“2060碳中和”目标给我国碳减排工作提出了更加严峻的考验，也为能源革命和低碳发展设定了总体时间表。在减排政策的工具库中，碳市场是其中最重要的工具之一。当前，在气候变化承诺目标的倒逼下，全球和中国的碳市场建设全面进入“快车道”。2017年12月，全国碳排放交易体系正式启动，截至2020年8月，试点省市碳市场共覆盖近3000家重点排放单位，累计配额成交量约4.06亿吨二氧化碳当量，成交额约92.8亿元，碳市场以较低社会成本控制碳排放的良好效果已经显现。
电力行业是建设全国碳市场的突破口，在碳市场试点的实践中，电力企业也是履约的“优等生”。随着全国碳市场即将正式启动交易，中国碳市场将成为全球最大的碳市场，对于电力行业的发展方式、结构调整、生产运行等将产生更加广泛而深远的影响。中国电力企业联合会专职副理事长王志轩表示，理解我国碳市场的建设与发展，需要站在全国社会经济发展所处的时代背景与能源电力转型特色的视角下来进行。我国正处于历史上最为广泛而深刻的社会变革时期，处于经济新旧动能转换关键期，处于能源电力低碳转型的过渡期，这决定了我国碳市场建设需要在多重矛盾叠加的局面下应对许多全新的试题。当前，全国碳市场建设已进入新的阶段，需根据发展的情况及时进行评估修正，循序渐进，让碳市场在促进我国地区经济发展不平衡和电力系统优化方面进一步发挥作用。
以市场机制促进低成本碳减排
《中国电力企业管理》：2030年碳达峰，2060碳中和是一个极具挑战性的目标。在一些发达国家，从碳达峰到碳中和有50~70年的过渡期，而留给中国的时间只有30年左右，这样的目标承诺给我国经济体系、能源体系提出了怎样的要求和挑战?
王志轩：2020年9月22日，习近平主席在第七十五届联合国大会一般性辩论上的讲话中提出“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，力争二氧化碳排放于2030年前达到峰值(简称“达峰目标”)，努力争取2060年前实现碳中和(简称“碳中和目标”)”。与2015年6月中国向联合国气候变化框架公约秘书处提交的《强化应对气候变化行动——中国国家自主贡献》相比，一是提前了中国二氧化碳排放达峰时间，即从原来的“2030年左右”提前到“2030年前”;二是首次提出碳中和目标。纵观全球应对气候变化进程，大多数发达国家在20世纪90年代碳排放已经达到峰值，要在2050年实现碳中和目标需要约60年。中国提出“碳达峰目标”后再实现“碳中和目标”，是发达国家的一半时间，而且这一阶段正是中国实现现代化的冲刺阶段。
这一目标要求中国经济体系向绿色、低碳、循环发展的体系转变，能源体系向绿色低碳，安全高效的体系转型，而以新基建为代表的技术体系是实现前两个体系的重要基础和支撑。循环低碳发展的核心是降低碳的排放，但对于中国——世界上最大的发展中国家，煤炭生产、消费、贸易量最大和以煤炭消费为绝对主体的能源大国，同时也是世界上最大的以煤电为基础的电力系统国家，无疑是一项巨大挑战，意味着中国生产和生活方式将要由高碳型向中碳和低碳方向发生重大的变化。
一方面，受能源资源禀赋制约，长期以来，中国电源结构以煤电为主，经过多年发展，中国已建成世界上规模最大、综合效率最高的清洁煤电体系，单位煤电发电量二氧化碳排放量持续大幅下降，对减缓电力行业温室气体排放做出了重大贡献。由于我国长期以来大气环境污染是煤烟型污染，煤电清洁化利用对于解决大气环境污染问题也起到了重大作用，如与二氧化硫、烟尘、氮氧化物排放量峰值相比，各项污染物排放量都下降了90%以上。但是，煤电的清洁化发展，并没有改变煤电的高碳排放特征，所以，不论是碳达峰目标还是碳中和目标，解决煤电的高碳问题都是低碳电力发展的核心问题。在具体战略、战术中要因时、因地、因电力系统的需求而制宜。
因此，在“十四五”相关规划中，对煤电定位要进一步明确。在保障能源安全和稳定供应上，煤电应承担托底保供和重要的负荷中心支撑性电源的作用，在促进新能源发展上要发挥灵活调节的主力电源作用，在能源资源大范围优化配置上要发挥区域能源基地的作用。在严格限制新建燃煤电厂的同时，需尽可能提高现有燃煤电厂的效率和效益，对于确需煤电支撑的电网区域，应满足节能、节水、环保的前提和要求;对接近设计寿命的电厂，开展针对性的评估和技术改造使其继续发挥作用。
《中国电力企业管理》：在整个碳减排的政策框架里，碳市场处于怎样的位置?梳理我国碳市场的发展脉络，可以得到哪些启示?对于即将启动的全国碳市场您有怎样的建议?
王志轩：碳市场是国际社会公认的重要的减碳政策工具之一，具有坚实的理论基础和实践经验。与行政指令、碳税、碳排放强制标准、可再生能源消纳保障机制等相关政策措施相比，以“cap and trade”(即“总量-交易”)为特点的碳市场机制整体减排目标更加明确，通过市场竞争形成的碳价能有效引导碳排放配额从减排成本低的排放主体流向减排成本高的排放主体，激发企业和个人的减排积极性，有利于促进低成本减碳，实现全社会范围内的排放配额资源优化配置。
经过多年碳市场试点经验积累，全国碳排放权交易市场启动在即，目前确定首批仅纳入发电行业，今后还将逐步纳入其他行业。
碳市场建设需要大量的法律、制度、政策、技术、数据以及能力建设作为基础，国外碳市场的发展历程表明碳市场的发展是一个长期的过程，不可一蹴而就。因此，我国先选择部分区域开展试点，在经历了几年的地方试点之后，再逐步启动全国碳市场建设，全国碳市场建设也设定了一个逐步完善的分阶段工作计划。
我国于2011年启动7个国内碳排放权交易试点。截至2020年8月，试点省市碳市场共覆盖钢铁、电力、水泥等二十多个行业，近3000家企业，累计成交量超过4亿吨，累计成交额超过90亿元。试点碳市场开展了大量基础性及开拓性工作，逐步引入重点排放单位、投资机构、自然人等市场主体，在配额和国家核证自愿减排量(CCER)现货交易的基础上，探索开展了碳期货等碳金融交易产品，探索了配额拍卖有偿分配方式。试点碳市场为全国碳市场建设积累了丰富经验，也暴露出一些政策、制度、机制等方面的问题。
2017年12月国家发改委发布《全国碳排放权交易市场建设方案(发电行业)》，提出全国碳市场分基础建设期、模拟运行期、深化完善期三个阶段建设，以期建立“制度完善、交易活跃、监管严格、公开透明”的全国碳市场。经过近三年的准备，MRV、配额、交易、履约等重要制度已完成，上海、湖北碳交易平台已搭建并融合，电力行业、企业开展了多轮培训和能力建设，可以说已具备了正式启动全国发电行业碳市场的条件，但碳市场建设和运行还有复杂性、潜在风险等，需要开展必要的运行测试来进一步完善。
碳市场是一个高度依赖政策设计的市场，需要做好基础建设、稳步推进，特别是初始配额分配不宜过紧，应给产业调整和企业转型留足时间，减小阻力。碳市场的顶层设计需要长期视野，碳市场逐渐成熟完善的过程中，需要国家对碳市场发出更加清晰和明确的信号，提供稳定的应对气候变化的政策环境和市场机制。例如，制订清晰可靠的国家碳达峰与碳中和路线图，加快应对气候变化立法进程，发布与碳市场阶段性建设目标相匹配的政策框架，保持严格的市场监管，维持碳配额的适度从紧，逐步引入各类碳金融产品，使市场参与各方形成长期稳定的碳价预期，并通过有效的价格传导机制激发全社会减排潜力，激励企业加强低碳技术与产品的创新，鼓励企业采取长效节能减排措施。
《中国电力企业管理》：配额分配是建立碳市场中的一个关键问题。请您具体谈谈配额分配应把握怎样的原则，需要考虑到哪些因素?
王志轩：配额分配是碳交易体系的核心内容，配额分配应体现电力行业基础性、公用性行业特点，在不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，提升全社会电气化水平和整体能效水平。结合中国国情和电力行业特点，配额分配应考虑以下几个方面：一是以低成本减碳为目标导向，以实现低成本减碳为目标，简化配额分配方案，做到可操作易实施。二是兼顾效率与公平，充分考虑系统优化的时序，促进全社会能效水平提高。通过配额分配实现对燃气机组、百万级超超临界、热电联产等大容量、高参数、低排放机组的正向激励;在初期分配阶段，对于相对落后的机组考虑其在国民经济和电力系统中的地位，配额发放不宜过紧以给予一定生存空间，但最终逐步淘汰。三是促进电力结构最优，促进电煤占煤炭消费比重提高，特别是加强散煤替代;促进电力占终端能源消费比重提高，鼓励以电代煤、以电代油。四是建立配额常态调节与应急调节机制，避免碳市场对电力企业可能带来的潜在风险。五是平衡行业间配额分配，从国家层面综合考虑各行业发展空间，合理定位各行业在碳交易市场的位置，充分发挥碳市场的资源配置作用和价格发现功能，促进全社会低成本减排，避免出现政策因行业而异的不均衡现象。
把握绿色转型中的制度机遇
《中国电力企业管理》：以电力作为碳市场建立的突破口，对于电力行业而言会产生怎样的影响，如何把握其中的机遇、应对减排的挑战?
王志轩：首先，电力行业是温室气体排放的重要领域，也是应对气候变化的主要着力点，是实现国家碳减排目标的关键。其次，世界主要国家或区域碳市场都将电力行业纳入碳市场，为我国电力行业碳市场建设提供了丰富的经验借鉴。第三，我国电力行业具备开展碳市场的必要条件，包括具备坚实的数据基础、完善的监管体系、较高的管理水平等。基于以上主要原因，电力行业成为首批纳入碳市场的重要行业。
电力行业参与碳市场(初期为发电行业)具有多方面影响：一是促进发电行业、发电企业重视碳减排，碳将作为一种有价资源对企业生产经营产生影响;二是提升了行业、企业碳排放管理的能力建设，如，建章立制、成立碳资产公司、开展碳盘查、编制核算报告等;三是在发电行业节能降耗空间越来越小的情况下，提供了一种低成本减碳的市场手段;四是促进电力行业向清洁低碳转型，进一步促进低碳或零碳的可再生能源快速发展。
同时，可再生能源将迎来巨大的发展机遇。过去，为充分体现可再生能源清洁低碳的环境价值，国家有关部门建立了绿证和可再生能源电力消纳保障机制，鼓励可再生能源项目通过绿证交易获得合理收益，保障可再生能源的长期发展空间，但这些措施还不足以为可再生能源的大规模发展提供资金支持。我国碳市场逐步引入抵消机制后，允许控排企业使用CCER完成履约，以及随着碳市场的发展，通过创造并扩大减排量市场，“几乎净零排放”的可再生能源将成为绿色投融资的重要领域，将会有力支持能源电力的低碳转型。
《中国电力企业管理》：初具雏形的碳市场如何与改革中的电力市场相互协调、相互促进?
王志轩：目前，我国电力市场和碳市场均处于起步阶段，做好二者衔接联动的前提首先是准确把握二者的关系。碳市场与电力市场相对独立、又相互影响。从实际来看，发电企业生产电力的同时伴随着温室气体排放，二者是同一主体(发电企业)的两个方面;从运作来看，两种市场机制又各自独立，其政策、规则、管理和交易等各自成体系;从机制来看，碳市场侧重政策形成市场(尽管通过交易发现碳价格，但国家对碳减排政策目标起决定作用)，而电力市场更侧重电力供需驱动市场。同时，碳市场与电力市场最大的共同点或共同性在于均在全国范围内进行资源优化配置。建设全国碳市场，利用碳减排成本差异，促进碳配额在全国范围流动，实现低成本高效完成碳减排目标;同样，构建全国电力市场，将使更多市场主体参与电力交易，发挥市场发现价格和配置资源的重要作用。二者都应以统一设计为前提，以统一规则为基础，按照市场总体框架推进。
电价与碳价密切相关，相互作用。从国外经验来看，一方面，碳价会对电价产生重要影响，碳价会反映到电力批发市场的价格中(现货市场)，并影响价格排序。如，在欧盟电力市场中，电力批发市场中的市场机制采用了价格优先排序法，引入碳成本后，碳配额的价格被添加到化石燃料发电厂的运行成本中，且煤电发电的单位额外碳成本远远大于气电，电厂发电的优先顺序发生了变化，即气电排在煤电之前。同时，引入碳价机制后，可再生能源发电、核电，甚至气电在某些情况下会更加经济。另一方面，电力市场也会导致碳价波动。以中国碳市场为例，发电行业碳排放占比超过全国碳排放交易体系整体排放的70%，发电行业的任何调整都会对碳价产生影响。
因此，电力市场化改革与碳市场同步推进，有利于进一步激发市场活力、畅通电价传导机制。未来二者必将逐步融合，通过碳市场发现碳价，将碳排放成本传导至社会生产生活的各个方面，以便更好发挥市场在气候容量资源配置中的决定作用，推动全社会逐渐形成减少碳排放意识，为市场提供长期稳定的碳价格预期，从而影响利益相关者的投资决策和消费行为，推动节能减碳的技术创新和技术应用，推动我国经济发展和产业结构低碳转型。
碳市场的国际经验与中国路径
《中国电力企业管理》：碳市场是一个舶来品，国外典型碳市场，比如欧盟碳市场有哪些经验和教训值得我们借鉴与参考?相对于国外碳市场，中国碳市场面临哪些中国国情?
王志轩：在配额分配方面，欧盟第一期履约期由于配额超发，市场供大于求，经历了配额价格的暴跌，因此夯实排放数据基础，制定合理的配额分配方案，加强市场监管对碳市场的稳定运行十分重要。欧盟一直把碳市场作为气候政策的基石，这稳定了碳市场参与企业和投资者的信心，控排企业也对碳市场机制很有信心。碳市场政策的稳定性和连贯性很重要。欧盟陆续推动碳市场制度改革，收紧配额发放，实施市场稳定储备机制，推动了碳配额价格回升，煤电由于成本劣势，在电力市场中的份额逐步被燃气机组替代，实现了预期的减排效果。欧盟碳市场采取“自上而下”的减排目标分解方法，将欧盟整体气候目标分配至各成员国，有约束性。发电行业配额已全部采用有偿分配方法，同时考虑了保持工业的竞争能力，避免碳泄露，部分行业仍然可以有免费配额;在交易方面，欧盟因为电力能源市场自由化程度高，能源企业一直都设有完善的交易团队，负责煤炭天然气电力交易，熟练运用各种金融工具和衍生品，所以当2005年欧盟碳市场第一期运行的时候，自然而然就归类于大宗商品，由交易部门负责。而对我国企业来说，还需要加强交易团队的建设和能源交易从业人员的培训。
作为全球最大的发展中国家，我国需要充足的低成本能源满足经济发展所需。能源安全是关系国家经济社会发展的全局性、战略性问题，对国家繁荣发展、人民生活改善、社会长治久安至关重要。我国碳市场建设运行必须坚持循序渐进、逐步发展的原则，提出基本合理的分阶段路径，并根据发展的情况及时评估修正，避免一开始就超越实际使劲过大，伤及本体，如此一来可能功亏一篑，导致市场的全面下滑。
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