2017年12月19日，国家发展改革委召开电视电话会议，就落实《全国碳排放权交易市场建设方案(发电行业)》(以下简称“《方案》”)的工作进行部署，标志着盼望已久的全国碳排放交易体系启动的钟声在2017年岁末如期敲响。认真学习这个《方案》，深切体会到，国家在推进低碳发展战略中，充分考虑到发挥市场机制对降低减碳成本的决定性作用，充分考虑到碳排放权交易市场(以下简称“碳市场”)对经济平稳健康发展的关系，充分体现了碳市场建设突出重点、夯实基础、制度先行、稳步推进的特点。
《方案》明确提出在发电行业(含热电联产)率先启动全国碳排放交易体系，规定了初期市场的交易主体为发电行业重点排放单位;明确了“发电行业年度排放达到2.6万吨二氧化碳当量(综合能源消费量约1万吨标准煤)及以上企业或其他经济组织为重点排放单位;年度排放达到2.6万吨二氧化碳当量及以上的其他行业的自备电厂视同发电行业重点排放单位。”根据中电联的初步分析，火力发电企业(约1700家)几乎都是碳市场的交易主体。作为长期从事中国电力行业应对气候变化的工作者，笔者完全赞同和拥护，并用实际行动积极推进《方案》在发电行业按计划实施。
《方案》出台前，我国曾进行了4年多的7省市碳排放交易试点，也进行了不同碳市场建设的方案研究，积累了丰富的经验，但也形成了各种不同的认识和习惯作法。因此，在《方案》实施过程中，要克服惯性思维，高度重视以《方案》为依据，统一认识，把方案的指导思想、原则、目标任务和各种要求，充分体现在新的碳市场架构之中，体现在具体的行动之中。
碳市场的要义是降低全社会碳减排成本
《方案》指出：“建立碳排放权交易市场，有利于降低全社会减排成本。”人类活动引起了温室气体排放(可以折算成二氧化碳当量来衡量)，其中二氧化碳是主要的温室气体。煤的燃烧使用是排放二氧化碳的最大排放源。为了控制或者限制二氧化碳的排放，依据法律法规，政府对排放者(企业)提出在一定时间段内(如一年内)强制性的排放量限额，这个限额即为企业拥有的排放权。可见，排放权本身并不是实物，而是一种行政许可，企业可以交易的排放权部分是实际排放量与限额之间的差额。
一般情况下，大多数行政许可是不能交易的，而碳排放权之所以能够交易，其首要原因是，因为在全球范围内不论在哪个地方排放了相同数量的二氧化碳对全球气候变化的影响是相同的，即排放权交易不会因企业排放量的转移而对气候变化产生不同影响;其二，由于不同企业受各种内、外部条件影响碳减排成本不同，而利益最大化是企业进行碳交易的基本动力和目的，通过碳市场，碳减排成本低的企业多减排，将富裕的配额卖给碳减排成本高的企业，从而降低买卖企业碳减排总成本。
从以上简要分析不难看出，碳市场的主要要素是交易主体、交易产品、强制性配额、排放量核算、交易平台、市场监管。其中主体和产品决定了市场的规模;配额多少既反映了碳总量消减目标的大小，也决定了碳排放权的稀缺程度，而稀缺性程度影响碳排放权的价格;排放量核算决定了交易的科学性、基础性、准确性;交易平台决定了碳排放权的金融属性和可实现性;监管决定了交易的公平性和持续性。
碳市场的源头是配额。从国内外已有的碳市场运行情况看，过松的配额会造成碳价持续低迷，如前几年的欧盟碳市场，几乎体现不出碳成本对生产经营环节的影响，碳市场成为摆设。但是，过紧的配额，必然会过多提高参与碳市场企业的成本，也会使这些成本最终传导到全社会，影响到经济的平稳健康发展。
《方案》中提出“配额总量适度从紧、价格合理适中”，要达到这个要求，重点是发电行业全局层面上碳配额总量“适度从紧”，因为配额的稀缺性决定了碳价高低。
要做到总量“适度从紧”，一是要把国家控制温室气体排放的总要求和能源转型战略密切结合起来，考虑好火电机组尤其是煤电机组在能源转型中的地位和作用，研究煤电(尤其是热电联产机组)在能源安全发展中的“红线”，从宏观和区域层面统筹解决好煤电装机结构和电量结构。
二是要考虑好发电企业的生产经营活动对经济发展、民生保障、实体经济影响的作用、地位以及电力企业自身脱困。
三是要充分考虑煤电技术设备条件、运行条件对碳减排潜力的影响。
四是要科学估计新能源发展的速度对煤电的替代作用。摸清了这些情况，“适度从紧”有了具体内涵，能够具体操作，水落石出。在总量“适度从紧”条件下，分配到具体企业时，应当与能源电力发展的政策导向、节能减排导向、民生和企业发展导向相一致。
碳市场平稳建设的关键是分阶段实施和制度建设
碳市场的复杂性、影响广泛性、与各种政策间的高度关联性，要求我们必须打好基础、协调关系、稳步推进。《方案》提出按“基础建设期”“模拟运行期”“深化完善期”3个阶段稳步推进碳市场建设工作，并对每个阶段的具体任务提出了明确要求。《方案》中针对碳市场的“配额管理”“排放监测、报告与核查(MRV)”“市场交易”要素，提出了要建设相应的3项制度体系，针对“碳排放数据报送”“碳排放权注册登记”“碳排放权交易”“碳排放权交易结算”提出建设相应的4个系统。3个阶段实施、3项制度体系和4个系统，共同清晰勾画出中国碳市场建设的“路线图”和“里程碑”。
《方案》对相关部门及交易主体在碳市场建设中的责任做了明确分工，但是，要高质量完成这些任务是非常艰巨的，不仅涉及到碳市场建设的本身，更涉及到与之相关的各项政策的协调。
《方案》提出“要坚持碳市场作为控制温室气体排放政策工具的工作定位，切实防范金融等方面风险。”除了防范金融风险外，对于发电行业，应对气候变化的政策工具长期体现在节能提效的政策工具和调整电力结构、淘汰落后产能等政策工具方面，且与污染控制政策工具之间有千丝万缕的联系。这些政策工具涉及到政府的发展改革部门、行业管理部门、环境保护部门、财政、税收、价格、金融等管理部门，涉及中央和地方政府的事权。由于各种政策工具之间可能会发生矛盾和交叉，如煤炭消费总量控制、单位供电量能耗限额、能源效率约束性规划目标、电力体制改革中的节能调度等政策都会直接或间接影响到碳交易体系。要高度认识到这些政策间有必要进一步协调，做好统筹考虑碳交易政策与其他政策的协调的顶层设计，形成合力。
电力企业应积极行动认真贯彻《方案》
第一，提高认识，积极行动。从碳市场是低成本减碳政策属性来看，电力企业积极响应碳市场建设是理所当然的。但是作为碳市场的交易主体，面对一个复杂的新机制，仅靠简单理解和被动适应是不行的，必须认真梳理碳市场的每个环节，弄清碳市场与各种政策工具对企业可能造成的影响。
第二，实事求是，掌握准确数据。首先要在思想上建立事实求是的准则。核算、上报碳排放数据时是报大对企业有利，还是报小对企业有利并非定数，而保持不败之地的法宝就是实事求是。其次，要根据电力行业低碳转型要求带来的新情况、新变化，从技术上、可操作性上不断探索获得准确数据的方法，也为制订第三方核查的技术规范提供科学支撑。
第三，为不断挖掘企业碳减排潜力做好技术储备。电力企业由于受电厂运行年限、地域、技术、管理水平等多种因素的影响，减碳的潜力是不同的，减碳的成本也是不同的，在碳市场中能够获得更高收益的一定是技术或管理的领先者。
第四，要加强培训，尽快掌握碳市场的机制和方法，通过市场交易获得更好的收益。碳市场使企业有了新的优化机组运行和提升生产经营的动力，加之电力体制改革不断深化，一些新的电价机制与碳市场结合后，会增加更多可供优化的方案，会在很大程度上改变传统的盈利模式。
第五，在模拟运行中，发挥好行业协会和企业的作用。模拟运行是检验和评估碳市场相关制度、机制设计是否有效的实战演练，它不仅为进一步完善碳市场管理制度和支撑体系，强化市场风险预警与防控机制打下良好的基础，也决定着碳市场能否健康推进和扩大范围。
作为电力行业协会，中电联要在模拟方案制订中发挥熟悉行业特点和与企业具有天然良好沟通的优势，承担好政府部门委托的各项工作，积极发挥好应有的作用，满足碳市场建设进度和质量要求。
电力集团公司应当发挥总体优势，在集团层面统筹参与碳市场建设，使国家碳市场建设的有关要求在所有企业落到实处，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。
