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。

　　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。

　　“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。”

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