记者 |席菁华

“碳市场配额分配要统筹减碳目标和行业发展，参与主体要尽快覆盖高碳行业，市场空间要尽快纳入自愿减排项目。”

9月28日举行的2021（第四届）电力市场国际峰会上，国网能源研究院副总工程师马莉提出了关于碳市场推进的上述三点建议。

该峰会由国家电力调度控制中心、中国电力科学研究院、国网能源研究院、南瑞集团有限公司、北京能见科技发展有限公司联合主办。

碳交易是利用市场机制控制和减少温室气体排放的重要政策工具。7月16日，全国碳市场正式上线交易。目前，纳入发电企业2162家，年度配额总量的45亿吨，占全国碳排放量的40%。

马莉提出，碳市场参与主体要逐步从单一行业扩展到多行业。

马莉称，火电企业同质化程度高、碳减排成本差异不大，应尽快纳入钢铁、水泥等高耗能行业。

“市场主体增加有助于扩大资源配置范围、降低减碳成本。八大行业全部纳入后，预计配额总量达到70-80亿吨，约占全国排放总量的70%以上。”马莉表示。

清华大学副研究员王宇在会上表示，碳交易的目的是进行具有经济成本有效性的减碳，多行业纳入碳市场，需关注行业间配额分配的公正合理。

国家电投战略管理部处长李鹏提议，早期碳市场机制设计需慎重，其他八大高耗能产业在方法学方面未完善时，不要急于纳入碳市场交易中。

在电-碳市场高效协调方面，马莉提出，煤电两个市场的定位要一致，价格传导要协调，绿电认证要联通。

中国火电仍占较大比例，电力市场仍处计划和市场并存阶段，且中国碳市场还覆盖因使用电力所产生的间接碳排放，因此中国电力市场和碳市场相互影响程度较高。

近两年，全网电力供需总体紧平衡，煤电仍需作为保障电力电量平衡的主力电源。

马莉认为，碳市场配额分配对于应急保障电源需特殊考虑，对于承担应急保障作用及影响电力系统安全稳定的火电机组，需要给予充足的碳排放配额或不纳入强制控排企业范围。

中电联规划发展部规划处处长张晶杰表示，配额分配已充分考虑火电在能源低碳转型中的地位和作用，对于大容量、高参数先进机组给予正向激励，对于相对能效低的机组在碳市场运行中，也有很好的保障机制。

马莉称，随着减碳任务推进，碳配额将逐渐收紧，火电额外的碳减排成本将在电力市场中“内消”，影响火电企业经营和报价策略，进而对电力市场交易价格产生影响。

中国电力市场正处于计划与市场转型期，计划部分碳成本不能传导至用户侧，需要建立联动机制。

为解决这一问题，马莉提出，需优化电-碳市场利益分配格局，新能源企业可开发CCER项目并在碳市场中出售，获得收益可用于支付电力市场中调峰、爬坡、惯量等辅助服务成本。火电企业通过为新能源提供辅助服务获得收入，可用于弥补其碳排放成本。

此外，还需逐步建立完善碳价与电价传导机制。

中国社会科学院财经战略研究院冯永晟认为，目前，电力行业电价传导不畅，给碳市场发展造成一定障碍。

“碳成本传导的最大意义，是使得发电侧能够共摊一部分减排社会成本，真正意义上的碳成本传导，前提要做到电力市场价格传导顺畅，两个市场都能准确发现价格。”冯永晟表示。

在电碳协同方面，李鹏认为应建立分割市场，避免重新计量，使得电交易和碳市场交易能够彼此独立进行。

北京中创碳投科技有限公司研究院副院长李鹏提议，碳市场或者碳排放相关数据质量需进一步完善，碳市场数据质量是碳市场是否能够顺利运行基础。

此外，他建议加强实时能耗曲线，包括碳排放曲线研究，“企业需要更加准确，需要接近实时的，或者接近生产成本的报价曲线。

马莉表示，全国碳市场允许控排企业使用CCER抵消不超过5%的配额，初期碳市场配额总量约40亿吨，则CCER需求约2亿吨，远低于可供应规模。

她建议，市场要尽快明确CCER抵消机制，逐步提高CCER使用比例。

此外，绿电和CCER交易是两个平行的并行运行的市场，可再生能源项目应可同时申请CCER和绿证，加强两个系统的信息流互通，“绿证可为CCER项目发电量、减排量核证提供数据凭证。”

北京环境交易所董事、总经理助理綦久竑在会上称，目前金融监管部门对碳市场表现出非常大的兴趣，正推动碳市场逐渐走向金融化。

他表示，中国率先推出现货碳市场，期货正在讨论过程当中。“碳市场适度金融化，可以为市场参与主体提供更多价格发现和风险对冲工具，未来碳市场有序金融化将成为发展方向。”