控制水平已世界领先，二氧化硫、氮氧化物和颗粒物可以通过脱硫、脱硝、除尘等末端治理技术措施直接去除。如中国燃煤电厂年用原煤约20亿吨，二氧化硫污染的年产生量近4000万吨，但排放到环境中的量约100万吨，因为通过脱硫装置98%的二氧化硫得到脱除，氮氧化物的95%、颗粒物的99.95%也得到脱除。此外，大气污染物对环境质量的影响与温室气体导致气候变化的影响，内在机制有本质不同，影响范围、影响后果也显著不同。由于污染物排放总量与环境质量的影响是非线性关系，且与影响区域的环境容量密切相关，不能简单将煤电总量控制或者污染物排放总量与改善环境质量直接挂钩，也不宜采取与环境质量改善无关的大范围污染物排放权交易。而温室气体对气候变化的影响与碳排放总量密切相关，且从理论上讲可进行全球范围的排放量交易，所以更适合于进行大范围的排污权交易。综合以上分析，对电力燃煤采用能源总量、污染排放总量控制，尤其是“一刀切”式的层层分解总量目标的方式已经到了非改不可的时候，否则，不能实现党的十九大提出的高质量、高效益发展的要求。采用碳市场机制实现全社会低成本减排是国家重大发展战略和措施，应当以此为统领，优化能源总量和能效控制政策。多策并举应是针对不同的对象，切不可对特定控制对象（发电企业）采用多策并举，不可将控制煤炭变成了控制电煤，不然不能实现调控目标，还劳民伤财，得不偿失。

排污许可“一证式”管理与碳排放管理协调。应对气候变化主管部门转隶至生态环境部后，有利于将控制温室气体排放纳入生态环境部的管理体系。当前，对于火电厂的污染排放管理，国家推进排污许可“一证式”管理制度，二氧化碳与其他烟气污染物都是燃烧产生，且同在一个烟道，对其排放管理好似理所当然地纳入这个体系。然而，这是一个必须高度慎重决策的重大事项。因为二氧化碳与常规大气污染物的性质、对环境的影响、处置或治理方式都不相同。常规污染物是对环境质量（环境中污染物浓度）产生影响，影响的空间范围主要在局地、区域，影响时间尺度为小时、日、年，排放核算尺度为小时，核算对象主要是排放浓度，污染影响与污染气象特征密切相关，工程治理措施广泛应用。而二氧化碳是温室气体，影响范围是全球的，核算时间尺度为年但影响时间尺度以百年计，核算的对象为总量，受技术、经济条件影响，碳捕集、利用、封存（CCUS）的工程措施在现阶段无法大规模推广。如果将现行的用于固定源污染物控制“一证式”管理手段，机械套用在二氧化碳管理、尤其是碳市场的管理上是难以适用的。应当针对二氧化碳排放特性和影响特性以及碳市场建设和运行的需要，提出适用于二氧化碳管理和监督的制度。

03

主体协调，企业为重

毫无疑问，碳排放控制、碳市场建设是影响到经济、能源、环境平衡的大事，涉及到中央政府各部门之间的协调，中央和地方之间的协调，发电企业、电网企业以及企业集团和企业间的协调。因此政策的出台、碳市场建设及运行，必须发挥合力，共同推进。由于电力工业的基础性、公用性、网络性、技术性等特点和二氧化碳排放影响与地域无关的特点，初期由发电行业构成的碳市场建设，在政府层面重点是做好中央层面气候变化主管部门、发展改革部门、能源行业主管部门的协调。协调的主要内容是与低碳发展相关的目标、政策一致性，碳配额的确定，碳市场与电力市场的协调。在行业层面重点是做好电网和发电企业间的协调，集团公司与所属企业之间的协调。全国碳排放权交易市场建设关系到整个电力系统，需要电网、发电企业甚至电力用户积极参与，发挥各自作用。全国碳市场启动后，并随着电力市场改革的深入推进，必然会对发电企业生产经营产生影响，保障复杂环境下电力系统安全的重任将落到电网企业。此外，随着碳减排目标的明确、碳市场建设的推进，将会对以往电网调度规则产生影响，发现更加适合碳市场和电力市场的调度规则，发挥电网在电力电量调度配置和保障电力系统安全的重要作用。因此，全国碳市场建设需要整个电力系统积极参与，发挥各自基础性、决定性作用。

电力企业作为碳市场参与主体，面对复杂的新机制仅靠简单理解和被动适应是不够的，碳市场运行后必然与电力市场不断融合，二者共同作用，会在很大程度上改变传统电厂运行模式和盈利模式。应持续加强碳市场能力建设相关培训，尽快掌握碳市场的机制和方法，通过基础建设和模拟运行，熟练掌握碳交易工具，并将碳市场与电力市场统筹考虑，使企业低成本碳配额履约与企业的总体效益结合起来。电力集团公司应当发挥总体优势，在集团层面统筹碳市场建设，使国家碳市场建设的有关要求在企业落到实处，并通过碳市场的作用，努力降低集团公司整体低碳发展成本。

04

市场协调，传导顺畅

一是价格传导机制协调。国家开展碳交易以市场机制推动节能减排，建议建立碳市场和电力市场联动机制，碳成本反映在电价中。按照碳市场的初步设想，全国碳市场初期以免费发放配额为主，之后免费发放比例逐年下降，火电企业承担的排放成本将越来越高。并网火电企业是公共服务企业，发出的电提供给社会，生产成本应该逐步传导给能源消费者，而不是电力企业单独承担。

二是电力市场中的低碳措施要与碳市场协调。在没有碳市场条件下，电力市场中有关节能减排的要求具有合理性。如在中发9号文中，将“坚持节能减排”作为基本原则之一。提出要积极开展电力需求侧管理和能效管理，促进经济结构调整、节能减排和产业升级，提高发展质量和效率，提高可再生能源发电和分布式能源系统发电在电力供应中的比例等要求。在具体要求中提出：“按照接入电压等级，能耗水平、排放水平、产业政策以及区域差别化政策等确定并公布可参与直接交易的发电企业、售电主体和用户准入标准”，“进一步完善和创新制度，支持环保高效特别是超低排放机组通过直接交易和科学调度多发电”。在配套的文件《国家发展改革委 国家能源局关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》（发改运行〔2015〕518号）提出：“煤电机组进一步加大差别电量计划力度，确保高效节能环保机组的利用小时数明显高于其他煤电机组，并可在一定期限内增加大气污染物排放浓度接近或达到燃气轮机组排放限值的燃煤发电机组利用小时数”。当碳市场建立好之后，这些规定应当重新调整甚至取消，否则碳市场的作用将难以甚至无法发挥。

原文首发于《电力决策与舆情参考》2019年8月2日第28、29期