中国电力行业率先开展碳交易试点的呼声日益高涨。但二氧化硫排污权交易的经验已经表明，这类交易尤其需要一个包括市场规则到位的完善体制架构，而中国目前并不具备这样的条件

　　首先在电力行业中进行碳交易市场试点，不失为一种合适的探索方式。但二氧化硫排污权交易的经验已经表明，这种交易尤其需要一个包括市场规则到位的完善体制架构，而中国目前并不具备这样的条件。

　　10月6日下午，国家电网能源研究院副院长蒋莉萍在联合国气候谈判天津会议的“中国碳交易市场的启动与能力建设研讨会”场外边会(side event)做出上述表示。

　　在应对气候变化、二氧化碳减排的行动中引入市场机制，被普遍认为是一种比单纯依赖行政手段更有效率、更为公平的方式。尽管受到气候谈判受阻等不利因素影响，全球碳市场规模仍达每年千亿美元之多。每减排一吨二氧化碳的市场价格，通常在每吨一二十美元甚至更多。

　　北京、天津、上海三地已经建立碳交易所，但除了以项目方式开展的清洁发展机制(CDM)项目，碳市场并未在中国真正建立。

　　个中原因不难理解。中国气候变化谈判代表团团长、国家发改委副主任解振华9月27日在国务院新闻办公室的发布会上表示，要进行碳排放权交易，国家必须有碳排放的总量控制，根据总量对各个企业、各个地方分配减排量。因为有了总量控制才能有成本，有了成本才能有价格，有了价格才能通过最低的成本减少二氧化碳的排放，才能进行市场交易。“也就是说，中国现在进行碳排放权交易的条件还不成熟。”

　　所谓的碳交易，分为“总量控制与交易”（Cap and Trade）和“基线与信用”（Baseline and Credit）两种模式。前者属于总量控制，后者一般多用于没有总量控制的自愿减排。

　　中国公开承诺的碳强度指标（Intensity Target），即2020年比2005年单位GDP碳排放下降40%至45%的目标，则被不少人士视为中国建立碳交易市场的契机。换句话说，倘若中国未来的二氧化碳减排效仿二氧化硫减排，可将碳强度指标分解后在市场上进行交易。

　　而电力行业被普遍认为是中国碳交易市场试点的最好突破口。蒋莉萍说，首先，电力行业是主要的二氧化碳排放源；其次，电力行业的计量体系足够完善，相对容易解决碳交易中的核证、计量问题。从国外经验看来，碳排放交易大多也是从电力行业作为突破口。

　　事实上，在“十一五”期间，中国已将另一个主要污染物 二氧化硫纳入强制性节能减排，并将指标具体分解到地方。二氧化硫排污权交易这项源于美国的市场机制，也相继在江苏、浙江等省份试点，但至今缺乏成熟的排污权交易市场体系。

　　二氧化碳与二氧化硫的减排具有相似性。但包括蒋莉萍在内的专家普遍认为，在电力行业全面推行碳交易试点，其难度将远远大于二氧化硫排污权交易。

　　国家电网能源研究院企业战略与管理咨询研究所副所长马莉对记者表示，短期内难以大规模推广电力行业碳交易的阻力之一在于不同区域的碳排放量不一样，参与度也不一样。

　　“例如，西部资源比较丰富，肯定是煤电多，而东部经济发达，但没有资源，需要大量的电力，如果以省市来进行指标分配，西部就要多分一点，所以需要考虑不同地区的情况，包括财税政策、地方对环保的态度等。”马莉说。

　　蒋莉萍也指出，电力行业碳交易试点的指标分配和机制设置中，必须体现客观性和公平性。

　　此外，她认为，鉴于目前中国并没有一个完善的电力市场，因此，需要考虑如何协调电力市场和碳交易市场。“电力行业的发展空间未来十年还要翻番，是一个扩展性市场，碳是二氧化碳减排，是收缩性市场，这两个市场如何对接需要充分考虑。在市场交易机制设计中，不能对电力行业的发展产生根本性制约。”

　　截至2010年底，全国发电装机容量将达9.5亿千瓦左右，人均用电量2700千瓦时，仅相当于2007年世界的平均水平。蒋莉萍说，十年内全国的发电装机容量将翻番达到17亿千瓦，“是一个能够支撑将来的经济发展水平、但实际上并不算高的指标。”

　　此次“中国碳交易市场的启动与能力建设研讨会”由阿拉善SEE生态协会（SEE）与世界资源研究所（WRI）共同主办。