近日，國家發改委公布了《全國碳排放權交易市場建設方案（發電行業）》，以發電行業為突破口，率先啟動全國碳排放交易體系，培養市場主體，完善市場監管，逐步擴大市場覆蓋范圍。

按照方案，碳市場建設工作分三階段推進：第一階段為基礎建設期，時間為一年左右；第二階段為模擬運行期，用一年左右開展發電行業配額模擬交易；第三階段為深化完善期，在發電行業交易主體間開展配額現貨交易。對發電行業而言，這意味著在2020年左右才會有正式的碳配額交易。

電力行業二氧化碳排放量約占全國能源消耗二氧化碳排放量的40%左右。從短期看，碳市場不會對煤電行業造成過多的成本壓力，現行電價機制下，碳價成本也不會立即傳導，從長期看，碳強度顯著高于基準的落后煤電機組將承受較大壓力。

先進機組的減排成本不一定低

全國碳市場現階段處于穩妥起步期。有了解配額分配事宜的業內人士告訴eo，發電行業被率先納入交易后，還會劃分11條基準線，不同類型的機組有相應的配額分配值，往后，11條基準線會逐步合并到一條基準，因此，“從長遠來看，最理想的是通過拍賣獲得配額，不需要免費分配。”

碳交易的基本機制是“CapandTrade”，即設定排放總量、讓配額有價格然后交易，通過對二氧化碳排放權的管理競爭獲得收益便是“獎勵”，增加成本購買配額便是“懲罰”。

目前，全國碳排放權交易總量和配額分配方案還未正式出臺，具體分配方式尚不得而知，不過，華北電力大學經濟與管理學院教授袁家海等人曾根據公開數據，做過相應測算。按照碳配額收益=發電量×（實際排放強度－基準排放強度）×碳價的核算公式，若以發電機組平均水平為基準線、碳價以30元/噸計、同等級機組等利用小時數來核算先進機組的碳配額收益的話，單臺1000MW超超臨界濕冷機組在達到最先進水平的情況下，超出基準線的配額全部賣出，可產生收益440-466萬元；而單臺300MW亞臨界濕冷機組達到最先進水平的情況下，超出基準線的配額全部賣出，可產生收益127-134萬元。

袁家海提醒，這僅是簡單的數據模擬，不代表真實情況，在配額具體分配方案以及細則未出臺、交易未正式開始、碳價未形成的情況下，還有很多不確定性。

“先進機組和落后機組在減排成本上，并非先進機組減排成本低，落后機組減排成本高。”某碳資產管理公司人士解釋說，先進機組比如超超臨界減排效果已經不錯了，如果要求再高，所需要的技術成本就更高。而對于低水平機組沒有達到基準，企業需將其淘汰再投資，或需要花大量的資金購買配額，成本更不會低。

不同于歐盟、美國等發達國家，我國電力體制改革正在進行，電價并未完全市場化，仍存在管制電價的情況下，不僅煤價，碳價亦無法從發電側通過電價傳導到用電側。

國家信息中心經濟預測部副處長李繼峰在2015年發表的文章《電價管制對我國碳市場運行效率的定量測算》分析道，電價管制對碳市場運行有三個方面的不利影響：一是使得碳市場的減排作用無法延伸到用電側，不但沒有激勵電力用戶節電，還會相對降低電價而刺激用電需求；二是使得電力企業面臨扭曲的超額碳成本，提高了進入碳市場的風險；三是在前兩方面直接影響的基礎上，扭曲碳市場的資源配置，降低碳市場運行效率。

盡管目前成本無法傳導，有業內人士認為，根據現有的發電企業的利潤空間，如果實施碳交易，初期配額價格不高，對盈利影響不大，隨著電力體制改革深化，碳市場進一步發展，企業競爭越來越激烈，減排的壓力會迫使企業加大改造力度。

另一方面，發電企業還有節能減排空間可以挖掘。例如，在燃煤發電機組的運行方面，江蘇等地區年發電小時數在4000-5000小時之間，而西部地區是2000小時左右，在前述知情人士看來“遠遠沒有達到設計的標準”，可以調動高水平機組多發電，逐步淘汰低水平機組。

中國電力企業聯合會副理事長王志軒認為，作為主體地位的煤電如果舉步越來越難，對整個電力系統、能源系統等都會產生重大的影響，穩妥推進碳市場是正確的選擇。