中国计划在今年年底前建成全国发电行业碳排放权交易市场，覆盖国内所有燃煤和燃气发电排放量。然而，煤电行业的免费排放配额过于宽松，不太可能减少现有煤电厂的排放量，也难以带动燃煤电站退役。尽管如此，全国性的碳排放监管将增加煤电行业的不确定性，拖慢新增投资增速。中国控制煤炭消费量的现有措施已初见成效，应能在2030年如期兑现在《巴黎协定》中所作承诺。

中国生态环境部近日流传一份2019-2020年碳排放配额分配计划提案，其中涉及部分国家排放交易体系（ETS）的运作具体细节，意味着万众期待的针对发电行业的全国性碳排放权交易市场有望在今年正式建成。

自2013年以来，中国在七个经济发达省区启动了八个试点碳市场，覆盖发电和其他行业（如钢铁、石化和水泥行业）。2020年前8个月，八个试点碳市场的平均碳价为34元（5美元）/吨，与2016年的低点相比，涨幅达46%，但仍明显低于欧洲水平（2019年为31美元）。

2017年，中国宣布针对发电行业建立全国性碳排放权交易市场，原定不晚于2020年正式启动。但在煤电发电企业的反对声音及中央政府对碳价转嫁给终端用户的担忧下推迟。过去三年，在经济增长放缓和疫情冲击之下，中国不断下调终端用户电价。

煤电的配额分配标准相当宽松，因此煤电厂不履约的可能性较低。目前的碳排放权交易市场规则主要是在碳交易机制原计划落地和避免额外成本之间的妥协。

目前的规则表明，由于所有煤电厂的平均碳强度估计已经低于1吨二氧化碳/兆瓦时，因此配额交易需求可能极低。根据中电联的数据，即使是效率最低、规模最小的电厂（主要是100MW以下的电厂），2016年的平均供电煤耗约290克标煤/千瓦时（每千克热值为7000千卡），即平均碳强度低于1吨二氧化碳/兆瓦时。同时，到2020年6月，低效电厂只占煤电总规模的2.5%。

除非监管机构收紧免费配额供给，否则全国碳排放权交易市场很难推动现有煤电厂提前退役。不过，全国碳排放权交易市场落地仍给新电厂投资增加了不确定性，开发商可能会变得更加谨慎。

中国火电(主要是煤电和气电)的碳强度从2005年的1.05吨二氧化碳/兆瓦时降至2019年的0.84吨二氧化碳/兆瓦时，主要是因为新建煤电厂和气电厂机组通常效率较高，许多现有电厂也经过改造，以提高热效率、减少排放量。

过去几年，虽然全国碳排放权交易市场仍在酝酿之中，中国一直努力降低煤炭消费量。2012-2019年，电力需求增长了46%，而火力发电量仅增长28%。减少煤炭消费量的有效措施包括鼓励开发可再生能源、优先考虑非化石电源、强制要求小型煤电厂提前退役，以及在部分省区为煤炭消费总量设定上限。

彭博新能源财经预计，即使全国碳排放权交易市场配额总量略显宽松、其他政策干预手段不够激进，在风电、光伏成本优势影响下，中国的煤电发电量仍将在2027年左右达峰。因此，中国有望到2030年发电行业碳排放量达到排放峰值，按期兑现在《巴黎协定》中所作承诺。

一组数据

1.003-1.256

吨二氧化碳/兆瓦时，全国燃煤机组配额分配基准值范围

0.879

吨二氧化碳/兆瓦时，2019年全国煤电平均碳排放强预估

-20%

2005年至2019年中国火电碳排放强度降幅