（一）全国碳市场定位

纵观全球几大碳市场，可以说目前还没有成熟有效的碳交易机制，国内7大碳交易试点工作积累了宝贵的经验教训，但仍然没有找到一个合理科学、行之有效的碳交易机制。截止目前，没有非常成功的案例可以确切证实碳交易机制对节能减排工作是行之有效的。有人说试点地区的碳排放强度明显下降，但是碳交易机制究竟起到多大作用，恐怕并没有人去深入研究。这是碳交易机制发展的现状。全国碳市场能否成功，没有成功案例可以参考，存在一定的不确定性风险。

“做一个试点易，建全国市场难”，很多参与该项工作的人士，对此应该深有体会。省份多，经济发展程度不同，各地方对碳交易的认识不统一，部分地方担忧碳交易对本地工业经济的影响，以及当前工业企业普遍不景气等客观原因，导致各省核查工作进度严重分化。57号文要求各省在2016年6月30日前报送排放数据，但是至今仍然有一部分省份还没有上报数据。这还只是在核查摸底阶段，到配额分配阶段，情况可能更为复杂。可以看出全国碳市场建设面临的困难不少。

2016年12月，国家发展改革委召开了全国碳市场建设思路讨论会，国家发展和改革委员会付主任张勇主任对全国碳市场建设提出了七方面要求，其中，第一条就是“要把握全国碳市场处于初期阶段的特征，坚持先易后难原则，避免定位过高，欲速不达”。领导的讲话客观准确的把握了当前碳交易建设的形势。所以全国碳交易市场应该遵循循序渐进的原则，不刻意追求规模，探索出一个行之有效的碳交易体系才是首要任务。搭建好一个好的体系，然后逐步扩充，这样成功的概率才会更高。

（二）纳入行业

根据发改办气候[2016]57号文，国家最初计划是化工行业只纳入电石、甲醇和合成氨，后来考虑到碳市场的规模，又将其他绝大部分化工行业的子类都纳入进来了。最近有媒体传闻，钢铁和化工等行业可能暂不会纳入碳交易体系。从部分地方发改委的进度要求也可以看出端倪。看来这两个行业暂时要退出碳交易纳入范围了。对此，笔者完全赞同。从实际的核查实践情况来看，化工行业子类太多，产品种类复杂，从核查技术和配额分配研究上，还有很多问题有待研究，有待统一口径，配额分配操作难度较大。

从核查工作的实践来看，目前电力、水泥、平板玻璃、造纸、铝冶炼等几大行业产品结构相对简单易行，钢铁行业也相对好一些，纳入进来问题不大，化工和石化等行业比较复杂，目前从核查到配额分配都没有做好准备工作，不具备纳入条件。没有建立科学可行的规则的情况，纳入这些行业可能会适得其反。所以笔者建议先纳入简单易行的行业，其他复杂类型的行业可后续逐步引入，以实现碳交易体系的可持续发展。

（三）核查工作

核算指南只规定了大体的核算方法，但是企业实际情况千差万别，有很多具体问题，需要专家组予以统一。核查机构在碰到具体问题时，通常会第一时间向MRV平台寻求帮助，但是专家回复有时候真的非常滞后，各地的核查工作期限通常很短，没办法，各核查机构只好按照自己的理解去处理。最后的结果就是大家弄的可能都不太一样。没有一致的处理口径，谈何一致的配额分配。好在2013-2015年核查，主要还只是一个摸底，与企业实际配额量没有直接关系。但是明年，纳入企业就要开始履约，排放量就是企业的履约配额量，与企业经济利益直接挂钩，还会碰到很多实际问题，所以希望MRV平台对大家的问题能够及时反馈。

除了MRV平台回复不及时外，目前核查的一些规定还有待磋商。以下笔者仅举几个例子：

1）水泥及其他所有行业的燃煤热值检测标准：所有行业核算指南都要求燃煤热值检测要遵循《GB/T 213-2008煤的发热量测定方法》，按照目前MRV平台的专家解答，如果企业不是按照该标准检测的，就不能采信。实际核查过程中，我们发现有不少企业的燃煤热值采用《GBT 212-2008 煤的工业分析方法》，根据该标准检测出燃煤的挥发分、灰分、水分和焦渣特性等参数，然后计算得到燃煤低位热值。该方法在工业企业中普遍存在。笔者对这两个标准得出的热值数值进行过比较，差异大约在6%以内，还是非常接近的，基本能够反映企业燃煤热值的实际情况。但按照目前的要求，所有行业按照《GBT 212-2008 煤的工业分析方法》得到的低位热值是不能采信的，这种情况就要采用核算指南缺省值。而缺省值是相对较低的，和企业实际情况偏差是非常大的，偏差超过20%的情况很多，根本无法反映企业实际情况，会导致配额履约有失公平，甚至有些企业可能会利用该规定，以调整其排放量。我们核算企业排放数据的原则之一就是要尽量接近企业实际情况，所以笔者建议企业采用《GBT 212-2008 煤的工业分析方法》得到的燃煤热值也可以采信。

2）发电行业燃煤热值检测频次：核算指南和自备电厂补充数据表模板要求燃煤热值检测频次为入炉煤每天至少一次，入厂煤每批次检测，如果频次不符，要采用缺省值。根据核查的实践情况，一些发电企业，特别是很多自备电厂，根本是做不到这样的频次，比如有的可能几天检测一次，或者一周检测一次，实际上基本也可以代表企业的实际燃煤热值情况，但是按照目前的核查要求，只能采用缺省值，而缺省值根本无法反映企业实际情况。所以建议适当放宽发电企业燃煤热值的检测频次要求。

3）发电行业供热比计算：供热比是配额分配的一个重要参数，MRV平台上给出的第一种供热比计算方法，即：“企业提供了供热煤耗/供电煤耗，供热比=(供热煤耗×供热量)/(自备电厂总耗煤量（折标）)=(供热煤耗×供热量)/(供热煤耗×供热量+供电煤耗×供电量)”。很多核查机构为了省事，直接参照该要求，采用企业提供的供热煤耗和供电煤耗计算供热比，说是符合MRV平台的规定。事实上供热煤耗和供电煤耗只是一个中间计算结果，追根溯源，应该按照“供热比=机组向外供出的热量/锅炉总产出的热量≈供热量/(主蒸汽流量*主蒸汽焓-锅炉给水流量*锅炉给水焓））”去精确计算供热比。所以在规定上，要尽量避免这种情况。

以上笔者仅列举水泥和发电行业的个别问题，实际核查过程还有很多细节问题有待研究，平台上难以交流清楚，笔者建议专家组与核查机构能够建立一个沟通交流机制，让理论与实践相结合，来保证碳核查数据的质量。

（四）配额分配

1）基准值的合理性：目前大部分省份已完成核查，并上报核查结果数据，但是配额分配未能平顺衔接。日前，国家才开始在四川省开展了电力、水泥和电解铝企业配额分配试算工作，并仅公开了以上3个行业的配额基准值，至少还有平板玻璃等行业的基准值没有公布。这对下一步最关键的配额分配工作来说是个挑战。笔者认为基准值研究主要应该通过选取典型类型企业作为样本来测算，应该早于或与各省的核查工作同步进行，各省上报的核查结果数据主要还是起辅助校准作用。因此可以看出，基准值的研究工作目前看来相对滞后。笔者通过一些核查样本，对国家发改委公布的基准值进行了分析研究：

（1）电力行业：笔者随机抽取了40家发电企业作为样本，与配额分配基准值进行了对比分析，电力排放因子和热力排放因子基准值基本合理；

（2）水泥行业：笔者随机抽取了61家企业作为样本，其中仅9家排放强度低于0.8534 tCO2/吨熟料，占比不足15%，也就是只有15%的水泥企业的排放强度才能达到基准水平。61家水泥企业的排放强度平均值为0.8985tCO2/吨熟料，比配额基准值高5.28%，可见配额基准值基本在合理范围，略微偏严。2/8分界线大约在在0.857 tCO2/吨熟料左右，可能更为合适；

2）电力排放因子的影响：在所有涉及排放核算的参数中，唯一具有地域性差异的参数为电力排放因子。华北区域电网排放因子（0.8843tCO2/MWh）和南方区域电网排放因子（0.5271tCO2/MWh）相差68%，差异还是非常大的。企业排放量按照不同的区域排放因子核算，但是配额基准值并没有考虑区域排放因子的差异。这对于部分地区的企业来说，可能是不公平的，大家同样消耗一度电，为什么有些企业要多上缴配额，而有些企业少缴配额呢，这并不是企业可控的因素。笔者建议配额分配应消除这些企业不可控的差异因素，要么在核算端统一，要么在配额分配基准值上考虑，建立公平一致的规则。

3）地方行业调整系数：从四川省碳配额分配试算工作及培训会上，笔者了解到，国家可能会在配额分配时引入地方行业调整系数，地方行业调整系数将由各地方发改委制定。笔者对此持不赞成态度，一是地区性差异并不是碳交易要解决的重点问题所在，统一和公平是碳交易机制的大前提；二是各地去制定地方行业调整系数，系数设置是否合理，地方预留配额如何处置，这些问题都可能会引起混乱。至少目前来看，尚未有明确可操作的方案，不具备实施条件。因此，结合目前实际现状来看，笔者认为建立一个统一标准、清晰简洁、可操作性强、公平公正的碳交易体系更为迫切，地区性差异的问题可以进一步研究，待条件成熟后再进一步完善不迟。

4）核查机构与配额分配：碳交易体系的关键在于规则科学合理，执行能够到位。政府制定规则，规则如何落地，则很大程度上取决于核查机构的能力，因为配额分配所需的数据和企业履约的数据全部出自于核查机构。核查机构是深入控排企业一线的执行者，了解企业的实际情况，配额分配能否顺利落地，核查机构特别是国家级核查机构应该比较清楚。因此建议配额分配专家组与核查机构保持密切沟通，让核查机构能够充分了解配额分配的关键点，核查机构也要及时反馈配额分配落地面临的实际问题，双向及时互动沟通，这样才能保证核查机构能够抓住核查要点，保证数据质量，同时也能保证配额分配方法可操作落地。

（五）抵消机制（ccer）

全国碳市场是否需要抵消机制（CCER）？对于碳交易市场本身，目前的配额分配是弹性分配方法，如果国家再引入有偿分配，则抵消机制在碳交易机制下所起到的作用不大，但笔者认为抵消机制（CCER）仍然是需要的，因为毕竟控排企业是少数，我们建立碳交易市场的终极目标是通过该交易制度，带动所有企业参与减排，既包括控排企业，也包括非控排企业。抵消机制（CCER）为非控排企业参与碳交易提供了一个很好的平台，这才是抵消机制（CCER）存在的重要意义所在。

为什么现在很多地方碳市场都对CCER使用严格限制，国家也担心CCER会冲击全国碳市场。究其原因，CCER机制的额外性论证规则失灵。如果按照现有机制，CCER签发会呈泛滥态势。目前在中国自愿减排交易信息平台上公示的CCER项目有2871个，如果这些项目全部签发，则每年大约会产生1亿吨CCER减排量，广东省碳市场规模最大，配额总量为4亿吨左右，CCER减排量就占整个广东配额的1/4，这是任何试点碳市场都无法承受的。几乎可以说，CCER机制已经成为可再生能源的变相补贴制度。

CCER参照CDM机制建立，可以说90%以上的规则特别是额外性论证规则，是完全相同的。在CDM机制下，全球共有7770个项目注册，共签发了大约18.2亿吨CER减排量。根据额外性论证规则，这些项目在没有减排收益支持的情况下，都不具备财务可行性。但是现在看看，CDM市场自2013年以后，就已经因为EU-ETS的需求量萎缩而名存实亡了，但是这些已注册的项目仍然都能够继续运行，丝毫没受到CDM机制衰落的影响。显而易见，额外性论证就是一个听起来很美的故事，是行不通的规则。所以CCER机制的改革重点在于额外性论证规则。笔者建议取消额外性论证规则，与《国家重点推广的低碳技术目录》等国家低碳技术引导政策相结合，建立类似的白名单机制。尽可能的去支持那些具有减排潜力的但尚未商业化开发的项目。

（本文作者：刘强，文中所有观点仅代表作者个人意见）