全国碳市场启动

电力行业将面临可观的短期履约成本，但长期将促进结构调整与节能减排，电力行业纳入全国碳市场会令地方碳市场配额价格下跌。

12月19日，国家发改委以召开电视电话会议的形式，发布了《全国碳排放权交易市场建设方案(电力行业)》(下称“《方案》”)，并部署落实工作，标志着全国碳市场正式启动。

在全国碳市场规划初期，提出了钢铁、有色、石化、化工、建材、电力、民航和造纸八大行业纳入碳市场。其中，发电行业产品单一，且能源消费与碳排放数据基础完善可靠、透明度高，同时排放规模占比较大，为碳配额的分配、管理，以及碳排放的核查核算提供了便利。因此，全国碳市场首批纳入电力行业。

根据《方案》发布的数据，电力行业年排放2.6万吨二氧化碳当量(CO2eq)，即约合综合煤耗1万吨标煤以上的发电企业，将作为控排企业纳入全国碳市场。符合上述标准的发电企业合计1700多家，总排放规模35亿吨，占全国碳排放总量的39%。从碳排放总量来看，中国已经超过了欧洲碳市场(EU-ETS)成为全球最大碳市场。

《方案》预计2018年开始向发电企业发放配额，2019年发电企业需要就2018年实际排放清缴配额。

为了实现上述目标，《方案》进一步提出了全国的碳市场建设的重点任务。需要重点建设的制度包括：碳排放监测、报告、核查(MRV)制度，重点排放单位的配额管理制度，以及市场交易的相关制度。与交易制度配套的支撑系统则包括：碳排放的数据报送系统、碳排放权注册登记系统、碳排放权交易系统，以及结算系统。

目前发电以外行业数据基础不足。而按照《方案》的要求，对于钢铁、有色等其他非电高耗能、高排放行业，将加快研究推进，明确配额分配方法和MRV相关制度，“成熟一个，纳入一个”，逐步实现全国碳市场对八大高排放行业的“全覆盖”。

电力行业碳排放权与绿色电力证书、用能权、可再生能源发电CCER等多元化政策机制之间的关系有待协调。考虑到中国电力系统，尤其是煤电发电效率已经位居世界前列，因此发电行业节能减排的主要空间来自于可再生电力的开发。而可再生能源发电在中国涉及自愿减排量(CCER)的开发，以及电力系统绿色电力证书的核发与交易。待解问题包括避免冲突和重复计算，或形成超额隐形补贴。

中国需探索建立适应碳市场建设目标的碳金融体系。基础碳配额市场的作用在于推动企业实现减排目标，而由此衍生出的碳金融产品，作用则在于提升碳配额的流动性，提升碳资产的市场接受度。因此，尽管碳市场建设定位于促进减排，但在碳市场稳定运行的基础上，逐步扩大覆盖范围、交易品种，引入更多交易主体，为适度的碳金融创造空间。

全国碳市场初期纳入发电行业会造成一定的影响。从短期来看，由于碳排放配额随中国减排目标而逐年收紧，如果按照2%-5%的年均降幅计算，国内数家大型发电集团的碳排放总量都在3-4亿吨之间，则配额短缺量可能达到数百万吨。按目前试点市场碳配额均价25元/吨计算，则每年的履约成本可能达到2亿元。从长期影响来看，由于发电行业采用的基线法分配碳配额，对于排放效率较高的企业能够形成直接的激励作用，而不利于管理能力较弱、技术效率较低的企业。因此，碳市场将推动电力行业结构调整，鼓励深化节能减排。

从前期地方市场试点运行情况看，电力部门是主要的配额需求方。随着全国碳市场的启动，电力部门按规定将不再纳入地方碳市场，这预示着地方试点市场的总需求将出现明显的下降。如果按照原有的配额分配标准，试点市场将出现配额剩余，从而导致价格下跌。