独家 | ​​王志轩：中国碳市场建设的几个关键问题

二是行业企业开始行动。由于全国碳市场首先在发电行业展开，政府应对气候变化主管部门非常重视发挥中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）的作用，在气候变化职能调整前，国家发展改革委办公厅就委托中电联开展全国碳市场建设的相关工作；在职能调整后生态环境部气候司继续委托和指导中电联开展相关工作。根据工作需要，中电联密切与电力企业加强沟通和协作，在能力建设上，强化了电力行业低碳发展沟通协调平台和技术支撑平台建设。在2009年成立电力行业应对气候变化中心、2011年成立以电力企业为主体的电力行业应对气候变化协调委员会和具有社会代表性的专家委员会、2015年成立以发电企业工作层为基础的电力行业碳交易工作组的基础上，2019年又成立电力行业低碳发展研究中心。在工作内容上，在原来开展的碳市场及碳税对电力行业影响研究、电力行业低碳发展路线图研究、参与温室气体排放核算与报告要求（发电）部分的国家标准起草、二氧化碳排放标准技术体系研究等工作的基础上，又新开展了碳市场（发电行业）建设中的碳价机制研究、《发电企业碳排放权交易技术指南研究》《全国碳排放权交易信用体系研究》《烟气在线连续监测系统在火电厂碳排放监测领域的应用研究》等。对企业培训上，在气候司指导下，编写了碳排放权交易（发电行业）培训教材并开展了多方面的培训和工作研讨。在协助政府方面，对相关法规政策提出了意见建议，重点参与了发电行业碳配额分配方案以及碳市场运行测试方案的制定，已完成了《发电行业碳排放权交易市场运行测试方案（征求意见稿）》，完成了自备电厂参与碳市场的调研工作。

纵观国内外碳市场，其建设情况和运行模式不尽相同。我国试点省市碳市场设计各不相同，即使是较为成熟的欧盟碳市场其运行机制也经历了多次调整，并在不断完善中。这充分说明用一种碳市场模式不能包打天下。全国碳市场首先在发电行业开展，市场建设一定要符合国情，准确把握我国社会经济发展所处的时代背景，与电力行业的发展现状相适应。我国正处在历史上最为广泛而深刻的社会变革时期，处于近代以来最好的发展时期，处于全球治理体系和国际秩序变革加速推进时期，处于全面建成小康社会的关键时期，处在能源电力向清洁低碳、安全高效转型的过程中，这一时代背景决定了全国碳市场的历史定位和中国特色。

经过改革开放40年的发展，中国电力规模已为世界第一，同时，技术水平、能源效率、环保水平也进入了世界先进行列，总体上由电力小国、弱国发展为电力大国、强国。截至2018年底，全国全口径发电装机容量19亿千瓦；1978～2018年，装机容量增长33倍，装机容量从2013年开始位列世界第一；2018年，人均装机容量达1.36千瓦左右。全年全国发电量为6.99万亿千瓦时，中国发电量占全世界发电量约1/4，中国人均用电水平持续提高；1978～2018年，发电量增长27倍，全国发电量从2010年开始位列世界第一。解决了长期以来以电力短缺为主要特征的电力供需问题和14亿人口大国的无电人口用电问题，创造了世界奇迹。然而，中国仍面临发展不平衡不充分的突出问题，城镇化率水平低、发展需求大，未来相当长一段时期电力供需总量仍将持续增长。发电行业面临能源安全、可持续发展等重大挑战。

虽然煤电装机比重、火电发电量比重继续下降，但当前乃至未来一段时间煤电仍然是我国电力、电量的主体，中国电力仍然是一个巨大的高碳结构体系。在初期被纳入全国碳市场的电力企业约1700家，涉及二氧化碳年排放约30亿吨，将是世界最大的碳市场，且因我国燃煤发电机组平均运行年龄为12年左右，百万千瓦机组平均运行年龄5年左右，碳锁定效应明显，以煤电为主的电源结构使电力行业碳排放总量仍将增长，电力碳排放控制任重道远。

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。

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。

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。