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【最新政策】发电企业碳排放权交易技术指南(征求意见稿)

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【最新政策】发电企业碳排放权交易技术指南(征求意见稿)

发布日期:2019-01-24 作者:转载至北极星大气网 点击:

日前,中电联印发《发电企业碳排放权交易技术指南(征求意见稿)》。全文如下:


电力行业节能标委会关于关于征求《发电企业碳排放权交易技术指南》电力行业标准意见的函


节标委函〔2018〕19号


各有关单位、委员:


根据《国家能源局综合司关于下达2018年能源领域行业标准制(修)订计划及英文版翻译出版计划的通知》的安排,由我标委会归口,中国电力企业联合会、美国环保协会(驻京代表处)等编制的《发电企业碳排放权交易技术指南》电力行业标准已完成征求意见稿,现征求意见。请于2019年2月22日前,将意见以电子邮件的方式反馈至节能标委会秘书处。


标准下载网址:http://huanzi.cec.org.cn/ 或


http://dls.cec.org.cn/yijianzhengqiu/


联系人:李云凝


联系电话:010-63415151(传真)、63414471


电子邮箱:liyunning@cec.org.cn



前 言


本标准依据GB/T 1.1-2009《标准化工作导则 第1部分:标准的结构和编写》给出的规则起草。


本标准由中国电力企业联合会提出。


本标准由电力行业节能标准化技术委员会归口。


本标准起草单位:中国电力企业联合会、龙源(北京)碳资产管理技术有限公司、大唐碳资产有限公司、湖北碳排放权交易中心有限公司、杭州超腾能源技术股份有限公司、美国环保协会北京代表处。


本标准主要起草人:


本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心(北京市白广路二条1号,100761)。


发电企业碳排放权交易技术指南


1 范围


本标准规定了发电企业碳排放权交易工作的术语、交易原则、管理体系、工作实施等内容。


本标准适用于纳入全国碳排放权交易市场的发电企业,自备电厂参照执行。


2 规范性引用文件


下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件,仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件,其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。


GB 17167 用能单位能源计量器具配备和管理通则


GB/T 213 煤的发热量测定方法


GB/T 30733 煤中碳氢氮的测定 仪器法


GB/T 32150 工业企业温室气体排放核算和报告通则


GB/T 32151.1 温室气体排放核算与报告要求第1部分:发电企业


GB 474 煤样的制备方法


GB/T 476 煤中碳和氢的测定方法


DL/T 568 燃料元素的快速分析方法


DL/T 904 火力发电厂技术经济指标计算方法


HJ 75 固定污染源烟气(SO2、NOX、颗粒物)排放连续监测技术规范


HJ 76 固定污染源烟气(SO2、NOX、颗粒物)排放连续监测系统技术要求及检测方法


中华人民共和国国家发展和改革委员会令2014年第17号 碳排放权交易管理暂行办法


发改气候[2012]1668号 温室气体自愿减排交易管理暂行办法


发改办气候[2013]2526号 国家发展改革委办公厅关于印发首批10个行业企业温室气体排放核算 方法与报告指南(试行)的通知


3 术语和定义


GB/T 32150、GB/T 32151.1、HJ 75中界定的以及下列术语和定义适用于本文件。


3.1


控排企业 emission regulated enterprise


被碳排放权交易主管部门作为重点排放单位纳入全国碳排放权交易市场的发电企业。


3.2


排放配额 emission allowance


政府分配的碳排放权凭证和载体,简称“配额”。


注:控排企业被允许向大气中排放1吨二氧化碳当量温室气体的权利为1个排放配额。


3.3


减排企业 emission reducing enterprise


拥有CCER项目或具备CCER开发条件项目的发电企业。


3.4


国家核证自愿减排量 Chinese Certified Emission Reduction


CCER


企业在碳排放权交易主管部门备案并登记在国家自愿减排交易注册登记系统中的温室气体减排量。


3.5


监测 monitoring


对温室气体排放、清除等活动进行计量、分析以获取数据和信息的过程。


3.6


第三方核查 third party verification


具有资格的、独立于发电企业和政府的机构对企业温室气体排放进行评价的过程。


3.7


碳排放权交易 Carbon Emission Trading


在一个特定区域内,允许市场交易主体将配额或CCER在交易系统中交易的一种市场机制,简称“碳交易”。


3.8


注册登记系统 registry system


碳排放权交易中对配额和CCER确权和登记的平台,分为国家碳排放权交易注册登记系统和国家自愿减排交易注册登记系统,分别用于配额和CCER的发放、持有、转移、清缴、注销等功能。


3.9


交易系统 trading system


市场交易主体开展碳排放权交易的平台,用于交易的达成,交易标的物的交割,交易资金的存管、结算等。


3.10


清缴履约 surrender and compliance


控排企业在规定的日期前,向碳交易主管部门上缴数量不少于其经核查确认排放量的配额及允许使用的CCER。


4 交易原则


发电企业碳排放权交易应遵守国家和地方相关法律、法规、规章制度。


发电企业碳排放权交易应遵循依法规范、诚信自律、自主自愿、维护碳排放权交易市场秩序、促进节能减排的原则。


5 管理体系


5.1 一般要求


发电企业应结合实际建立碳交易管理体系,选择合适的碳交易管理模式,设置与之适应的组织机构,制定碳交易相关管理制度,明确责任部门和职责分工,高效开展碳交易相关工作。碳交易工作流程参见附录A。


5.2 管理模式


5.2.1 发电企业碳交易管理模式可分为三类:


a) 自行管理。发电企业自行开展碳交易相关工作。


b) 集中管理。拥有多家发电企业的发电集团,在集团公司层面设立或明确管理机构,集中管理所属发电企业的碳交易相关工作。


c) 委托管理。发电企业委托外部专业机构开展部分或全部碳交易相关工作。


5.2.2 发电企业可采取5.2.1中一种或多种管理模式的组合,或进行管理模式的创新。


5.3 组织机构


5.3.1 设置原则


发电企业应建立权责明晰、简洁高效的组织机构。


5.3.2 自行管理


自行管理的发电企业可设立或明确以下组织机构及其工作职责:


a) 领导小组:


1) 贯彻执行碳交易相关政策、法规和标准;


2) 建立企业碳交易管理体系,明确碳交易归口部门、支持部门及其职责分工;


3) 审批碳交易管理制度和工作计划;


4) 审批交易方案和碳交易资金计划等。


b) 归口部门:


1) 明确碳交易工作专责,组织协调企业碳交易相关工作;


2) 制定企业碳交易管理制度和工作计划;


3) 制定监测计划,监督、检查各部门执行监测计划;


4) 审核碳排放数据,报告温室气体排放,配合第三方核查;


5) 开展配额管理;


6) 制定交易方案和碳交易资金计划,实施交易,完成履约。


c) 支持部门:


1) 明确碳交易工作责任人;


2) 按照部门职责分工,配合归口部门制定并执行监测计划;


3) 配合归口部门实施交易方案。


5.3.3 集中管理


集中管理的发电集团可分层级设立或明确以下组织机构及其工作职责:


a) 集团公司碳交易管理机构:


1) 贯彻执行碳交易相关政策、法规和标准,制定集团公司碳交易管理制度,建立管理体系,组织建设碳排放信息管理系统;


2) 制定集团公司碳交易工作规划和年度计划,下达碳交易相关工作任务;


3) 组织集团公司碳排放核算和CCER开发;


4) 组织集团公司碳交易工作实施,审批所属企业交易方案和碳交易资金计划。


b) 子分公司:


1) 明确碳交易管理部门;


2) 落实集团公司碳交易管理制度,制定本企业管理制度;


3) 督促所属企业完成集团公司下达的碳交易相关工作任务;


4) 审核并上报所属企业碳排放数据;


5) 审核所属企业碳交易资金计划;


6) 协调所属企业CCER开发。


c) 控排企业:


1) 明确碳交易归口部门、支持部门及其职责分工;


2) 落实集团公司、子分公司碳交易管理制度,制定本企业管理制度;


3) 制定并落实碳交易工作计划;


4) 制定并执行监测计划,上报碳排放数据;


5) 开展碳排放核算,报告温室气体排放,配合第三方核查;


6) 制定并上报碳交易资金计划;


7) 开立碳交易相关账户,提供交易资金,配合实施交易,完成履约。


d) 减排企业:


1) 落实集团公司、子分公司碳交易管理制度,明确CCER开发归口部门;


2) 委托和配合碳资产管理公司开发CCER,执行监测计划,配合第三方审核;


3) 开立CCER交易相关账户,配合实施交易。


e) 碳资产管理公司:


1) 为控排企业提供碳排放核算、排放报告编制、配额盈缺测算、协调第三方核查、清缴履约等服务;


2) 制定交易方案,上报集团公司审批;


3) 实施经审批的交易方案;


4) 为减排企业提供CCER开发与交易服务。


5.3.4 委托管理


发电企业将部分或全部碳交易工作委托给外部专业机构的,应明确服务范围,可参照自行管理或集中管理模式设置组织机构。


5.4 管理制度


发电企业碳交易管理制度可包括但不限于:


——发电企业碳排放管理办法;


——碳排放监测管理办法;


——碳排放核算和报告管理办法;


——碳交易管理办法;


——碳交易岗位管理办法;


——碳交易风险控制管理办法;


——碳交易资金和财务管理办法。


5.5 计划规划


5.5.1 短期计划


发电企业宜制定碳交易工作短期计划,主要内容包括碳排放控制目标、节能减排措施、排放量核算、配额测算、配额和CCER交易以及资金计划、履约安排等。


5.5.2 中长期规划


发电企业宜统筹考虑碳交易成本,制定碳交易工作中长期规划,主要内容包括企业减排潜力挖掘、发电结构调整、碳排放强度和总量目标制定、低碳技术研究及应用、碳资产经营策略研究等。


6 碳排放权交易工作实施


6.1 法律法规要求


发电企业应持续识别并遵守碳交易相关法律法规中适用于本企业的内容,并注意与其它法律法规相协调。


6.2 监测、报告与核查


6.2.1 监测


6.2.1.1 监测对象


发电企业应识别并监测其核算边界内的温室气体排放,包括化石燃料燃烧排放、脱硫过程排放、购入的电力产生的排放。


6.2.1.2 监测计划


6.2.1.2.1 发电企业应根据企业实际情况,按照碳交易主管部门的要求制定监测计划,并按时报送碳交易主管部门备案。


6.2.1.2.2 监测计划应符合碳交易主管部门的模板要求,明确企业碳排放活动数据、排放因子数据、配额分配相关数据的确定方式等内容。


6.2.1.2.3 发电企业应严格按照经备案的监测计划实施监测活动。


6.2.1.3 监测方法


企业可采用以下方法监测发电企业二氧化碳排放量:


a)排放因子法。依据国家发展改革委办公厅关于印发首批10个行业企业温室气体排放核算 方法与报告指南(试行)的通知中《中国发电企业温室气体排放核算方法与报告指南(试行)》(以下简称《核算报告指南》)计算发电企业二氧化碳排放量。


b)在线监测法。采用有关部门认可的烟气连续排放监测系统在线监测发电企业二氧化碳排放量。


6.2.1.4 排放因子法


6.2.1.4.1 活动数据


排放因子法中活动数据监测应符合以下要求:


a) 发电企业化石燃料消耗量测量设备应符合GB 17167要求。


b) 低位发热量:


1) 发电企业入炉煤采样频率为每天至少一次;


2) 煤样的制备应符合GB 474要求;


3) 燃煤低位发热量和全水分数据每天至少化验一次,月平均数据按照每天数据和对应的入炉煤量加权计算得出。燃煤低位发热量的具体测量方法和实验室及仪器设备标准应遵循GB/T 213的相关规定;


4) 燃油、燃气低位发热量可按照《核算报告指南》要求获取。


c) 脱硫剂消耗量:


1) 消耗碳酸盐脱硫剂的发电企业可按批次或每天测量消耗量,月度消耗量由每批次或每天测量值加和得到;


2) 脱硫剂中碳酸盐含量可采用《核算报告指南》中的推荐值。


d) 购入的电力通过相关电表监测获得。


6.2.1.4.2 排放因子数据


排放因子法中排放因子数据应符合以下要求:


a) 单位热值含碳量:


1) 发电企业每天采集燃煤元素碳含量检测缩分样品,每月的最后一天将该月每天获得的缩分样品混合,进行测量。检测工作应符合GB/T 476、GB/T 30733或DL/T 568要求。发电企业可自行检测,也可外委送检;


2) 月度检测报告宜包含干燥基元素碳含量、干燥基元素氢含量、干燥基高位发热量数值,以便按照GB/T 213方法计算收到基元素碳含量和收到基低位发热量;


3) 燃煤单位热值含碳量未实测时可选用碳交易主管部门提供的推荐值;


4) 燃油、燃气单位热值含碳量可采用《核算报告指南》中的推荐值。


b) 发电企业宜根据自身情况,选用《核算报告指南》中的碳氧化率推荐值,或采用《核算报告指南》中的方法实测碳氧化率。


c) 脱硫过程排放因子和脱硫过程转化率可采用《核算报告指南》中的推荐值。


d) 购入的电力排放因子按照《核算报告指南》确定。


6.2.1.5 在线监测法


6.2.1.5.1 使用在线监测法的发电企业应安装二氧化碳CEMS系统,设备安装应符合HJ 75。


6.2.1.5.2 二氧化碳排放量依据HJ 76计算,计算方法参见附录B。


6.2.1.6 配额分配相关数据来源


6.2.1.6.1 供热比。如具备技术条件,供热比应按照DL/T 904计算;否则,可按照碳交易主管部门提供的简化方法计算。


6.2.1.6.2 供热量。供热量通过计量设备监测获得,计量点宜选择在发电企业出口端。


6.2.1.6.3 供电量。对于纯发电企业,供电量等于发电量与厂用电量的差值;对于热电联产企业,供电量等于发电量与发电厂用电量的差值。发电量、厂用电量和发电厂用电量按照DL/T 904计算。


6.2.1.6.4 负荷率。按照DL/T 904计算。


6.2.1.7 设备检验


6.2.1.7.1 发电企业宜建立仪器设备台账,台账示例参见附录C。


6.2.1.7.2 计量仪器、煤质化验设备应按照相关标准定期检验并留存检验证书。


6.2.2 核算和报告


6.2.2.1 核算和报告原则


发电企业碳排放核算和报告工作遵循以下原则:


a) 碳排放核算和报告应准确、完整。


b) 碳排放核算和报告工作可自行开展,或由发电集团内部碳资产管理公司开展,或委托外部专业机构开展。


6.2.2.2 核算和报告流程


发电企业碳排放核算和报告工作流程一般分为文件评审、现场核算、报告编制、内部校核、报告提交等步骤,核算资料清单参见附录D。


6.2.2.3 核算方法


发电企业依据《核算报告指南》中的公式分别计算化石燃料燃烧排放、脱硫过程排放、购入的电力产生的排放,确定碳排放核算主数据源,并与其他数据源交叉比对,数据源之间的差异应能合理解释,确保排放量计算合理、准确。


6.2.2.4 核算成果


核算成果包括排放报告、补充数据表、监测计划等碳交易主管部门要求的文件:


——排放报告应符合《核算报告指南》格式和内容要求,排放报告模板参见附录E;


——补充数据表应符合碳交易主管部门公布的补充数据核算报告模板要求;


——监测计划应按照碳交易主管部门公布的监测计划模板及发电企业实际情况填写。


6.2.2.5 核算分析


发电企业可根据核算结果开展数据分析,重点包括:


——历史数据对比分析;


——分区域、分公司、分机型排放情况对比分析;


——减排潜力分析;


——配额盈缺及履约成本分析。


6.2.3 配合第三方核查


6.2.3.1 工作重点


6.2.3.1.1 发电企业应积极配合第三方核查机构开展工作,向第三方核查机构提供温室气体排放报告、补充数据表和监测计划等资料,如实反映企业排放情况。


6.2.3.1.2 发电企业应按照《核算报告指南》及第三方核查机构要求,提前准备核查所需资料,第三方核查资料清单参见附录F。


6.2.3.1.3 发电企业应指定专人与第三方核查机构联络,配合核查机构文件评审,安排熟悉生产工艺和设备运行的人员配合现场核查,及时解答第三方核查机构的疑问。


6.2.3.1.4 如第三方核查机构提出的要求超出其工作范围,发电企业可以拒绝,并说明原因。


6.2.3.1.5 对第三方核查机构提出的不符合项,发电企业应查找原因,及时改正并补充相关文件。


6.2.3.1.6 发电企业应对第三方核查机构的核查报告进行确认,如存在异议,应及时沟通,达成一致;无法达成一致的,可向碳交易主管部门申诉。


6.2.4 6.2.3.2 报告提交


发电企业应确保温室气体排放报告、补充数据表及监测计划等文件与核查报告保持一致,签字盖章后按时提交碳交易主管部门。


6.3 配额管理


6.3.1 配额分配


核查结束后,发电企业按照碳交易主管部门公布的配额分配方案测算配额量,及时关注并查看国家碳排放权交易注册登记系统账户,核对配额数量,如有异议,及时申诉。


6.3.2 盈缺测算


发电企业宜每月预测配额量,与同期排放量对比,测算配额盈缺,为企业参与市场交易提供基础数据,配额盈缺测算表示例参见附录G。


6.4 自愿减排项目管理


6.4.1 原则


6.4.1.1 减排企业依据《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》及碳交易主管部门相关规定进行CCER开发。


6.4.1.2 减排企业宜制定项目开发计划,委托专业机构开发CCER。


6.4.2 项目评估


减排企业应对潜在的CCER项目进行评估,评估要点包括:


a) 项目类型、开始时间、项目核准、环评批复、投资分析指标等是否满足开发条件。


b) 估算项目减排量,分析项目开发成本和预期收益。


6.4.3 项目开发


6.4.3.1 项目备案


减排企业应按照碳交易主管部门发布的模板编制项目设计文件,委托第三方机构对项目进行审定,获得审定报告后向碳交易主管部门申请项目备案。


6.4.3.2 减排量备案


6.4.3.2.1 项目备案后,减排企业应编制项目监测报告,委托第三方机构进行核证,获得核证报告后向碳交易主管部门申请减排量备案。


6.4.3.2.2 减排量备案后,减排企业应及时关注并查看国家自愿减排交易注册登记系统账户,核对减排量,如有异议,及时申诉。


6.5 交易实施


6.5.1 账户管理


6.5.1.1 账户开立


6.5.1.1.1 发电企业根据碳交易相关规则和交易需求开立碳交易相关账户,包括:国家碳排放权交易注册登记系统账户、国家自愿减排交易注册登记系统账户、交易系统账户等。


6.5.1.1.2 发电企业按照财务管理制度开立并管理银行账户,完成银行账户与相应交易账户的绑定。


6.5.1.1.3 发电集团所属企业可由碳资产管理公司集中统一开户。


6.5.1.1.4 发电企业应妥善保管账户信息。


6.5.1.2 权限管理


6.5.1.2.1 发电企业设置专人管理碳交易相关账户,对交易账户的买卖方向、价格和数量等设置权限。


6.5.1.2.2 集中管理和委托管理的发电企业可委托碳资产管理公司或外部专业机构管理企业账户。


6.5.2 交易管理


6.5.2.1 交易原则


发电企业碳交易应遵循以下原则:


a) 发电企业根据自身碳交易管理模式,加强交易过程管控,防范交易风险,在确保按期履约的前提下实现碳资产的保值增值。


b) 集中管理的发电集团宜优先内部调剂,余量或缺口面向市场交易。


6.5.2.2 市场分析


发电企业应跟踪市场形势,定期进行市场分析。市场分析方法可采用定性分析和定量分析两种:


a) 定性分析:分析影响碳交易市场供需的各种因素,主要包括国家政策动态、宏观经济形势、配额分配方案、行业排放数据、历史交易数据、各方持仓和需求情况等,判断市场价格走势。


b) 定量分析:建立数学模型,开展价格预测。


6.5.2.3 交易方案


6.5.2.3.1 每个履约周期,发电企业需制定交易方案。


6.5.2.3.2 自行管理或委托管理的发电企业可由归口部门或外部专业机构制定交易方案,经审批后执行。


6.5.2.3.3 发电集团宜委托碳资产管理公司制定交易方案,交易方案经集团公司碳交易管理机构审批后执行。


6.5.2.3.4 交易方案在企业配额盈缺测算和市场分析基础上编写,主要内容包括交易方向(买入、卖出)、交易方式(线上交易、线下交易)、交易模式(现货交易、衍生品交易等)、交易标的物(配额、CCER等)、交易价格、交易量、所需资金量及资金到位时间、交易成本收益等,对于集中管理的发电集团还应包含内部调剂相关内容,交易方案示例参见附录H。


6.5.2.3.5 市场情况发生变化时,发电企业需及时更新交易方案。


6.5.2.3.6 发电企业可在国家法律法规许可的范围内适当开展碳排放权衍生品的交易。


6.5.2.4 交易实施


6.5.2.4.1 发电企业按照自身的碳资产交易管理办法及批准后的交易方案实施交易。


6.5.2.4.2 交易可采用线上交易和线下交易两种方式:


a) 线上交易应每日盯市,每日开市前确定当日交易安排,交易员执行交易。


b) 线下交易(协议转让),可通过询价或招投标方式确定交易对手方和交易价格,价格形式可采用固定价或浮动价。发电企业根据自身风险承受能力和市场形势选择合适的线下交易对手方和价格形式。


6.5.2.4.3 发电企业应指定交易员并书面授权,交易员在授权范围内执行交易,交易授权书示例参见附录I。


6.5.2.4.4 发电企业可实行交易日报、周报、月报制度,按规定记录交易情况并存档,交易记录示例参见附录J。


6.5.2.4.5 集中管理和委托管理的发电企业应与碳资产管理公司或外部专业机构协同执行交易。


6.5.3 资金管理


6.5.3.1 资金计划


6.5.3.1.1 发电企业应根据生产经营计划以及配额盈缺测算,提前制定下一年度碳交易资金计划,明确资金到位时间。


6.5.3.1.2 当政策或市场变化导致资金需求发生变化时,企业应及时调整碳交易资金计划。


6.5.3.2 资金审批


6.5.3.2.1 发电企业需对碳交易资金计划进行确认和审批,及时调拨资金,满足交易需求。


6.5.3.2.2 资金审批和调拨需符合发电企业资金和财务管理制度。


6.5.3.3 资金出入


资金审批后,发电企业将碳交易所需资金转入与交易账户绑定的银行账户,根据交易系统要求转入或转出资金。


6.6 清缴履约


6.6.1 发电企业清缴履约需遵循相关政策和规则。


6.6.2 账户管理员应在碳交易主管部门规定的履约截止日期之前提出清缴履约操作申请,经审批后,操作企业账户清缴履约。应完成以下步骤:


a) 将配额从交易账户转入国家碳排放权交易注册登记系统账户。


b) 清缴前,需核对企业账户信息、排放量和配额量,确认无误后清缴履约,如有错误及时与碳交易主管部门联系。


c) 如采用CCER履约,需将CCER由交易账户转入国家自愿减排交易注册登记系统账户发起注销申请,用于履约的CCER应符合碳交易主管部门制定的CCER使用规则。


6.7 风险控制


6.7.1 风险识别


发电企业开展碳交易相关工作应识别以下风险:


a) 政策风险。包括国家政策、配额分配方案和交易规则的改变等。


b) 技术风险。包括排放量和配额量测算不准确,市场走势判断错误,CCER项目开发失败等。


c) 交易风险。包括操作失误,越权操作,信息泄露,交易对手方的信用风险等。


d) 市场风险。包括市场异常波动,操纵市场,内幕交易等。


e) 资金风险。包括碳交易资金计划审批不及时,资金调拨不到位等。


6.7.2 风险防控


发电企业宜采取以下风险防控措施,避免或减少损失:


a) 政策研究。跟踪研究碳交易政策,提出应对措施。


b) 资格限制。交易员、账户管理员等需符合一定资格要求。


c) 交易授权。交易操作需经过授权,设立权限等级,规定持仓、交易限额并进行监控。


d) 尽职调查。对线下交易对手方进行尽职调查。


e) 信息隔离。按照需知原则管理敏感信息,敏感信息范围应限于存在合理业务需求或管理需要的工作人员。


f) 业务监督。安排专人对交易进行全程监督,检查交易是否符合交易方案、交易行为是否合规,监控和评价交易风险,报告风险及违规行为,对交易员进行定期评估。


g) 风险预警。设置资金量、盈亏预警线等风险指标,及时反映异常情况。


h) 紧急预案。制定应急方案,应对突发事件。


6.8 信息管理


6.8.1 发电企业应保持与碳交易主管部门、行业协会、碳排放权交易机构和第三方核查机构等有关单位的沟通联系,及时获取有效信息,为碳交易相关工作提供依据。


6.8.2 发电企业应根据碳交易主管部门要求或企业经营需要,通过发布企业社会责任报告等形式,对温碳排放情况、履约情况、节能减排措施及减排成效等信息予以披露。


6.8.3 发电企业碳交易有关人员应遵守保密制度,未经允许不得泄露交易方案、交易价格、交易量、交易对手方和资金状况等碳交易相关信息。


6.9 能力建设


6.9.1 计划制定


6.9.1.1 发电企业应做好碳交易工作所需人力、知识、技能储备,确保满足碳交易工作要求。


6.9.1.2 发电企业应识别碳交易工作能力建设需求,制定能力建设工作计划,采取多种培训方式提高碳交易工作水平。


6.9.1.3 集中管理的发电集团可对所属发电企业分区域、分对象开展专项培训。


6.9.2 形式和内容


能力建设包括理论培训和实践培训:


a) 理论培训内容包括碳交易宏观政策、监测计划制定与执行、碳排放核算与报告、配额管理、碳交易、清缴履约、CCER开发等。


b) 实践培训包括碳排放核算实践和碳排放权模拟交易等。


6.9.3 能力建设的途径


6.9.3.1 发电企业可自行组织或参加碳交易主管部门、行业协会组织的能力建设培训。


6.9.3.2 发电企业可建立碳交易信息交流平台,交流碳交易政策法规、管理制度、市场信息、工作经验等内容。


6.10 文件归档


6.10.1 发电企业应妥善保管碳交易相关文件,建立归档文件清单和文件库,归档文件清单参见附录K,归档文件应至少保存10年。


6.10.2 发电企业可采用纸质或者电子形式归档。



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