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  • 2024-03-08 03:38:35

深度解读丨什么是碳交易?如何进行碳交易? - 知乎

深度解读丨什么是碳交易?如何进行碳交易? - 知乎首发于碳资产管理切换模式写文章登录/注册深度解读丨什么是碳交易?如何进行碳交易?碳资产培训赵老师2021年4月22日,“领导人气候峰会”上的讲话——《共同构建人与自然生命共同体》中向国际社会指出,中国将启动全国碳市场上线交易。2021年6月22日,根据《碳排放权交易管理办法(试行)》和《碳排放权交易管理规则(试行)》,以及国家有关法律、法规、规章和规范性文件的相关规定,上海环境能源交易所股份有限公司发布《关于全国碳排放权交易相关事项的公告》(沪环境交[2021]34 号),为规范全国碳排放权交易及相关活动,保护各方交易主体的合法权益,维护交易市场秩序,制定了全国碳排放权交易的规则。碳交易,就是把二氧化碳排放权作为一种商品,买方通过向卖方支付一定金额从而获得一定数量的二氧化碳排放权,从而形成了二氧化碳排放权的交易。1997年《京都协议书》明确了协议签署国的减排目标,并规定了国际碳排放权的三个交易机制:国际排放贸易、联合履行和清洁发展机制,这三种碳交易机制就形成了碳排放权交易体系的雏形。各缔约国将减排目标分配至国内企业,从而形成以企业为主体的碳排放权交易体系。根据生态环境部的相关规定,全国碳排放权交易机构成立前,由上海环境能源交易所股份有限公司承担全国碳排放权交易系统账户开立和运行维护等具体工作。2021年6月22日,上海环境能源交易所股份有限公司专门出台了《关于全国碳排放权交易相关事项的公告》,对交易方式、交易时段、交易账户、交易责任等做出了明确规定。在交易方式上,碳排放配额(CEA)交易可以采取协议转让、单向竞价或者其他符合规定的方式,协议转让包括挂牌协议交易和大宗协议交易。在交易时段上,除法定节假日及交易机构公告的休市日外,采取挂牌协议方式的交易时段为每周一至周五上午9:30-11:30、下午13:00至15:00,采取大宗协议方式的交易时段为每周一至周五下午13:00至15:00。采取单向竞价方式的交易时段由交易机构另行公告。在交易账户方面,每个交易主体只能开设一个交易账户,可以根据业务需要申请多个操作员和相应的账户操作权限。交易主体应当保证交易账户开户资料的真实、完整、准确和有效。在交易责任方面,每个交易账户下发生的一切活动均视为交易主体自身行为,由交易主体承担相应法律责任。全国碳交易市场即将启动,这得益于近年来的积极探索和实践。早在2011年10月,国家发展改革委办公厅就发布了《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》,正式批准北京、上海、天津、重庆、湖北、广东和深圳等七省市开展碳交易试点工作。“十三五”期间,国内碳市场建设发展较快。2016年国务院发布的《“十三五”控制温室气体排放工作方案》中明确建设和运行全国碳排放权交易市场,主要措施有三点,一是建立全国碳排放权交易制度;二是启动运行全国碳排放权交易市场;三是强化全国碳排放权交易基础支撑能力。在国家的积极培育下,我国碳市场建设在探索中不断发展,为从区域性碳市场向全国性碳市场发展积累了宝贵的经验。2020年12月,生态环境部印发了《2019-2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案(发电行业)》、《纳入2019-2020年全国碳排放权交易配额管理的重点排放单位名单》等配套文件。配套文件按照2013-2019年任一年排放达到2.6万吨二氧化碳当量及以上的标准,筛选出全国2225家发电行业重点排放单位纳入2019-2020年全国碳市场。这也意味着发电行业将作为突破口率先进入全国碳市场的第一个履约周期。2021年以来,在碳达峰、碳中和愿景下,我国的碳交易市场建设在各项政策文件的推动下不断提速。2021年1月,生态环境部审议通过《碳排放权交易管理办法(试行)》,明确了碳市场的参与主体和监管部门等各方的责任、权利和义务。2021年5月,生态环境部组织制定的碳排放权登记、交易、结算管理规则相关的三份文件正式出台,这些文件的出台,对进一步规范全国碳市场交易活动具有积极意义。根据生态环境部发布的碳交易相关规章和规范性文件,我国碳市场覆盖范围为重点排放单位,即年度温室气体排放量达2.6万吨二氧化碳当量(综合能源消费量约1万吨标准煤)及以上的企业。当前我国对重点单位实行配额免费发放。碳排放配额总量和分配方案由生态环境部根据国家温室气体排放要求,综合考虑各方面因素制定。省级生态环境主管部门则根据配额总量和分配方案向区域内重点排放单位分配规定年度的碳排放配额。根据《碳排放权交易管理办法(试行)》的规定,我国碳市场可以分为强制性的配额交易市场和中国核证自愿减排量(CCER)市场,碳市场交易以配额交易为主,CCER自愿交易是重要补充。对于排放企业而言,配额和实际排放之间的缺口和盈余可以进行交易。配额市场(强制交易市场)和CCER市场(自愿交易市场)能够通过抵消机制产生联动。具体来说,重点排放单位可使用国家核证自愿减排量(CCER)或生态环境部另行公布的其他减排指标,抵消其不超过5%的经核查排放量。1单位CCER可抵消1吨二氧化碳当量的排放量。截至2021年6月3日,北京、上海、天津、重庆、湖北、广东和深圳等七个试点城市的历史累计成交总量接近3.4亿吨,成交额超过77亿元。其中广东和深圳两地的碳市场交易活动相对活跃,广东碳交易所6月3日当日成交量超过12.6万吨,成交额超过507万元,且历史累计成交量和成交金额在各个试点城市中均为最高。从历史成交情况来看,各个试点城市的成交价格之间存在较为显著的差异,历史平均成交价格约为30元/吨,近期价格波动区间为15-45元/吨,同期欧洲碳市场排放许可(EUA)期货成交价已突破50欧元/吨。碳交易市场的建立,有助于从市场化的角度提升绿色低碳项目和技术的经济价值,促进企业绿色低碳生产方式转型,对于实现碳达峰、碳中和目标具有重大的推动作用。发布于 2021-07-07 15:13碳交易碳排放钢铁行业​赞同 15​​6 条评论​分享​喜欢​收藏​申请转载​文章被以下专栏收录碳资产管理碳资产管理:包含碳交易、碳排放、碳核查等相关

碳排放权交易管理办法(试行)_国务院部门文件_中国政府网

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标  题:

碳排放权交易管理办法(试行)

发文机关:

生态环境部

发文字号:

生态环境部令 第19号

来  源:

生态环境部网站

主题分类:

城乡建设、环境保护\其他

公文种类:

命令(令)

成文日期:

2020年12月31日

标       题:

碳排放权交易管理办法(试行)

发文机关:生态环境部

发文字号:生态环境部令 第19号

来       源:生态环境部网站

主题分类:城乡建设、环境保护\其他

公文种类:命令(令)

成文日期:2020年12月31日

碳排放权交易管理办法(试行)

部令 第19号

《碳排放权交易管理办法(试行)》已于2020年12月25日由生态环境部部务会议审议通过,现予公布,自2021年2月1日起施行。

生态环境部部长 黄润秋

2020年12月31日

碳排放权交易管理办法

(试行)

第一章  总  则

第一条  为落实党中央、国务院关于建设全国碳排放权交易市场的决策部署,在应对气候变化和促进绿色低碳发展中充分发挥市场机制作用,推动温室气体减排,规范全国碳排放权交易及相关活动,根据国家有关温室气体排放控制的要求,制定本办法。

第二条  本办法适用于全国碳排放权交易及相关活动,包括碳排放配额分配和清缴,碳排放权登记、交易、结算,温室气体排放报告与核查等活动,以及对前述活动的监督管理。

第三条  全国碳排放权交易及相关活动应当坚持市场导向、循序渐进、公平公开和诚实守信的原则。

第四条  生态环境部按照国家有关规定建设全国碳排放权交易市场。

全国碳排放权交易市场覆盖的温室气体种类和行业范围,由生态环境部拟订,按程序报批后实施,并向社会公开。

第五条  生态环境部按照国家有关规定,组织建立全国碳排放权注册登记机构和全国碳排放权交易机构,组织建设全国碳排放权注册登记系统和全国碳排放权交易系统。

全国碳排放权注册登记机构通过全国碳排放权注册登记系统,记录碳排放配额的持有、变更、清缴、注销等信息,并提供结算服务。全国碳排放权注册登记系统记录的信息是判断碳排放配额归属的最终依据。

全国碳排放权交易机构负责组织开展全国碳排放权集中统一交易。

全国碳排放权注册登记机构和全国碳排放权交易机构应当定期向生态环境部报告全国碳排放权登记、交易、结算等活动和机构运行有关情况,以及应当报告的其他重大事项,并保证全国碳排放权注册登记系统和全国碳排放权交易系统安全稳定可靠运行。

第六条  生态环境部负责制定全国碳排放权交易及相关活动的技术规范,加强对地方碳排放配额分配、温室气体排放报告与核查的监督管理,并会同国务院其他有关部门对全国碳排放权交易及相关活动进行监督管理和指导。

省级生态环境主管部门负责在本行政区域内组织开展碳排放配额分配和清缴、温室气体排放报告的核查等相关活动,并进行监督管理。

设区的市级生态环境主管部门负责配合省级生态环境主管部门落实相关具体工作,并根据本办法有关规定实施监督管理。

第七条  全国碳排放权注册登记机构和全国碳排放权交易机构及其工作人员,应当遵守全国碳排放权交易及相关活动的技术规范,并遵守国家其他有关主管部门关于交易监管的规定。

第二章  温室气体重点排放单位

第八条  温室气体排放单位符合下列条件的,应当列入温室气体重点排放单位(以下简称重点排放单位)名录:

(一)属于全国碳排放权交易市场覆盖行业;

(二)年度温室气体排放量达到2.6万吨二氧化碳当量。

第九条  省级生态环境主管部门应当按照生态环境部的有关规定,确定本行政区域重点排放单位名录,向生态环境部报告,并向社会公开。

第十条  重点排放单位应当控制温室气体排放,报告碳排放数据,清缴碳排放配额,公开交易及相关活动信息,并接受生态环境主管部门的监督管理。

第十一条  存在下列情形之一的,确定名录的省级生态环境主管部门应当将相关温室气体排放单位从重点排放单位名录中移出:

(一)连续二年温室气体排放未达到2.6万吨二氧化碳当量的;

(二)因停业、关闭或者其他原因不再从事生产经营活动,因而不再排放温室气体的。

第十二条  温室气体排放单位申请纳入重点排放单位名录的,确定名录的省级生态环境主管部门应当进行核实;经核实符合本办法第八条规定条件的,应当将其纳入重点排放单位名录。

第十三条  纳入全国碳排放权交易市场的重点排放单位,不再参与地方碳排放权交易试点市场。

第三章  分配与登记

第十四条  生态环境部根据国家温室气体排放控制要求,综合考虑经济增长、产业结构调整、能源结构优化、大气污染物排放协同控制等因素,制定碳排放配额总量确定与分配方案。

省级生态环境主管部门应当根据生态环境部制定的碳排放配额总量确定与分配方案,向本行政区域内的重点排放单位分配规定年度的碳排放配额。

第十五条  碳排放配额分配以免费分配为主,可以根据国家有关要求适时引入有偿分配。

第十六条  省级生态环境主管部门确定碳排放配额后,应当书面通知重点排放单位。

重点排放单位对分配的碳排放配额有异议的,可以自接到通知之日起七个工作日内,向分配配额的省级生态环境主管部门申请复核;省级生态环境主管部门应当自接到复核申请之日起十个工作日内,作出复核决定。

第十七条  重点排放单位应当在全国碳排放权注册登记系统开立账户,进行相关业务操作。

第十八条  重点排放单位发生合并、分立等情形需要变更单位名称、碳排放配额等事项的,应当报经所在地省级生态环境主管部门审核后,向全国碳排放权注册登记机构申请变更登记。全国碳排放权注册登记机构应当通过全国碳排放权注册登记系统进行变更登记,并向社会公开。

第十九条  国家鼓励重点排放单位、机构和个人,出于减少温室气体排放等公益目的自愿注销其所持有的碳排放配额。

自愿注销的碳排放配额,在国家碳排放配额总量中予以等量核减,不再进行分配、登记或者交易。相关注销情况应当向社会公开。

第四章  排放交易

第二十条  全国碳排放权交易市场的交易产品为碳排放配额,生态环境部可以根据国家有关规定适时增加其他交易产品。

第二十一条  重点排放单位以及符合国家有关交易规则的机构和个人,是全国碳排放权交易市场的交易主体。

第二十二条  碳排放权交易应当通过全国碳排放权交易系统进行,可以采取协议转让、单向竞价或者其他符合规定的方式。

全国碳排放权交易机构应当按照生态环境部有关规定,采取有效措施,发挥全国碳排放权交易市场引导温室气体减排的作用,防止过度投机的交易行为,维护市场健康发展。

第二十三条  全国碳排放权注册登记机构应当根据全国碳排放权交易机构提供的成交结果,通过全国碳排放权注册登记系统为交易主体及时更新相关信息。

第二十四条  全国碳排放权注册登记机构和全国碳排放权交易机构应当按照国家有关规定,实现数据及时、准确、安全交换。

第五章  排放核查与配额清缴

第二十五条  重点排放单位应当根据生态环境部制定的温室气体排放核算与报告技术规范,编制该单位上一年度的温室气体排放报告,载明排放量,并于每年3月31日前报生产经营场所所在地的省级生态环境主管部门。排放报告所涉数据的原始记录和管理台账应当至少保存五年。

重点排放单位对温室气体排放报告的真实性、完整性、准确性负责。

重点排放单位编制的年度温室气体排放报告应当定期公开,接受社会监督,涉及国家秘密和商业秘密的除外。

第二十六条  省级生态环境主管部门应当组织开展对重点排放单位温室气体排放报告的核查,并将核查结果告知重点排放单位。核查结果应当作为重点排放单位碳排放配额清缴依据。

省级生态环境主管部门可以通过政府购买服务的方式委托技术服务机构提供核查服务。技术服务机构应当对提交的核查结果的真实性、完整性和准确性负责。

第二十七条  重点排放单位对核查结果有异议的,可以自被告知核查结果之日起七个工作日内,向组织核查的省级生态环境主管部门申请复核;省级生态环境主管部门应当自接到复核申请之日起十个工作日内,作出复核决定。

第二十八条  重点排放单位应当在生态环境部规定的时限内,向分配配额的省级生态环境主管部门清缴上年度的碳排放配额。清缴量应当大于等于省级生态环境主管部门核查结果确认的该单位上年度温室气体实际排放量。

第二十九条  重点排放单位每年可以使用国家核证自愿减排量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%。相关规定由生态环境部另行制定。

用于抵销的国家核证自愿减排量,不得来自纳入全国碳排放权交易市场配额管理的减排项目。

第六章  监督管理

第三十条  上级生态环境主管部门应当加强对下级生态环境主管部门的重点排放单位名录确定、全国碳排放权交易及相关活动情况的监督检查和指导。

第三十一条  设区的市级以上地方生态环境主管部门根据对重点排放单位温室气体排放报告的核查结果,确定监督检查重点和频次。

设区的市级以上地方生态环境主管部门应当采取“双随机、一公开”的方式,监督检查重点排放单位温室气体排放和碳排放配额清缴情况,相关情况按程序报生态环境部。

第三十二条  生态环境部和省级生态环境主管部门,应当按照职责分工,定期公开重点排放单位年度碳排放配额清缴情况等信息。

第三十三条  全国碳排放权注册登记机构和全国碳排放权交易机构应当遵守国家交易监管等相关规定,建立风险管理机制和信息披露制度,制定风险管理预案,及时公布碳排放权登记、交易、结算等信息。

全国碳排放权注册登记机构和全国碳排放权交易机构的工作人员不得利用职务便利谋取不正当利益,不得泄露商业秘密。

第三十四条  交易主体违反本办法关于碳排放权注册登记、结算或者交易相关规定的,全国碳排放权注册登记机构和全国碳排放权交易机构可以按照国家有关规定,对其采取限制交易措施。

第三十五条  鼓励公众、新闻媒体等对重点排放单位和其他交易主体的碳排放权交易及相关活动进行监督。

重点排放单位和其他交易主体应当按照生态环境部有关规定,及时公开有关全国碳排放权交易及相关活动信息,自觉接受公众监督。

第三十六条  公民、法人和其他组织发现重点排放单位和其他交易主体有违反本办法规定行为的,有权向设区的市级以上地方生态环境主管部门举报。

接受举报的生态环境主管部门应当依法予以处理,并按照有关规定反馈处理结果,同时为举报人保密。

第七章  罚  则

第三十七条  生态环境部、省级生态环境主管部门、设区的市级生态环境主管部门的有关工作人员,在全国碳排放权交易及相关活动的监督管理中滥用职权、玩忽职守、徇私舞弊的,由其上级行政机关或者监察机关责令改正,并依法给予处分。

第三十八条  全国碳排放权注册登记机构和全国碳排放权交易机构及其工作人员违反本办法规定,有下列行为之一的,由生态环境部依法给予处分,并向社会公开处理结果:

(一)利用职务便利谋取不正当利益的;

(二)有其他滥用职权、玩忽职守、徇私舞弊行为的。

全国碳排放权注册登记机构和全国碳排放权交易机构及其工作人员违反本办法规定,泄露有关商业秘密或者有构成其他违反国家交易监管规定行为的,依照其他有关规定处理。

第三十九条  重点排放单位虚报、瞒报温室气体排放报告,或者拒绝履行温室气体排放报告义务的,由其生产经营场所所在地设区的市级以上地方生态环境主管部门责令限期改正,处一万元以上三万元以下的罚款。逾期未改正的,由重点排放单位生产经营场所所在地的省级生态环境主管部门测算其温室气体实际排放量,并将该排放量作为碳排放配额清缴的依据;对虚报、瞒报部分,等量核减其下一年度碳排放配额。

第四十条  重点排放单位未按时足额清缴碳排放配额的,由其生产经营场所所在地设区的市级以上地方生态环境主管部门责令限期改正,处二万元以上三万元以下的罚款;逾期未改正的,对欠缴部分,由重点排放单位生产经营场所所在地的省级生态环境主管部门等量核减其下一年度碳排放配额。

第四十一条  违反本办法规定,涉嫌构成犯罪的,有关生态环境主管部门应当依法移送司法机关。

第八章  附  则

第四十二条  本办法中下列用语的含义:

(一)温室气体:是指大气中吸收和重新放出红外辐射的自然和人为的气态成分,包括二氧化碳(CO2)、甲烷(CH4)、氧化亚氮(N2O)、氢氟碳化物(HFCs)、全氟化碳(PFCs)、六氟化硫(SF6)和三氟化氮(NF3)。

(二)碳排放:是指煤炭、石油、天然气等化石能源燃烧活动和工业生产过程以及土地利用变化与林业等活动产生的温室气体排放,也包括因使用外购的电力和热力等所导致的温室气体排放。

(三)碳排放权:是指分配给重点排放单位的规定时期内的碳排放额度。

(四)国家核证自愿减排量:是指对我国境内可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目的温室气体减排效果进行量化核证,并在国家温室气体自愿减排交易注册登记系统中登记的温室气体减排量。

第四十三条  本办法自2021年2月1日起施行。

碳排放权交易管理办法(试行)

部令 第19号

《碳排放权交易管理办法(试行)》已于2020年12月25日由生态环境部部务会议审议通过,现予公布,自2021年2月1日起施行。

生态环境部部长 黄润秋

2020年12月31日

碳排放权交易管理办法

(试行)

第一章  总  则

第一条  为落实党中央、国务院关于建设全国碳排放权交易市场的决策部署,在应对气候变化和促进绿色低碳发展中充分发挥市场机制作用,推动温室气体减排,规范全国碳排放权交易及相关活动,根据国家有关温室气体排放控制的要求,制定本办法。

第二条  本办法适用于全国碳排放权交易及相关活动,包括碳排放配额分配和清缴,碳排放权登记、交易、结算,温室气体排放报告与核查等活动,以及对前述活动的监督管理。

第三条  全国碳排放权交易及相关活动应当坚持市场导向、循序渐进、公平公开和诚实守信的原则。

第四条  生态环境部按照国家有关规定建设全国碳排放权交易市场。

全国碳排放权交易市场覆盖的温室气体种类和行业范围,由生态环境部拟订,按程序报批后实施,并向社会公开。

第五条  生态环境部按照国家有关规定,组织建立全国碳排放权注册登记机构和全国碳排放权交易机构,组织建设全国碳排放权注册登记系统和全国碳排放权交易系统。

全国碳排放权注册登记机构通过全国碳排放权注册登记系统,记录碳排放配额的持有、变更、清缴、注销等信息,并提供结算服务。全国碳排放权注册登记系统记录的信息是判断碳排放配额归属的最终依据。

全国碳排放权交易机构负责组织开展全国碳排放权集中统一交易。

全国碳排放权注册登记机构和全国碳排放权交易机构应当定期向生态环境部报告全国碳排放权登记、交易、结算等活动和机构运行有关情况,以及应当报告的其他重大事项,并保证全国碳排放权注册登记系统和全国碳排放权交易系统安全稳定可靠运行。

第六条  生态环境部负责制定全国碳排放权交易及相关活动的技术规范,加强对地方碳排放配额分配、温室气体排放报告与核查的监督管理,并会同国务院其他有关部门对全国碳排放权交易及相关活动进行监督管理和指导。

省级生态环境主管部门负责在本行政区域内组织开展碳排放配额分配和清缴、温室气体排放报告的核查等相关活动,并进行监督管理。

设区的市级生态环境主管部门负责配合省级生态环境主管部门落实相关具体工作,并根据本办法有关规定实施监督管理。

第七条  全国碳排放权注册登记机构和全国碳排放权交易机构及其工作人员,应当遵守全国碳排放权交易及相关活动的技术规范,并遵守国家其他有关主管部门关于交易监管的规定。

第二章  温室气体重点排放单位

第八条  温室气体排放单位符合下列条件的,应当列入温室气体重点排放单位(以下简称重点排放单位)名录:

(一)属于全国碳排放权交易市场覆盖行业;

(二)年度温室气体排放量达到2.6万吨二氧化碳当量。

第九条  省级生态环境主管部门应当按照生态环境部的有关规定,确定本行政区域重点排放单位名录,向生态环境部报告,并向社会公开。

第十条  重点排放单位应当控制温室气体排放,报告碳排放数据,清缴碳排放配额,公开交易及相关活动信息,并接受生态环境主管部门的监督管理。

第十一条  存在下列情形之一的,确定名录的省级生态环境主管部门应当将相关温室气体排放单位从重点排放单位名录中移出:

(一)连续二年温室气体排放未达到2.6万吨二氧化碳当量的;

(二)因停业、关闭或者其他原因不再从事生产经营活动,因而不再排放温室气体的。

第十二条  温室气体排放单位申请纳入重点排放单位名录的,确定名录的省级生态环境主管部门应当进行核实;经核实符合本办法第八条规定条件的,应当将其纳入重点排放单位名录。

第十三条  纳入全国碳排放权交易市场的重点排放单位,不再参与地方碳排放权交易试点市场。

第三章  分配与登记

第十四条  生态环境部根据国家温室气体排放控制要求,综合考虑经济增长、产业结构调整、能源结构优化、大气污染物排放协同控制等因素,制定碳排放配额总量确定与分配方案。

省级生态环境主管部门应当根据生态环境部制定的碳排放配额总量确定与分配方案,向本行政区域内的重点排放单位分配规定年度的碳排放配额。

第十五条  碳排放配额分配以免费分配为主,可以根据国家有关要求适时引入有偿分配。

第十六条  省级生态环境主管部门确定碳排放配额后,应当书面通知重点排放单位。

重点排放单位对分配的碳排放配额有异议的,可以自接到通知之日起七个工作日内,向分配配额的省级生态环境主管部门申请复核;省级生态环境主管部门应当自接到复核申请之日起十个工作日内,作出复核决定。

第十七条  重点排放单位应当在全国碳排放权注册登记系统开立账户,进行相关业务操作。

第十八条  重点排放单位发生合并、分立等情形需要变更单位名称、碳排放配额等事项的,应当报经所在地省级生态环境主管部门审核后,向全国碳排放权注册登记机构申请变更登记。全国碳排放权注册登记机构应当通过全国碳排放权注册登记系统进行变更登记,并向社会公开。

第十九条  国家鼓励重点排放单位、机构和个人,出于减少温室气体排放等公益目的自愿注销其所持有的碳排放配额。

自愿注销的碳排放配额,在国家碳排放配额总量中予以等量核减,不再进行分配、登记或者交易。相关注销情况应当向社会公开。

第四章  排放交易

第二十条  全国碳排放权交易市场的交易产品为碳排放配额,生态环境部可以根据国家有关规定适时增加其他交易产品。

第二十一条  重点排放单位以及符合国家有关交易规则的机构和个人,是全国碳排放权交易市场的交易主体。

第二十二条  碳排放权交易应当通过全国碳排放权交易系统进行,可以采取协议转让、单向竞价或者其他符合规定的方式。

全国碳排放权交易机构应当按照生态环境部有关规定,采取有效措施,发挥全国碳排放权交易市场引导温室气体减排的作用,防止过度投机的交易行为,维护市场健康发展。

第二十三条  全国碳排放权注册登记机构应当根据全国碳排放权交易机构提供的成交结果,通过全国碳排放权注册登记系统为交易主体及时更新相关信息。

第二十四条  全国碳排放权注册登记机构和全国碳排放权交易机构应当按照国家有关规定,实现数据及时、准确、安全交换。

第五章  排放核查与配额清缴

第二十五条  重点排放单位应当根据生态环境部制定的温室气体排放核算与报告技术规范,编制该单位上一年度的温室气体排放报告,载明排放量,并于每年3月31日前报生产经营场所所在地的省级生态环境主管部门。排放报告所涉数据的原始记录和管理台账应当至少保存五年。

重点排放单位对温室气体排放报告的真实性、完整性、准确性负责。

重点排放单位编制的年度温室气体排放报告应当定期公开,接受社会监督,涉及国家秘密和商业秘密的除外。

第二十六条  省级生态环境主管部门应当组织开展对重点排放单位温室气体排放报告的核查,并将核查结果告知重点排放单位。核查结果应当作为重点排放单位碳排放配额清缴依据。

省级生态环境主管部门可以通过政府购买服务的方式委托技术服务机构提供核查服务。技术服务机构应当对提交的核查结果的真实性、完整性和准确性负责。

第二十七条  重点排放单位对核查结果有异议的,可以自被告知核查结果之日起七个工作日内,向组织核查的省级生态环境主管部门申请复核;省级生态环境主管部门应当自接到复核申请之日起十个工作日内,作出复核决定。

第二十八条  重点排放单位应当在生态环境部规定的时限内,向分配配额的省级生态环境主管部门清缴上年度的碳排放配额。清缴量应当大于等于省级生态环境主管部门核查结果确认的该单位上年度温室气体实际排放量。

第二十九条  重点排放单位每年可以使用国家核证自愿减排量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%。相关规定由生态环境部另行制定。

用于抵销的国家核证自愿减排量,不得来自纳入全国碳排放权交易市场配额管理的减排项目。

第六章  监督管理

第三十条  上级生态环境主管部门应当加强对下级生态环境主管部门的重点排放单位名录确定、全国碳排放权交易及相关活动情况的监督检查和指导。

第三十一条  设区的市级以上地方生态环境主管部门根据对重点排放单位温室气体排放报告的核查结果,确定监督检查重点和频次。

设区的市级以上地方生态环境主管部门应当采取“双随机、一公开”的方式,监督检查重点排放单位温室气体排放和碳排放配额清缴情况,相关情况按程序报生态环境部。

第三十二条  生态环境部和省级生态环境主管部门,应当按照职责分工,定期公开重点排放单位年度碳排放配额清缴情况等信息。

第三十三条  全国碳排放权注册登记机构和全国碳排放权交易机构应当遵守国家交易监管等相关规定,建立风险管理机制和信息披露制度,制定风险管理预案,及时公布碳排放权登记、交易、结算等信息。

全国碳排放权注册登记机构和全国碳排放权交易机构的工作人员不得利用职务便利谋取不正当利益,不得泄露商业秘密。

第三十四条  交易主体违反本办法关于碳排放权注册登记、结算或者交易相关规定的,全国碳排放权注册登记机构和全国碳排放权交易机构可以按照国家有关规定,对其采取限制交易措施。

第三十五条  鼓励公众、新闻媒体等对重点排放单位和其他交易主体的碳排放权交易及相关活动进行监督。

重点排放单位和其他交易主体应当按照生态环境部有关规定,及时公开有关全国碳排放权交易及相关活动信息,自觉接受公众监督。

第三十六条  公民、法人和其他组织发现重点排放单位和其他交易主体有违反本办法规定行为的,有权向设区的市级以上地方生态环境主管部门举报。

接受举报的生态环境主管部门应当依法予以处理,并按照有关规定反馈处理结果,同时为举报人保密。

第七章  罚  则

第三十七条  生态环境部、省级生态环境主管部门、设区的市级生态环境主管部门的有关工作人员,在全国碳排放权交易及相关活动的监督管理中滥用职权、玩忽职守、徇私舞弊的,由其上级行政机关或者监察机关责令改正,并依法给予处分。

第三十八条  全国碳排放权注册登记机构和全国碳排放权交易机构及其工作人员违反本办法规定,有下列行为之一的,由生态环境部依法给予处分,并向社会公开处理结果:

(一)利用职务便利谋取不正当利益的;

(二)有其他滥用职权、玩忽职守、徇私舞弊行为的。

全国碳排放权注册登记机构和全国碳排放权交易机构及其工作人员违反本办法规定,泄露有关商业秘密或者有构成其他违反国家交易监管规定行为的,依照其他有关规定处理。

第三十九条  重点排放单位虚报、瞒报温室气体排放报告,或者拒绝履行温室气体排放报告义务的,由其生产经营场所所在地设区的市级以上地方生态环境主管部门责令限期改正,处一万元以上三万元以下的罚款。逾期未改正的,由重点排放单位生产经营场所所在地的省级生态环境主管部门测算其温室气体实际排放量,并将该排放量作为碳排放配额清缴的依据;对虚报、瞒报部分,等量核减其下一年度碳排放配额。

第四十条  重点排放单位未按时足额清缴碳排放配额的,由其生产经营场所所在地设区的市级以上地方生态环境主管部门责令限期改正,处二万元以上三万元以下的罚款;逾期未改正的,对欠缴部分,由重点排放单位生产经营场所所在地的省级生态环境主管部门等量核减其下一年度碳排放配额。

第四十一条  违反本办法规定,涉嫌构成犯罪的,有关生态环境主管部门应当依法移送司法机关。

第八章  附  则

第四十二条  本办法中下列用语的含义:

(一)温室气体:是指大气中吸收和重新放出红外辐射的自然和人为的气态成分,包括二氧化碳(CO2)、甲烷(CH4)、氧化亚氮(N2O)、氢氟碳化物(HFCs)、全氟化碳(PFCs)、六氟化硫(SF6)和三氟化氮(NF3)。

(二)碳排放:是指煤炭、石油、天然气等化石能源燃烧活动和工业生产过程以及土地利用变化与林业等活动产生的温室气体排放,也包括因使用外购的电力和热力等所导致的温室气体排放。

(三)碳排放权:是指分配给重点排放单位的规定时期内的碳排放额度。

(四)国家核证自愿减排量:是指对我国境内可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目的温室气体减排效果进行量化核证,并在国家温室气体自愿减排交易注册登记系统中登记的温室气体减排量。

第四十三条  本办法自2021年2月1日起施行。

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碳排放权交易管理办法(试行)

《碳排放权交易管理办法(试行)》已于2020年12月25日由生态环境部部务会议审议通过,现予公布,自2021年2月1日起施行。

碳排放权交易管理暂行条例(中华人民共和国国务院令 第775号)

碳排放权交易管理暂行条例(中华人民共和国国务院令 第775号)

碳排放权交易管理暂行条例(中华人民共和国国务院令 第775号)

发布时间:2024-02-05来源:中国政府网字号:[大][中][小]

中华人民共和国国务院令

第775号

  《碳排放权交易管理暂行条例》已经2024年1月5日国务院第23次常务会议通过,现予公布,自2024年5月1日起施行。

总理  李强

2024年1月25日

碳排放权交易管理暂行条例

  第一条 为了规范碳排放权交易及相关活动,加强对温室气体排放的控制,积极稳妥推进碳达峰碳中和,促进经济社会绿色低碳发展,推进生态文明建设,制定本条例。

  第二条 本条例适用于全国碳排放权交易市场的碳排放权交易及相关活动。

  第三条 碳排放权交易及相关活动的管理,应当坚持中国共产党的领导,贯彻党和国家路线方针政策和决策部署,坚持温室气体排放控制与经济社会发展相适应,坚持政府引导与市场调节相结合,遵循公开、公平、公正的原则。

  国家加强碳排放权交易领域的国际合作与交流。

  第四条 国务院生态环境主管部门负责碳排放权交易及相关活动的监督管理工作。国务院有关部门按照职责分工,负责碳排放权交易及相关活动的有关监督管理工作。

  地方人民政府生态环境主管部门负责本行政区域内碳排放权交易及相关活动的监督管理工作。地方人民政府有关部门按照职责分工,负责本行政区域内碳排放权交易及相关活动的有关监督管理工作。

  第五条 全国碳排放权注册登记机构按照国家有关规定,负责碳排放权交易产品登记,提供交易结算等服务。全国碳排放权交易机构按照国家有关规定,负责组织开展碳排放权集中统一交易。登记和交易的收费应当合理,收费项目、收费标准和管理办法应当向社会公开。

  全国碳排放权注册登记机构和全国碳排放权交易机构应当按照国家有关规定,完善相关业务规则,建立风险防控和信息披露制度。

  国务院生态环境主管部门会同国务院市场监督管理部门、中国人民银行和国务院银行业监督管理机构,对全国碳排放权注册登记机构和全国碳排放权交易机构进行监督管理,并加强信息共享和执法协作配合。

  碳排放权交易应当逐步纳入统一的公共资源交易平台体系。

  第六条 碳排放权交易覆盖的温室气体种类和行业范围,由国务院生态环境主管部门会同国务院发展改革等有关部门根据国家温室气体排放控制目标研究提出,报国务院批准后实施。

  碳排放权交易产品包括碳排放配额和经国务院批准的其他现货交易产品。

  第七条 纳入全国碳排放权交易市场的温室气体重点排放单位(以下简称重点排放单位)以及符合国家有关规定的其他主体,可以参与碳排放权交易。

  生态环境主管部门、其他对碳排放权交易及相关活动负有监督管理职责的部门(以下简称其他负有监督管理职责的部门)、全国碳排放权注册登记机构、全国碳排放权交易机构以及本条例规定的技术服务机构的工作人员,不得参与碳排放权交易。

  第八条 国务院生态环境主管部门会同国务院有关部门,根据国家温室气体排放控制目标,制定重点排放单位的确定条件。省、自治区、直辖市人民政府(以下统称省级人民政府)生态环境主管部门会同同级有关部门,按照重点排放单位的确定条件制定本行政区域年度重点排放单位名录。

  重点排放单位的确定条件和年度重点排放单位名录应当向社会公布。

  第九条 国务院生态环境主管部门会同国务院有关部门,根据国家温室气体排放控制目标,综合考虑经济社会发展、产业结构调整、行业发展阶段、历史排放情况、市场调节需要等因素,制定年度碳排放配额总量和分配方案,并组织实施。碳排放配额实行免费分配,并根据国家有关要求逐步推行免费和有偿相结合的分配方式。

  省级人民政府生态环境主管部门会同同级有关部门,根据年度碳排放配额总量和分配方案,向本行政区域内的重点排放单位发放碳排放配额,不得违反年度碳排放配额总量和分配方案发放或者调剂碳排放配额。

  第十条 依照本条例第六条、第八条、第九条的规定研究提出碳排放权交易覆盖的温室气体种类和行业范围、制定重点排放单位的确定条件以及年度碳排放配额总量和分配方案,应当征求省级人民政府、有关行业协会、企业事业单位、专家和公众等方面的意见。

  第十一条 重点排放单位应当采取有效措施控制温室气体排放,按照国家有关规定和国务院生态环境主管部门制定的技术规范,制定并严格执行温室气体排放数据质量控制方案,使用依法经计量检定合格或者校准的计量器具开展温室气体排放相关检验检测,如实准确统计核算本单位温室气体排放量,编制上一年度温室气体排放报告(以下简称年度排放报告),并按照规定将排放统计核算数据、年度排放报告报送其生产经营场所所在地省级人民政府生态环境主管部门。

  重点排放单位应当对其排放统计核算数据、年度排放报告的真实性、完整性、准确性负责。

  重点排放单位应当按照国家有关规定,向社会公开其年度排放报告中的排放量、排放设施、统计核算方法等信息。年度排放报告所涉数据的原始记录和管理台账应当至少保存5年。

  重点排放单位可以委托依法设立的技术服务机构开展温室气体排放相关检验检测、编制年度排放报告。

  第十二条 省级人民政府生态环境主管部门应当对重点排放单位报送的年度排放报告进行核查,确认其温室气体实际排放量。核查工作应当在规定的时限内完成,并自核查完成之日起7个工作日内向重点排放单位反馈核查结果。核查结果应当向社会公开。

  省级人民政府生态环境主管部门可以通过政府购买服务等方式,委托依法设立的技术服务机构对年度排放报告进行技术审核。重点排放单位应当配合技术服务机构开展技术审核工作,如实提供有关数据和资料。

  第十三条 接受委托开展温室气体排放相关检验检测的技术服务机构,应当遵守国家有关技术规程和技术规范要求,对其出具的检验检测报告承担相应责任,不得出具不实或者虚假的检验检测报告。重点排放单位应当按照国家有关规定制作和送检样品,对样品的代表性、真实性负责。

  接受委托编制年度排放报告、对年度排放报告进行技术审核的技术服务机构,应当按照国家有关规定,具备相应的设施设备、技术能力和技术人员,建立业务质量管理制度,独立、客观、公正开展相关业务,对其出具的年度排放报告和技术审核意见承担相应责任,不得篡改、伪造数据资料,不得使用虚假的数据资料或者实施其他弄虚作假行为。年度排放报告编制和技术审核的具体管理办法由国务院生态环境主管部门会同国务院有关部门制定。

  技术服务机构在同一省、自治区、直辖市范围内不得同时从事年度排放报告编制业务和技术审核业务。

  第十四条 重点排放单位应当根据省级人民政府生态环境主管部门对年度排放报告的核查结果,按照国务院生态环境主管部门规定的时限,足额清缴其碳排放配额。

  重点排放单位可以通过全国碳排放权交易市场购买或者出售碳排放配额,其购买的碳排放配额可以用于清缴。

  重点排放单位可以按照国家有关规定,购买经核证的温室气体减排量用于清缴其碳排放配额。

  第十五条 碳排放权交易可以采取协议转让、单向竞价或者符合国家有关规定的其他现货交易方式。

  禁止任何单位和个人通过欺诈、恶意串通、散布虚假信息等方式操纵全国碳排放权交易市场或者扰乱全国碳排放权交易市场秩序。

  第十六条 国务院生态环境主管部门建立全国碳排放权交易市场管理平台,加强对碳排放配额分配、清缴以及重点排放单位温室气体排放情况等的全过程监督管理,并与国务院有关部门实现信息共享。

  第十七条 生态环境主管部门和其他负有监督管理职责的部门,可以在各自职责范围内对重点排放单位等交易主体、技术服务机构进行现场检查。

  生态环境主管部门和其他负有监督管理职责的部门进行现场检查,可以采取查阅、复制相关资料,查询、检查相关信息系统等措施,并可以要求有关单位和个人就相关事项作出说明。被检查者应当如实反映情况、提供资料,不得拒绝、阻碍。

  进行现场检查,检查人员不得少于2人,并应当出示执法证件。检查人员对检查中知悉的国家秘密、商业秘密,依法负有保密义务。

  第十八条 任何单位和个人对违反本条例规定的行为,有权向生态环境主管部门和其他负有监督管理职责的部门举报。接到举报的部门应当依法及时处理,按照国家有关规定向举报人反馈处理结果,并为举报人保密。

  第十九条 生态环境主管部门或者其他负有监督管理职责的部门的工作人员在碳排放权交易及相关活动的监督管理工作中滥用职权、玩忽职守、徇私舞弊的,应当依法给予处分。

  第二十条 生态环境主管部门、其他负有监督管理职责的部门、全国碳排放权注册登记机构、全国碳排放权交易机构以及本条例规定的技术服务机构的工作人员参与碳排放权交易的,由国务院生态环境主管部门责令依法处理持有的碳排放配额等交易产品,没收违法所得,可以并处所交易碳排放配额等产品的价款等值以下的罚款;属于国家工作人员的,还应当依法给予处分。

  第二十一条 重点排放单位有下列情形之一的,由生态环境主管部门责令改正,处5万元以上50万元以下的罚款;拒不改正的,可以责令停产整治:

  (一)未按照规定制定并执行温室气体排放数据质量控制方案;

  (二)未按照规定报送排放统计核算数据、年度排放报告;

  (三)未按照规定向社会公开年度排放报告中的排放量、排放设施、统计核算方法等信息;

  (四)未按照规定保存年度排放报告所涉数据的原始记录和管理台账。

  第二十二条 重点排放单位有下列情形之一的,由生态环境主管部门责令改正,没收违法所得,并处违法所得5倍以上10倍以下的罚款;没有违法所得或者违法所得不足50万元的,处50万元以上200万元以下的罚款;对其直接负责的主管人员和其他直接责任人员处5万元以上20万元以下的罚款;拒不改正的,按照50%以上100%以下的比例核减其下一年度碳排放配额,可以责令停产整治:

  (一)未按照规定统计核算温室气体排放量;

  (二)编制的年度排放报告存在重大缺陷或者遗漏,在年度排放报告编制过程中篡改、伪造数据资料,使用虚假的数据资料或者实施其他弄虚作假行为;

  (三)未按照规定制作和送检样品。

  第二十三条 技术服务机构出具不实或者虚假的检验检测报告的,由生态环境主管部门责令改正,没收违法所得,并处违法所得5倍以上10倍以下的罚款;没有违法所得或者违法所得不足2万元的,处2万元以上10万元以下的罚款;情节严重的,由负责资质认定的部门取消其检验检测资质。

  技术服务机构出具的年度排放报告或者技术审核意见存在重大缺陷或者遗漏,在年度排放报告编制或者对年度排放报告进行技术审核过程中篡改、伪造数据资料,使用虚假的数据资料或者实施其他弄虚作假行为的,由生态环境主管部门责令改正,没收违法所得,并处违法所得5倍以上10倍以下的罚款;没有违法所得或者违法所得不足20万元的,处20万元以上100万元以下的罚款;情节严重的,禁止其从事年度排放报告编制和技术审核业务。

  技术服务机构因本条第一款、第二款规定的违法行为受到处罚的,对其直接负责的主管人员和其他直接责任人员处2万元以上20万元以下的罚款,5年内禁止从事温室气体排放相关检验检测、年度排放报告编制和技术审核业务;情节严重的,终身禁止从事前述业务。

  第二十四条 重点排放单位未按照规定清缴其碳排放配额的,由生态环境主管部门责令改正,处未清缴的碳排放配额清缴时限前1个月市场交易平均成交价格5倍以上10倍以下的罚款;拒不改正的,按照未清缴的碳排放配额等量核减其下一年度碳排放配额,可以责令停产整治。

  第二十五条 操纵全国碳排放权交易市场的,由国务院生态环境主管部门责令改正,没收违法所得,并处违法所得1倍以上10倍以下的罚款;没有违法所得或者违法所得不足50万元的,处50万元以上500万元以下的罚款。单位因前述违法行为受到处罚的,对其直接负责的主管人员和其他直接责任人员给予警告,并处10万元以上100万元以下的罚款。

  扰乱全国碳排放权交易市场秩序的,由国务院生态环境主管部门责令改正,没收违法所得,并处违法所得1倍以上10倍以下的罚款;没有违法所得或者违法所得不足10万元的,处10万元以上100万元以下的罚款。单位因前述违法行为受到处罚的,对其直接负责的主管人员和其他直接责任人员给予警告,并处5万元以上50万元以下的罚款。

  第二十六条 拒绝、阻碍生态环境主管部门或者其他负有监督管理职责的部门依法实施监督检查的,由生态环境主管部门或者其他负有监督管理职责的部门责令改正,处2万元以上20万元以下的罚款。

  第二十七条 国务院生态环境主管部门会同国务院有关部门建立重点排放单位等交易主体、技术服务机构信用记录制度,将重点排放单位等交易主体、技术服务机构因违反本条例规定受到行政处罚等信息纳入国家有关信用信息系统,并依法向社会公布。

  第二十八条 违反本条例规定,给他人造成损害的,依法承担民事责任;构成违反治安管理行为的,依法给予治安管理处罚;构成犯罪的,依法追究刑事责任。

  第二十九条 对本条例施行前建立的地方碳排放权交易市场,应当参照本条例的规定健全完善有关管理制度,加强监督管理。

  本条例施行后,不再新建地方碳排放权交易市场,重点排放单位不再参与相同温室气体种类和相同行业的地方碳排放权交易市场的碳排放权交易。

  第三十条 本条例下列用语的含义:

  (一)温室气体,是指大气中吸收和重新放出红外辐射的自然和人为的气态成分,包括二氧化碳、甲烷、氧化亚氮、氢氟碳化物、全氟化碳、六氟化硫和三氟化氮。

  (二)碳排放配额,是指分配给重点排放单位规定时期内的二氧化碳等温室气体的排放额度。1个单位碳排放配额相当于向大气排放1吨的二氧化碳当量。

  (三)清缴,是指重点排放单位在规定的时限内,向生态环境主管部门缴纳等同于其经核查确认的上一年度温室气体实际排放量的碳排放配额的行为。

  第三十一条 重点排放单位消费非化石能源电力的,按照国家有关规定对其碳排放配额和温室气体排放量予以相应调整。

  第三十二条 国务院生态环境主管部门会同国务院民用航空等主管部门可以依照本条例规定的原则,根据实际需要,结合民用航空等行业温室气体排放控制的特点,对民用航空等行业的重点排放单位名录制定、碳排放配额发放与清缴、温室气体排放数据统计核算和年度排放报告报送与核查等制定具体管理办法。

  第三十三条 本条例自2024年5月1日起施行。

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碳排放权交易,中国大步踏出自己的路

2021-08-03 08:20

来源:

人民日报海外版

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7月16日上午,全国碳排放权交易市场上线交易启动仪式以视频连线形式举行,在北京设主会场,在上海和湖北设分会场。

伴随着这一市场的启动,全球规模最大的碳市场就此成立。全国碳市场第一个履约周期为今年全年,纳入发电行业重点排放单位2162家,覆盖约45亿吨二氧化碳排放量。全国碳市场的碳排放权注册登记系统由湖北省牵头建设、运行和维护,交易系统由上海市牵头建设、运行和维护,数据报送系统依托全国排污许可证管理信息平台建成。

“用碳交易的办法,解决碳排放、碳减排和碳达峰、碳中和的问题,对很多人来说,这还是一个新事物。”在接受本报记者采访时,中华环保联合会副主席杜少中表示,经过多年论证和实践,全国碳市场对碳达峰、碳中和的作用和意义非常重要。

中国向世界作出庄严承诺

实现碳达峰、碳中和是我国向世界作出的庄严承诺,也是一场广泛而深刻的经济社会变革。

2020年9月22日,习近平主席在第七十五届联合国大会一般性辩论上宣布:“中国将提高国家自主贡献力度,采取更加有力的政策和措施,二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和。”

从碳达峰到碳中和,发达国家有60年到70年的过渡期,而中国只有30年左右的时间。这意味着,中国温室气体减排的难度和力度都要比发达国家大得多。

事实上,中国已经为应对气候变化付出了巨大努力。从“十一五”时期提出并实现“单位国内生产总值能源消耗降低”,到“十四五”规划和2035年远景目标纲要设置“推动绿色发展,促进人与自然和谐共生”专篇并作出具体部署,中国的努力,世界看在眼里。

党的十八大以来,以习近平同志为核心的党中央把生态文明建设摆在全局工作的突出位置,打响污染防治攻坚战。在党的十八大报告中,明确提出“单位国内生产总值能源消耗和二氧化碳排放大幅下降,主要污染物排放总量显著减少”。在党的十九大报告中,明确提出要“建立健全绿色低碳循环发展的经济体系”。

诸多减碳举措取得了明显效果。到2020年底,中国单位GDP二氧化碳排放较2005年降低约48.4%,超额完成向国际社会承诺的下降40%—45%的目标,全国重点城市PM2.5平均浓度较2013年下降超过四成。

在此基础上,建设全国碳市场是利用市场机制控制和减少温室气体排放、推进绿色低碳发展的一项重大制度创新,也是推动实现碳达峰目标与碳中和愿景的重要政策工具。在党的十八大报告中,明确要求“积极开展节能量、碳排放权、排污权、水权交易试点”。在《中共中央关于全面深化改革若干重大问题的决定》中则进一步明确,“发展环保市场,推行节能量、碳排放权、排污权、水权交易制度,建立吸引社会资本投入生态环境保护的市场化机制,推行环境污染第三方治理”。

如何进行碳交易?举个例子,一家电力企业每年碳排放配额有600万吨,如果做到了很好的节能减排,只排放碳300万吨,则剩余的300万吨额度可以出售,卖给其他排放额度不够用的企业。而这个交易,需要在碳交易市场上完成。

在生态环境部副部长赵英民看来,全国碳市场对中国碳达峰、碳中和的作用和意义主要体现在几个方面:一是推动碳市场管控的高排放行业实现产业结构和能源消费的绿色低碳化,促进高排放行业率先达峰;二是为碳减排释放价格信号,并提供经济激励机制,将资金引导至减排潜力大的行业企业,推动绿色低碳技术创新,推动前沿技术创新突破和高排放行业的绿色低碳发展的转型;三是通过构建全国碳市场抵消机制,促进增加林业碳汇,促进可再生能源的发展,助力区域协调发展和生态保护补偿,倡导绿色低碳的生产和消费方式;四是依托全国碳市场,为行业、区域绿色低碳发展转型,实现碳达峰、碳中和提供投融资渠道。

“国内外实践表明,碳市场是以较低成本实现特定减排目标的政策工具。”赵英民表示,与传统行政管理手段相比,碳市场既能够将温室气体控排责任压实到企业,又能够为碳减排提供相应的经济激励机制,降低全社会的减排成本,并且带动绿色技术创新和产业投资,为处理好经济发展和碳减排的关系提供了有效的工具。

2020年12月29日,生态环境部发布关于印发《2019-2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案(发电行业)》《纳入2019-2020年全国碳排放权交易配额管理的重点排放单位名单》并做好发电行业配额预分配工作的通知,明确表示此通知是“为贯彻落实党中央、国务院有关决策部署,加快推进全国碳排放权交易市场(以下简称碳市场)建设”。

今年1月,生态环境部公布《碳排放权交易管理办法(试行)》自2月1日起施行。《碳排放权交易管理办法(试行)》规定,全国碳排放权交易市场的交易产品为碳排放配额,生态环境部可以根据国家有关规定适时增加其他交易产品。而交易主体包括重点排放单位以及符合国家有关交易规则的机构和个人。交易方式上,碳排放权交易通过全国碳排放权交易系统进行,可以采取协议转让、单向竞价或者其他符合规定的方式。

中国行动,在国际上得到了广泛认可。

国际碳行动伙伴组织最新发布的《2021年度全球碳市场进展报告》指出,疫情防控期间,全球碳排放权交易市场展现出韧性。各国更具雄心的气候目标和净零排放承诺,提升了政策稳定性和市场信心。

“最引人瞩目的是中国碳市场的进展,尤其是2020年下半年到2021年初出台的一系列政策,为这一全球最大碳市场的启动铺平了道路。”这一报告指出。

从地方试点到全国市场

中国的碳市场建设是从地方试点起步的。

2011年10月在北京、天津、上海、重庆、广东、湖北、深圳7省市启动了碳排放权交易地方试点工作。2013年起,7个地方试点碳市场陆续开始上线交易,有效促进了试点省市企业温室气体减排,也为全国碳市场建设摸索了制度,锻炼了人才,积累了经验,奠定了基础。2017年末,经过国务院同意《全国碳排放权交易市场建设方案》印发实施,要求建设全国统一的碳排放权交易市场。

从地方试点到全国市场,经历了怎样的过程?

在接受本报记者采访时,北京绿色交易所总经理、北京绿色金融协会秘书长梅德文表示,北京市碳排放权交易试点是2013年11月28日开市的,迄今已平稳运行7年有余。初步建立起“制度完善、市场规范、交易活跃、监管严格”的区域性碳排放权交易市场。截至2020年底,北京碳市场各类产品累计成交近6800万吨,成交额突破19.4亿元,在运用市场机制促进低成本减排,推动碳达峰、碳中和方面担当了探路者的角色。

“从运行情况来看,北京碳市场在配额分配,碳排放监测、报告、核查,市场交易,能力建设等方面积累了丰富的经验。”梅德文表示,从这几年的探索来看,北京碳市场的特点是碳价稳定合理、交易方式灵活、交易主体多元、碳中和实践丰富。在全国碳市场启动后,北京碳市场会在碳达峰、碳中和的大背景下继续不断探索,基于试点工作经验,为全国碳市场建设和发展完善提供持续有力的支撑。

值得一提的是,从北京的经验看,企业的接受程度越来越高。近年来,企业履约率约为100%。

生态环境部应对气候变化司司长李高总结,几个试点市场覆盖了电力、钢铁、水泥20多个行业近3000家重点排放单位,到2021年6月,试点省市碳市场累计配额成交量4.8亿吨二氧化碳当量,成交额约114亿元。

“全国碳市场和地方试点市场的设计原理是一样的。”李高表示,按照党中央、国务院决策部署,我们在充分借鉴试点碳市场经验基础上,明确以发电行业为突破口,分阶段、有步骤地推动全国碳市场建设。

事实上,在全国碳市场上线后,其运转情况也吸引了社会各界关注。

数据显示,7月16日上线当天,全国碳市场平均成交价超过每单51元人民币。到7月23日收盘,全国碳排放权交易市场已运行6个交易日,23日的开盘价为56.52元/吨,收盘价为56.97元/吨。全国碳市场累计成交量达到483.3万吨,成交额近2.5亿元,其中开市首日的成交额近2.1亿元,6个交易日以来挂牌协议交易和大宗交易均有成交。

很多业内人士认为,未来,中国碳市场有充分的上行空间。中国人民银行副行长范一飞表示,交易首日中国碳交易价格不到欧盟碳交易价格的1/8,可以看出中国碳市场发展空间巨大。

各地、各企业也积极参与其中。

在黑龙江,据该省生态环境厅透露,全国碳排放权交易市场7月16日启动上线交易以来,黑龙江省已经有完成准备参与全国碳市场交易的企业97家;在重庆,该市生态环境局发布了《重庆市碳排放权交易管理办法(征求意见稿)》;在江苏,5月份挂牌组建的江苏省环保集团,围绕“双碳”目标,加强低碳技术研究应用,积极推动该省工业园区减污降碳协调治理,大力提升碳监测、碳核算、碳咨询等能力建设……

对很多企业来说,碳交易既控制了碳排放总量,又能鼓励企业通过优化能源结构、提升能效等手段实现减排。很多企业成立了专门的研究部门,专门针对碳达峰、碳中和等重大问题进行研究,并积极推出相关举措。

实现碳中和将造福每个人

“碳交易在全国已经开市了,开弓没有回头箭,必须得建设好。”杜少中认为,接下来必须做到社会良性互动。政府要做好顶层设计,制定相关政策,引导监督企业执行,协调执行过程中的问题,并提出各种号召鼓励公众自觉践行绿色生活。

事实上,纵观世界各国,很多国家已经开始尝到碳市场的“甜头”。

2020年,美国汽车企业特斯拉出售碳排放积分,获得了15.8亿美元的营业收入。分析师预计,2021年,特斯拉的碳交易收入有望达到20亿美元,这得益于美国加州的碳市场建设。

在宏观层面,国际碳行动伙伴组织报告显示,2020年底,欧盟、新西兰、北美区域等的碳市场价格与年初相比均出现上涨,显示出碳市场的强大韧性。事实上,过去一年,很多国家和地区提出碳中和目标,将经济复苏与低碳发展联系在一起。

在中国,这个市场方兴未艾。中金公司推出的《碳中和经济学:新约束下的宏观与行业分析》主题报告认为,未来40年中国绿色投资总需求约140万亿元,电力、交运、建筑的绿色投资需求量最大。

在中国,很多企业对碳市场的欢迎程度越来越高。

发电行业是首个纳入全国碳市场的行业,纳入的重点排放单位超过2000家。事实上,全国碳市场首批纳入的企业都是发电企业。对于最先在全国碳市场中试水的发电企业来说,这一周它们对“排碳有成本,减碳有收益”有了更深的认识。

“开启碳交易对于高排放的发电企业来说,最直观的感受就是,主动减排的动力更足了。”一家发电企业的碳交易人员表示,不减碳就意味着企业需要面对越来越高的排放成本,在市场倒逼之下,企业以绿色环保为驱动力,规划低碳转型发展战略的主动性会明显提升。

公众对碳市场的认识,也有着非常关键的作用。

“很多人说我就是一个普通老百姓,对碳达峰能起什么作用?其实公众的作用非常大。”杜少中认为。

杜少中告诉记者,公众的作用体现在三方面。首先,在碳排放的总量当中,有20%左右是直接来自生活领域的,因此公众自己的减排作用也很大;其次,公众的参与,会通过消费引导生产、引导企业的行为,因为公众的消费偏好,会对企业的生产带来很大的影响,对于推动企业的减排意义重大;第三,公众可以监督政策的执行,做出各种呼吁,身体力行选择低碳环保的生活方式,让社会在碳达峰、碳中和的生态文明的路上越走越远。

上海市生态环境局局长程鹏也认为,未来“双碳”工作的重中之重,一个是低碳科技的攻关,另一个是全民减碳意识的提升。

在他看来,绿色低碳技术实现重大突破将会极大推进“双碳”工作,因此需要我们抓紧部署低碳前沿技术研究,加快推广应用减污降碳技术,建立完善绿色低碳技术评估、交易体系和科技创新服务平台。更广泛的公众参与也很关键,程鹏说,“双碳”工作的这“最后一公里”需要每个人的低碳足迹来“填满”,“绿色出行、简约包装、垃圾分类……我们生活中的点点滴滴都能为实现碳达峰、碳中和的目标提供推动力量。”

实现了碳中和目标将造福每一个人。(记者 刘少华)

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碳排放权交易,中国大步踏出自己的路

伴随着这一市场的启动,全球规模最大的碳市场就此成立。全国碳市场第一个履约周期为今年全年,纳入发电行业重点排放单位2162家,覆盖约45亿吨二氧化碳排放量。全国碳市场的碳排放权注册登记系统由湖北省牵头建设、运行和维护,交易系统由上海市牵头建设、运行和维护,数据报送系统依托全国排污许可证管理信息平台建成。

国新办举行启动全国碳排放权交易市场上线交易国务院政策例行吹风会(全文实录)_中华人民共和国生态环境部

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国新办举行启动全国碳排放权交易市场上线交易国务院政策例行吹风会(全文实录)

2021-07-14

2021-07-14

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  国务院新闻办公室于2021年7月14日(星期三)上午10时举行国务院政策例行吹风会,请生态环境部副部长赵英民、生态环境部应对气候变化司司长李高介绍启动全国碳排放权交易市场上线交易有关情况,并答记者问。

  国务院新闻办新闻局副局长、新闻发言人邢慧娜:各位媒体朋友们,大家上午好!欢迎出席国务院政策例行吹风会。近日,国务院常务会议决定7月择时启动发电行业全国碳排放权交易市场上线交易。为了帮助大家更好地了解相关情况,今天邀请到生态环境部副部长赵英民先生、应对气候变化司司长李高先生,请他们为大家介绍相关情况,并回答媒体关心的问题。

  首先,有请赵英民先生作情况介绍。

生态环境部副部长赵英民(徐想 摄)

  生态环境部副部长赵英民:各位媒体界的朋友们,大家上午好!建设全国碳排放权交易市场,是利用市场机制控制和减少温室气体排放,推动绿色低碳发展的一项重大制度创新,是实现碳达峰、碳中和与国家自主贡献目标的重要政策工具。因此,受到了国际国内的高度关注和期待。

  党中央、国务院高度重视全国碳市场建设工作,2015年以来习近平总书记在多个国际场合就碳市场建设作出重要宣示。2021年4月22日在领导人气候峰会上宣布中国将启动全国碳市场上线交易。李克强总理多次作出重要批示,在今年《政府工作报告》上强调要加快建设碳排放权交易市场。韩正副总理多次提出要求,并协调推动全国碳市场建设工作。生态环境部根据国务院批准的建设方案,牵头组织全国碳市场建设工作,目前相关建设任务已经基本完成,各项准备工作已经就绪。7月7日,国务院常务会议审议决定在7月择机启动全国碳排放权交易市场,开展上线交易。

  中国的碳市场建设是从地方试点起步,2011年10月在北京、天津、上海、重庆、广东、湖北、深圳7省市启动了碳排放权交易地方试点工作。2013年起,7个地方试点碳市场陆续开始上线交易,有效促进了试点省市企业温室气体减排,也为全国碳市场建设摸索了制度,锻炼了人才,积累了经验,奠定了基础。2017年末,经过国务院同意,《全国碳排放权交易市场建设方案》印发实施,要求建设全国统一的碳排放权交易市场。

  2018年以来,生态环境部根据“三定方案”新职能职责的要求,积极推进全国碳市场建设各项工作。一是构建了支撑全国碳市场运行的制度体系,先后出台了《碳排放权交易管理办法(试行)》和碳排放权登记、交易、结算等管理制度,以及企业温室气体排放核算、核查等技术规范。同时,正在积极配合司法部推进《国务院碳排放权交易管理暂行条例》的立法进程。二是稳妥制定配额分配实施方案。明确发电行业作为首个纳入全国碳市场的行业,市场启动初期,只在发电行业重点排放单位之间开展配额现货交易,并衔接我国正在实行的碳排放强度管理制度,采取基准法对全国发电行业重点排放单位分配核发首批配额。三是扎实开展数据质量管理工作。严格落实碳排放核算、核查、报告制度,在企业报告、地方生态环境部门核查的基础上,生态环境部组织专门的督导帮扶,监督指导省级生态环境部门加大核查力度,组织开展核查抽查,通过对地方督促检查和对企业现场抽查,进一步加强数据管理,提升数据质量。四是完成相关系统建设和运行测试任务。利用全国排污许可证管理信息平台,我们建设了重点排放单位温室气体排放信息管理系统,指导推动湖北省、上海市完成了全国碳排放权注册登记系统和交易系统的建设任务,并且通过了系统的测试和验收。五是组织开展能力建设,提升能力水平。对各地生态环境主管部门、相关企业、第三方机构等持续开展了全国碳市场系统培训,培养温室气体核查、核算、管理等方面的人才。

  我先简要介绍这些情况。下面,我和李高同志愿意回答大家的提问。谢谢。

  邢慧娜:大家可以开始提问,提问前请通报所在的新闻机构。

中央广播电视总台央视记者提问(刘健 摄)

  中央广播电视总台央视记者:全国碳市场在碳达峰和碳中和过程中发挥了什么样的具体作用?我国全国碳排放市场的建设工作下一步如何推进?谢谢。

  赵英民:谢谢你的提问。全国碳排放权交易市场是利用市场机制控制和减少温室气体排放,推动绿色低碳发展的一项制度创新,也是落实习近平主席对外庄严宣示承诺我国二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值、努力争取2060年前实现碳中和的国家自主贡献目标的重要核心政策工具。今年是全国碳市场第一个履约周期,纳入发电行业重点排放单位超过了2000家,我们测算纳入首批碳市场覆盖的这些企业碳排放量超过40亿吨二氧化碳,意味着中国的碳排放权交易市场一经启动就将成为全球覆盖温室气体排放量规模最大的碳市场。

  全国碳市场对中国碳达峰、碳中和的作用和意义非常重要。主要体现在几个方面:一是推动碳市场管控的高排放行业实现产业结构和能源消费的绿色低碳化,促进高排放行业率先达峰。二是为碳减排释放价格信号,并提供经济激励机制,将资金引导至减排潜力大的行业企业,推动绿色低碳技术创新,推动前沿技术创新突破和高排放行业的绿色低碳发展的转型。三是通过构建全国碳市场抵消机制,促进增加林业碳汇,促进可再生能源的发展,助力区域协调发展和生态保护补偿,倡导绿色低碳的生产和消费方式。四是依托全国碳市场,为行业、区域绿色低碳发展转型,实现碳达峰、碳中和提供投融资渠道。

  国内外实践表明,碳市场是以较低成本实现特定减排目标的政策工具,与传统行政管理手段相比,既能够将温室气体控排责任压实到企业,又能够为碳减排提供相应的经济激励机制,降低全社会的减排成本,并且带动绿色技术创新和产业投资,为处理好经济发展和碳减排的关系提供了有效的工具。

  下一步,生态环境部将进一步扎实做好全国碳市场各项工作,持续完善配套制度体系,推动出台《碳排放权交易管理暂行条例》,进一步完善相关的技术法规、标准、管理体系。在发电行业碳市场健康运行的基础上,逐步将市场覆盖范围扩大到更多的高排放行业,根据需要丰富交易品种和交易方式,实现全国碳市场的平稳有效运行和健康持续发展,有效发挥市场机制在控制温室气体排放,实现我国碳达峰、碳中和目标中的作用。谢谢。

红星新闻记者提问(刘健 摄)

  红星新闻记者:碳交易的前提是碳排放的准确量化。生态环境部目前在强化排放监测、核查排放数据方面有哪些有效措施?如何保证配额分配公正合理,下一步还将采取哪些措施保证数据质量?谢谢。

  赵英民:谢谢你的提问。的确,市场要进行交易最基本的基础是要确保碳排放数据的真实准确,这也是我们全国碳市场建设工作的重中之重。生态环境部高度重视碳排放数据质量工作,在连续多年开展各相关行业碳排放数据核算、报告与核查工作的基础上,为进一步强化全国碳市场上线交易前的数据质量管理,我们专门印发了《企业温室气体排放核算方法与报告指南 发电设施》《企业温室气体排放报告核查指南(试行)》,对发电行业重点排放单位的核算和报告进行统一规范,对省级主管部门开展数据核查的程序和内容提出严格要求。按照现在的工作程序,在企业报告数据和省级生态环境部门核查工作完成以后,生态环境部还组织了对地方的督促检查和对企业的现场抽查。同时,我们进一步加强了对企业和第三方机构的信息公开力度,要求企业公开排放情况。省级生态环境主管部门公开核查技术服务机构从业业绩,以信息公开方式加强行业监督和社会监督。根据核查的情况看,总体来说全国碳市场数据质量是符合要求的。

  在配额分配的公正性方面,全国碳市场配额分配的方法是全国统一、公开透明的。企业根据排放情况可以自行计算,得出应该获得的配额数量。配额分配的基础是经过生态环境主管部门核查后的碳排放相关数据,根据《碳排放权交易管理办法(试行)》的规定,重点排放单位对排放数据的核查结果乃至分到的配额有疑义的还可以复核申诉。在配额分配的合理性上,目前配额采取的是以强度控制为基本思路的行业基准法,实行免费分配。这个方法基于实际产出量,对标行业先进碳排放水平,配额免费分配而且与实际产出量挂钩,既体现了奖励先进、惩戒落后的原则,也兼顾了当前我国将二氧化碳排放强度列为约束性指标要求的制度安排。在配额分配制度设计中,考虑一些企业承受能力和对碳市场的适应性,对企业的配额缺口量作出了适当控制,需要通过购买配额来履约的企业,还可以通过抵消机制购买价格更低的自愿减排量,进一步降低履约成本。

  为了进一步提升全国碳市场数据质量,下一步将继续加大工作力度。一是积极推动尽早发布《碳排放权交易管理暂行条例》,加大对数据造假行为的处罚力度,加强执法保障。二是持续加强能力建设,提升碳市场参与各方业务能力。三是加强监督指导,持续开展对地方生态环境部门和企业的监督帮扶,狠抓数据管理。四是加强信息公开和信用体系建设,借助全社会力量对数据管理工作进行监督,从而提升全国碳市场的数据质量。谢谢。

南方都市报记者提问(刘健 摄)

  南方都市报记者:从地方试点到全国碳市场上线,我国的探索经过了十年,能否介绍一下这十年间总结了哪些经验?以及全国碳市场和地方碳市场运行和管理有什么异同?全国碳市场和地方碳市场如何保证平稳过渡接轨?谢谢。

  赵英民:这个问题请李高同志回答。

  生态环境部应对气候变化司司长李高(徐想 摄)

  生态环境部应对气候变化司司长李高:谢谢你的提问。我们国家的碳市场建设从地方试点起步,从2011年10月以来,在北京、天津、上海、重庆、湖北、广东、深圳两省五市开展了碳排放权交易地方试点工作,地方试点从2013年6月先后启动了交易。经过多年发展取得了积极进展,为全国碳市场建设积累了经验。几个试点市场覆盖了电力、钢铁、水泥20多个行业近3000家重点排放单位,到2021年6月,试点省市碳市场累计配额成交量4.8亿吨二氧化碳当量,成交额约114亿元。成果也体现在两个方面,重点排放单位履约率保持很高水平,市场覆盖范围内碳排放总量和强度保持双降,对于促进企业温室气体减排,强化社会各界低碳发展的意识,为全国碳市场建设积累了宝贵经验。我想,这些宝贵经验体现在一些制度设计上,包括地方法律法规的建设、配额分配方式、交易方式等方面,也为全国碳市场建设积累了人才队伍。

  全国碳市场和地方试点市场的设计原理是一样的。按照党中央、国务院决策部署,我们在充分借鉴试点碳市场经验基础上,明确以发电行业为突破口,分阶段、有步骤地推动全国碳市场建设。在覆盖范围、准入门槛、配额分配方面的制度设计和试点市场有一定的差异。7个试点碳市场在纳入的行业范围、门槛也是根据各地的产业发展实际情况和各地温室气体控制目标、管理要求来定的。全国碳市场从发电行业起步,全国碳市场建设以后,我们工作重点转向确保全国统一的碳排放权交易市场平稳、有效运行。地方的碳市场要逐步地向全国碳市场过渡。目前,全国碳市场以发电行业为突破口,参与全国碳排放权交易市场的发电行业重点排放单位不再参加地方碳市场的交易。避免一个企业既参加地方碳市场又参加全国碳市场的情况。

  在具体过渡的时间表、路线图方面,还要根据全国碳市场发展、根据地方试点实际情况进一步研究。在全国碳市场建立的情况下,我们不再支持地方新增试点,现有试点可以在现有基础上进一步深化,同时做好向全国碳市场过渡的相关准备工作。谢谢。

封面新闻记者提问(刘健 摄)

  封面新闻记者:请问在碳排放权交易中,环境部门如何对企业和单位进行监管?对于虚假登记和交易等情况,环境部门如何处理?谢谢。

  赵英民:这个问题刚才在回答如何强化数据质量的时候,已经涉及到一些。碳排放权交易市场的制度基础是强制性的减排履约责任。同时,碳排放权交易市场运行具有操作环节多、规范性要求强、专业要求高的特点,因此必须要在法治轨道上进行。去年年底,生态环境部为了建设全国碳市场、推动全国碳市场的启动运行,制定发布了一系列碳市场相关制度,初步构建了全国碳市场制度体系。

  去年年底,我们出台了《碳排放权交易管理办法(试行)》,对碳市场交易主体的条件、交易产品、交易方式、各参与方权利和义务等作出了规定。我们印发了《2019-2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案(发电行业)》,启动了全国碳市场第一个履约周期。今年以来,又陆续发布企业温室气体排放核算方法与报告指南、核查指南以及碳排放权登记、交易、结算管理规则等一系列文件,这些制度文件的发布都是为了规范市场运行管理的各个环节。碳排放权登记、交易、结算三个管理规则,针对登记、交易、结算活动各环节明确了监管主体和责任,细化了监管内容,实现了整个碳市场流程各个环节的全覆盖,形成闭环,实现了精细化监管,从而有效地防止虚假登记和交易,保护各方交易主体的合法权益,维护整个市场秩序和公平。

  下一步,我们将从以下几个方面继续推动相关工作制度的落实。一是指导监督,主要是对市场各参与主体严格按照相关制度规定开展业务进行指导监督。二是能力建设,主要是加强对市场参与主体以及生态环境系统的碳市场相关能力建设,推动各个单位相关方懂制度、守制度、用制度。三是联合监管,碳市场监管涉及到多项法律法规,监管职能也涉及到国务院很多部门,我们将协调相关部门,依据有关法律法规,组织开展对碳市场运行各个环节的联合监管。四是立法保障,推动《碳排放权交易管理暂行条例》尽快出台,以更高层次的立法保障碳市场各项制度有效实施。谢谢。

21世纪经济报道记者提问(刘健 摄)

  21世纪经济报道记者:全国碳市场首批纳入的企业2000多家都是发电企业,这是出于什么样的考虑?其他重点行业领域现在准备情况如何,大概什么时候可能纳入?对于碳市场的配套制度,接下来有什么样的规划?谢谢。

  赵英民:全国碳市场选择以发电行业为突破口,有两个方面的考虑:一是发电行业直接烧煤,所以这个行业的二氧化碳排放量比较大。包括自备电厂在内的全国2000多家发电行业重点排放单位,年排放二氧化碳超过了40亿吨,因此首先把发电行业作为首批启动行业,能够充分地发挥碳市场控制温室气体排放的积极作用。二是发电行业的管理制度相对健全,数据基础比较好。因为要交易,首先要有准确的数据。排放数据的准确、有效获取是开展碳市场交易的前提。发电行业产品单一,排放数据的计量设施完备,整个行业的自动化管理程度高,数据管理规范,而且容易核实,配额分配简便易行。从国际经验看,发电行业都是各国碳市场优先选择纳入的行业。既然它二氧化碳排放大、煤炭消费多,所以这个行业首先纳入,可以同时起到减污降碳协同的作用。

  结合国家排放清单的编制工作,我们已经连续多年组织开展了全国发电、石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、航空等高排放行业的数据核算、报送和核查工作。因此这些高排放行业,他们的数据核算、报送核查工作也是有比较扎实的基础。为做好扩大全国碳市场覆盖行业范围的基础准备工作,目前我们已经委托相关的科研单位、行业协会研究提出符合全国碳市场要求的有关行业标准和技术规范建议。下一步,我们将按照成熟一个批准发布一个的原则,加快对相关行业温室气体排放核算与报告国家标准的修订工作,研究制定分行业配额分配方案,在发电行业碳市场健康运行以后,进一步扩大碳市场覆盖行业范围,充分发挥市场机制在控制温室气体排放、促进绿色低碳技术创新、引导气候投融资等方面的重要作用。

  接下来,碳市场启动后还有个磨合、完善、稳定的过程。我们希望在这个过程中,进一步为随后行业覆盖面的扩大、交易品种的增多打下基础,积累经验,推动中国碳市场健康发展。谢谢。

中国日报记者提问(刘健 摄)

  中国日报记者:目前碳市场相关人才队伍建设情况如何?为了满足全国碳市场运行的人才需求,生态环境部做了哪些工作?随着全国碳市场从发电行业拓展到其他行业,生态环境部将采取哪些措施加快相关人才队伍建设?谢谢。

  李高:谢谢你的提问。碳市场建设是个复杂的系统工程,专业队伍建设非常重要,我们把加强碳排放领域、碳市场相关的专业人才队伍建设、提升相关人员的能力作为全国碳市场建设的重要基础性工作。2018年以来,生态环境部持续开展全国碳市场能力建设,我们组织编制了全国碳市场系列培训教材,培训教材涵盖碳市场运行的各个方面、各个环节,还录制了相关的视频。专门针对省级生态环境主管部门、相关机构,包括技术服务机构、技术支撑机构,包括参与碳市场相关的企业开展了能力建设培训,初步计算超过60场次。2019年10月-12月,组织相关支撑单位举办了8期17场次碳市场配额分配和管理系列培训活动,也是为了发电行业的配额分配和碳市场启动工作打好基础。配额分配是一个非常重要的环节,对于刚刚接触的企业和相关管理部门来讲也是个比较复杂的问题。我们专门就配额分配有关内容对省级生态环境主管部门和发电行业企业开展培训,就这一项专项的培训,参训规模超过6000人次。此外,支持相关省市碳市场能力建设培训中心、行业协会、研究机构积极开展了大量的全国碳市场相关能力建设培训工作和活动。

  近来有一个新变化,2021年3月,碳排放管理员列入《中华人民共和国职业分类大典》,也就是说,未来碳排放管理员是我们国家承认的一个职业。下一步要依托职业培训来进一步开展相关培训活动,加强碳排放领域、碳市场相关人才队伍建设,把这个重要渠道发挥好。

  全国碳市场很快要上线交易,我们将以上线交易为契机,继续深入开展覆盖发电、建材、有色金属、石油化工、钢铁以及更多行业的能力建设培训活动,设置更有针对性的专门培训课程,供省级生态环境主管部门、技术服务机构和企业的碳排放管理、碳市场管理相关人员进行学习。同时,进一步加大支持和指导力度,支持相关行业协会、支撑单位加快推动规范碳排放管理员新职业的发展,鼓励地方企业开展系统全面、形式多样的碳市场能力建设培训活动,全方位加大人才队伍的培养力度。通过各种培训活动,进一步提升碳市场从业人员素质,包括管理、服务、核查机构的相关人员,在持续强化碳排放核算报告核查数据质量方面进一步加强培训,让相关人员更好地理解我们相关的管理要求、管理流程,通过这样一些工作更好地支撑全国碳市场建设,为碳市场的平稳运行和进一步的扩大、深化打好人才基础。我回答到这儿,谢谢。

每日经济新闻记者提问(刘健 摄)

  每日经济新闻记者:碳市场启动以后,社会普遍关注的是碳价。全国碳市场的碳价如何形成?在起始阶段将处于什么样的水平?如何利用碳市场形成合理有效的碳价格引导企业减排?谢谢。

  赵英民:碳市场将通过价格信号来引导碳减排资源的优化配置,从而降低全社会减排成本,推动绿色低碳产业投资,引导资金流动。这是碳市场追求的一个重要效果,因此碳价非常重要。

  从微观和近期来看,碳价主要还是由配额供需情况决定。从宏观和长远看,碳价由经济运行和行业发展总体状况和趋势决定。坦率说,碳价过高和过低都不好。碳价过低,将挫伤企业减排的积极性;碳价过高,也将导致一些高碳企业负担过重。因此合理的碳价,既可以彰显我国实现碳达峰、碳中和目标愿景的决心和力度,又能够为碳减排企业提供有效的价格激励信号。碳价是通过市场交易形成,因此出现碳价波动是正常的,但是剧烈波动,过高、过低都不利于碳市场的长期稳定运行。

  目前,全国碳市场还没有启动,所以还不好说碳价是多少。但从全国7个地方试点运行情况看,近两年加权平均碳价约在40元人民币左右。目前,在全国碳市场相关的制度设计中,我们考虑通过改进配额分配方法、引入抵消机制等政策措施来引导市场预期,从而形成合理碳价。同时,在碳达峰、碳中和的背景下,各方对温室气体排放管理预期在逐渐上升,因此有关企业特别是配额短缺的企业,关键还是要从推动行业低碳转型的高度正确看待碳价带来的机遇和挑战。碳价的高低是个市场信号,企业顺应绿色低碳转型的大趋势,就会在发展当中占得有利先机。谢谢。

环球时报记者提问(刘健 摄)

  环球时报记者:请问全国碳排放权交易市场有望在何时何地正式上线?另外,根据相关规定,发电行业在2020年的温室气体排放核查数据报送工作应该于6月30日前完成,其他行业在年底前完成,请问目前是否有相关行业的碳排放情况?谢谢。

  赵英民:根据7月7日国务院常务会议决定,全国碳市场将在7月择机启动上线交易。关于数据核查的情况,按照工作安排,今年要完成去年相关排放的核查任务。往年有排放清单的编制,今年因为有碳市场这么一个因素,因此对发电行业也就是参加碳市场的企业行业的数据要求更加急迫、刚性,目前相关工作都在正常进行。有关各行业的排放数据、国家排放清单报告,生态环境部网站上都有,欢迎记者朋友们去查询。

香港紫荆杂志记者提问(刘健 摄)

  香港紫荆杂志记者:全国碳市场上线以后,中国将拥有全球最大的碳市场。相比其他国际成熟的碳市场,目前中国的碳价均值还处于比较低的水平。请问,未来随着陆续碳达峰、碳中和时间表的不断推进,中国的碳价是否也会逐渐与国际水平接轨?谢谢。

  赵英民:首先,中国的碳市场启动上线交易,这是全球气候行动的重要一步。中国碳市场一启动就将成为全球覆盖温室气体排放量规模最大的市场,因此中国碳市场的启动将为全球合作应对气候变化增添新的动力和信心,也将为世界其他国家和地区提供借鉴。根据世界银行的报告,目前全球大概有61个区域、国家或者地方的碳定价机制,其中31个是碳排放交易机制,30个是碳税制度。这些制度都是独立运行的,因此,一个碳市场就有一个碳价,这是很正常的。碳价都是由各自市场交易决定的,相互之间基本不存在显著的碳价影响。落实《联合国气候变化框架公约》还有《巴黎协定》的目标、原则和要求,降低关税、减少壁垒、促进贸易和投资自由化和便利化,是积极应对气候变化、推动全世界实现可持续发展、构建人类命运共同体的重要保障。

  关于你刚才提的问题,碳市场在不同市场之间或者不同国家之间如何衔接,这个问题比较复杂。碳市场在不同国家和地区间衔接,需要解决一系列复杂的法律、制度、政策、标准、技术等问题。目前,中方正在积极地推进《巴黎协定》第六条谈判进程,推动构建《巴黎协定》下的全球碳市场机制。我们认为,各方应该遵守《联合国气候变化框架公约》所规定的公平、共同但有区别的责任和各自能力原则的前提下,坚持多边主义,携手应对气候变化,鼓励和帮助确有需要的缔约方开展包括碳市场在内的减缓和适应气候变化行动,引导全球气候行动健康发展。在这个过程中,特别要反对和避免单边主义、单边行动破坏当前来之不易的国际应对气候变化合作氛围,从而保持全球气候治理势头继续向前。谢谢。

  邢慧娜:感谢赵英民副部长,感谢李高司长。今天的吹风会就到这里。感谢媒体朋友们,大家再见!

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怎么交易?谁来交易?去哪儿交易?一图看懂全国碳排放权交易_腾讯新闻

怎么交易?谁来交易?去哪儿交易?一图看懂全国碳排放权交易_腾讯新闻

怎么交易?谁来交易?去哪儿交易?一图看懂全国碳排放权交易

7月16日上午9点15分,全国碳市场在北京、上海和武汉三地同时举行开市启动仪式。终于,全国碳排放权交易正式开市!

本文来源:时代财经 作者:魏亚霖 陈玲

2011年,北京、天津、上海、重庆、湖北、广东、深圳七省市开展试点碳排放权交易市场。

2016年,福建试点启动。

2017年前后,推动全国统一的碳市场建设被提上议事日程。

2020年12月31日,生态环境部印发《碳排放权交易管理办法(试行)》。

2021年5月14日,生态环境部印发《碳排放权登记管理规则(试行)》《碳排放权交易管理规则(试行)》和《碳排放权结算管理规则(试行)》。

6月22日,上海环境能源交易所发布《关于全国碳排放权交易相关事项公告》。

7月14日,国务院举行政策例行吹风会,介绍启动全国碳市场排放权交易市场上线交易有关情况。

7月16日上午9点15分,全国碳市场在北京、上海和武汉三地同时举行开市启动仪式。终于,全国碳排放权交易正式开市!

碳排放权怎么交易?谁来交易?去哪儿交易?……

时代财经让你一图看懂全国碳排放权交易。

中国碳排放交易体系 – Analysis - IEA

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报告

中国碳排放交易体系

中国碳排放交易体系

设计高效的配额分配方案

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Overview

关于本报告

2017年,中国决定启动全国碳排放交易体系(ETS),以经济有效的方式限制和减少二氧化碳排放量。中国全国碳排放权交易市场预计于2020年开始正式交易,在初期将覆盖燃煤和燃气发电。碳交易体系将根据燃料和技术为各类机组分别设定行业排放基准值,并结合各电厂产出进行配额分配。中国的碳交易体系计划在未来扩展到其他七个行业。这将是迄今为止全球最大的碳交易体系,涵盖全球化石燃料燃烧产生的二氧化碳排放量的七分之一。最初几年的运行对于测试系统设计和建立系统信任度至关重要。鉴于燃煤发电在中国电力行业和二氧化碳排放中的主导地位,针对煤电机组的管理对于实现中国的气候目标和其他可持续能源目标尤为重要。鉴于碳交易体系将与一系列其他政策(如节能标准、空气污染标准、电力市场改革和发电装机退役计划等)共同作用,该体系对于燃煤发电运行的影响值得探讨。本报告将探讨当前碳交易体系配额分配实施草案对中国燃煤电厂的潜在影响。本报告将评估不同分配方案对各类机组配额分配所产生的影响,并研究能导致发电机组产生配额短缺或盈余的关键因素。报告亦将探讨省份和企业层面的分配影响。本报告将就如何完善中国碳交易体系制度设计以在推动能源转型中发挥更核心的作用方面提出建议。

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已出版

2020年 06月

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CC BY 4.0

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Key findings

China’s emissions trading scheme, the world’s largest

2020 is proving a watershed year for the development of China’s energy system. The vital work of setting targets and priorities for the 14th Five-Year Plan (2021-25) would have been challenging enough, without the myriad impacts from the emergence of Covid-19. However, it is clear this has become an even more important moment for China’s policy makers to embrace the expanded use of market mechanisms. Calibrating and effectively co-ordinating the introduction of a nationwide emissions trading scheme (ETS) could prove to be a key factor in aiding China’s recovery from the economic effects of coronavirus, while at the same time accelerating a clean energy revolution. In our ever more interconnected and interdependent world, the success of China’s ETS has implications for us all. China started the implementation phase of the national ETS in 2017 to limit and reduce CO2 emissions in a cost-effective manner. The ETS could become a major climate policy tool to help China realise its Nationally Determined Contribution (NDC) to the Paris Agreement on climate change and its long-term low-carbon strategy. The first compliance period is expected to start in 2020. The national ETS will initially cover coal- and gas-fired power plants. Allowances to emit CO2 (also known as permits) will be allocated based on each plant’s generation output, with specific benchmarks for fuel and technology. Coal-fired power plants account for almost half of China’s CO2 emissions from fossil-fuel combustion. Reducing emissions from coal-fired power plants will therefore be essential to reach China’s low-carbon goals, and these plants will be the key sources covered by the ETS.This report investigates the potential implications of the proposed ETS design for China’s coal-fired power fleet. It is part of an ongoing project examining how the national ETS can contribute to China’s clean energy transition. Supported by the IEA Clean Energy Transitions Programme, it will be followed by an in-depth analysis of the ETS, including effects on gas-fired power plants and the entire power sector to 2035.The ETS will co-exist with current policies that directly affect coal-fired power plants in China. This reports begins by clarifying the institutions and policies regulating coal-fired plants, and by analysing coal-fired plant development trends. It then assesses the effect of the ETS design on coal-fired plants by sub-technology at national, provincial and company levels, and identifies key findings and recommendations.

China CO2 emissions from coal-fired power plants increased between 2000 and 2018 to reach 4.6 GtCO2

CO2 emissions from fossil-fuel combustion in 2018

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CO2 emissions from fossil-fuel combustion, China compared to the rest of the world, 2000-2018

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China’s clean energy transition will rest heavily on its current coal-fired power fleet

China’s coal-fired power sector has experienced remarkable growth over the past 18 years, guaranteeing energy security and affordability while keeping pace with growth in demand for power and heat. The key challenges now are reducing overcapacity and the environmental footprint of coal power.Installed coal power capacity has quadrupled since 2000 from 222 gigawatts (GW) to 1 007 GW in 2018, mainly driven by the deployment of larger and more efficient supercritical and ultra-supercritical plants since 2005. As a result, average coal plant efficiency improved from 30% in 2000 to 39% in 2018, making China’s coal fleet one of the world’s most efficient.China also has the largest and one of the youngest coal power fleet. Nevertheless, subcritical plants still account for a large part of China’s coal power capacity, of its power and heat generation, and of its CO2 emissions. CO2 intensity improvements have been slowing down in recent years and large amounts of CO2 emissions may be locked in for decades.CO2 emissions from coal-fired power plants reached 4.6 gigatonnes (Gt) in 2018, surpassing the emissions from fossil-fuel combustion of the European Union and Japan combined. Ten of China’s provinces account for two-thirds of the country’s CO2 emissions from coal-fired power plants and the “big five state-owned power companies by capacity (CHN Energy, Huaneng, Huadian, Datang and State Power Investment Corporation) account for 50%.

Efficiency improvements rapidly decreased CO2 intensity, though the trend has slowed recently

Average CO2 intensity of power generation from coal power plants, 2000-2020

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The low average age of China’s coal power fleet potentially locks in large amounts of CO2 emissions for the next decades

CO2 emissions from coal-fired power plants in China by age of plant, 2000-2018

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Repurposing, retrofitting and retiring coal capacity

Managing the existing coal-fired power fleet to reduce emissions will be key to China’s clean energy transition. Emissions could be reduced by managing plants better; retrofitting plants, including with carbon capture, utilisation and storage (CCUS); and retiring inefficient plants before the end of their expected lifetimes. Any newly built coal capacity will make a successful clean energy transition harder to achieve.China is still planning to build new coal capacity for various reasons such as to provide jobs, increase local economic growth, provide flexibilty for greater integration of renewables, as well as satisfy heat demand while improving the efficiency of its existing fleet of combined heat and power (CHP) plants. One option to manage emissions reductions is to match each new coal capacity addition with a retirement plan for old and less efficient units, to keep a balance of zero net coal capacity additions.Retirement of coal-fired power plants in China will have to move beyond small plants and increasingly focus on large, as well as aging, CHP plants. Repurposing existing efficient supercritical and ultra-supercritical electricity-only units to CHP could be an alternative way to avoid the construction of new CHP units.

To date only small and inefficient circulating fluidised bed (CFB), high pressure and subcritical units have been retired

Installed coal-fired capacity in 2018 and retired units since 2000

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Accelerating the transformation of China’s coal power with the support of the ETS

Regulation and market-based measures could be mutually supportive ways to reduce CO2 emissions significantly in the medium to long term. China’s national ETS, and particularly its monitoring rules, should dramatically improve the availability and quality of emissions data, which in turn can improve plant operation and emissions management overall. Based on experience elsewhere, covered companies will also build up carbon management capacity and integrate a carbon cost for their medium- to long-term decision making.The chosen allowance allocation, output-based and relying on benchmarks, will create incentives to increase the efficiency of existing coal-fired power plants. In the short term, the ETS creates an incentive for high-emission coal plants to improve their CO2 emission factor, for example by investing to improve efficiency or by burning higher-quality coal. It could also encourage companies to shift generation from less efficient to more efficient plants within their portfolio. In the longer term, the ETS will motivate companies to shift investments from subcritical (or even less efficient) plants to supercritical and ultra-supercritical plants. In addition, the ETS would favour the phase-out of smaller and less-efficient circulating fluidised bed (CFB), high pressure and subcritical coal plants.

The ETS draft allowance allocation plan may result in large overallocation

The CO2 fuel factor (the amount of CO2 emitted per unit of fuel) that is used for monitoring emissions from coal will be decisive for the stringency of the entire ETS given the dominance of coal-fired power plants. A high default factor is applied to plants that do not monitor their CO2 fuel factor, which is a good incentive to improve monitoring. However, the more units are monitored, the higher the surplus of emissions allowances will be, as monitored fuel factors will be well below the default value.Among the benchmark options currently considered by Chinese regulators, a single benchmark for conventional coal (Option 1) would result in a more stringent ETS than two benchmarks differentiated by plant size (Option 2) 1. Moreover, two benchmarks may produce counterproductive outcomes by encouraging generation from less efficient plants covered by a weaker benchmark, rather than from more efficient ones covered by a more stringent benchmark.The benchmark values are the most lenient for larger conventional coal-fired power plants, no matter the option or whether fuel factors are monitored. This results in an overall allowance surplus.

The more units are monitored, the higher the surplus

Surplus or deficit is sensitive to the share of units monitoring CO2 fuel factor

Scenario cases

Number of unit

Power and heat generation (TWh)

Reported CO2 emissions (MtCO2)

Allowance allocation (Benchmark Option 1)

Allowance allocation (Benchmark Option 2)

Share

Share

Share

Net Balance

Net Balance

Bituminous Case:

-

-

-

-

-

605

-

-

641

Monitored Factor: all units

100%

100%

100%

605

-

-

641

-

-

Default Factor: none

0%

0%

0%

-

0

-

-

0

-

Balanced Case (BC):

-

-

-

-

-

-32

-

-

4

Monitored Factor: super and ultra-supercritical units, subcritical and CFB above 600 MW

27%

54%

47%

487

-

-

433

-

-

Default Factor: high pressure, and subcritical and CFB below 600 MW

73%

46%

53%

-

-519

-

-

-429

-

Default Case:

-

-

-

-

-

-752

-

-

-716

Monitored Factor: none

0%

0%

0%

0

-

-

0

-

-

Default Factor: all units

100%

100%

100%

-

-752

-

-

-716

-

For each allowance allocation option, the analysis examines three cases of CO2 fuel factor monitoring by coal-fired units. The IPCC 2006 guidelines for “other bituminous coal” of 95 kgCO2/GJ is taken as an average value for the monitored CO2 fuel factor. For non-monitored units, the default factor set out in China ETS reporting rules of 123 kgCO2/GJ is applied.The scale of the surplus will depend on the average monitored value of the CO2 fuel factor for the coal fleet, which may differ slightly from the assumed value.

Under the draft plan, one benchmark for conventional coal would be more stringent, though it remains lenient for larger plants

Allowance balance and CO2 fuel factors under benchmark option 2, bituminous case

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Allowance balance and CO2 fuel factors under benchmark option 1, bituminous case

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Allowance balance and CO2 fuel factors under benchmark option 2, balanced case

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Allowance balance and CO2 fuel factors under benchmark option 1, balanced case

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Addressing distributional effects and equity between provinces and companies

Distributional questions on a provincial level arise as units in some provinces generate large allowance surpluses, while others generate large deficits.This is especially true for three of the “big five” state-owned power companies that will generate monetised allowance surplus of CNY 1.75 billion (Yuan renminbi), while all other companies combined would face a carbon cost of CNY 1.5 billion in the Balanced Case, in which only a share of coal power units monitor their CO2 fuel factor.Policymakers should pay close attention to the large extremes of allowance surplus and deficits on a provincial and company level, especially for the ten provinces and five state-owned power companies with the largest coal-fired power capacity.

Five out of the ten largest provinces by coal power capacity will generate allowance surpluses, while other five generate deficits

Coal power allowance balance by technology and province in China in the Balanced Case, Option 2

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The ETS will need to be considered within the relevant policy landscape

The ETS needs to be designed so that it can be adjusted and adapted to policies that affect its functioning. For example, any rapid changes in the capacity mix – such as a plan to retire large amounts of coal-fired power capacity over a short period (e.g. by the end of 2021) – will increase the allowance surplus dramatically if this possibility is not taken into account in the benchmark setting.The effectiveness of the ETS will be closely related to progress with power market reform, in particular for power dispatch. Dispatch is currently governed by the “three equals system” that allocates each plant a defined full load hours by technology. Without a reform of dispatch, the ETS will have a limited role in reducing power sector emissions, because coal-powered units will not be able to adjust their operation in response to the price signal stemming from the ETS allowance allocation.A clean energy transition of the power sector will also require policies that support low-carbon energy generation. Since the current ETS covers only coal- and gas-fired power plants, it will have limited influence on reducing the share of coal power in the total generation mix. Entities can receive surplus allowances for their supercritical and ultra-supercritical plants, but currently receive no surplus by investing in low-carbon power technologies such as renewables. This situation may even have the perverse outcome of making the most efficient coal power plant more economically competitive than renewables.

If large-scale retirements are not considered in the ETS allowance allocation, a huge allowance surplus will be generated

Impact of retiring 150 GW less efficient coal power capacity on net balance of allowances (in millions) in the Balanced Case, Option 2

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Policy recommendations

Improving the current benchmarksThe benchmarks for coal-fired power plant CO2 emissions should be enhanced to better reflect the expected policy ambitions regarding the existing coal plant fleet and to avoid significant overallocation of allowances, which would jeopardise the functioning of the ETS.The high default CO2 fuel factor, which is 20% higher than the worse type of coal in term of CO2 emissions, is a good incentive for power entities to monitor their CO2 fuel factors. However, it should not increase the value of the benchmark, which would result in an oversupply of allowances.Implementing fewer benchmarks for different coal sub-technologies would result in higher effectiveness and greater equity with regard to the allowance allocation and reduction of CO2 emissions. Multiple benchmarks are usually used to address distributional effects of allowance allocation between technologies. However, equity issues could be resolved by other means (e.g. financial support). Avoiding the use of multiple benchmarks would support power sector reform, since it would encourage reducing the use of less efficient plants and increasing operation of more efficient ones. Options for ETS designIntroducing allowance auctions could create a new revenue stream that could be used to address equity issues between provinces and between entities. Before a full auction system is in place, earmarking funds generated from allowance surpluses for low-carbon investments can also help finance China’s clean energy transition in various ways, including research and development (R&D), innovation, and labour force retraining and redeployment.The ETS could be a central pillar of China’s power sector transformation if designed differently. Merging coal and gas benchmarks, including with CCUS, and expanding the ETS to cover low-carbon energy sources, such as wind and solar photovoltaic (PV), could greatly reduce power sector CO2 emissions, and could support or even substitute policies such as coal consumption targets or feed-in-tariffs for renewables.Using the current rate-based allowance allocation system when expanding the ETS to manufacturing sectors would increase complexity and therefore be more challenging. A system with an absolute cap and a mass-based allocation design could be considered as an alternative.

Suggested priorities for China’s national ETS implementationLaunch the first compliance period of the ETS for the power sector in 2020, with more stringent benchmark levels and with a single benchmark for conventional coal (Option 1).Collect unit-level data and encourage units to monitor their CO2 fuel factors.Adjust and strengthen the benchmark values, taking into consideration 2020 data, including changes in monitored units for the next compliance period.Integrate auctioning to create a useful revenue stream, and use targeted measures to address distributional issues and to guarantee power and heat security and affordability. Define the ETS role, and develop a roadmap and timeline for a multi-step approach to: merge benchmarks including other power technologies (CCUS, low-carbon and renewables); define CO2 absolute cap trajectory; and integrate more advanced ETS flexibility mechanisms.

A clear roadmap for ETS evolution will support the implementation of a multi-step benchmark approach for the power sector

Merging benchmarks progressively to keep track with the power decarbonisation trajectory in China, 2018-2030

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Improving policy co-ordination

The 13th Five-Year Plan (2016-20) set average coal consumption targets of 310 grams of standard coal equivalent per kilowatt hour (gsce/kWh) for operating coal power plants and 300 gsce/kWh for newly built plants by 2020. These targets can also be translated into emissions intensity levels, which would act in parallel with the ETS allocation benchmarks. Achieving the energy conservation targets would result in an average CO2 intensity for operating coal-fired power plants far below the benchmark levels for both allowance allocation options, thus increasing allowance surplus. Aligning the ETS benchmarks with the more stringent energy conservation targets would avoid this counterproductive effect. With the benchmarks aligned with coal consumption targets, the ETS could be a market-based means of achieving the binding Five-Year Plan targets.Better plant management, retrofitting and retirement of less efficient plants will also be needed to achieve a clean energy transition. Complementary regulations and measures, such as ministry, industry or local government plans for retiring coal plants, will be required to avoid the potential lock-in of CO2 emissions. However, these will always need to be taken into account in the ETS design.The ETS and power market reform could – and should – be mutually supportive. Dispatch reform could enable and amplify the expected operation and investment impacts of the ETS, while ETS allocation design and any future use of auction revenues can support power market reform. These measures can accompany decreasing coal plant use by allowing plants to operate more flexibly and provide ancilliary services.More co-ordination between the ETS and policies regulating the energy sector could be mutually supportive to achieve the most efficient and effective emissions reductions and distributional outcomes.The 14th Five-Year Plan (2021-25) provides a great opportunity to guide coal power development in line with China’s concept of ecological civilisation. Measures to be considered include more stringent energy consumption targets for the coal fleet in operation and for newly built units; large-scale retirement of old and less efficient high pressure and subcritical plants; defining goals and targets for the national ETS with more ambitious benchmarks; and accomplishing the power market reform. For example, a zero net coal capacity addition target by 2025, coupled with an inspirational long-term coal capacity vision for 2050, could provide a clear and stable signal to guide investment and operation decisions.

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IEA (2020), 中国碳排放交易体系, IEA, Paris https://www.iea.org/reports/chinas-emissions-trading-scheme?language=zh, Licence: CC BY 4.0

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碳排放交易_百度百科

易_百度百科 网页新闻贴吧知道网盘图片视频地图文库资讯采购百科百度首页登录注册进入词条全站搜索帮助首页秒懂百科特色百科知识专题加入百科百科团队权威合作下载百科APP个人中心碳排放交易播报讨论上传视频运用市场经济来促进环境保护的机制收藏查看我的收藏0有用+10碳排放交易,是指运用市场经济来促进环境保护的重要机制,允许企业在碳排放交易规定的排放总量不突破的前提下,可以用这些减少的碳排放量,使用或交易企业内部以及国内外的能源。《京都议定书》第17主题规定,碳排放交易是一个可交易的配额制度,以议定书附件B所列承诺的减排和限排承诺计算的配额为基础。例如,全球限定100单位的碳排放量,A国获得15单位的指标,B国获得10单位的指标,其他国家则获得其余75单位的指标。如果A国只排放了10个单位,而B国排放了12个单位,那么B国就可以从A国购买2个单位的碳排放量。在推动碳排放交易方面,欧盟走在世界前列,已经制定了在欧盟地区适用的气体排放交易方案,通过对特定领域的万套装置的温室气体排放量进行认定,允许减排补贴进入市场,从而实现减少温室气体排放的目标。2021年7月15日,上海环境能源交易所发布公告,根据国家总体安排,全国碳排放权交易于7月16日(星期五)开市。 [7]中文名碳排放交易简    称碳交易地    点日本东京国内试点七省市通过时间1997年12月专业人员碳交易员 [8]目录1定义2排放指标3能源转换4专业人员5交易所6交易方案7交易市场8外媒体关注9现状分析10国内试点地区定义播报编辑碳排放交易(简称碳交易)是为促进全球温室气体减排, [1]减少全球二氧化碳排放所采用的市场机制。联合国政府间气候变化专门委员会通过艰难谈判,于1992年5月9日通过《联合国气候变化框架公约》(UNFCCC,简称《公约》)。1997年12月于日本京都通过了《公约》 [2]的第一个附加协议,即《京都议定书》(简称《议定书》)。《议定书》把市场机制作为解决二氧化碳为代表的温室气体减排问题的新路径,即把二氧化碳排放权作为一种商品,从而形成了二氧化碳排放权的交易,简称碳交易。 [3]排放指标播报编辑这就好比是物理中的质量守恒的原理。假如碳排放的总量是限定好的。 那么在这个框架内,我们就可以通过技术升级来降低碳排放。每个国家都有相应的“指标”比如说全球限定排放100单位的碳排放量 ,A国获得15的指标, B国获得10的指标 其它国家获得其余75单位指标。 如果A国只排放了10个单位的碳排放量,而B国刚好排了12个单位,那么B国就可以从A国购买2个单位的碳排量。能源转换播报编辑石化企业是高耗能、高污染、高排放企业。显然如果不采取节能减排的技术改造措施,将很难满足未来环保要求。企业将对生产工艺、设备、技术进行改进。但关键还是替代现有石化能源的新能源的开发。~ 比如风能、核能、光伏等长远来讲,石化企业将随着新能源的开发与应用比例将逐渐减少。但是这还需要一个非常漫长的过程。企业、居民应该选用节能环保产品。专业人员播报编辑碳交易员 [8]碳交易员证书样本交易所播报编辑中国已有7家主要的碳排放交易所:广州碳排放权交易所、深圳排放权交易所、北京环境交易所、上海环境能源交易所、湖北碳排放权交易所、天津排放权交易所和重庆碳排放权交易所。在中国等发展中国家尚不承担有法律约束力的温室气体限控义务的情况下,这些碳排放交易所希望推动自愿减排。其中深圳排放权交易在2013年6月18日率先启动了交易,并产生了1300多万的交易量,同时设立了个人会员和公益会员。为方便全国各地关注碳排放交易的机构和个人,各交易所均开设了“足不出户,异地开户”的服务。上海环境能源交易所更是借助世博会召开之机,推出“世博自愿减排”活动。万科集团董事局主席王石在阿拉善SEE生态协会和世界资源研究所共同主办的“中国碳交易市场的启动与能力建设研讨会”场外边会(side event)上介绍,万科是“世博自愿减排”活动的首位买单者。上海世博会万科馆在建造和运营过程中产生的碳排放量正在接受独立核查,然后通过上海环境能源交易所的平台,购买相应数量标的物。不过,这三家交易所的自愿减排交易生意比较清淡,且大多具有“演示”性质。国家发改委应对气候变化司副处长王庶在此间另一个关于碳市场的边会上说,自愿减排以企业社会责任和个人觉悟作为交易前提,技术条件虽已基本具备,但在缺乏总量限制激励的情况下,需求十分有限。交易方案播报编辑在推动碳排放权交易方面,欧盟走在世界前列。欧盟已经制定了在欧盟地区适用的欧盟气体排放交易方案,通过对特定领域的万套装置的温室气体排放量进行认定,允许减排补贴进入市场,从而实现减少温室气体排放的目标。欧盟碳排放市场开始交易以来,交易量和成交金额稳步上升。中国工厂和国际碳排放交易商也正在从温室气体排放交易中获取巨额利润。化工厂减少向大气排放污染性的氢氟烃气体,可获得碳排放信用。这种信用在国际碳排放交易市场上可售得5美元至15美元。据业内估计,用于减少氢氟烃气体排放的洗涤塔装置安装费用很低廉,一般工厂的安装费用介于1000万至3000万美元之间。安装此类装置,可产生数以百万计的碳排放信用,因为HFC-23作为一种温室气体,效力比二氧化碳大许多倍。气候变化资本公司从中国氢氟烃气体项目获得了约5000万核证减排量即碳排放信用,价值高达7.5亿美元。碳排放信用额度的最终买家是发达国家政府,它们已同意按照《京都议定书》的要求减少其温室气体排放。这种做法完全合法,但也让工厂和企业得以通过碳排放信用交易获取大量利润。交易市场播报编辑2004年起,以各种排放(减排)配额为主的交易与减排项目为标的的买卖同时逐渐做大,催生了一个交易规模达1180亿美元的全球碳排放交易市场,五年时间增长超过百倍。然而,当《京都议定书》的正式实施以及欧盟减排交易机制(ETS)第二阶段同时于2009年进入第二个年份,当金融危机以摧枯拉朽之势在诸多行业洗牌,碳排放交易市场亦不能独善其身,尤其是在2012年《京都议定书》到期后的相关政策尚未有定论的背景之下,一切都充满了变数。点碳公司(Point Carbon)的研究表明,尽管2009年全球碳排放市场的交易量仍能保持逆市上扬的趋势,但整体市场规模将会下滑32%左右。2009年2月中旬,欧洲气候交易所二级市场成交的2009年12月到期的CER基准价(每吨二氧化碳)跌破了8欧元,随后虽略有回升,但截至3月初仍持续徘徊在10欧元以下。而大约半年前它的价位还在20欧元左右,2008年末则跌至13欧元附近。外媒体关注播报编辑英国广播公司19日发表题为《分析:中国碳排放交易成功把握多大?》的文章,说碳减排市场前景虽充满诸多未知数,但可以肯定中国减排抗污的整体格局将因此而改变。 文中提到,碳减排交易计划2015-2016年在中国全国推广后,中国将成为世界最大的碳减排交易市场,但对这个市场的运作前景也存在不少疑虑。有人预计,随着中国政府减污减排力度的加大,碳减排权价格将上涨,而这有可能引发投机操作。而减排权价格过度上涨,可能带来与初衷相悖的结果,或者有损市场驱动减排计划目标的实现。现状分析播报编辑国务院新闻办公室于2012年11月21日(星期三)15时在国务院新闻办新闻发布厅举行新闻发布会,请国家发展改革委副主任解振华介绍中国应对气候变化的政策与行动2012年度报告情况。中国碳排放交易试点是从2011年11月份开始启动的,确定了七个省市作为试点地区,各个试点单位都在开始启动这项工作,建立了专门的班子,编制了实施方案,有些已经开始就碳交易建立一些制度,也建立了交易的核查机构、认证机构。北京、上海、广东等一些地区和城市基本上准备就绪了。实际上,做碳交易最基本的是要对这个地区确定一个碳的排放总量,然后确定一些额度,把这些额度分配给各个重点的排放企业或者排放单位。有了这些最基础的东西,就可以核算出减排的成本。各个单位之间、各个行业之间减排成本差距越大,交易的积极性就越高。所以应该说各地的准备工作大体上就绪。为了规范各地交易的行为,国家发改委颁布实施了《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》,通过备案管理的方式来推出经国家认可的自愿减排的项目、交易产品、交易平台和第三方审核认定机构,促进市场公开、公正和公平。此外,还出台了《温室气体自愿减排交易审定与核证指南》,主要是规范审定与核证工作,保证管理办法的顺利实施。各地的交易所都已经建立起来了,我们的试点进展还是比较顺利的。我们希望在这些试点的基础之上来总结适合中国国情的碳交易制度,在此基础上我们还要和其他国家开展这方面的交流和合作。澳大利亚、欧盟以及周边的国家,还有美国,都希望与我们展开合作,也希望建立全球的碳市场。2013年初,列入全国首批开展碳排放交易试点城市中的北京、上海有望率先试水国内地区性自愿减排交易。其中上海方面碳排放交易试点初步方案中首批参与试点交易的企业约200家,涉及16个行业,包括钢铁、石化、有色、电力等10个工业行业,以及航空、港口、机场、宾馆等6个非工业行业,均为温室气体排放“大户”,初步测算这200家企业年二氧化碳排放总量约1.1亿吨。在交易试点期间将实行碳排放初始配额免费发放,然后适时推行有偿拍卖制度。试点期间试点企业碳排放配额不可预借,但可跨年度储存使用。 [4]“暂时只是地区性的交易平台,预计初期交易的活跃度有限,试运行更多是为碳排放体系设计完善和示范推广提供参考。”知情人士告诉记者,除了北京、上海,天津等城市也将有望在2013年开展碳排放交易,而到2015年,国内碳排放交易有望在国内全面开展。 [4]2016年1月22日,国家发展改革委出台《关于切实做好全国碳排放权交易市场启动重点工作的通知》,就全国统一的碳排放权交易市场启动前重点准备工作做出了部署。据悉,全国碳排放权交易市场第一阶段将涵盖石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、电力、航空等重点排放行业,参与主体初步考虑为业务涉及上述重点行业,其2013至2015年中任意一年综合能源消费总量达到1万吨标准煤以上(含)的企业法人单位或独立核算企业单位。对于拟纳入的企业,将按照已分批公布的企业温室气体核算方法与报告指南,分年度核算其过去3年的温室气体排放量及相关数据,并由第三方核查机构对企业的排放数据等进行核查。国家发展改革委有关负责人表示,各地方应高度重视全国碳排放权交易市场建设工作,建立起由主管部门负责、多部门协同配合的工作机制,设立专职人员负责碳排放权交易工作。在资金保障上,各地方除确保碳排放权交易市场建设所需工作经费外,还要争取安排专项资金,专门支持碳排放权交易相关工作。2016年是全国碳排放权交易市场建设攻坚时期,国家发展改革委有关部门将对重点行业、重点企业的碳排放情况进行摸底,在确定拟纳入全国碳排放交易体系企业名单的基础上,对拟纳入企业的历史碳排放进行核算、报告与核查。国内试点地区播报编辑2013年6月18日,国内首个碳排放权交易平台在深圳启动,标志着中国碳交易市场建设迈出了关键性一步。此后,北京、天津、上海、广东、湖北、重庆等省市先后启动了碳排放权交易试点。经过一年多的发展,各试点省市的碳交易市场规则逐步完善。同国外碳交易市场相类似,我国的碳交易市场也分为两部分,即强制性的配额交易及以自愿性的中国核证自愿减排量(CCER)交易,其中以配额交易为主,七省市试点在履约时均允许排控企业使用一定比例的CCER。七个试点地区中,大部分省市都免费发放配额给排控企业,故配额交易的一级市场中主要采用行政划拨的方式授予碳配额,其中广东、深圳和湖北还采用拍卖竞价的形式将部分配额有偿发放给排控企业。2014年3月31日,湖北省完成首次竞价转让,转让总量为200万吨的2013年配额,全部配额售罄。拍卖底价为20元/吨,成交价同底价,成交总额4000万人民币。2014年,广东试点共完成六次拍卖,2014年成交总额为5.59亿元,累计拍卖成交总额为7.39亿元。 [5]2017年12月19日,备受关注的全国碳排放交易体系正式启动。当天,国家发展改革委召开电视电话会议,就贯彻落实《全国碳排放权交易市场建设方案(发电行业)》进行部署,全国统一碳市场建设就此拉开帷幕。 [6]新手上路成长任务编辑入门编辑规则本人编辑我有疑问内容质疑在线客服官方贴吧意见反馈投诉建议举报不良信息未通过词条申诉投诉侵权信息封禁查询与解封©2024 Baidu 使用百度前必读 | 百科协议 | 隐私政策 | 百度百科合作平台 | 京ICP证030173号 京公网安备110000020000