日前，中電聯印發《發電企業碳排放權交易技術指南(征求意見稿)》。全文如下：

電力行業節能標委會關于關于征求《發電企業碳排放權交易技術指南》電力行業標準意見的函

節標委函〔2018〕19號

各有關單位、委員：

根據《國家能源局綜合司關于下達2018年能源領域行業標準制(修)訂計劃及英文版翻譯出版計劃的通知》的安排，由我標委會歸口，中國電力企業聯合會、美國環保協會(駐京代表處)等編制的《發電企業碳排放權交易技術指南》電力行業標準已完成征求意見稿，現征求意見。請于2019年2月22日前，將意見以電子郵件的方式反饋至節能標委會秘書處。

標準下載網址：http://huanzi.cec.org.cn/ 或

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

聯系人：李云凝

聯系電話：010-63415151(傳真)、63414471

電子郵箱：liyunning@cec.org.cn

前 言

本標準依據GB/T 1.1-2009《標準化工作導則 第1部分：標準的結構和編寫》給出的規則起草。

本標準由中國電力企業聯合會提出。

本標準由電力行業節能標準化技術委員會歸口。

本標準起草單位：中國電力企業聯合會、龍源(北京)碳資產管理技術有限公司、大唐碳資產有限公司、湖北碳排放權交易中心有限公司、杭州超騰能源技術股份有限公司、美國環保協會北京代表處。

本標準主要起草人：

本標準在執行過程中的意見或建議反饋至中國電力企業聯合會標準化管理中心(北京市白廣路二條1號，100761)。

發電企業碳排放權交易技術指南

1 范圍

本標準規定了發電企業碳排放權交易工作的術語、交易原則、管理體系、工作實施等內容。

本標準適用于納入全國碳排放權交易市場的發電企業，自備電廠參照執行。

2 規范性引用文件

下列文件對于本文件的應用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，僅注日期的版本適用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改單)適用于本文件。

GB 17167 用能單位能源計量器具配備和管理通則

GB/T 213 煤的發熱量測定方法

GB/T 30733 煤中碳氫氮的測定 儀器法

GB/T 32150 工業企業溫室氣體排放核算和報告通則

GB/T 32151.1 溫室氣體排放核算與報告要求第1部分：發電企業

GB 474 煤樣的制備方法

GB/T 476 煤中碳和氫的測定方法

DL/T 568 燃料元素的快速分析方法

DL/T 904 火力發電廠技術經濟指標計算方法

HJ 75 固定污染源煙氣(SO2、NOX、顆粒物)排放連續監測技術規范

HJ 76 固定污染源煙氣(SO2、NOX、顆粒物)排放連續監測系統技術要求及檢測方法

中華人民共和國國家發展和改革委員會令2014年第17號 碳排放權交易管理暫行辦法

發改氣候[2012]1668號 溫室氣體自愿減排交易管理暫行辦法

發改辦氣候[2013]2526號 國家發展改革委辦公廳關于印發首批10個行業企業溫室氣體排放核算 方法與報告指南(試行)的通知

3 術語和定義

GB/T 32150、GB/T 32151.1、HJ 75中界定的以及下列術語和定義適用于本文件。

3.1

控排企業 emission regulated enterprise

被碳排放權交易主管部門作為重點排放單位納入全國碳排放權交易市場的發電企業。

3.2

排放配額 emission allowance

政府分配的碳排放權憑證和載體，簡稱“配額”。

注：控排企業被允許向大氣中排放1噸二氧化碳當量溫室氣體的權利為1個排放配額。

3.3

減排企業 emission reducing enterprise

擁有CCER項目或具備CCER開發條件項目的發電企業。

3.4

國家核證自愿減排量 Chinese Certified Emission Reduction

CCER

企業在碳排放權交易主管部門備案并登記在國家自愿減排交易注冊登記系統中的溫室氣體減排量。

3.5

監測 monitoring

對溫室氣體排放、清除等活動進行計量、分析以獲取數據和信息的過程。

3.6

第三方核查 third party verification

具有資格的、獨立于發電企業和政府的機構對企業溫室氣體排放進行評價的過程。

3.7

碳排放權交易 Carbon Emission Trading

在一個特定區域內，允許市場交易主體將配額或CCER在交易系統中交易的一種市場機制，簡稱“碳交易”。

3.8

注冊登記系統 registry system

碳排放權交易中對配額和CCER確權和登記的平臺，分為國家碳排放權交易注冊登記系統和國家自愿減排交易注冊登記系統，分別用于配額和CCER的發放、持有、轉移、清繳、注銷等功能。

3.9

交易系統 trading system

市場交易主體開展碳排放權交易的平臺，用于交易的達成，交易標的物的交割，交易資金的存管、結算等。

3.10

清繳履約 surrender and compliance

控排企業在規定的日期前，向碳交易主管部門上繳數量不少于其經核查確認排放量的配額及允許使用的CCER。

4 交易原則

發電企業碳排放權交易應遵守國家和地方相關法律、法規、規章制度。

發電企業碳排放權交易應遵循依法規范、誠信自律、自主自愿、維護碳排放權交易市場秩序、促進節能減排的原則。

5 管理體系

5.1 一般要求

發電企業應結合實際建立碳交易管理體系，選擇合適的碳交易管理模式，設置與之適應的組織機構，制定碳交易相關管理制度，明確責任部門和職責分工，高效開展碳交易相關工作。碳交易工作流程參見附錄A。

5.2 管理模式

5.2.1 發電企業碳交易管理模式可分為三類：

a) 自行管理。發電企業自行開展碳交易相關工作。

b) 集中管理。擁有多家發電企業的發電集團，在集團公司層面設立或明確管理機構，集中管理所屬發電企業的碳交易相關工作。

c) 委托管理。發電企業委托外部專業機構開展部分或全部碳交易相關工作。

5.2.2 發電企業可采取5.2.1中一種或多種管理模式的組合，或進行管理模式的創新。

5.3 組織機構

5.3.1 設置原則

發電企業應建立權責明晰、簡潔高效的組織機構。

5.3.2 自行管理

自行管理的發電企業可設立或明確以下組織機構及其工作職責：

a) 領導小組：

1) 貫徹執行碳交易相關政策、法規和標準;

2) 建立企業碳交易管理體系，明確碳交易歸口部門、支持部門及其職責分工;

3) 審批碳交易管理制度和工作計劃;

4) 審批交易方案和碳交易資金計劃等。

b) 歸口部門：

1) 明確碳交易工作專責，組織協調企業碳交易相關工作;

2) 制定企業碳交易管理制度和工作計劃;

3) 制定監測計劃，監督、檢查各部門執行監測計劃;

4) 審核碳排放數據，報告溫室氣體排放，配合第三方核查;

5) 開展配額管理;

6) 制定交易方案和碳交易資金計劃，實施交易，完成履約。

c) 支持部門：

1) 明確碳交易工作責任人;

2) 按照部門職責分工，配合歸口部門制定并執行監測計劃;

3) 配合歸口部門實施交易方案。

5.3.3 集中管理

集中管理的發電集團可分層級設立或明確以下組織機構及其工作職責：

a) 集團公司碳交易管理機構：

1) 貫徹執行碳交易相關政策、法規和標準，制定集團公司碳交易管理制度，建立管理體系，組織建設碳排放信息管理系統;

2) 制定集團公司碳交易工作規劃和年度計劃，下達碳交易相關工作任務;

3) 組織集團公司碳排放核算和CCER開發;

4) 組織集團公司碳交易工作實施，審批所屬企業交易方案和碳交易資金計劃。

b) 子分公司：

1) 明確碳交易管理部門;

2) 落實集團公司碳交易管理制度，制定本企業管理制度;

3) 督促所屬企業完成集團公司下達的碳交易相關工作任務;

4) 審核并上報所屬企業碳排放數據;

5) 審核所屬企業碳交易資金計劃;

6) 協調所屬企業CCER開發。

c) 控排企業：

1) 明確碳交易歸口部門、支持部門及其職責分工;

2) 落實集團公司、子分公司碳交易管理制度，制定本企業管理制度;

3) 制定并落實碳交易工作計劃;

4) 制定并執行監測計劃，上報碳排放數據;

5) 開展碳排放核算，報告溫室氣體排放，配合第三方核查;

6) 制定并上報碳交易資金計劃;

7) 開立碳交易相關賬戶，提供交易資金，配合實施交易，完成履約。

d) 減排企業：

1) 落實集團公司、子分公司碳交易管理制度，明確CCER開發歸口部門;

2) 委托和配合碳資產管理公司開發CCER，執行監測計劃，配合第三方審核;

3) 開立CCER交易相關賬戶，配合實施交易。

e) 碳資產管理公司：

1) 為控排企業提供碳排放核算、排放報告編制、配額盈缺測算、協調第三方核查、清繳履約等服務;

2) 制定交易方案，上報集團公司審批;

3) 實施經審批的交易方案;

4) 為減排企業提供CCER開發與交易服務。

5.3.4 委托管理

發電企業將部分或全部碳交易工作委托給外部專業機構的，應明確服務范圍，可參照自行管理或集中管理模式設置組織機構。

5.4 管理制度

發電企業碳交易管理制度可包括但不限于：

——發電企業碳排放管理辦法;

——碳排放監測管理辦法;

——碳排放核算和報告管理辦法;

——碳交易管理辦法;

——碳交易崗位管理辦法;

——碳交易風險控制管理辦法;

——碳交易資金和財務管理辦法。

5.5 計劃規劃

5.5.1 短期計劃

發電企業宜制定碳交易工作短期計劃，主要內容包括碳排放控制目標、節能減排措施、排放量核算、配額測算、配額和CCER交易以及資金計劃、履約安排等。

5.5.2 中長期規劃

發電企業宜統籌考慮碳交易成本，制定碳交易工作中長期規劃，主要內容包括企業減排潛力挖掘、發電結構調整、碳排放強度和總量目標制定、低碳技術研究及應用、碳資產經營策略研究等。

6 碳排放權交易工作實施

6.1 法律法規要求

發電企業應持續識別并遵守碳交易相關法律法規中適用于本企業的內容，并注意與其它法律法規相協調。

6.2 監測、報告與核查

6.2.1 監測

6.2.1.1 監測對象

發電企業應識別并監測其核算邊界內的溫室氣體排放，包括化石燃料燃燒排放、脫硫過程排放、購入的電力產生的排放。

6.2.1.2 監測計劃

6.2.1.2.1 發電企業應根據企業實際情況，按照碳交易主管部門的要求制定監測計劃，并按時報送碳交易主管部門備案。

6.2.1.2.2 監測計劃應符合碳交易主管部門的模板要求，明確企業碳排放活動數據、排放因子數據、配額分配相關數據的確定方式等內容。

6.2.1.2.3 發電企業應嚴格按照經備案的監測計劃實施監測活動。

6.2.1.3 監測方法

企業可采用以下方法監測發電企業二氧化碳排放量：

a)排放因子法。依據國家發展改革委辦公廳關于印發首批10個行業企業溫室氣體排放核算 方法與報告指南(試行)的通知中《中國發電企業溫室氣體排放核算方法與報告指南(試行)》(以下簡稱《核算報告指南》)計算發電企業二氧化碳排放量。

b)在線監測法。采用有關部門認可的煙氣連續排放監測系統在線監測發電企業二氧化碳排放量。

6.2.1.4 排放因子法

6.2.1.4.1 活動數據

排放因子法中活動數據監測應符合以下要求：

a) 發電企業化石燃料消耗量測量設備應符合GB 17167要求。

b) 低位發熱量：

1) 發電企業入爐煤采樣頻率為每天至少一次;

2) 煤樣的制備應符合GB 474要求;

3) 燃煤低位發熱量和全水分數據每天至少化驗一次，月平均數據按照每天數據和對應的入爐煤量加權計算得出。燃煤低位發熱量的具體測量方法和實驗室及儀器設備標準應遵循GB/T 213的相關規定;

4) 燃油、燃氣低位發熱量可按照《核算報告指南》要求獲取。

c) 脫硫劑消耗量：

1) 消耗碳酸鹽脫硫劑的發電企業可按批次或每天測量消耗量，月度消耗量由每批次或每天測量值加和得到;

2) 脫硫劑中碳酸鹽含量可采用《核算報告指南》中的推薦值。

d) 購入的電力通過相關電表監測獲得。

6.2.1.4.2 排放因子數據

排放因子法中排放因子數據應符合以下要求：

a) 單位熱值含碳量：

1) 發電企業每天采集燃煤元素碳含量檢測縮分樣品，每月的最后一天將該月每天獲得的縮分樣品混合，進行測量。檢測工作應符合GB/T 476、GB/T 30733或DL/T 568要求。發電企業可自行檢測，也可外委送檢;

2) 月度檢測報告宜包含干燥基元素碳含量、干燥基元素氫含量、干燥基高位發熱量數值，以便按照GB/T 213方法計算收到基元素碳含量和收到基低位發熱量;

3) 燃煤單位熱值含碳量未實測時可選用碳交易主管部門提供的推薦值;

4) 燃油、燃氣單位熱值含碳量可采用《核算報告指南》中的推薦值。

b) 發電企業宜根據自身情況，選用《核算報告指南》中的碳氧化率推薦值，或采用《核算報告指南》中的方法實測碳氧化率。

c) 脫硫過程排放因子和脫硫過程轉化率可采用《核算報告指南》中的推薦值。

d) 購入的電力排放因子按照《核算報告指南》確定。

6.2.1.5 在線監測法

6.2.1.5.1 使用在線監測法的發電企業應安裝二氧化碳CEMS系統，設備安裝應符合HJ 75。

6.2.1.5.2 二氧化碳排放量依據HJ 76計算，計算方法參見附錄B。

6.2.1.6 配額分配相關數據來源

6.2.1.6.1 供熱比。如具備技術條件，供熱比應按照DL/T 904計算;否則，可按照碳交易主管部門提供的簡化方法計算。

6.2.1.6.2 供熱量。供熱量通過計量設備監測獲得，計量點宜選擇在發電企業出口端。

6.2.1.6.3 供電量。對于純發電企業，供電量等于發電量與廠用電量的差值;對于熱電聯產企業，供電量等于發電量與發電廠用電量的差值。發電量、廠用電量和發電廠用電量按照DL/T 904計算。

6.2.1.6.4 負荷率。按照DL/T 904計算。

6.2.1.7 設備檢驗

6.2.1.7.1 發電企業宜建立儀器設備臺賬，臺賬示例參見附錄C。

6.2.1.7.2 計量儀器、煤質化驗設備應按照相關標準定期檢驗并留存檢驗證書。

6.2.2 核算和報告

6.2.2.1 核算和報告原則

發電企業碳排放核算和報告工作遵循以下原則：

a) 碳排放核算和報告應準確、完整。

b) 碳排放核算和報告工作可自行開展，或由發電集團內部碳資產管理公司開展，或委托外部專業機構開展。

6.2.2.2 核算和報告流程

發電企業碳排放核算和報告工作流程一般分為文件評審、現場核算、報告編制、內部校核、報告提交等步驟，核算資料清單參見附錄D。

6.2.2.3 核算方法

發電企業依據《核算報告指南》中的公式分別計算化石燃料燃燒排放、脫硫過程排放、購入的電力產生的排放，確定碳排放核算主數據源，并與其他數據源交叉比對，數據源之間的差異應能合理解釋，確保排放量計算合理、準確。

6.2.2.4 核算成果

核算成果包括排放報告、補充數據表、監測計劃等碳交易主管部門要求的文件：

——排放報告應符合《核算報告指南》格式和內容要求，排放報告模板參見附錄E;

——補充數據表應符合碳交易主管部門公布的補充數據核算報告模板要求;

——監測計劃應按照碳交易主管部門公布的監測計劃模板及發電企業實際情況填寫。

6.2.2.5 核算分析

發電企業可根據核算結果開展數據分析，重點包括：

——歷史數據對比分析;

——分區域、分公司、分機型排放情況對比分析;

——減排潛力分析;

——配額盈缺及履約成本分析。

6.2.3 配合第三方核查

6.2.3.1 工作重點

6.2.3.1.1 發電企業應積極配合第三方核查機構開展工作，向第三方核查機構提供溫室氣體排放報告、補充數據表和監測計劃等資料，如實反映企業排放情況。

6.2.3.1.2 發電企業應按照《核算報告指南》及第三方核查機構要求，提前準備核查所需資料，第三方核查資料清單參見附錄F。

6.2.3.1.3 發電企業應指定專人與第三方核查機構聯絡，配合核查機構文件評審，安排熟悉生產工藝和設備運行的人員配合現場核查，及時解答第三方核查機構的疑問。

6.2.3.1.4 如第三方核查機構提出的要求超出其工作范圍，發電企業可以拒絕，并說明原因。

6.2.3.1.5 對第三方核查機構提出的不符合項，發電企業應查找原因，及時改正并補充相關文件。

6.2.3.1.6 發電企業應對第三方核查機構的核查報告進行確認，如存在異議，應及時溝通，達成一致;無法達成一致的，可向碳交易主管部門申訴。

6.2.4 6.2.3.2 報告提交

發電企業應確保溫室氣體排放報告、補充數據表及監測計劃等文件與核查報告保持一致，簽字蓋章后按時提交碳交易主管部門。

6.3 配額管理

6.3.1 配額分配

核查結束后，發電企業按照碳交易主管部門公布的配額分配方案測算配額量，及時關注并查看國家碳排放權交易注冊登記系統賬戶，核對配額數量，如有異議，及時申訴。

6.3.2 盈缺測算

發電企業宜每月預測配額量，與同期排放量對比，測算配額盈缺，為企業參與市場交易提供基礎數據，配額盈缺測算表示例參見附錄G。

6.4 自愿減排項目管理

6.4.1 原則

6.4.1.1 減排企業依據《溫室氣體自愿減排交易管理暫行辦法》及碳交易主管部門相關規定進行CCER開發。

6.4.1.2 減排企業宜制定項目開發計劃，委托專業機構開發CCER。

6.4.2 項目評估

減排企業應對潛在的CCER項目進行評估，評估要點包括：

a) 項目類型、開始時間、項目核準、環評批復、投資分析指標等是否滿足開發條件。

b) 估算項目減排量，分析項目開發成本和預期收益。

6.4.3 項目開發

6.4.3.1 項目備案

減排企業應按照碳交易主管部門發布的模板編制項目設計文件，委托第三方機構對項目進行審定，獲得審定報告后向碳交易主管部門申請項目備案。

6.4.3.2 減排量備案

6.4.3.2.1 項目備案后，減排企業應編制項目監測報告，委托第三方機構進行核證，獲得核證報告后向碳交易主管部門申請減排量備案。

6.4.3.2.2 減排量備案后，減排企業應及時關注并查看國家自愿減排交易注冊登記系統賬戶，核對減排量，如有異議，及時申訴。

6.5 交易實施

6.5.1 賬戶管理

6.5.1.1 賬戶開立

6.5.1.1.1 發電企業根據碳交易相關規則和交易需求開立碳交易相關賬戶，包括：國家碳排放權交易注冊登記系統賬戶、國家自愿減排交易注冊登記系統賬戶、交易系統賬戶等。

6.5.1.1.2 發電企業按照財務管理制度開立并管理銀行賬戶，完成銀行賬戶與相應交易賬戶的綁定。

6.5.1.1.3 發電集團所屬企業可由碳資產管理公司集中統一開戶。

6.5.1.1.4 發電企業應妥善保管賬戶信息。

6.5.1.2 權限管理

6.5.1.2.1 發電企業設置專人管理碳交易相關賬戶，對交易賬戶的買賣方向、價格和數量等設置權限。

6.5.1.2.2 集中管理和委托管理的發電企業可委托碳資產管理公司或外部專業機構管理企業賬戶。

6.5.2 交易管理

6.5.2.1 交易原則

發電企業碳交易應遵循以下原則：

a) 發電企業根據自身碳交易管理模式，加強交易過程管控，防范交易風險，在確保按期履約的前提下實現碳資產的保值增值。

b) 集中管理的發電集團宜優先內部調劑，余量或缺口面向市場交易。

6.5.2.2 市場分析

發電企業應跟蹤市場形勢，定期進行市場分析。市場分析方法可采用定性分析和定量分析兩種：

a) 定性分析：分析影響碳交易市場供需的各種因素，主要包括國家政策動態、宏觀經濟形勢、配額分配方案、行業排放數據、歷史交易數據、各方持倉和需求情況等，判斷市場價格走勢。

b) 定量分析：建立數學模型，開展價格預測。

6.5.2.3 交易方案

6.5.2.3.1 每個履約周期，發電企業需制定交易方案。

6.5.2.3.2 自行管理或委托管理的發電企業可由歸口部門或外部專業機構制定交易方案，經審批后執行。

6.5.2.3.3 發電集團宜委托碳資產管理公司制定交易方案，交易方案經集團公司碳交易管理機構審批后執行。

6.5.2.3.4 交易方案在企業配額盈缺測算和市場分析基礎上編寫，主要內容包括交易方向(買入、賣出)、交易方式(線上交易、線下交易)、交易模式(現貨交易、衍生品交易等)、交易標的物(配額、CCER等)、交易價格、交易量、所需資金量及資金到位時間、交易成本收益等，對于集中管理的發電集團還應包含內部調劑相關內容，交易方案示例參見附錄H。

6.5.2.3.5 市場情況發生變化時，發電企業需及時更新交易方案。

6.5.2.3.6 發電企業可在國家法律法規許可的范圍內適當開展碳排放權衍生品的交易。

6.5.2.4 交易實施

6.5.2.4.1 發電企業按照自身的碳資產交易管理辦法及批準后的交易方案實施交易。

6.5.2.4.2 交易可采用線上交易和線下交易兩種方式：

a) 線上交易應每日盯市，每日開市前確定當日交易安排，交易員執行交易。

b) 線下交易(協議轉讓)，可通過詢價或招投標方式確定交易對手方和交易價格，價格形式可采用固定價或浮動價。發電企業根據自身風險承受能力和市場形勢選擇合適的線下交易對手方和價格形式。

6.5.2.4.3 發電企業應指定交易員并書面授權，交易員在授權范圍內執行交易，交易授權書示例參見附錄I。

6.5.2.4.4 發電企業可實行交易日報、周報、月報制度，按規定記錄交易情況并存檔，交易記錄示例參見附錄J。

6.5.2.4.5 集中管理和委托管理的發電企業應與碳資產管理公司或外部專業機構協同執行交易。

6.5.3 資金管理

6.5.3.1 資金計劃

6.5.3.1.1 發電企業應根據生產經營計劃以及配額盈缺測算，提前制定下一年度碳交易資金計劃，明確資金到位時間。

6.5.3.1.2 當政策或市場變化導致資金需求發生變化時，企業應及時調整碳交易資金計劃。

6.5.3.2 資金審批

6.5.3.2.1 發電企業需對碳交易資金計劃進行確認和審批，及時調撥資金，滿足交易需求。

6.5.3.2.2 資金審批和調撥需符合發電企業資金和財務管理制度。

6.5.3.3 資金出入

資金審批后，發電企業將碳交易所需資金轉入與交易賬戶綁定的銀行賬戶，根據交易系統要求轉入或轉出資金。

6.6 清繳履約

6.6.1 發電企業清繳履約需遵循相關政策和規則。

6.6.2 賬戶管理員應在碳交易主管部門規定的履約截止日期之前提出清繳履約操作申請，經審批后，操作企業賬戶清繳履約。應完成以下步驟：

a) 將配額從交易賬戶轉入國家碳排放權交易注冊登記系統賬戶。

b) 清繳前，需核對企業賬戶信息、排放量和配額量，確認無誤后清繳履約，如有錯誤及時與碳交易主管部門聯系。

c) 如采用CCER履約，需將CCER由交易賬戶轉入國家自愿減排交易注冊登記系統賬戶發起注銷申請，用于履約的CCER應符合碳交易主管部門制定的CCER使用規則。

6.7 風險控制

6.7.1 風險識別

發電企業開展碳交易相關工作應識別以下風險：

a) 政策風險。包括國家政策、配額分配方案和交易規則的改變等。

b) 技術風險。包括排放量和配額量測算不準確，市場走勢判斷錯誤，CCER項目開發失敗等。

c) 交易風險。包括操作失誤，越權操作，信息泄露，交易對手方的信用風險等。

d) 市場風險。包括市場異常波動，操縱市場，內幕交易等。

e) 資金風險。包括碳交易資金計劃審批不及時，資金調撥不到位等。

6.7.2 風險防控

發電企業宜采取以下風險防控措施，避免或減少損失：

a) 政策研究。跟蹤研究碳交易政策，提出應對措施。

b) 資格限制。交易員、賬戶管理員等需符合一定資格要求。

c) 交易授權。交易操作需經過授權，設立權限等級，規定持倉、交易限額并進行監控。

d) 盡職調查。對線下交易對手方進行盡職調查。

e) 信息隔離。按照需知原則管理敏感信息，敏感信息范圍應限于存在合理業務需求或管理需要的工作人員。

f) 業務監督。安排專人對交易進行全程監督，檢查交易是否符合交易方案、交易行為是否合規，監控和評價交易風險，報告風險及違規行為，對交易員進行定期評估。

g) 風險預警。設置資金量、盈虧預警線等風險指標，及時反映異常情況。

h) 緊急預案。制定應急方案，應對突發事件。

6.8 信息管理

6.8.1 發電企業應保持與碳交易主管部門、行業協會、碳排放權交易機構和第三方核查機構等有關單位的溝通聯系，及時獲取有效信息，為碳交易相關工作提供依據。

6.8.2 發電企業應根據碳交易主管部門要求或企業經營需要，通過發布企業社會責任報告等形式，對溫碳排放情況、履約情況、節能減排措施及減排成效等信息予以披露。

6.8.3 發電企業碳交易有關人員應遵守保密制度，未經允許不得泄露交易方案、交易價格、交易量、交易對手方和資金狀況等碳交易相關信息。

6.9 能力建設

6.9.1 計劃制定

6.9.1.1 發電企業應做好碳交易工作所需人力、知識、技能儲備，確保滿足碳交易工作要求。

6.9.1.2 發電企業應識別碳交易工作能力建設需求，制定能力建設工作計劃，采取多種培訓方式提高碳交易工作水平。

6.9.1.3 集中管理的發電集團可對所屬發電企業分區域、分對象開展專項培訓。

6.9.2 形式和內容

能力建設包括理論培訓和實踐培訓：

a) 理論培訓內容包括碳交易宏觀政策、監測計劃制定與執行、碳排放核算與報告、配額管理、碳交易、清繳履約、CCER開發等。

b) 實踐培訓包括碳排放核算實踐和碳排放權模擬交易等。

6.9.3 能力建設的途徑

6.9.3.1 發電企業可自行組織或參加碳交易主管部門、行業協會組織的能力建設培訓。

6.9.3.2 發電企業可建立碳交易信息交流平臺，交流碳交易政策法規、管理制度、市場信息、工作經驗等內容。

6.10 文件歸檔

6.10.1 發電企業應妥善保管碳交易相關文件，建立歸檔文件清單和文件庫，歸檔文件清單參見附錄K，歸檔文件應至少保存10年。

6.10.2 發電企業可采用紙質或者電子形式歸檔。