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(粉尘含量检测仪)
继京津冀、汾渭平原等重点区域后，长三角地区也全面打响了秋冬季大气污染治理攻坚战。
多位权威人士向记者证实，一份集结浙皖苏及上海（下称“三省一市”）的《长三角地区2018-2019年秋冬季大气污染综合治理攻坚行动方案》已下发地方，目前正处于最后征求意见阶段（下称《征求意见稿》）。2018年10月1日-2019年3月31日，长三角范围内41个地级及以上城市将首次联动，针对秋冬大气污染难题展开专项治理，初步提出PM2.5平均浓度、重度及以上污染天数同比“双降5%”的目标。
地处长江以南“非供暖”区域，长三角地区为何也会面临秋冬治理难题？相比其他区域，三省一市污染呈现哪些特征？治理将如何开展？
秋冬PM2.5浓度
是其他季节的1.6倍
“长三角同样作为打赢蓝天保卫战的主战场之一，相比北方地区，虽无大面积供暖带来的污染烦恼，空气质量基础相对较好，但也存在大气污染治理的薄弱环节。尤其到了秋冬季，为保证正常的生产和生活需要，能源消耗随着气温降低而升高，污染排放必然随之增加。”谈及行动必要性，国家城市环境污染控制技术研究中心研究员彭应登这样说。
能耗攀升给长三角地区带来哪些排放负担？记者了解到，在空间上，PM2.5浓度整体呈“北高南低”分布，苏北、皖北的排放浓度明显高于区域平均水平；在时间上，秋冬季重污染天气更加频繁，PM2.5浓度是其他季节的1.6倍。例如今年1月，长三角就曾出现大范围、长时间的重污染天气，41个地级及以上城市中，32个先后出现重度污染、8个出现严重污染。
此现象也引起上海市环境科学研究院大气环境研究所所长李莉的关注。她表示，自2013年“大气十条”行动以来，长三角空气质量明显改善，但相比35微克/立方米的国家空气质量标准，目前仍有差距。“截至2017年，上海、浙江两地PM2.5平均浓度仍超标4个微克，江苏达到49微克/立方米。在此情况下，秋冬大气污染治理更为重要，做好季节性调节，将对全年治理起到事半功倍的效果。”
“长三角地区空气质量整体改善的关键在秋冬季，频繁发生的重污染天气是人民群众最关心的突出环境问题”——上述观点在《征求意见稿》中进一步得到证实。
结构性污染问题突出
重点削减非电行业用煤
行动任务明确，结合长三角地区污染特性，有哪些值得关注的重点和难点呢？
客观上看，根据国家气候中心、中国环境监测总站最新预测，2018年秋冬季长三角地区大气污染扩散条件总体偏差，进一步增加治理压力。多位专家指出，长三角地区作为我国经济最发达、人口最密集的地区，“船大也意味着不好调头”。
“这些区域，城市和城市基本连成一片，缺乏缓冲空间，地区之间影响密切，大气污染累积现象明显。加上冬季静稳天气频率较高，不利于污染扩散。”彭应登称。
主观上看，李莉坦言，长三角是我国复合型大气污染最严重的地区之一。“集聚的产业链、高位徘徊的能源消耗及密集的交通网络，共同带来巨大排放压力。以能源结构为例，长三角消费增速虽有趋缓，能源品种却仍以煤为主，而煤炭使用又以火电、工业散烧为主。尤其高耗能行业，在拉动经济增长的同时也造成结构性污染突出。”
李莉举例称，燃煤产生的二氧化硫在空气中形成硫酸盐，是雾霾的主要组分之一，“整个长三角地区，硫酸盐成分在大气中占比仍高达20%左右，我认为可实行区域能源和煤炭总量双控政策。”
“表面上看，长三角地区不存在采暖带来的冬季燃煤污染物集聚，但不代表没有民用小型热水锅炉减煤等任务，同时要重视非电行业控煤。”中国煤炭项目研究核心组成员杨富强补充说。作为全国工业密度最高的地区之一，长三角聚集着大量的工业园区及高燃煤企业，导致钢铁、水泥、建材等非电行业燃煤污染成为当前的治理重点所在。
“或要10-15年
才可达大气治理拐点”
值得关注的是，“减煤”任务在《征求意见稿》中也有强调。针对电力行业，三省一市将在秋冬季加强燃煤电厂电力调度，减少燃煤机组发电比例，并在确保电网供电安全的前提下，增加清洁电力供应。已完成超低排放改造的火电机组（含热电）可优先发电，未达到超低排放标准的燃煤机组优先调停，尽可能降低发电负荷。
针对非电行业，2018年煤炭消费量或降至行政区域煤炭消费总量的35%以下。尤其去年秋冬季PM2.5浓度超过70微克/立方米的城市，将对高排放行业实施差别化错峰生产。各地还需制定工业园区“一区一热源”方案，对30万千瓦及以上燃煤机组进行供热改造，供热半径15公里范围内的小燃煤热电机组和燃煤锅炉全部关停。
“此外，建议对非电行业燃煤情况进行一次集中、大型的拉网式排查，弄清到底涉及哪些行业、煤炭用量各有多少。针对不同行业进行研究，下一步究竟是治理、淘汰还是煤改清洁能源。”李莉称。
“诸如上海等高密度的大城市，目前也在筹划一些工业园区的整体搬迁。”杨富强认为，“搬迁”不仅是移出城市，更是一个异地升级改造、强化污染控制水平的过程。对此，应站在全局角度，综合考虑环境容量限制、环境质量趋严等因素，实施行业排污总量控制，形成区域联防联控机制。
结合污染现状及治理措施，彭应登预测：“与过去各城市单打独斗不同，这是三省一市首次开展联合治理。相比更早开展秋冬治理的京津冀地区，长三角虽基础较好，但体量较大治理起来也不轻松，或要10-15年才可达到大气污染治理的拐点。”
“如果在其他试点地区，以我们电厂的碳排放水平，在碳市场交易中仍能有一定程度的盈利，绝不会像现在这样每年购买碳排放指标。”回忆起去年支付500多万元购买碳排放指标一事，湖北省一家电厂的相关负责人仍“心有不甘”，“我们厂每度电碳排放量比国家标准足足低了15%，却还要花很多钱去买配额，我觉得既不公平，也不科学。”
2017年12月，以碳排放大户发电行业为突破口，全国统一碳市场正式启动建设。面对“2030年左右使二氧化碳排放达到峰值”的目标，电力行业能否为全国碳市场建设开好头，也成为能源领域乃至全社会各潜在交易行业关注的焦点。
然而，就是在湖北这样的碳交易试点“标杆”省份，“优秀电厂反而吃亏”的“怪象”长期存在。记者进一步了解到，当前7大碳交易试点省市均不同程度存在类似问题。减排水平逐年提高，电厂变得越来越干净，碳交易开支为何不降反增？究竟是政策制定不合理，还是企业自身出了问题？在省级试点走向全国市场的过程中，“怪象”如何破局？
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有电厂反映：碳减排能力提升后，
碳交易支出却增加了
作为全国碳市场建设基础及核心——注册登记系统的所在地，湖北碳市场的动向历来备受各方关注。湖北省碳排放权交易中心统计数据显示，截至目前，湖北省累计完成碳交易量3.2亿吨，成交总额超74亿元，市场占比分别达42.26%和66.73%。无论交易量还是成交金额，湖北均在7大地方试点中居于首位，堪称“标杆”。
但在参与交易的部分湖北企业看来，现实远不如数据光鲜。“2015—2017年，我厂供电煤耗累计下降约5g/kwh，按理说碳减排压力应有缓解。但实际上，我们却多花了钱，碳交易由少量盈利转为亏损，且亏损呈扩大趋势。”上述电厂负责人表示。在碳交易试点地区，各企业都会得到定量的排放指标，如果排放量超标就需从碳市场中购买指标，反之，则可卖出结余指标创收。尽管该厂的排放量逐年下降，从电厂营收角度讲，交易结果仍由“收入”变为“支出”，这让企业觉得“不公平、不科学”。
上述情况，在湖北省内并非个案。据知情人士透露，现行规则下，目前全省从碳交易获利的发电企业不到两成。“虽说碳交易的本质是推动全社会减排，而不是帮助企业创收，但多数企业的减排成本增加，压力过大，难免会打击我们的积极性。”上述电厂负责人称。
而在另一试点省份广东，一位电厂相关负责人表示，尽管交易额、成交量比不上湖北，但企业依然感受到一定的碳减排压力。“尤其是在前年，广东对碳配额进行了一次集中收紧，即便是部分本来做得不错的企业，也要花更大成本去完成减排任务，压力随之增加。”
一位不愿透露姓名的某省级碳交易中心相关负责人也向记者证实，“不平衡”现象还存在于7大试点之间。由于全国市场仍在建设中，各试点之间尚未打通，配额分配、规则划定、核算履约等制度均由各试点自行制定，实际操作中难免出现“松紧不一”的情况。“像湖北这种市场较为成熟、交易情况较好的省份，对减排抓得也比较紧，企业压力相应加大。而在重庆、天津等较为宽松的地区，从一开始就给予企业较大排放空间。这可能导致同一碳排放水平的电力企业，在湖北面临需要花钱购买配额的状况，到了重庆配额反而有富余。”
有的试点标准较严，
有的试点从分配环节就很宽松
“有企业反映压力过大，经我们了解这种情况确实存在。根据实际情况，我们的确也选择了较严的标准。”这是记者向湖北省碳排放权交易中心有限公司副总裁张杲求证时，所得到的答复。
不过，张杲同时表示，即便偏严，标准也是在摸清企业数据和基本诉求，并广泛征求电力企业、行业协会、主管部门等各方意见后，由碳市场专家委员会表决通过的。
既然同为交易试点，为何会出现“宽严不一”的失衡现象？在北京理工大学能源与环境政策研究中心负责人王科看来，这要从碳配额分配环节入手探寻原因。
作为碳交易的初始环节，配额是企业在一定时间内允许排放二氧化碳的上限，其分配直接影响着企业减排成本及交易积极性。但王科指出：“有的试点任由企业自行上报，报多少、分多少，企业几乎没有减排压力；有的靠拍脑袋估算出个数，误差很容易覆盖控排企业的配额缺口，无法反映真实需求；还有的地区抓得较紧，在上一年度排放强度的基础上，降低比例后再分配，维持企业减排压力。这也就不难解释为何情况相似的企业在不同地区的遭遇却大不相同。”
“购买价格也在一定程度上反映出标准不一、发展不平衡的现状。”此前在接受记者采访时，中国节能协会碳交易产业联盟常务副秘书长张军涛也举例称，如在2017年，北京试点平均成交价格高于50元/吨，上海、深圳、湖北在30-40元/吨之间，广东、天津在15元/吨上下，重庆甚至有低至1元/吨的时候。“换言之，在价格偏低的地区，即使企业碳减排做得不好，也可低价买到配额，这难免造成不公平。”
亟待建设全国统一碳市场
在王科看来，由于地区之间存在经济发展水平等差异，承受碳约束及基础建设的能力必然不同。一方面，无论试点运行还是全国碳市场建设，都应充分考虑上述差异。另一方面，推出试点的意义之一就在于实践、试验。通过对不同制度、规则的比较，才能看出孰优孰劣，检验出哪些制度可在全国范围推广，哪些又是全国碳市场建设中应当规避的。“我认为，锻炼过程中交的学费不是没有意义。目前存在的种种问题，正是全国碳市场建设进程中的合理试错。”
“当然，全国统一碳市场建成后，配额分配、核算、履约等相关规则都将统一，不会因地区基础不同而进行区别对待。届时，同样的机组在不同地区将适用相同规则。”王科提醒。
“在此过程中，也要处理好地方政府，特别是试点地区相关政策与全国碳交易政策的衔接，避免出现脱节或冲突。建议加强与碳交易运行相关的数据工作，依托现有试点，尽快建成国家、地方、企业三级碳排放核算、报告与核查体系。”工信部国际经济技术合作中心能源资源环境研究所副所长毛涛补充称。
张杲则指出，待全国统一碳市场完善后，电力企业较高节能水平的优势将真正发挥出来。“相比其他较为落后的工业企业，电力企业的能效水平已经很高，而通过进一步改造实现减排的成本较高。全国市场建成后，电力企业只需购买配额而不必再花费巨资去提升节能水平，成本压力也可通过碳价信号向其他行业、地区传导，最终推动全社会碳减排。”
“现阶段的重心就是要从试点转向全国市场建设。我们也认识到，这是一个逐步完善的过程，因此将在坚持全国碳市场统一运行、统一管理的基础上，确保与试点市场的顺利对接和平稳过渡。”国家发改委副主任张勇指出。
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