碳市场鸣锣开市：要以碳统领来统筹其他效率，以碳排放量为统一考核标准，通过市场化手段推进碳资产地位的确认，才能有效解决当前电力发展的主要矛盾，引导产业结构重组。

　　四年磨砺，七省市试水，以市场机制减少温室气体排放，以碳交易体系推动我国电力工业绿色发展的创新举措，终在2017年底落下实锤。12月19日，国家发改委印发《全国碳排放交易市场建设方案（发电行业）》（以下简称“方案”），提出通过配额制赋予碳排放权商品属性，使其具有稀缺性，允许配额在减排成本不同的企业间通过交易手段自由流动，以达成减排目标和经济收益多方共赢的效果，碳市场将成为推动我国电力清洁低碳发展，体现国家意志，履行应对气候变化国际承诺的强劲东风。

　　根据国际能源署（IEA）公布数据，全球电力行业（含热力）碳排放总量占比全球碳排放总量超过四成。在我国，受能源资源禀赋制约，长期以来电源结构以煤电为主，煤电发电量占比超过70%，每年消耗全国煤炭近半，是温室气体排放大户。随着国家低碳发展政策要求逐步提高，以及在《中美元首应对气候变化联合声明》、巴黎气候大会上所作国际承诺，促使电力行业加快低碳转型。近十年来，电力行业通过技术创新和结构调整，发电效率和新能源装机比例不断提升，技术减排和结构减排取得显著成效，有效削减了电力行业温室气体排放，同时电力行业碳排放强度持续下降。但随着技术减排空间压缩和成本提高，探索更经济有效的碳减排途径十分必要。

碳排放权交易是利用市场机制以低成本控制温室气体排放的重要措施，欧、美国家已有较为成功的实施案例。2013年开始，我国陆续启动七省市碳排放权交易试点，并对配额分配、基准线、交易平台等关键环节进行了深入研究。通过试点实践，试点市场的参与者、交易量不断增加，履约率不断提升，试点范围内的碳排放总量和强度呈现了双降的趋势。但同时，试点经验中也暴露出碳市场顶层设计机制缺失，市场活跃度低，发电企业生产经营压力增大，以及对碳交易认知不足等问题。2017年，发电行业率先启动全国碳市场，首批进入碳市场的电力企业达1700多家，排放量超过30亿吨，其规模已远远超过世界上正在运行的任何一个碳市场。无论是从国家立法层面，还是就企业执行层面，如何利用好碳市场这把“双刃剑”，运用看不见的碳交易手段实现看得见的经济效益和环境效益，都需要在“摸着石头过河”的过程中不断总结和完善。为此，本刊特专访中国电力企业联合会专职副理事长王志轩，就电力企业参与碳市场、碳市场顶层机制设计，以及碳市场构建路径进行深度阐述和解读。

　　市场减排是我国电力绿色发展的最优手段

　　目前，我国仍处于工业化中后期阶段，电力行业在较长时期内还将保持中高速发展。截至2017年底，我国发电装机已达17.8亿千瓦，全国全社会用电量6.3万亿千瓦时，人均用电量4538千瓦时，人均生活用电量625千瓦时，但人均指标不及欧美等工业化发达国家的一半。从全社会低碳发展要求看，提高电能比例是趋势，国家电力发展“十三五”规划预测到2020年电能占终端能源消费比重将达27%。由于我国能源资源禀赋以煤为主，决定了煤电在一段时间内仍将是支撑我国能源电力转型的基础。

　　“近年来，由于受到燃料成本价格不断攀升及环保改造投入持续加大的影响，煤电企业生产经营压力陡增，节能减排空间趋窄。”王志轩介绍，首先，经过多轮节能减排技术改造，现役煤电机组的节能减排技术处于世界先进水平，节能降耗潜力已被充分挖掘，继续提高减排效率的空间有限，再改造经济投入巨大；其次，随着风电、太阳能等可再生能源发电比重的快速提高，越来越多的煤电机组参与调峰，年利用小时、负荷率持续走低，影响机组运行经济性，特别是大容量、高参数机组参与调峰，不能在最佳工况下运行，低能耗优势无法有效发挥；其三，通过煤电结构调整节能的潜力逐步下降，以新增机组的方法优化煤电机组结构降低供电煤耗的空间越来越小，加之煤电环保设施的持续改造，总体上增加了烟气系统的阻力，从而增加了能耗。

　　从电力发展趋势看，通过以往强制性技术标准推进深度减排的空间已逐渐收窄，只有通过机制引进和创新，利用市场手段才能更好地挖掘减排潜力。通过建设碳市场，利用碳约束倒逼电力结构优化，挖掘减排空间，淘汰化解落后产能；通过碳交易，发现碳价格，从而使低碳发展的价值真实地体现在具体企业的经济活动和生产运行中，使可再生能源发电技术更具经济竞争力；通过市场机制，发现不同企业在技术、管理等各方面的差异，在达到减碳目标的前提下，使减碳成本更低的企业获得收益，使减碳成本高的企业实现低成本减排，从而整体降低各个企业碳减排成本；通过碳资产运作、碳金融等活动，扩大低碳发展空间，促进形成新的技术减排潜力，引导低碳技术新兴投资的蓬勃发展。

　　从短期来看，碳排放交易政策的推行毋庸置疑将推高发电成本，但从长远来看，其对企业发展的正面激励作用不仅体现在对企业节能技术改进的激励，同时也有利于增加企业管理的广度和深度，有助于企业改进管理方式、提升管理水平。从企业的角度，碳资产具有准物权属性，同时也具有一定的金融属性。一方面碳资产管理属于全新的管理内容，需要逐步通过实践积累经验，最终形成完整的管理制度和体系；另一方面，碳资产管理涉及碳排放权配额管理、核证自愿减排量（CCER）、碳排放权交易资金管理等诸多方面，需要企业逐步摸索和实践。

　　“虽然现在对于煤电企业来说减碳空间很小，但并不等于没有空间。目前常规污染物的控制对燃煤电厂来说基本告一段落，所以今后企业发展的思路要向低碳方面转移，决策层要更加注重碳管理，提高对碳交易的认知，同时要向降碳技术方面发展，人、财、物要向碳市场、碳收益、碳资产方向倾斜。碳市场启动后，将会倒逼企业研发新技术，拓展减排空间，引导和加速新兴投资。”王志轩强调，碳市场是达到同样既定目标情况下全社会碳减排成本最优的手段。

　　新时代、新理念和新机制，都要求企业进一步提高管理水平，决策层更加注重碳管理，提高对碳交易的认识，把重点转移到碳排放控制上来，从我国能源绿色发展的整体规划出发来设定企业自身低碳发展战略。同时，确保在节能环保改造、技术研发等方面投入更多的财力和物力，探讨利用自动监测系统监测碳排放，并与现有系统紧密结合，以数字电力控制污染物排放；对所属电厂进行设备改造，进一步提高设备运行和维护水平，保证设备高效运行，减少非计划停机情况下启停过程中的超水平能耗和排放。

　　构建以低碳为统领的电力绿色发展体系

　　“目前我们对于控碳或是控煤的认识上还存在很多误区。要构建碳市场的顶层设计，首先要认识到，在目前控煤不是突破碳约束的关键，是否实现低碳才是推进电力绿色发展的成败要因。”王志轩说，“要以碳统领来统筹其他效率，以碳排放量为统一考核标准，通过市场化手段推进碳资产地位的确认，才能有效解决当前电力发展的主要矛盾，引导产业结构重组。”

　　长久以来，关于“去碳化”与“去煤化”的争论不绝于耳，而对于以煤为主的我国能源结构和资源禀赋而言，单纯控制煤炭的使用量来达到减碳目标并非最佳选择。目前我国通过技术手段、结构调整、以及市场和行政手段，在提升非化石能源占比，控制碳排放总量、碳排放强度方面取得积极成效。在我国碳减排宏观目标确立的基础上，应以低碳发展为统领，建立健全配套法规政策体系，与电力体制改革有效衔接，通过市场化手段，鼓励和创新低碳能源生产和消费。

　　“从目前碳市场推进的程度来说，我国碳市场建设已经有了一定的法规基础，这是以国家战略和政治决策为统筹，在全国人大的决议和电力发展五年规划里都有推进碳市场建设的具体表述。但目前，碳市场的法律基础不牢，还不能做到法制化管理，应当加快推进依法减碳进程。”王志轩认为，“碳市场说简单就简单，说复杂也相当复杂。顶层设计是一个全局性、系统性、综合性很强的命题。由于碳市场涉及到专业领域、地域、主体、政府机构等方方面面，在碳市场的立法中应当站在新时代的高度，结合政策体制改革完善原有的法律法规架构。现在虽然有了一定的法规基础，但是顶层设计还没有完全的明确，缺少法律层面上的制度。在部门关系、基本原则等方面都需要进一步明确。”

　　市场导向，政策先行，清晰明确的政策是实施碳排放交易的基础。目前电力行业实施与碳排放交易相配套的法规政策和相关制度尚不完善，有关碳交易的法律和相关政策缺失，如应对气候变化法、碳排放权交易管理条例、碳交易市场规则等尚未正式出台。同样，对于现有法规政策也有待进一步完善，能源资源、节能降耗、污染物减排等法规政策对电力企业低碳、环保、节能等要求存在交叉、矛盾、不合理等问题。由于节能、减碳、减常规污染物之间既互相促进，也有互相矛盾的情况，法规政策间协调不够，将直接触及各种目标之间不协调的矛盾点，导致电源与电网不协调、可再能源发电无序发展、煤电发展定位摇摆等问题，影响到节能、环保、减碳之间的协调和衔接。比如过度环保要求会增加能耗；过度节能会增加水资源等消耗，节能并不一定减碳等，还影响到强制性的限额要求与排污权交易等市场机制在应用上的矛盾；节能、环保调度与经济性的矛盾，减少弃风弃水与煤电利用小时数下降造成能耗升高的矛盾等。

　　“目前，在立法层面急需整合现行的各种与低碳发展相关的政策、制度和标准，为科学推进碳市场、更好地发挥碳市场作用提供有利条件。”王志轩介绍，党的十九大提出要更好发挥政府的作用，健全财政、货币、产业、区域等经济政策协调机制。在碳交易市场组建初期，政策的整合和政府职责的协调要同步推进。在碳市场和碳税的选择上，能够采用碳排放权交易的应尽可能采用，当不宜采用碳排放权交易时，应考虑碳税及其他政策工具，但是政策之间不宜交叉矛盾。如节能量控制、绿证等，要与碳市场相协调，当交叉不可避免时，应给予企业充分的选择权。当然并不是说将所有政策合并归一，而是要化繁为简，科学配置各种政策机制。同时，要加强和整合与碳排放权管理有关的政府机构的职责，统筹考虑各类机构设置，科学配置各部门权力，明确职责。在碳市场管理上，要进一步明确界定中央和地方政府职权，主管部门和其他部门的责任。政府部门权力的重新配置是整合各种政策的关键要素。

　　碳配额适度从紧是碳市场平稳建设的核心

　　“真正完全市场化的碳市场交易，就是所有企业共同参与配额拍卖，但是拍卖的形式对于刚刚起步的碳市场来说风险程度过高。就像电力市场组建初期的乱象一样，发电企业明明知道电价低于发电成本，还要赔本赚吆喝。为了避免重蹈覆辙，目前还是以配额免费分配为主，以行业基准线法适当考虑机组的先进性和产业政策低碳化的调整方向，以度电社会贡献值为评判标准，适度给予先进性机组一定的倾斜，促进产业结构加速调整。”王志轩介绍。

　　从国内外已有的碳市场运行情况看，过松的配额造成碳价持续低迷,如前几年的欧盟碳市场，几乎体现不出碳成本对生产经营环节的影响，碳市场成为摆设。但是，过紧的配额，必然会过多提高参与碳市场企业的成本，也会使这些成本最终传导到全社会，影响到经济的平稳健康发展。

　　目前我国碳排放配额的分配方式和松紧度根据试点地区政策的不同而各有差异。七省市试点电力企业碳排放交易配额分配方法各有特点，多数试点（如北京、天津、重庆）对于既有设施采用的是以历史排放强度为基数的历史强度法，这种方式会造成配额过剩、市场交易低迷的情况，而以行业基准线方法作为电力行业配额分配的方法，能够鼓励先进、倒逼企业革新技术、节能减排。在基准线设定方面，如基准线水平过于宽松，则容易导致碳交易体系低效甚至无效运行；而过于严格，也会给控排企业造成过重的负担，增加碳泄漏的风险。对于电力行业而言，基准线水平设定需要综合考虑能耗限额标准、技术发展现状、减排能力、地域特征等因素，最后得出一个公平合理的行业基准线。

　　“我国作为负责任的大国要践行国际义务，履行国际承诺，所以碳排放总量目标要稳，不能冒进，要有一定的弹性。但是绝不能放松碳减排的要求和能源转型的进程，所以在配额分配上要适度从紧，这是基于在构建绿色、低碳、循环发展的经济体系和构建清洁低碳安全高效能源体系要求下，促进低碳转型和提前完成减碳总目标的先决条件。”王志轩介绍。

　　要做到总量“适度从紧”，一是要把国家控制温室气体排放的总要求和能源转型战略密切结合起来，考虑好火电机组尤其是煤电机组在能源转型中的地位和作用，研究煤电（尤其是热电联产机组）在能源安全发展中的“红线”，从宏观和区域层面统筹解决好煤电装机结构和电量结构。二是要考虑好发电企业的生产经营活动对经济发展、民生保障、实体经济影响的作用、地位以及电力企业自身脱困。三是要充分考虑煤电技术设备条件、运行条件对碳减排潜力的影响。四是要科学估计新能源发展的速度对煤电的替代作用。只有摸清了这些情况，“适度从紧”才会有具体内涵，才可能具体操作，才能水落石出。在总量“适度从紧”条件下，分配到具体企业时，应当与能源电力发展的政策导向、节能减排导向、民生和企业发展导向相一致。

　　“快、稳、合、扩”四字方针推进碳市场建设

　　早在2010年《国务院关于加快培育和发展战略性新兴市场的决定》中，国务院就明确提出“建立和完善主要污染物和碳排放交易机制”，力求以市场手段来控制碳等污染物总量。通过碳试点试水，我国碳市场建设的相关准备工作已基本筹备完善，框架和基础都已成规模，虽然不是万事俱备，但打响环境保卫战的先行力量已蓄势待发。“纸上谈兵终觉浅，只有在实战中才能不断攻坚克难，在发展中发现和解决问题。在推进碳市场建设中，我主张以快、稳、合、扩为战略要领，把工作做实做细，结合实际及时调整。”王志轩说。

　　所谓“快”，就是要加快推进碳市场建设进程。目前《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》已经颁布实施，2018年是准备阶段，2019年是基础建设年，2020年将在电力行业全面开展，3年时间转瞬即逝，碳市场的全面构建和减排目标的完成需要政府和市场各方主体在各个环节尽快落实和推进。只有在推进的过程中才能更加深入地发现问题，解决问题。

　　所谓“稳”，指的是研究和建设并进，“快”和“稳”齐驱。本轮碳市场建设首先在电力行业推行，未来将广泛推广到其他行业领域。若急于全面推行将适得其反，这也要求碳市场建设要“稳中求进”。碳市场实际上涉及到方方面面，不单单是电力企业，还有政府、第三方机构等多方面的协调；不光涉及政策，还有规则、平台等方面的建设和完善，某一方面单独冒进反而欲速不达。

　　所谓“合”，是指政策的衔接和部门间的合作。通过4年的建设经验来看，单纯地依靠气候变化主管部门来推进碳市场建设颇有力不从心之感，还需要多部门合作，联合推进。一方面，相关气候变化的机制、政策之间需要协调，避免政出多门和政策交叉；另一方面，在推进碳市场建设过程中又涉及到多个部门间的合作和统筹，包括气候变化部门、节能部门、环境保护部门、电力市场相关部门以及监管部门。只有相关部门相互配合，才能对碳市场的组建形成合力。当然，部门间的合作与政策间的统筹是有区别的，前者是已有政策的协调，后者将贯穿于整个推进过程之中，需要形成部门间的协调机制，促进沟通常态化。

　　所谓“扩”，是指范围、地域的扩大。目前碳市场参与主体和碳交易的范围主要限定在电力行业中的火电企业，火电企业通过多年节能减排提高发电效率，减碳空间已经非常有限，且目前无法与其他发电类型开展交换和交易，若要更大地发挥碳市场的作用，应进一步扩大市场规模。虽然扩大交易范围不是目前碳市场建设的当务之急，但在试点和前期准备阶段，都需要树立相关意识，否则碳交易的作用将被不断弱化，孤军奋战难免功亏一篑，影响电力行业整体管理成本和技术进步。并且，目前现行的碳交易管理设计上以属地管理和企业间的交易为主，行业和集团的作用发挥不足，限制了集团公司内部的配额调配权力，不利于行业和集团范围内的整体资源配置。

　　我国电力行业在节能减排、提高能效方面已经做了大量工作，积累了丰富的经验，虽然常规污染物减排空间逐收窄，但结构减碳方面仍有空间。随着技术的提高和成本的下降，其优势也将愈加明显。同时，随着新电改的深入推进，电力市场化改革也将进一步解决目前企业减排成本疏导不畅、减排压力无法消化的问题，将对碳市场构建起到至关重要的作用。但目前我国碳市场和电力市场均处于起步阶段，两个市场的关联性在设计时尚未得到统筹考虑，两个市场有待有效衔接。

　　“我们希望电力市场和碳市场不要相互影响。如果在电力市场里叠加低碳优先调度、补贴等政策，会造成重复，扰乱两个市场秩序。”王志轩建议，“市场的约束越少越好，电力市场以安全为基本约束，碳市场体现碳价值，各司其职，才能形成公平、透明的市场运行条件。否则就会重新走上计划经济的老路。”