我国省级碳排放测算方法及对策研究

李晓巍,孙 猛

(1.长春市生态环境局 核与辐射监督管理站,长春 130022;2.吉林大学 东北亚研究中心,长春 130012)

一、引言

据国际能源署(IEA)世界能源报告显示,2022年全球碳排放量增长1.9Gt,达到36.6Gt,创下新的记录,因此减少碳排放的工作迫在眉睫。改革开放使得中国经济实现了腾飞,数亿人摆脱了贫困,但是随着对能源高度依赖的重工业增多,中国成为了全球最大的能源消耗国和碳排放国之一[1]。为了缓解当前社会主要矛盾,改善民生福祉,节能减排和绿色低碳成为当前我国面对的重大课题。

《国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》明确提出我国二氧化碳排放量力争在2030年达到峰值,2060年实现碳中和。实现“双碳”目标是我国加快提升生态治理能力现代化水平和迈向绿色低碳高质量发展的关键环节,是人与自然和谐共生科学内涵的题中应有之义,也是加快建设生态文明强国的重要组成部分。

高效降低碳排放量的必要前提之一便是准确测算碳排放量,厘清各省份、各地区的碳排放量与碳排放结构,才能对症下药,早日实现“双碳”目标。

能源是经济和社会发展的基础,而化石能源在全球能源系统中占据主导地位,由此也成为人类活动产生碳排放的直接来源。从要素需求视角来看,科学核算生产活动中各类能源投入所产生的碳排放不仅是计算碳生产率的前提,同时也是评估低碳经济转型发展的重要参考指标。

现有关于城市碳排放核算的研究,主要可以分为划分排放源的“范围”排放和划分排放活动责任主体的多视角排放,并且现有的城市排放研究主要通过借鉴其他尺度(如国家尺度、区域尺度、社区尺度与企业尺度等)的核算和报告指南,提供城市排放清单[2]。Li等(2017)首次编制了一份详细的中国主要城市的GHG排放清单,发现北京92%的温室气体来自能源消耗[3]。Tong等(2016)确定了不同数据来源,以评估社区范围内基础设施足迹的GHG排放量,测算出每个基础设施部门的分解基础设施使用效率指标,为比较不同城市提供了有用的基准性能数据。[4]。王志强和蒲春玲(2022)基于城镇化的内涵,从人口、产业、土地等三个方面构建了城镇化碳排放核算体系,核算了2002-2017年中国城镇化碳排放量,引入脱钩指数进一步分析中国城镇化碳排放的趋势[5]。

二、省级碳排放清单编制方法

从要素投入视角,本文考察的碳排放为化石能源燃烧所产生的碳元素当量排放,数据集是根据IPCC基于行政边界的核算范围来估计的(IPCC,2006)。与能源相关的碳排放可以用部门法或参考法进行计算,接下来对清单编制方法涉及的能源数据和排放因子进行详细介绍。

(一)能源相关的部门法

根据IPCC的指导方针,部门碳排放根据化石能源的部门燃烧情况计算:

CEij=ADij×NCVi×CCi×Oij

其中,CEij为j部门i类化石能源燃烧产生的碳排放,ADij为j部门对i类化石能源的实物消耗量,NCVi为i类化石能源的单位热值,即每一物理单位的化石能源燃烧所产生的热值;CCi为对应化石能源的单位热值含碳量,Oi则为对应化石能源燃烧时的氧化效率。

在《中国能源统计年鉴》中公布了各省份的能源平衡表,最新的数据列出了能源统计系统中的27种化石能源。由于某些化石能源的消耗量较小且质量与其他相关能源类似,因此本文将27种化石能源合并为18种类型。其中,原煤、原油和天然气是最主要的一次能源,其余15种被归类为二次能源,它们是从一次能源中提取或加工的。能源平衡表中还分别列出了加工转换各环节的能源投入产出量以及各行业的终端能源消费量,因此本文将行业部门合并为能源加工转换、农林牧渔业、工业、建筑业、交通运输仓储邮政业、批发零售住宿餐饮业、其他行业以及居民生活8类。由此,便可以分别计算某一类型或全部类型的能源消费总量,以及分部门或部门加总的能源消费总量。海南和宁夏部分年份的能源实物消费量缺失数据进行了插值处理,个别填报异常值数据根据平衡关系进行了校正。由于IPCC默认的单位热值和含碳量因子比中国的实际调查值要高出约40%(Liu等,2015)。因此,本文采用的各类能源单位热值和折标煤系数来源于《综合能耗计算通则》(GB/T 2589-2020),含碳量和氧化率来源于《省级温室气体清单编制指南》(发改办气候[2011]1041号)的建议值。其中,能源加工转换部门的燃煤氧化率为指南建议值90%和72%的加权平均,根据全国能源平衡表中加工转换部门的火电用煤占比,权重因子分别取0.7和0.3。

此外,为了避免重复计算,本文将工业生产用作化学原料以及输送过程损失量均从化石能源排放中去除。对于能源加工转换过程中产生的碳排放,除了火电和供热,其他能源加工转换过程涉及的碳排放很少,采用统一折算因子会高估实际排放(Shan等,2018)。尤其是山西、内蒙古等能源加工转换过程化石燃料消耗较大的省份,采用统一折算因子会高估这些省区的能源消费量及其相关碳排放量。然而,不同地区加工转换过程的排放因子难以获得,因此本文根据《中国能源统计年鉴》修订的最新历年能源消费总量数据和平衡表核算能源消费总量数据计算了整体的平均调整因子,并基于此对能源加工转换过程的排放因子进行了等比例缩放。上述处理主要基于以下两点考虑:第一,各地区化石能源品质和能源加工技术存在显著差距,采用统一排放因子核算未能反映地区能源消耗的禀赋差异。第二,在当前中国经济转型发展阶段下,工业依然是各地区的能耗大户和主要排放源,因此能源加工转换差异成为造成统一排放因子核算偏误的重要原因。

(二)能源相关的参考法

参考方法为使用一个国家或地区的能源供应数据来计算主要化石能源燃烧产生的排放量,可以在相对容易获得的能源供应统计数据基础上应用。IPCC建议同时采用部门法和参考法来估算化石能源燃烧产生的碳排放,参考排放可用于验证和支持部门排放(IPCC,2006)。由于参考排放是根据化石能源的生产边界核算的,因此这里只考虑原煤、原油和天然气三种一次化石能源。在碳元素平衡的假设下,上述三种一次化石能源供给中的碳元素含量与前文18种化石能源总消费量中的碳相同。参考排放的计算公式如下:

CEi=ADi×EFi

其中,ADi和EFi分别是相应化石能源的表观消费量和综合排放因子。综合排放因子与部门法的计算方法相同,只是这里的燃煤氧化率选取了《省级温室气体清单编制指南》建议的平均值85%。同时,为了反映地区差异,参考排放因子依然采用部门法的思路进行了调整缩放。此外,原煤、原油和天然气的表观消费量根据能源平衡表计算得出,具体如下:

表观能源消费量=生产量+调入量-调出量+进口量-出口量-库存增减量

三、我国省级碳排放的测算及特征

(一)全国排放特征分析

经济活动中的高含碳能源和高耗能产业是碳排放的重要驱动因素,接下来从产业结构和能源结构视角进一步分析中国碳排放的分布特征和演变趋势。图1和图2分别绘制了中国1997-2019年碳排放的分行业和分能源演变特征。

图2 中国1997-2019年碳排放的能源结构

从行业分布来看,能源加工转换和工业终端一直是中国碳排放最大的两个部门,所占比重高达81%～85%,其中能源加工转换部门的碳排放比重为38%～51%,工业终端部门的碳排放比重为32%～44%。其次是交通运输仓储邮政业和居民生活,这两大部门的历年碳排放量占比均介于4%～8%之间。截止到2019年,加工转换和工业终端的碳排放量分别为13.42亿吨和8.38亿吨,所占比重为51%和32%;交通运输仓储邮政业和居民生活的排放量分别为2.04亿吨和1.23亿吨,占比为8%和5%;农林牧渔业、建筑业、批发零售住宿餐饮业和其他行业的碳排放分别为0.31、0.28、0.39和0.39亿吨,占比均不足2%。其中,能源加工转换过程排放所占比重呈波动上升趋势,工业终端排放所占比重呈波动下降趋势,两部门排放占比的增减分化趋势在近年来尤为明显,但是二者之和却未呈现出明显下降态势。交通运输仓储和邮政业的碳排放比重缓慢上升,居民生活部门则呈现缓慢下降趋势,两部门合计排放的历年占比均超过了10%。其他行业的碳排放占比均较为稳定,合计排放占比最高的年份也未超过8%。因此,包含能源加工转换的工业部门依然是当前中国碳排放行业结构中的主要来源。

此外,中国以煤为主的能源禀赋是造成碳排放居高不下的另一个重要原因。图2描述了中国碳排放能源占比的演变轨迹,其中煤炭为原煤及煤制品的化石能源合计,石油为原油及油制品合计,天然气合计包含液化天然气。1997年,全国煤炭消耗产生的碳排放占比高达82.6%,石油排放占比16.1%,天然气排放占比仅为1.4%。截至2019年,煤炭、石油和天然气消耗产生的碳排放比重分别为76.1%、17.8%和6.1%。1997-2019年期间,煤炭排放占比下降了6.5个百分点,石油排放占比提高了1.7个百分点,天然气占比提高了4.7个百分点。从图中的能源结构演变趋势也不难看出,煤炭排放占比呈缓慢下降趋势,其下降的比例几乎被天然气排放所替代,而石油排放占比在整个考察期内都保持相对稳定。以单位化石能源所产生的碳排放量来计算,煤炭是石油的1.14倍,是天然气的1.48倍,(根据《省级温室气体清单编制指南》发改办气候[2011]1041号建议的平均值计算。)天然气的碳排放量要远远低于煤炭和石油。因此,对于中国以煤为主的能源消费现状,“煤改气”的替代方案对碳排放的达峰目标发挥重要作用。

(二)省级排放特征分析

1.省级排放的总体差异

省级碳排放的总体差异主要从累计排放和演变特征两个方面来考察。利用部门排放估算结果,图3和图4分别绘制了各省份1997-2019年的累计碳排放特征和时序演变趋势。通过比较不难发现,中国省份间的碳排放存在显著差异。

图3 各省份1997-2019年累计碳排放量及其增长比例

图4 各省份1997-2019年碳排放演变趋势

从累计排放来看,海南、青海和宁夏的累计碳排放量均小于5亿吨;北京、甘肃、重庆、天津、江西、广西、云南、吉林、福建和贵州的累计排放量介于5亿～10亿吨区间;陕西、上海、新疆、湖南、黑龙江、安徽、四川和湖北介于10亿～15亿吨区间;浙江的累计碳排放为16.93亿吨;内蒙古、山西、河南、辽宁、广东、江苏、河北和山东介于20亿～40亿吨区间。其中,海南累计排放量最小,仅为1.41亿吨;山东累计排放最大,高达36.04亿吨。从累计增长比例来看,北京最低、宁夏最高,1997-2019年期间北京增长了50%,而宁夏则高达906%,后者是前者的18倍之多。具体到增长比例区间分布,北京、吉林、上海和黑龙江的增长比例均低于100%;湖北、四川、辽宁、重庆、贵州、天津、湖南和河南的增长比例介于100%～200%区间;安徽、云南、甘肃、河北、广东、浙江、江苏、青海和江西介于200%～300%区间;广西、山西、山东、陕西、海南、福建、新疆、内蒙古和宁夏的增长比例均高于300%。综上分析可以看出,累计碳排放量大的省份累计增长比例不一定高,这说明碳排放与经济规模、产业结构和能源结构等因素密切相关。在给定条件下,经济规模扩大会带来等比例碳排放扩张,而产业低碳化和能源清洁化则会降低碳排放,最终的碳排放量是多种因素的综合作用结果。

从图4中各省份的碳排放演变趋势来看,大多数省份的碳排放仍然处于增长期,仅少数省份进入达峰后的波动期。具体来看,如果以连续5年及以上未超过历史年份碳排放最高值为判断依据,那么北京、天津、吉林、上海、河南、湖北、重庆、四川和云南9个省份越过峰值进入平台期。其中,北京是达峰最早的省份,于2010年达到峰值2800万吨,随后开始逐年缓慢下降,截至2019年降至2600万吨。吉林、上海、河南、湖北和重庆均于2011年达到峰值,依次为5700、5500、13700、9200和4300万吨,这5个省份虽然进入平台期,但是都大致呈现了持续下降的态势。云南于2012年达到峰值排放水平5100万吨,随后逐年下降,虽然2016年出现大幅反弹,但是其回弹效应并未超过峰值水平。2014年,天津和四川的碳排放达到峰值水平,分别为4400万吨和9100万吨,随后年份持续下降且反弹效应较小。此外,青海、湖南的碳排放分别于2016年和2018年开始下降,江苏、浙江、安徽和福建等东部沿海省份的碳排放增量在近年来明显减速,这些省份是否已经达峰或者正在快速向峰值靠近还需要结合经济发展实际做进一步判断。需要指出的是,由于各省份发展阶段、发展模式的差异,仅仅依据碳排放时间变化模式做出达峰判断的结论应该谨慎对待。准确的碳排放达峰评估需要考虑能源禀赋、经济发展以及居民生活等相关因素,并通过观察后续年份的碳排放波动来做进一步的综合判断。同时,确实进入平台期的省份也应该警惕反弹效应,防止高耗能、高排放企业针对2030年达峰窗口的政策预期进行短期逆向调整。

2.省级排放的部门差异

要素禀赋和区位因素在很大程度上决定了一个地区的经济发展模式和碳排放增长路径,为了避免问题分析的复杂化,接下来以2019年为例重点探讨中国各省份碳排放的行业分布和能源构成差异。

图5绘制了各省份部门碳排放的堆积柱形图,结果显示了包含能源加工转换的工业部门在所有省份中均占据主导地位。其中,工业总排放占比最低的北京达到了43.6%,上海为56.8%,湖北、湖南、四川和贵州均接近70%,黑龙江、广东、海南、重庆、云南和青海位于70～80%之间,剩余省份的工业总排放占比则均超过了80%。从具体行业占比排名来看,北京、上海占比排名前两位的行业依次为能源加工转换、交通运输仓储和邮政业;河北、江西、湖南、四川、云南和青海排名前两位的依次为工业终端和能源加工转换;剩余省份的能源加工转换均排在首位,紧随其后的是工业终端排放占比。大多数省份交通运输仓储和邮政业的排放占比处于第三位,只有北京、天津、河北和甘肃四省份居民生活的占比超过了运输业而排在第三位。其他行业的排放占比在所有省份中均处于较低水平,这与全国的碳排放部门分布较为相似。因此,持续推进工业部门的节能降耗、优化交通运输业的能源结构,依然是各省份进一步实现节能减排的主要发力点。

图5 省份2019年部门排放占比

从能源排放分布来看,图6绘制的各省份堆积柱形图进一步揭示了中国整体以煤为主的能源消费状况,大多数省份的煤炭排放均占有较高的比重。具体而言,北京的能源低碳化转型走在所有省份前列,2019年煤炭排放占比已经降至3.7%;上海和海南的煤炭排放占比均低于50%,分别为41.4%和42.2%;天津、广东和四川的煤炭排放比重都较为接近60%,依次为56.6%、59.9%和57.7%;剩余省份的煤炭排放占比都要远远大于60%,宁夏甚至高达95.8%。石油排放占比最高的省份是北京,其次为上海,依次为54.6%和48.8%;广东和辽宁的石油排放占比分别为32.5%和30.3%;天津、浙江、福建、湖北、湖南、四川和云南的占比位于20%～30%比例区间;吉林、黑龙江、江苏、安徽、江西、山东、河南、广西、重庆、贵州、甘肃、青海和新疆的占比介于10%～20%之间;河北、山西、内蒙古、陕西和宁夏的石油排放占比均不到10%。天然气排放占比超过10%的省份为北京、海南、青海、四川、天津和重庆,依次为41.7%、22.6%、19.1%、17.0%、14.5%和13.9%,其他剩余省份则均不到10%。综上所述,从大多数省份的能源排放状况来看,实现“碳达峰、碳中和”目标,需要进一步提升低碳能源和清洁能源的消费比重、加强煤炭利用的技术创新。

图6 各省份2019年能源排放占比

四、对策与启示

(一)建立多尺度碳排放核算体系

科学设计低碳经济转型发展路径与实现“双碳”目标的基础性工作是对碳排放的精细准确核算。建设多尺度的碳排放核算体系包括两个方面:

一方面,不同空间尺度的碳排放具有不同的特征、影响因素和变化机制,同一类型的影响因素在不同尺度之间会有不同的影响规律。相应的碳排放核算也有不同的精度,以满足碳排放不同的管理要求。因此,需要在不同的空间尺度上对碳排放进行测算,形成自上而下、分工明确、层级关系紧密、功能清晰的国家、省、市、县尺度核算体系,使碳排放的调查、评价、监测和监督形成全过程对接模式。其中,国家尺度的碳排放核算主要是为了国家整体方向性的碳排放规划做基础支撑,更加注重全国层面的碳排放分析与评价。省级尺度的碳排放核算服务于省域碳减排和碳达峰需求。更为精细的研究尺度,目前我国开展较少。市县尺度的碳排放核算服务于市县各项管理和应用需求,要求该尺度下的核算具有较高的精度和较强的操作性。此外,应精细化城市管理需求,要求开展固定年度的网格化碳排放核算,进一步精准核算碳排放源。另一方面,碳排放时空变化存在依存规律,通常较大的空间尺度与较长的时间尺度相匹配,而较小空间尺度的核算则需要较短的时间尺度来体现其微观变化。需要建设不同的时间尺度碳排放核算体系,形成月度、季度、年度周期性核算。通过设置不同的时间节点或对不同时段的碳排放进行核算与对比,实现了监测监管的功能。

此外,为了引导全民参与绿色低碳型社会建设,可以适时建立家庭消费视角的碳排放清单,逐步完善核算技术细节。引导居民在生活消费环节积极参与节能减排,同时也能够为将来家庭参与碳排放市场交易奠定数据核算基础。

(二)优化低碳要素的存量和增量

围绕低碳要素存量优化和增量提质,政府与市场需发挥在资源配置上的各自优势,根据发展需求优化配置,提高碳生产率。推动以要素流动、要素重置为特征的产业升级和产业集聚发展。优化低碳要素存量就是通过完善市场退出机制、健全跨区流动机制,加快淘汰冗余要素、高碳要素。提升碳生产率增量就是通过政策调控和市场机制引导新增资本流向节能减排的技术应用部门,加快能源领域前沿技术、核心技术和关键装备攻关,推动绿色低碳技术重大突破,加快推进新能源技术的开发和应用,积极培育低碳绿色发展的新动能。调控投资规模和结构,引导投资更多部门转向技术研发等领域,避免低技术水平的重复建设,实现资本要素对能源要素替代的有序性和有效性。推动产业结构转型升级,进一步释放结构减排潜力,走绿色低碳发展道路。从三次产业能耗强度、碳排放强度看,第一产业能源排放强度较低;第二产业能源排放强度最高,是产业结构调整的重点;第三产业能源排放强度高于第一产业,但低于第二产业,是产业结构优化升级的主攻方向。从三次产业结构来看,需要逐步降低第二产业占比,提高第三产业比重;从产业结构内部调整来看,在第二产业中严格控制高耗能高排放行业增速的同时,提升低耗能低排放行业的比重,同时加快发展现代服务业,提升服务业低碳发展水平;从产品结构方面来看,需降低产品单位能耗和碳排放。

(三)加强后进地区低碳政策支持

从时间变化模式来看,中国进入绝对减排期的省份近年来依然处于达峰后的平台波动期,这些省份应该进一步夯实节能减排绩效、稳固转型发展成果。推动能源结构低碳化、提升能源利用效率。政府应大力实施“煤改油”“煤改气”“煤改电”等能源优化项目,加快推动生产生活方式的绿色转型发展。处于相对减排期的大多数省份近年来增长势头依然迅猛,应该充分发挥转型发展规划的引导作用,积极探索稳定可行的碳排放达峰路径,留有碳排放余地,逐步实现碳排放与经济脱钩发展。推动传统能源绿色转型,促进燃煤清洁高效开发转化利用,加快存量煤电机组节能降碳改造。优化清洁能源支持政策,大力支持可再生能源高比例应用,推动构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统。支持可再生能源逐步替代化石能源。完善支持政策,激励非常规天然气开采增产上量。鼓励有条件的地区先行先试,因地制宜发展新型储能、抽水蓄能等,加快形成以储能和调峰能力为基础支撑的电力发展机制。优化低碳消费支持政策,扩大绿色产品消费规模。加大绿色采购力度,严格执行政府对节能环保产品的优先采购和强制采购制度,扩大政府绿色采购范围。引导居民采购低碳产品,采取低碳宣传、积分奖励等方式促进绿色消费。因地制宜推进生活垃圾分类和减量化、资源化利用,形成社会绿色低碳生活方式。

(四)健全低碳能源技术创新体系

碳排放降低在很大程度上取决于产业低碳化和能源清洁化所做出的努力程度。绿色低碳产业具有技术密集型的显著特征,其开发和市场应用有赖于持续不断的科技创新。因此,需要加快形成与绿色低碳优势产业高质量发展相匹配的低碳能源技术创新体系。首先,加强绿色低碳技术研发。实施绿色技术创新攻关行动,围绕节能环保、非常规天然气、煤炭高效清洁利用、新能源、新能源汽车等产业领域绿色技术创新需求,布局支持一批关键核心技术攻关项目。其次,完善市场为导向的低碳能源技术创新体系,切实提高低碳能源的技术创新能力。政府应该增强对低碳能源技术创新活动的政策扶持力度,建立多种有效的低碳能源技术创新激励手段。进一步完善科技创新体制机制,加快建立健全以市场为导向的绿色技术创新体系,激发人才创新活力,鼓励绿色低碳技术研发,加速科技成果转化。推动绿色低碳产品的市场应用,建设绿色低碳示范园区、绿色循环经济产业园区,促进重点领域示范带动私人资本,以扩大绿色产业规模。加强知识产权保护运用,在国家标准、行业标准基础上制订绿色低碳产品标准。最后,建立绿色基金、绿色信贷等绿色金融体系,为高耗能、高排放企业提供低碳能源技术升级改造的资金支持,增加对低碳能源技术创新活动的绿色金融支持力度。

(五)建立低碳发展区域联动体系

建立节能减排的区域协同联动机制,形成低碳转型发展的区域合力。区域联动体系是指区域碳减排的多元主体与利益相关方为实现区域公共利益最大化,通过谈判、协商、合作对区域环境公共事务进行集体行动的过程。对加强地区间低碳管理合作,提升区域经济发展质量,促进两地经济社会健康低碳发展具有重要意义。由于存在区域间的竞争效应和示范效应,碳生产率和技术效率具有正向的空间溢出效应。发挥区域联合节能减排的合作作用,就需要政府积极探索建立地区间的长期交流互信机制,建立两市环境执法联动机制,增强跨区域环境执法合作交流,突破行政区域壁垒,深化两地交流合作。通过区域间共同规划和协同实施等方式,推动产业协同转型升级和集聚发展,加强低碳技术的交流合作与协同创新,促进区域间共享产业转型发展和低碳技术创新带来的效率红利,实现区域间低碳绿色转型的协同发展和共赢发展。探索建立官员绩效考核中增加区域绿色低碳协同发展的权重,引导地方官员在节能减排的工作中注重与周边地区进行协同互补的联动,避免孤岛效应和虹吸效应。低碳发展区域联动体系的政策整合过程需要依靠公众参与的多部门和多层次合作。利益相关方参都会影响低碳发展。这要求政府与所有利益相关方采取协调一致的行动,即构建利益相关方的联动合作关系。

(六)完善碳交易的市场体系建设

碳排放交易平台不仅是中国控制碳排放的政策工具,也为促进全球碳定价机制形成发挥了重要作用,受到国际社会广泛关注。中国碳排放交易的市场体系初步形成了“配额分配-数据管理-交易监管-执法检查-支撑平台”一体化管理框架。但是,中国碳排放交易市场仍处于发展初期,碳排放交易较为低迷,持续强化碳市场功能建设还有很多方面需要进一步改进。加快建立健全全国统一的碳排放交易市场制度体系,科学制定碳配额分配机制,完善碳排放交易市场管理层级,逐步扩大全国碳市场行业覆盖范围,丰富交易主体、交易品种和交易方式。持续强化全国碳排放交易市场的法律法规和政策体系,完善配套交易制度和相关技术规范。企业碳排放数据监控是碳排放交易市场公平运行的基础,应强化数据质量监管力度和运行管理水平,建立健全信息公开和征信惩戒管理机制,加大对违法违规行为的惩处力度。加强与国际碳排放交易平台的合作,扩大市场外资准入,鼓励外资以参股方式参与中国碳排放交易市场建设。加强技术标准等方面的国际合作,为中国碳排放交易市场的国际开放奠定基础。