半年已过，全国碳市场建设进展如何？(全国碳市场将开市)

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“我们原计划举行一个百人左右的会议，没想到通知发出去，短短几天就有接近300人报名。

会议开了近4个小时，现场仍坚持坐着这么多人，足见大家对碳市场的关注和热情。

”6月13日举行的全国低碳日碳市场经验交流会上，生态环境部应对气候变化司（下称“气候司”）副司长蒋兆理如此感慨。

6月13日，是气候司由国家发改委转隶到生态环境部后的第一个低碳日，也是全国碳排放权交易市场（下称“全国碳市场”）继去年启动后的首次亮相。

6年酝酿、7地试点，历经漫长“前奏”的碳市场依旧热度不减。

半年建设进展究竟如何？从地方试点延伸至全国市场，实践中挑战几何？下一阶段发展重点又在何处？会议现场，多方业内人士向记者展开分析。

文 | 朱妍中国能源报记者新进展——尚处基础建设期，火电企业计划全纳入去年12月19日，国家发改委印发《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》，标志着我国碳市场正式启动。

碳市场建设不仅关乎我国绿色发展，更是我国应对气候变化、降低碳排放、履行国际承诺的重要手段。

根据《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》，全国碳市场建设将分三阶段推进。

首先用一年左右时间，完成数据报送、注册登记、交易等能力建设、制度完善。

也就是说，近半年尚处基础建设阶段，真正实现交易或待2020年左右。

那么，半年已过，基础打得如何了？据气候司司长李高介绍，碳排放历史数据报送与核查工作已全面开展，各地除按要求报送2016-2017年数据外，还展开了排放监测计划制定工作。

在总结试点经验及征求专家建议的基础上，配额有偿分配、基准线、价格调控风险管理等碳市场重要机制也已开始制定。

为加强能力建设，气候司还计划对地方主管部门、重点排放单位、第三方核查机构开展大规模培训。

其中针对首个纳入的发电行业，气候司正在联合中国电力企业联合会开展配额分配试算、交易细则制定等关键工作，并已启动发电行业碳排放交易技术指南编制。

“2017年单位火电发电量的二氧化碳排放强度为844克/千瓦时，较2005年下降19.5%。

实际上，我们的供电煤耗和净效率已是世界先进水平。

”中国电力企业联合会高级工程师石丽娜表示。

尽管如此，按照年排放达2.6万吨二氧化碳当量或综合能源消费量1万吨标煤及以上的“门槛”，装机容量6000-7000千瓦级以上的独立法人火电厂仍将被纳入全国碳市场，意味着1700多家火电企业或将全部覆盖，二氧化碳排放总量超过30亿吨。

记者进一步从接近气候司人士处获悉，目前进展实际要好于预期。

“很多准备工作其实已经完成，换句话说，具备了第二阶段开展发电行业模拟交易的条件，只等主管部门下达通知。

”该人士称。

新挑战——配额如何分？空间有多大？建设方向清晰，道路却有曲折。

记者了解到，因各试点间存在不小差异，全国市场也无现成经验参照，从试点省市走向统一市场的过程不乏挑战。

首先是最受关注的配额分配。

“全国方案暂未出台，但从试点看，有的大机组配额基准过低，小机组偏高，造成能耗低、排放小的大机组反而缺额大，减碳成本增加。

还有的热电联产机组配额过低，尤其是工业供热机组，供热越多缺口越大，这些都与碳市场初衷相悖。

”国家能源投资集团有限责任公司副主任肖建平称。

该说法一定程度上得到了北京理工大学能源与环境政策研究中心副教授王科的同意。

“试点现在普遍采用基准线分配法，同一型号机组对标行业先进参数。

但实际，并非所有机组都能达到理想状态，实际运行状况直接影响减排成本，分配时却未将其考虑在内。

”但从另一角度看，基准线法相比现有其他分配方式更为合理。

“且减排成本也与电力市场自身运转相关，单靠碳市场的力量并不能彻底解决。

”王科称。

配额问题进一步带来的则是成本担忧。

在国家电力投资集团有限公司部门经理崔馨看来，在当前火电机组大面积亏损的情况下，配额过紧无疑将增加负担。

“设置减排目标时，希望能给发电行业预留空间，激励减排也要满足实际电力需求增长，并考虑企业成本压力。

”中国大唐集团有限公司高级主管孟庆庆也称，碳减排将成企业决策制定的重要因素之一，进而影响发电利润的平衡点。

“根据碳市场发展，我们将结合自身配额、成本等，进一步调整发电计划。

”此外，还有电力减排空间的制约。

“发电行业因基础好而先行进入，但也对其减排效果造成一定限制。

30亿吨二氧化碳中，靠火电技术实现减排的潜力仅约5亿吨，进一步提高发电效率的减排空间十分有限。

”国家应对气候变化专家委员会副主任何建坤表示。

而因现行电价机制，发电行业减排成本很难传递到终端用户，也难以激励用户参与减排。