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王志轩:中国碳市场建设的几个关键问题

放大字体  缩小字体 发布日期:2019-08-08  浏览次数:2453
简介:在推进中国碳排放权交易市场(以下简称碳市场)建设中,笔者常常感受到在政府部门、学界、企业界、金融界、民众以及国际上对碳市场
       在推进中国碳排放权交易市场(以下简称“碳市场”)建设中,笔者常常感受到在政府部门、学界、企业界、金融界、民众以及国际上对碳市场的关注者,对于中国推进全国碳市场建设有种种不同看法。如有人担心中国碳市场建设会影响到中国经济的发展,有人担心碳市场对减碳的作用不大,不如用碳税工具更有效,有人担心碳市场运行后与现有节能减排的政策产生矛盾,有人对已经试点多年的省级碳市场与全国碳市场衔接产生疑问……即便是国家已经明确首先纳入发电行业——碳市场的主体,对于如何开展碳市场在法规政策层面、技术规范层面、具体操作层面也是问题多多。经过对问题的初步分析,除了对碳市场缺乏必要的理论基础和对实践情况不了解外,大致可以分为四类情形:一是对国家推进碳市场建设的战略要求及具体框架不清楚;二是对中国推进碳市场建设的工作情况(进展)不清楚;三是对中国电力发展特点、碳市场建设特点不清楚;四是对节能减排政策、新能源发展政策与碳减排政策的整体情况不清楚。因此,有必要对中国碳市场建设的一些关键性问题进行分析。

一、全国碳市场的建设不是要不要的问题,而是如何加快建设并运行好的问题

2011年10月,国家发展改革委印发《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》,批准北京、天津、上海、重庆、湖北、广东及深圳等7省市开展碳交易试点工作。2013年6月18日,深圳试点在全国7家试点省市中率先启动交易,经过几年试点实践,7省市完成了试点工作,取得了丰富经验。2013年11月,中共十八届三中全会通过的《中共中央关于全面深化改革若干重大问题的决定》之(53)提出:“发展环保市场,推行节能量、碳排放权、排污权、水权交易制度……”。2014年9月,国家发展改革委印发国务院批复的《国家应对气候变化规划(2014-2020)》第七章第二节“建立碳交易制度”中,专门有“加快建立全国碳排放交易市场”“健全碳排放交易支撑体系”等专款要求。2015年4月,中共中央、国务院《关于加快推进生态文明建设的意见》之(二十三)提出:“推行市场化机制。建立节能量、碳排放权交易制度,深化交易试点,推动建立全国碳排放权交易市场”。2015年6月,中国向联合国气候变化框架公约秘书处提交了《强化应对气候变化行动——中国国家自主贡献》文件,提出了中国要在包括碳交易市场在内的15个方面持续不断地做出努力的承诺。2015年9月,中共中央、国务院印发的《生态文明体制改革总体方案》之(四十二)提出:“深化碳排放权交易试点,逐步建立全国碳排放权交易市场……”。2015年10月,中共十八届五中全会公报提出“建立健全用能权、用水权、排污权、碳排放权初始分配制度”。2015年10月,习近平主席在巴黎气候变化大会开幕式上的讲话提出“中国将把生态文明建设作为‘十三五’规划重要内容、……构建低碳能源体系……、建立全国碳排放交易市场……”。2016年10月,国务院印发的《“十三五”控制温室气体排放工作方案》之六“建设和运行全国碳排放权交易市场”中提出“建立全国碳排放权交易制度。出台《碳排放权交易管理条例》及有关实施细则,各地区、各部门根据职能分工制定有关配套管理办法,完善碳排放权交易法规体系”。2016年12月,国务院印发的《“十三五”节能减排综合工作方案》之(三十四)中提出:“推进碳排放权交易,2017年启动全国碳排放权交易市场”。2017年12月,经国务院同意,国家发展改革委印发了《全国碳排放权交易市场建设方案(发电行业)》。2019年3月,生态环境部印发《碳排放权交易管理暂行条例(征求意见稿)》。据新华社北京2019年7月11日电,李克强总理在国家应对气候变化及节能减排工作领导小组会议上指出,要加快建立用能权、排污权和碳排放权交易市场。

之所以用较大篇幅准确列出上述文件及要求,是想说明中国推进碳市场建设不是仓促决定,不是权宜之计,不是含糊其辞,更不是空中楼阁!从笔者梳理掌握的文件看,中央政府部门及地方政府提出的与碳市场建设相关的要求和措施还有很多,难以一一列举。仅从以上列出的有关文件就不难看出,中国碳市场建设有着坚实的政治基础和国家承诺,有着长期的理论研究、国际经验借鉴和国内实践基础,有宏观政策框架和中微观制度措施……总之,中国在已经开展了大范围、长时间、多方式的碳试点基础上,全国碳市场建设也进入了实操阶段。主要表现在:

一是政府部门积极推进。2018年4月,应对气候变化工作职能由国家发展改革委调整至新组建的生态环境部,由生态环境部继续推动全国碳市场建设。公开资料显示,已经制订完成了2016、2017年度碳排放数据报告与核查及排放监测计划、全国碳排放权注册登记系统和交易系统建设方案,完善了全国碳市场重要机制设计、向有关方面征求碳配额分配方案意见等。2019年3月,生态环境部公开发布《碳排放权交易管理暂行条例(征求意见稿)》,标志着全国碳市场立法工作和制度建设取得了重要进展,将为全国碳市场建设提供政策基础和律法保障。

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。

二、时代背景和行业特点决定了全国碳市场(发电行业)的中国特色

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。

01

电力发展取得辉煌成就,电力供需总量均为世界最大且仍将持续增长,能源安全及可持续发展挑战凸显。

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。

02

发电行业不断向清洁低碳方向转变,碳市场规模将是世界上最大的碳市场,也是能效水平最高的碳市场。

从电力结构看,非化石能源发电占比逐年提高,但煤电仍然是我国电力、电量的主体。

非化石能源发电占比提高。截至2018年底,火电装机容量114408万千瓦,占比60.2%(其中燃煤发电100835万千瓦,还有约1%的余热、余气、生物质能等非化石发电;煤电装机占比从2010年66.9%下降到2018年53.0%);2018年,火电发电量49249亿千瓦时,火电发电量占比从2011年82.5%下降到2018年70.4%。我国水电、风电、太阳能发电、核电等非化石能源发电装机容量占比达到40.8%,发电量占比为30.9%。

火电机组结构持续优化。30万千瓦及以上火电机组比例由1995年的27.8%增长至2018年的80.1%,提高了52.3个百分点。热电联产机组的比例从2000年的13.3%提高到了2018年的43.6%。

碳排放强度持续下降。根据中电联统计分析,2018年,火电机组平均供电煤耗为308克/千瓦时(净效率为39.9%),火电二氧化碳排放强度约841克/千瓦时,比2005年下降19.4%;全部发电方式的二氧化碳排放强度约592克/千瓦时,比2005年下降30.1%。从2007年开始,中国煤电发电的碳排放强度开始低于美国、加拿大、澳大利亚、法国、英国等国家。以2005年的煤电碳排放水平为基准进行比较,2006~2018年,通过发展非化石能源、降低供电煤耗和线损率等措施,电力行业累计减少二氧化碳排放约137亿吨,有效减缓了电力二氧化碳排放量的增长。其中,供电煤耗降低的贡献率为44%,非化石能源发展贡献率为54%。

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。

03

低比例煤炭利用水平,缺乏灵活性调节电源,电源电网不协调,煤电企业的大面积亏损,以及清洁能源发电消纳困难等问题,增加了碳市场建设的难度和运行的不确定性。

一是与中国煤电清洁高效发展相对应,煤炭的总体清洁利用水平还较低,中国电煤消费占煤炭消费的比重平均约50%,美国91%、澳大利亚91%、德国80%、加拿大78%、英国73%、印度70%。

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。

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