若所有燃煤电厂对其燃料的二氧化碳排放因子都采取实测，电厂平均二氧化碳排放强度都将低于其相应的配额分配基准，从而产生超6亿吨CO2的年配额盈余，其排放量相当于加州碳交易市场（3.35亿吨）的两倍，超出韩国碳交易市场的总量（5.5亿吨）。
上周，国际能源署（IEA）在一份针对国内电力配额分配试算方案给中国燃煤发电行业造成影响的分析报告中称，当前的电力行业碳配额分配方案或将导致配额超量发放，但未来如果设计得当，碳交易系统将会在中国电力行业转型过程中起到核心作用。
在当前电力行业的两套配额分配方案中，配额分配是根据供电及供热产出分别确定基准。两套方案只是因常规燃煤电厂基准数量的不同而有所不同，最终方案将在两套方案中选中一套。方案一对常规机组设定一个基准，方案二则根据机组规模设定两个基准。
电力配额分配试算方案及基准线（图片来源：IEA）
报告称，在电企实施监测和报告排放量的过程中，机组燃煤的二氧化碳排放因子（即单位热值的二氧化碳排放量）是否采取实测，对碳排放交易系统的整体有效性起到了决定性作用。根据当前的电力配额分配方案，配额的盈余或短缺对于机组燃料二氧化碳排放因子是否采取实测异常敏感。
政府规定，在核算电企的碳排放量时对于燃料二氧化碳排放因子未实测的，统一采用惩罚性高限默认值123kgCO2/GJ（该高限值比国际和国内指南中所有其他类型煤炭排放系数高出至少20%），这本是提升MRV质量的激励性措施，但IEA分析后却发现，在当前的电力配额分配方案下，采取实测的机组越多，排放配额的总体盈余就会越高。
不同燃煤的CO2排放因子（图片来源：IEA）
为了证明这个结论，IEA设定了三种针对燃煤二氧化碳排放因子的监测情景，分别为：对机组燃煤的二氧化碳排放因子不实施监测，即所有机组都采用高限默认值的“默认值情景”；所有机组燃料的二氧化碳排放因子都进行实测的“实测情景”；以及只有一部分煤电机组进行实测的“平衡情景”。
分析发现，在实测情景下，如果所有机组都对其燃料二氧化碳排放因子采取实测，所有类型燃煤电厂的平均二氧化碳排放强度都将低于其相应的配额分配基准，从而产生配额盈余。超临界和超超临界机组将获得最大的配额盈余，效率较低机组的配额也将过剩。实测情景将产生超过6亿吨CO2的年配额盈余，相当于目前二氧化碳排放总量的13%。
配额分配基准线及机组各技术类型CO2排放强度（图片来源：IEA）
实测情景下，2018年的平均二氧化碳排放强度为0.900 tCO2/MWh，这与实际平均二氧化碳排放强度0.865tCO2/MWh基本一致，也与“十三五”计划中设定的到2020年燃煤发电厂平均耗煤量目标（310g标煤/kWh）相匹配。然而，两种配额分配方案的基准水平却都远高于2018年的平均二氧化碳排放强度，根本不足以支持实现燃煤电厂的平均耗煤目标。
但如果电企不监测其燃料的二氧化碳排放因子而采用高限默认值（即默认值情景）。除一些超临界和超超临界机组外，大多数煤电技术的平均二氧化碳强度都将高于基准。虽然默认值情景将导致配额分配更为严格，但因报告的二氧化碳排放量最高，高限默认值隐含的惩罚也旨在鼓励企业对其机组燃料的二氧化碳排放因子实施监测，因此该情景实际发生的可能性很低。
在平衡情景下，采取实测的机组将获得配额盈余，而没有实测的机组却产生较大的配额短缺，这继而促使那些原先没有实测的机组改为实测，而最终电企的配额将会在盈余和短缺之间达到平衡。
由此可见，在当前的分配方案下，碳排放交易系统的有效性将直接取决于对燃料二氧化碳排放因子采取实测的机组数量。
如果所有300兆瓦及以上机组对燃煤二氧化碳排放因子都实施监测，则实测范围将覆盖56%的燃煤机组和约80%的电力和热力总产出，这将导致约4亿吨二氧化碳配额的净盈余。
配额的盈余或短缺对于机组燃料二氧化碳排放因子是否采取实测异常敏感 （图片来源：IEA）
注：绿色代表短缺；红色代表盈余。《IPCC 2006年指南》中“其他烟煤”95kgCO2/GJ被视为燃料二氧化碳排放因子监测值的平均值。对于非监测机组，则采用中国碳排放报告规则中规定的123 kgCO2/GJ的默认值。配额盈余的程度将取决于燃煤机组的二氧化碳排放因子的平均监测值，该值可能与假设值略有不同。
与此同时， 配额分配盈亏不均的问题也会在一些省份出现。平衡情景下若根据方案二的分配方案，则全国31个省份中约有一半将产生配额的净盈余。在电力产能排名前十的省份中，安徽、江苏、新疆和浙江将产生最多的盈余。而亚临界机组占比较大的其他省份，如河北、内蒙古、东北和山东则出现配额短缺。
此外，如果某省内监测燃煤二氧化碳排放因子的电厂越多，则该省获得配额盈余的可能性就越大。这虽然可以鼓励各省对电厂碳排放因子实施监测以提高配额的分配效果，但却有可能在监测能力较高的省份之间引发公平问题。
各省份配额盈亏及预估值（图片来源：IEA）
在企业层面，配额盈余甚至更为集中。在平衡情景下，国有五大电力公司中有三家共计将产生约4060万吨17.5亿元人民币的配额盈余收入，而其他电企（包括华能和大唐）则面临约3620万吨15亿元人民币的配额短缺。其中，由于大唐在亚临界电厂中所占份额较大，因此面临配额短缺的程度最高。
电企配额盈余及估值（来源：IEA）
在未来全国碳交易市场的走向方面，报告指出，全国碳交易系统的有效性将与电力市场改革的进展密切相关，尤其是电力调度方面。如果不实施调度改革，碳交易系统在减少电力部门排放方面的作用将受到限制，燃煤发电机组将无法根据配额分配所发出的价格信号调整其运行。
电力行业的清洁能源转型也需要相应的政策来支持低碳能源的生产。由于目前的交易系统只涵盖燃煤和燃气电厂，这对降低燃煤发电在总发电结构中所占份额作用有限。超临界和超超临界电厂可以获得盈余的配额，但目前通过投资可再生能源等低碳电力技术的企业却无法获得盈余。这种情况甚至可能产生一种错误的理解，即高效燃煤技术的电厂比采用可再生能源更具经济竞争力。
在政策的相互衔接和作用方面，报告认为，全国碳交易系统的设计应当使其能够对影响其功能的政策进行适应和调整。例如， “十三五”规划要求到2020年运营燃煤电厂平均煤耗目标为310克标准煤当量/千瓦时，新建电厂达到300克标准煤当量/千瓦时，而节能目标的实现将导致燃煤电厂的平均二氧化碳排放强度远低于两种配额分配方案的基准水平，从而增加配额盈余。碳排放交易机制的基准应与节能目标保持一致，否则将产生适得其反的影响。
在配额分配和减少二氧化碳排放方面，针对不同的燃煤发电技术，IEA认为采用较少的基准将更为有效和公平。多个基准通常用于解决不同发电技术之间配额分配的影响。公平的问题可以通过其他方式解决（例如财政支持）。避免使用多个基准还有助于电力部门的改革，以促使效率较低的电厂降低运营，从而增加更高效电厂的运行。 此外，配额分配制度还应考虑燃煤电厂的退役计划，否则后期发电结构比例的变化也将导致配额盈余的大幅增加。
