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新华财经上海8月8日电（记者陈云富）伴随双碳目标提出，绿色、低碳成为经济转型必然趋势。作为应对气候变化的核心政策工具，全国碳市场已进入第二个履约期，全国碳市场的运行带来哪些社会影响？未来各行业该如何推动减排？面对转型，巨大资金缺口如何解决？围绕碳减排相关的问题，成为社会关注的焦点。

新华财经高端访谈联合“绿色金融60人论坛”即日起推出《高端访谈·‘碳’索未来》系列专访，共同在全国统一碳市场建设、市场功能发挥、完善相关配套政策措施，以及绿色金融体系建设等领域，汇聚智慧“金点子”，贡献发展新动能。

【本期对话嘉宾】王志轩：中电联专家委员会副主任委员、国家应对气候变化专家委员会委员、华北电力大学新型能源系统与碳中和研究院院长

发电企业第一履约期实现了减排目标

新华财经：电力行业是首批纳入全国碳市场的重点行业，怎么评价过去一年电力行业在全国碳市场中的表现？

王志轩：在总结、借鉴国际和中国试点碳市场基础上，全国碳市场于2021年7月16日启动上线交易，覆盖约45亿吨二氧化碳排放量。

从运行上看，上线交易一年来，全国碳市场运行总体平稳，碳配额的价格在每吨40元到60元间波动，价格稳中有升，期间没有出现暴涨暴跌的情况。按履约量计履约完成率99.5%，交易量也满足了企业履约的基本需求，符合碳市场作为减排政策工具的预期。

从企业参与上看，电力行业坚决贯彻国家碳排放控制工作要求，在能源保供、煤价上涨和大面积持续亏损等压力下，率先参与全国碳市场，中央企业第一个履约周期履约完成率100%，为全国碳市场平稳运行起到重要作用。

从成效上看，全国碳市场的基本制度初步建立，以碳市发现碳价的机制初步发挥作用，企业碳资产意识、碳减排意识以及利用市场手段实现低成本减排的意识已较大提高，促进企业减排温室气体和加快绿色低碳转型的作用初步显现。

新华财经：回顾全国碳市场一年来的运行，您认为碳市场这只“无形的手”在发电行业发挥了怎样的作用？

王志轩：碳市场作为世界公认的一种低成本减碳机制，我一直支持电力企业参与全国碳市场，一方面这一机制在《京都议定书》《巴黎协定》中已予以确认，我国也多次重申推进碳市场的建设，另一方面也有坚实的经济学和环境学理论基础，即碳排放的影响与排放源位置无关，一般是以年为时间尺度进行控制，有利于在更大时空范围内优化技术措施，并且在世界上及中国都有一定的实践基础，此外参与碳市场也可以提高电力企业碳减排的战略布局、技术准备、基础能力建设等。

全国碳市场启动以来，在多方面取得了效果：一是碳减排和碳交易认识显著增强。全国碳市场从试点探索、基础建设、模拟运行到正式上线，提高了发电企业尤其是非试点地区的企业对碳市场、碳交易的认识，企业也切身感受到碳市场对企业经营、管理的意义和影响。

二是发电结构转型进一步加快。一方面加快企业火电布局调整和结构优化，另一方面促进可再生能源发展，降低单位发电量碳排放强度。

三是碳排放管理效能进一步提升，制度体系建设逐渐完善、数据管理日趋规范。企业认真执行数据质量控制计划，加强碳排放数据体系化、标准化、信息化管理，目前纳入全国碳市场的发电企业基本上全部开展了碳实测。

四是为降低减排成本扩大了渠道。首个履约期允许每个企业使用应清缴配额5%的国家核证自愿减排量（CCER）抵销配额进行履约，调动了减排企业开发CCER项目的积极性，也提高了控排企业对CCER的认知和需求，有利于形成降低控排企业履约成本、增加新能源企业效益的双赢局面。

五是促进技术创新进一步加快。有利于提高企业开展低碳零碳甚至负碳技术的探索、研发与实践，在低成本、多途径碳捕集、封存与利用技术研发、示范与应用方面有新的进展。

协同发挥市场机制作用推进高质量发展

新华财经：您怎么看待碳市场和绿电市场对电力行业未来的影响？两个市场未来会否有一些互动？

王志轩：从实践看，绿电交易是指以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易，用以满足电力用户购买、消费绿色电力需求。绿电需要专门的认证，绿电认证主要体现的是《可再生能源法》范畴下的绿色电力，是电力中长期市场体系框架内的一个交易品种，是旨在通过电力市场促新能源消纳的一种机制性探索。

绿电本身具有近零碳特征，但并不是说具有这一特征就能得到绿电认证，如水电、核电也具有近零碳特征，因此绿电机制与碳市场机制的直接目标不同，市场机制也不同，与促进绿电使用机制较直接的机制有CCER。

目前，全国碳市场中的抵销机制允许“重点排放单位每年可以使用抵销碳排放配额的清缴，抵销比例不得超过应清缴碳排放配额的5%”，在碳市场上线运行期间已发挥作用，重点排放单位累计使用3200余万吨CCER进行配额清缴抵销，成交额超过9亿元，不仅降低了重点排放单位履约成本，减轻了企业负担，还有效发挥了推动能源结构调整、节能和提高能效、生态保护补偿等作用。如果绿电能够认可为CCER，那就与碳市场有了直接联系，但绿电不能重复认可和重复使用，在两个市场重复获利。总之，对绿电交易和碳市场交易的深入推进，还需要进一步系统研究和统筹协调。

当前，电力市场顶层设计不完善、双轨和多轨过渡特征突出、地区改革差异明显，这是由于在碳市场甚至碳排放控制制度不完善的初期，电力市场及其他政策在一定程度上承担着促进低碳发展的任务，当双碳目标“1+N”政策体系不断完善时，需要新旧制度、机制之间的协调。比如，如何通过电力市场传导低碳电力成本，同时要保障系统可靠性的容量充裕性和灵活性，并防范电价的剧烈波动，以及如何协调好各地区由于电改政策差异，导致不同地区电力用户对碳成本传导的实际负担程度存在差异等。

建议未来统筹协同发挥碳市场、绿电市场及其他相关机制对电力清洁低碳转型的促进作用。中国电力行业具有自身特点，如电源以火电为主（煤电占绝对比重）；煤电整体技术水平先进，但服役时间较短；可再生能源具有随机性、波动性和间歇性特点，大规模并网对电力系统安全稳定运行产生影响；调节型电源比重偏低，需要煤电灵活性改造发挥调峰作用等。面对电力清洁低碳转型，针对不同电源类型、技术水平、发展阶段，需要碳市场、绿电市场、CCER机制等多种机制协同优化，统筹发挥政策合力，但要避免政策交叉和重复监管。同时通过电力市场化改革畅通和优化电力系统各要素和环节，实现电力高质量发展与电力落实“双碳”目标的多重任务。

煤电短期仍担重任，碳市场促进能源转型和新能源发展

新华财经：当前全球化石能源价格高企，尤其是欧洲的能源供应形势较严峻，您如何看待当前的能源短缺预期和碳市场的倒逼效应？

王志轩：这一问题要从长期和短期两个时间维度来看。从长期看，能源安全包括能源供应充足和能源价格的合理稳定是世界各国能源战略政策制定方面首先考虑的问题。从各国能源、环境、气候变化等法律上制定的基本原则看，无一例外是将能源安全作为前提和首要任务。从各国的发展进程看，在以重化工为主要特征的经济快速发展阶段，严重的环境问题同时出现，而工业化发展到一定程度，环境与发展逐步协同并在一定程度上出现环境优先的考虑。但不论在什么阶段，能源安全问题都是经济社会发展的前提。

影响能源安全的问题往往与自然环境、经济发展、国际形势、地缘政治等密切相关，一个国家或地区往往很难完全左右，所以要采取措施、防范黑天鹅或灰犀牛式的重大能源安全风险。

在能源低碳转型上，就是要坚持做到传统能源的退出，一定是建立在新能源安全替代基础之上。根据变化的形势对当前的一些能源政策和低碳政策进行必要的调整是各国通用做法，在当前的能源危机的国际形势下，一些国家对应对气候变化和能源措施，甚至短期目标做出的一些必要调整，并不会对低碳发展的战略方向和长期目标有显著影响。

从世界范围看，化石能源在保障能源安全供应方面仍发挥着重要作用。全球能源消费中化石能源占比约83%左右，我国也在83%左右，不同的是我国化石能源中以煤炭主，煤炭占我国能源消费的比重约为56%，而发达国家化石能源主要是油气。

但我国低碳转型的步伐在加快，以煤电为例，近十年来，煤电发电量比重由约80%下降到60%，其功能定位也开始发生着历史性转变，即由电量电力支撑，逐步转变为以电力支撑和兜底保供为主。

随着风电、太阳能发电更多接入电网，其发电的随机性、波动性、间歇性特点使供电特性发生重大变化。为保障可再生能源尽可能利用及电网安全，对灵活性电源的数量和快速调节能力提出更高要求。目前燃机发电和抽水蓄能是国际上公认的技术成熟、经济可行、广泛使用的灵活性电源，但由于国内燃气价格较高，抽水蓄能过去存在建设步伐慢、电力辅助服务的电价机制不完善等方面困难，装机占比仅为6%左右，与发达国家灵活性电源占比约为30%到50%的情况有明显差距。

相比较而言，煤电承担起灵活性电源的功能是符合中国国情的一种不得已但具必然性的选择。当然煤电机组灵活改造会进一步降低机组可带负荷下限，提高机组快速加载负荷及适应电网智能化发展的能力，但这些能力的提高以降低煤电设备利用率、降低发电效率为代价。

短期内，煤电还要继续发挥好电力、电量的主体作用，并要积极向灵活性调节功能转变。而在促进化石能源低碳转型和新能源发展过程中，碳市场作为一种市场机制将会发挥越来越重要的作用。

编辑：曹煜

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