碳排放权交易总量和配额分配方案已过审，发电行业或2020年正式交易

近日，国家发改委公布了《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》，以发电行业为突破口，率先启动全国碳排放交易体系，培养市场主体，完善市场监管，逐步扩大市场覆盖范围。

按照方案，碳市场建设工作分三阶段推进：第一阶段为基础建设期，时间为一年左右；第二阶段为模拟运行期，用一年左右开展发电行业配额模拟交易；第三阶段为深化完善期，在发电行业交易主体间开展配额现货交易。对发电行业而言，这意味着在2020年左右才会有正式的碳配额交易。

电力行业二氧化碳排放量约占全国能源消耗二氧化碳排放量的40%左右。从短期看，碳市场不会对煤电行业造成过多的成本压力，现行电价机制下，碳价成本也不会立即传导，从长期看，碳强度显著高于基准的落后煤电机组将承受较大压力。

先进机组的减排成本不一定低

全国碳市场现阶段处于稳妥起步期。有了解配额分配事宜的业内人士告诉eo，发电行业被率先纳入交易后，还会划分11条基准线，不同类型的机组有相应的配额分配值，往后，11条基准线会逐步合并到一条基准，因此，“从长远来看，最理想的是通过拍卖获得配额，不需要免费分配。”

碳交易的基本机制是“CapandTrade”，即设定排放总量、让配额有价格然后交易，通过对二氧化碳排放权的管理竞争获得收益便是“奖励”，增加成本购买配额便是“惩罚”。

目前，全国碳排放权交易总量和配额分配方案还未正式出台，具体分配方式尚不得而知，不过，华北电力大学经济与管理学院教授袁家海等人曾根据公开数据，做过相应测算。按照碳配额收益=发电量×（实际排放强度－基准排放强度）×碳价的核算公式，若以发电机组平均水平为基准线、碳价以30元/吨计、同等级机组等利用小时数来核算先进机组的碳配额收益的话，单台1000MW超超临界湿冷机组在达到最先进水平的情况下，超出基准线的配额全部卖出，可产生收益440-466万元；而单台300MW亚临界湿冷机组达到最先进水平的情况下，超出基准线的配额全部卖出，可产生收益127-134万元。

袁家海提醒，这仅是简单的数据模拟，不代表真实情况，在配额具体分配方案以及细则未出台、交易未正式开始、碳价未形成的情况下，还有很多不确定性。

“先进机组和落后机组在减排成本上，并非先进机组减排成本低，落后机组减排成本高。”某碳资产管理公司人士解释说，先进机组比如超超临界减排效果已经不错了，如果要求再高，所需要的技术成本就更高。而对于低水平机组没有达到基准，企业需将其淘汰再投资，或需要花大量的资金购买配额，成本更不会低。

不同于欧盟、美国等发达国家，我国电力体制改革正在进行，电价并未完全市场化，仍存在管制电价的情况下，不仅煤价，碳价亦无法从发电侧通过电价传导到用电侧。

国家信息中心经济预测部副处长李继峰在2015年发表的文章《电价管制对我国碳市场运行效率的定量测算》分析道，电价管制对碳市场运行有三个方面的不利影响：一是使得碳市场的减排作用无法延伸到用电侧，不但没有激励电力用户节电，还会相对降低电价而刺激用电需求；二是使得电力企业面临扭曲的超额碳成本，提高了进入碳市场的风险；三是在前两方面直接影响的基础上，扭曲碳市场的资源配置，降低碳市场运行效率。

尽管目前成本无法传导，有业内人士认为，根据现有的发电企业的利润空间，如果实施碳交易，初期配额价格不高，对盈利影响不大，随着电力体制改革深化，碳市场进一步发展，企业竞争越来越激烈，减排的压力会迫使企业加大改造力度。

另一方面，发电企业还有节能减排空间可以挖掘。例如，在燃煤发电机组的运行方面，江苏等地区年发电小时数在4000-5000小时之间，而西部地区是2000小时左右，在前述知情人士看来“远远没有达到设计的标准”，可以调动高水平机组多发电，逐步淘汰低水平机组。

中国电力企业联合会副理事长王志轩认为，作为主体地位的煤电如果举步越来越难，对整个电力系统、能源系统等都会产生重大的影响，稳妥推进碳市场是正确的选择。