中国全国碳排放交易体系有效运行的因素

李安勇 袁清瑞 中山大学马克思主义学院

中国于2017 年12 月启动全国碳排放交易体系，采用基于市场的政策工具，以最具成本效益的方式控制和减少碳排放。全国碳排放交易体系首先覆盖发电行业，采用基于产出的配额分配标准，发电企业将根据燃料和技术的特定标准获得与其当前发电水平成比例的排放配额[1]。全国碳排放交易体系2021 年2 月1 日全面启动，年度温室气体排放量达到2.6 万吨二氧化碳当量的发电企业被列入温室气体重点排放单位，2019-2020 年度2225 家发电企业获得碳排放配额[2]。全国碳排放交易体系将逐步扩展至其他高耗能、高污染和资源性行业，届时将成为全球最大的碳排放交易体系，覆盖全球化石燃料燃烧产生的碳排放量的1/7。全国碳排放交易体系将成为重要的气候政策工具，帮助中国实现对气候变化《巴黎协定》的国家自主贡献和长期低碳发展战略。

碳定价是基于激励机制的推动清洁能源转型的政策工具，而碳排放交易体系是碳定价方案的一种设计。在控制排放总量的情况下，碳排放交易体系对排放轨迹创造了确定性，同时允许碳价格波动。碳排放交易体系在最具成本效益的地方创造减排激励，是缓解气候变化的重要政策工具。碳排放交易体系对区域、国家和地区的吸引力越来越大，目前全球已经或计划实施的碳定价计划有61 项，包括31 项碳排放交易体系和30 项碳税。运作的最初阶段对测试碳排放交易体系的设计和建立信任至关重要。欧盟、世界其他国家和地区及中国试点区域碳排放交易体系的运行积累了大量实践经验，本文依据环境经济学的理论和借鉴国际国内碳排放交易体系运行的经验，探讨中国全国碳排放交易体系有效运行的关键因素：碳排放交易体系的预期作用如何界定；与其他清洁能源政策如何相互影响；碳排放配额总量如何设定及配额如何分配；如何与中国电力体制改革相适应。

一、明确碳排放交易体系的预期作用

碳定价将温室气体排放的社会成本内部化，是促进清洁能源转型的有效政策工具。如果碳价格很好地反映在产品价格中，它可以影响消费行为、发电调度等短期决策，高碳资产退役的中期决策，对长生命周期基础设施投资的长期决策。对未来碳价格上涨的预期会成为投资清洁能源技术研究开发和部署的强大推动力，因此，设计良好的碳定价是任何其他减排政策工具难以比拟的。碳定价计划不是硬性规定排放企业的减排量，而是发送经济信号，让排放企业决定是否改变商业逻辑转向减排，还是继续排放并支付碳价格。它还可以成为公共收入的重要来源，这些资金可用于对气候活动的财政支持，抵消最脆弱的消费者和企业的成本负担。此外，有效的碳定价可以通过在运营和战略决策中整合碳价格而改变企业的商业模式。碳价格已成为一种工具，用于识别来自缓解气候变化政策行动的潜在风险和机遇。

碳定价工具包括碳税和碳排放交易体系，这两种方法有同样的目标和影响，但二者的功能和特征有所不同[3]。就功能而言，碳税是直接对碳排放征税；而碳排放交易体系是基于市场的工具，以最具成本效益的方式创造减排的激励，允许市场去发现实现排放总量目标的成本最低的方式。就特征而言，碳税创造了可以预测的碳价格，但难以事前估计将会实现的减排量；而碳排放交易体系下碳价格是波动的，允许以绝对值或强度的方式控制排放量，因此可以为碳减排轨迹提供确定性。

（一）界定碳排放交易体系的作用

界定碳排放交易体系的预期作用是使其设计特征符合目标的基础。碳排放交易体系可将驱动减排作为主要作用，或为其他政策提供支持。实践中碳排放交易体系的作用也可能与预期不同，例如，最终可能成为为进一步投资增加收入的手段，或在体系覆盖的行业以外发挥作用。理想情况下，碳排放交易体系将在推动最具成本效益的减排方面发挥核心作用，但现实中，碳排放交易体系的作用主要受三个因素制约[4]：首先，国家运行碳排放交易体系时面临各种限制，包括与提高最终能源价格相关的挑战；第二，国家能源转型与减排有相互重叠或并存的多个目标，如经济发展、能源可获得性、空气质量改善、能源安全和能源支付能力等，碳排放交易体系可能只是一揽子政策的其中之一。第三，市场失灵使其作为碳价格信号难以传递或发挥应有作用。碳排放交易体系的作用可能随着排放配额总量的严格性、碳价格水平、所覆盖的行业及配额分配方法等设计要素的变化而演变，对其作用的明确可促进市场参与者对政策的响应。

运行碳排放交易体系的国家和地区对其在减排中的作用有不同理解。碳排放交易体系被视为实现减排的主要手段，或被视为在其他政策不能实现减排目标时的后备政策。碳排放交易体系的有效性应基于其目标进行评估，如果排放量保持在设定的总量水平以下，或导致投资决策和运营模式发生有利于减排的变化，则可视为是成功的。

欧盟碳排放交易体系被视为实现减排目标的基石，其初衷是以最具成本效益的方式实现欧盟2012 年《京都议定书》目标，同时最小化对经济增长和就业的负面影响。随后，欧盟制定了2020 和2030 年的后续减排目标，覆盖大约45%的欧盟碳排放量。碳排放交易体系还将在2050 年实现气候中和的长期减排目标中发挥核心作用。碳排放交易体系已实现排放配额总量的目标排放水平，然而，由于能源效率和可再生能源政策减少的排放量导致对配额的需求低迷，2008年金融危机导致经济衰退，及碳排放交易体系允许符合《京都议定书》清洁发展机制的核证减排供给过剩，结果配额过度分配而价格疲软，碳排放交易体系并非其所覆盖行业减排的主要驱动力，而可能是其他政策在起作用。最近欧盟碳排放交易体系在进行修订和改革，以包括实现减排水平、产生碳价格信号、推动重大技术创新和深度减排、驱动经济结构性变革等作用。

加拿大联邦碳定价被作为省级碳定价政策的后备。《温室气体污染定价法》中，联邦政府制定了支持性碳定价政策，在严格性和覆盖范围上规定最低碳定价标准，但允许各省政府灵活使用碳税或碳排放交易体系等工具。任何不符合标准的地区都将遵循支持性政策，支持性政策还可作为现行地区政策的补充。虽然碳定价是加拿大清洁增长和气候计划的关键要素，但并非碳减排的唯一政策，配套政策对于未被碳定价覆盖的排放量非常重要。这种方法的优势在于确保全国范围内最低的碳价格标准，同时允许地方政府设计和管理自己的碳定价政策，这样，各省政府可以灵活调整政策设计以符合碳定价制度的预期作用，或在适合的情况下采纳联邦制度，反映了区域目标与国家经济效率之间的权衡。

美国加利福利亚州的总量控制与交易体系是作为其他政策的后备，其它政策预计将实现州政府的大部分减排目标。2021-2030年期间，总量控制与交易体系及其他关键低碳政策预计将减少6.21 亿吨二氧化碳当量，其中，总量控制与交易体系预计会减少2.36亿吨，《可再生能源组合标准》、能源效率措施、《低碳燃料标准》、车辆排放标准和应对短期空气污染的措施等其他减排政策减少其余的3.85 亿吨。在其他减排政策未能实现目标的情况下，总量控制与交易体系通过填补其他减排政策要实现的减排差距，将所覆盖的减排量维持在总量以下。

燃煤发电厂几乎占中国化石燃料燃烧产生的碳排放量的一半，因此，减少燃煤发电厂排放对于实现低碳目标至关重要，而这些发电厂是全国碳排放交易体系覆盖的主要对象。从2000 年到2020 年，中国燃煤发电行业经历了显著增长，在保证能源安全性和可承受性的同时，与对电力和热力的需求增长保持同步。燃煤发电装机容量自2000 年以来翻了两番，主要是由于2005 年以来部署了更大、更高效的超临界和超超临界电厂。因此，平均燃煤电厂的效率从2000 年的30%提高到2018 年的39%，使中国煤电机组成为世界上效率最高的之一。中国拥有最大和最年轻的燃煤发电机组，但亚临界电厂仍占煤电产能、发电量、供热量及碳排放量的很大一部分。燃煤电厂的效率改善在迅速降低碳强度，但这一趋势最近在放缓。中国燃煤发电机组低的平均年龄潜在地在未来几十年锁定在大量碳排放中。管理现有的燃煤发电机组以减少排放是中国清洁能源转型的关键。通过更好地管理发电厂、改造发电厂及在预期生命周期结束前退役低效率发电厂，可以减少碳排放。任何新建燃煤发电产能都将使清洁能源转型更难实现。迄今为止，只有小型、低效的循环流床、高压和亚临界机组已经退役。在中长期，监管和基于市场的措施相互支持是大幅减少碳排放的方法。全国碳排放交易体系，特别是其监测规则，应大幅改善排放数据的可获得性和质量，反过来可以改善电厂的运营和排放管理。所覆盖的电力公司也将会建设碳管理能力，并在中长期决策中整合碳成本。中国将全国性碳排放权交易市场作为控制温室气体排放的政策工具，以发电行业作为突破口启动全国碳排放交易体系，明确了其是利用市场机制实现碳减排的重大举措，增强了碳减排政策的长期可预测性。

（二）选择适合的碳排放配额总量类型

决策者可以不同方式设定碳排放交易体系的排放配额总量，这一选择会影响减排的可预测性。设定排放配额总量的一种方式是设定基于质量的绝对减排目标。这一排放配额总量设定以绝对形式表示的最大排放量（如 tCO2-eq）；只考虑减排数量一个变量。基于质量的排放配额总量对碳排放交易体系的减排绩效提供了确定性，在欧盟、韩国、加州、东京等多数现行碳排放交易体系中得到应用。

设定排放配额总量的另一种方式是设定基于速率、产出或强度的相对减排目标。这一排放配额总量设定以相对形式表示，如单位产出的减排量（如tCO2-eq/MWH）；这种情况涉及两个变量，目标是既定设施必须保持低于特定排放强度水平。在基于强度的目标下，绝对排放量可能会上升。在未来产出和需求增长存在较大不确定性的情况下，选择基于强度的目标可以更灵活调整以适应经济状况的变化。因此，基于强度的目标是以灵活方式将环境约束加诸于经济活动。中国各试点区域碳排放交易体系和加拿大联邦碳定价支持性政策实行的是基于强度的排放配额总量设定方式，中国全国碳排放交易体系设计的也是基于强度的目标。

决策者也可以选择不设定排放配额总量，新西兰碳排放交易体系因为与国际碳市场有充分联系而未设定排放配额总量。这符合新西兰碳排放交易体系的功能，其初衷是灵活适应林业的固碳活动，并允许使用《京都议定书》机制的国际碳信用。但缺乏排放配额总量使其很难预测所覆盖行业的减排量，2019 年新西兰对碳排放交易体系进行改革，设定2021-2025 年临时排放配额总量，以支持其对《巴黎协定》国家自主贡献的实施。

排放配额总量类型的选择取决于碳排放交易体系的预期作用，及可预测减排对决策者的重要性。基于质量的绝对排放配额总量对碳排放交易体系的减排绩效提供了确定性，而中国全国碳排放交易体系基于强度的排放配额总量在面临经济产出的波动时提供了灵活性，但减排的可预测性较低。确保全国碳排放交易体系的可预测性对企业的投资决策很重要。

二、管理碳排放交易体系与清洁能源政策的相互影响

碳排放交易体系与推动清洁能源转型的一系列政策配套实施，其与这些政策的相互作用会影响清洁能源转型。推动清洁能源转型的其他政策可以通过克服使碳价格信号低效的市场障碍、追求超越减排的环境政策目标、促进保持在清洁能源转型轨迹上所需的长期技术变革及使企业投资决策倾向于低碳资产等方式支持或补充碳排放交易体系。然而，配套政策也会带来减排，减少对排放配额的需求，进而降低碳价格，导致无净减排。管理碳排放交易体系与更广泛清洁能源政策的相互作用重要的是了解二者如何相互影响，以确保共同实现国家的减排目标。

（一）设计碳价格的确定性和灵活性机制以应对不可预见的冲击

碳价格的确定性是碳排放交易体系推动经济脱碳的关键因素，而碳价格的灵活性对于确保碳排放交易体系能够应对配套政策或外部经济因素的冲击至关重要。决策者可使用多种机制来增强碳排放交易体系中碳价格的确定性和灵活性。这些机制可以是基于数量（如配额储备和取消机制）、基于价格（如配额价格上限/下限）、指数监管（如基于强度的配额）及数量措施（如银行借款配额）。这些机制在实践中通常组合使用，而且设计为具有自动触发机制以提高碳价格的确定性并最小化决策者的积极干预。

由于初始免费分配配额的规则、清洁发展机制核证减排的使用及能源效率和可再生能源目标的实现，欧盟碳排放交易体系在碳市场上经历了配额盈余。2019 年，欧盟碳排放交易体系引入市场稳定储备以解决配额盈余的挑战，并在面临不可预见的冲击时提供更大的碳价格确定性。欧盟每年5 月公布流通中的配额总量，这个数量与预先确定的阈值水平相比，反映配额的短缺或盈余。若配额短缺，市场稳定储备释放一定的配额；若配额盈余，市场稳定储备将从市场中吸收配额。因为阈值是预先设定的，其触发是自动的，无须政府或欧盟委员会的批准。市场稳定储备为市场管理意外的盈余或短缺提供了长期应对措施。为创造更协调的方法实现气候和能源目标，欧盟委员会2016 年制定《能源联盟治理法规》，各成员国需提交综合能源和气候计划，以加强能源安全、能源效率、气候行动、能源一体化和创新等五个领域的政策协调，以考虑欧盟碳排放交易体系与其他政策之间的相互影响。

加州的总量控制与交易体系是其他政策的后备，旨在实现州大部分减排目标。若配套政策表现不佳，总量控制与交易体系将填补减排缺口；若配套政策表现过度，总量控制与交易体系将经历配额盈余和过低的碳价格。为保证市场稳定性，其引入拍卖保留价，将最低配额价格设定为2020 年16.68 美元，每年按5%加通胀率的速度上涨。此外，两年内未售出的配额将转移到配额价格控制储备中，配额价格高达62-77 美元，有助于控制配额价格水平。加州的可再生能源组合标准和电力效率项目，即总量控制与交易体系的配套政策已延长至2030 年，意味着总量控制与交易体系将继续作为后备政策。

碳排放交易体系可以设计成通过配额拍卖产生的收入支持其他气候和能源政策目标。欧盟碳排放交易体系的排放配额拍卖收入用于激励清洁技术投资，第四阶段（2021-2030 年）修订中欧盟委员会设立了两个基金：现代化基金，支持10 个欧盟成员国能源系统的投资；创新基金，资助创新性低碳技术的示范以加速减排和提升竞争力。加拿大魁北克碳排放交易体系收入的9%用来帮助工业部门更具创新性、节能和低碳等执行气候变化行动的措施。加州的减排配额拍卖收入用于资助配套减排政策，运行良好的碳市场对于整个气候政策的实施非常重要。

中国全国碳排放交易体系确立了配额总量适度从紧的原则，以形成合理适中的碳价格，充分激发企业减排潜力，推动企业向高效、清洁能源技术转型升级，更好地实现控制温室气体排放目标。

（二）碳排放配额总量设定与国家总体减排目标相一致

碳排放交易体系通常是国家气候政策组合的主要部分，包含在更高层次的温室气体减排目标中，包括对气候变化《巴黎协定》的国家自主贡献和长期减排战略，国家应努力使其减排轨迹和碳排放交易体系排放配额总量与更广泛的减排目标相一致。

欧盟碳排放交易体系从自下而上到自上而下地设定排放配额总量的转变改善了制度设计，使其更好地协调气候治理，使排放配额总量与欧盟层面的中长期减排目标相一致，为总量控制的轨迹提供了确定性和透明度。在第一和第二阶段，排放配额总量通过汇总欧盟成员国的国家目标自下而上设定，欧盟委员会与成员国协商以确保排放配额总量与欧盟的经济目标保持一致。自下而上的总量设定方法有助于欧盟积累经验，同时提高成员国计算和评估潜在减排行动的能力。第三阶段欧盟转向自上而下设定排放配额总量，碳排放交易体系覆盖以外的行业排放配额总量基于对总体目标的分解而设定。年度排放配额总量以线性减排系数降低，以与实现2020 年目标一致。

韩国碳排放交易体系自第一个承诺期（2015-2017 年）以来，排放配额总量一直以自上而下方式设定，目的是将其直接与到2030 年减排37%的国家自主贡献相连接。排放配额总量采用简单的方法设定，旨在平等对待所有排放者，基于2011-2013 标准年所覆盖行业的排放份额确定，第二个承诺期（2018-2020 年）取消了行业排放配额总量。

新西兰碳排放交易体系由于未设定排放总量，碳排放交易体系实现的国内减排水平与更广泛的减排目标之间没有明确联系。在2015 年第二次法定审查中，新西兰碳排放交易体系成为国内唯一的制度，使其与新西兰在《巴黎协定》下的承诺相一致，因此引入基于产出和强度标准的新配额分配方法，免费向排放密集型的贸易部门和清除排放的林业部门分配配额。为与国家确定的2030年减排目标和2050 年净零排放目标一致，2020 年通过的《新西兰气候变化应对（排放交易改革）修正法案》对碳排放交易体系进行改革，自2021 年起实行逐步降低的排放配额总量。

为使减排可能性最大化，碳排放交易体系的减排轨迹和排放配额总量与总体减排目标相一致非常重要，设立自上而下的排放配额总量是使碳排放交易体系与减排目标相一致的有效方法。若碳定价以外的政策服务于不同目标或解决其他差距，政策重叠本身没问题，重要的是理解其他政策预期的减排量多大程度涵盖在碳排放交易体系内，以便排放配额总量设定可以进行相应调整。

中国全国碳排放交易体系需要调整和适应影响其作用的政策。在标准设定中要考虑这种可能性，因为产能组合的任何快速变化，如在短期内退役大量低效燃煤发电厂的计划，将大幅增加配额盈余。全国碳排放交易体系的有效性与电力体制改革的进展密切相关，尤其是电力调度方法从行政调度向经济调度的转变。在“三公”原则的行政调度下，碳排放交易体系在减少电力行业排放上的作用将是有限的，因为燃煤发电机组无法根据配额分配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支持低碳能源生产的政策。目前全国碳排放交易体系仅覆盖燃煤和燃气发电厂，其对降低燃煤发电在总发电结构中的份额将影响有限。电力企业可以获得超临界和超超临界电厂的配额盈余，而投资于可再生能源等低碳电力技术不能获得配额盈余，这可能让最高效的燃煤发电厂比可再生能源更具经济竞争力。全国碳排放交易体系应合并煤炭和天然气标准，包括碳捕集和封存，并将碳排放交易体系扩展到风能和太阳能等低碳能源，可以大大减少电力行业的碳排放，并支持甚至替代煤炭消耗目标或可再生能源上网电价等政策。

三、碳排放交易体系与电力体制改革相互协调

发电和供热占全球能源相关碳排放量的40%，其中30%能源相关的碳排放来自燃煤发电厂[5]。由于低碳技术成本不断降低和竞争力风险较低，全球电力行业已开始脱碳，但还无法实现《巴黎协定》的目标。电力行业是庞大的排放部门，拥有可商业化利用的成熟低碳技术，确定配额分配标准所必需的发电数据可用性平均也是最强劲的，排放交易体系非常适合加速电力行业的清洁能源转型，全球几乎所有正在运行的碳排放交易体系都覆盖了电力行业。

（一）电力市场结构会影响碳排放交易体系的有效性

电力生产商通常将碳排放交易体系的配额成本视为运营决策的边际成本，并视为投资评估中需要反映的成本。对电力用户来说，碳定价的结果是碳密集型产品变贵，鼓励人们转向低碳替代品或改变消费模式。理论上，在完善的碳和电力市场，在电力行业反映碳排放配额成本会创造三个层面的减排激励：一是对低碳密集型电力供应的投资激励。碳定价鼓励对低碳密集型技术的投资，使高排放发电厂利润降低。实践中，投资激励会受化石燃料补贴、碳排放交易体系缺乏长期政策确定性或配额价格缺乏稳定性的抑制。二是对电力需求减少。在竞争性电力市场，化石燃料发电企业通过所用燃料递增的边际成本反映碳价格。在上涨的电力零售价中，递增的碳成本会转嫁给用户，更高的电价激励终端用户提高能源效率和节约能源。三是电力调度次序的变化。碳定价增加化石燃料的短期可变成本，低效率、高排放的化石燃料发电企业在经济调度模型中年运行时间减少，导致高排放发电企业盈利能力下降。

实践中碳定价并不总能在电力市场实现这些激励。电力市场通常受到完全或部分管制，意味着电力生产商在投资或发电决策时受到限制，并面对受管制的批发和零售电价。在碳价格信号受抑制的电力市场，碳排放交易体系的有效性也会受到限制。若零售电价高度受管制，那么碳价格信号对于电力用户将不可见，这会限制或消除电力用户节约电力或选择低碳电力供应商的动机。在批发电价和电力调度决策受管制的市场结构中，碳价格对将调度优先次序转向低碳电力来源的影响也是有限的。

过去几十年，中国经济高速增长拉动电力需求高速增长，从而使中国电力系统成为全球最大的。

电力需求高速增长凸显了确保投资的重要性，环境保护和系统效率在这个阶段并非首要目标，因此，电力系统的装机结构长期由煤电主导。近年来中国致力于构建多元化电力结构，以实现经济和环境目标，但电力系统短期内很难完全摆脱对煤炭的依赖。中国新建了大量清洁能源，风电和太阳能发电装机容量世界第一。这种大规模电力装机增长恰逢电力需求增长放缓，直接导致煤电产能过剩、煤电总体利用率低，而波动性可再生能源增长也使现有电力系统灵活性不足的问题日益突出[6]。

为应对这些挑战，中国电力系统已开始结构性转型。电力系统转型需要协调整个电力生产和消费价值链，以打造更清洁、高效、安全和可持续发展的能源体系。为提升系统环境友好性，中国重点发展清洁能源，并设定长期目标，以大幅减少对煤炭的依赖。为提高系统总体效率，2015 年中国开始大规模电力体制市场化改革，旨在改善系统效率、降低终端用户价格、加强对电力部门实体的监管及市场机制在决定电力部门运行方面的作用[7]。改革之前，电量和价格是在与政府的谈判中确定，并且在类似的所有发电机组中大致相同（即“三公”调度原则）。行政调度的实施是为在电力短缺的2000 年代中期刺激发电投资。但行政调度导致低效率与高效率电厂同样运行，系统成本和排放不断增加，电网运营商难以实现向各机组承诺的发电量，因此它们通常运行更昂贵、排放量更高的电厂，而不是高效和可再生能源电厂。行政调度还导致产能过剩，因为即使电力需求增长放缓，慷慨的条件仍在继续推动投资。电力体制市场化改革将能源定价和运营量设定的责任从政府转移至企业，出现中长期交易、现货市场、辅助服务市场等主要竞争性能源市场。从行政调度向经济调度转变将导致电力系统运营成本显著降低，系统消纳波动性可再生能源的能力提高，极大提高电力系统的环境友好性。经济调度的引入将导致部分低效燃煤发电机组退出市场，这一过程需要政府专门制定相政策以确保有序退出。将运行良好的现货市场、利用率更高的跨省跨区输电线路及有针对性地增加输电网络投资相结合，可实现更高效的电力系统，并实现更高的可再生能源占比。增加跨省跨区电力市场化交易可大大提高系统效率和可靠性，但需要努力协调区域市场，以实现互联互通[8]。在碳排放交易体系设计中需要考虑这些因素。碳排放交易体系与电力市场改革应该相互协调，调度改革可以增强和扩大碳排放交易体系的预期运行和投资影响，而碳排放交易体系配额分配设计和拍卖收入的使用可以支持电力市场改革。碳排放交易体系与能源部门监管政策之间更多相互协调，以实现最有效的减排和分配结果。

（二）碳排放交易体系的设计要适应电力市场结构

碳排放交易体系的设计应适应电力市场结构。考虑到现有电力市场的监管法规，可利用几个方法更好地反映碳排放交易体系的碳价格信号。一是覆盖间接排放。为在管制电价中反映碳价格，要求大型电力用户放弃与电力消费相关的间接排放的碳排放配额，这就产生碳定价信号，反映在终端用户价格提高上，鼓励节约能源和提高能效。然而，可能出现影响竞争力和重复计算问题。二是消费收费。当法规禁止零售或批发碳价格转嫁时，消费收费可促进下游减排，而不会产生影响竞争力或重复计算问题。三是气候导向的调度。当电力生产受监管时，可实施以排放水平和燃料效率作为优先调度标准的行政电力调度，以实现碳排放交易体系设计预期的效果。四是委托拍卖。增加发电厂运行成本或提高消费电价以反映碳价格可能具有政治挑战性，决策者很难在确保电力安全性、可承受性与减排这些相互竞争的目标之间找到平衡。应对这一挑战的方法是通过委托拍卖机制在碳排放交易体系中建立收入流，对电价上涨的用户进行补偿。

韩国碳排放交易体系是在受管制的零售价、开放的批发电力市场中运行的，碳成本不会反映在批发调度投标价或零售价中。韩国的批发电力市场是基于成本的日前结算，所有可调度电厂提前一天向韩国电力交易所提交其可用发电量，电力交易所根据发电厂的可变燃料成本计划发电量。碳价格不会影响不同发电厂的调度，因为其未纳入发电计划的直接燃料成本评估。在韩国碳排放交易体系运行的第一阶段（2015-2017 年），因为基于历史标准的免费配额未考虑增加的煤炭发电量，发电公司不得不购买额外配额，但这些成本由电力零售公司韩国电力公司承担，不是由发电商承担。在零售层面，管制价格限制了碳价格反映在终端用户电价中。韩国电力公司曾经历过配额盈余和短缺，因为其无法将批发成本波动转嫁给电力用户。韩国政府正研究在电力批发市场的发电计划中反映碳价格来应对这些挑战。

美国加州电力批发市场是竞争性的，而电力零售是垄断经营的，对多数电力用户实行管制价格。为实现在受管制的零售市场将碳定价反映在最终用户价格中与解决对最终用户成本影响的担忧这两个矛盾的目标，加州将配额价值返还给用户，确保用户免受因碳定价以有效方式提高环境效益而导致电价上涨的影响。为此，加州公共事业委员会和空气资源委员会建立了两步骤机制：首先，2014 年加州公共事业委员会批准将碳定价纳入零售电价的机制，以应对各种气候政策增加的碳成本，这导致最终零售电价的上涨。第二，加州空气资源委员会设计经济补偿机制，通过公用事业公司利用总量控制与交易体系下的委托拍卖收入减轻电力用户的最终价格上涨。公用事业公司每年两次通过气候信用的一次性付款向用户返还拍卖收入，结果，虽然零售电价上涨，但用户的总电力支出保持稳定。

中国所有区域性碳排放交易体系试点都覆盖与电力和热力消耗相关的间接排放，主要是出于两个考虑。首先，中国电力和热力的调度和零售价格高度受管制，对用户只有微弱的价格信号驱动的需求侧节约。纳入间接排放旨在为主要用户限制电力消费提供激励，并确保碳排放交易体系的参与者采取行动减少电力和热力使用产生的排放，而不是通过从直接使用化石燃料转向电力和热力而降低排放。第二，碳排放交易体系试点仅在特定区域适用，间接排放的覆盖确保碳排放交易体系对本地消费但从其他区域输入的电力和热力有关的排放进行同等考虑，有助于减轻碳泄漏问题。全国碳排放交易体系考虑覆盖所购买电力的间接排放，以管理受管制的电力和天然气市场。实践中，覆盖间接排放的影响难以评估。在区域试点基于产出的体系下配额通常是充足的，多数试点对非电力部门的配额分配采用祖父原则，覆盖来自电力和热力消费的间接排放。覆盖间接排放可能导致减排的重复计算，可通过对配额分配设计制度采用一致的标准和计算减排量的方式缓解。覆盖间接排放也引起对所用排放系数准确性的担忧，可能增加分配过度或不足的风险，从而扭曲碳价格。

四、逐步减少免费配额分配而转向拍卖

碳价格会同时影响产品的生产者和消费者。理论上，生产者会通过碳密集型投入和工艺增加的成本感知碳价格，这将鼓励他们转向低碳生产工艺和投资于降低碳强度的技术。消费者受到碳密集产品更高最终成本的影响，这将鼓励他们购买碳强度低的替代品。然而，实践中，通过碳排放交易体系减少排放时必须逐步取消免费分配配额的过渡性援助，而转向采用拍卖。

（一）免费分配配额以缓解碳排放交易体系对竞争力的影响

排放配额在碳排放交易体系所覆盖的行业内的分配决定了实现目标的负担如何在整个行业分担。

配额可以免费分配或拍卖。若碳排放交易体系拍卖所有配额，这将给行业带来成本，潜在地影响竞争力，可能导致特定行业严重的投资和生产损失。因此，多数碳排放交易体系通过向受影响的行业提供免费配额来降低关键的直接成本。免费配额分配比财政补贴、豁免或边境碳调节税等其他选择在政治和经济上更可行。

碳排放交易体系主要有两种免费分配配额的方法。一是祖父原则，基于特定时期的历史排放量向企业提供免费配额。若有历史数据，这种方法很简单。然而，祖父原则被认为是对现状而不是对环境绩效好的企业的奖励，可能会惩罚在早期阶段投资于减排的先行者。二是标杆管理法，多数碳排放交易体系已朝着基于标杆标准分配免费配额的方向发展。标杆管理法向排放低于设定排放水平的企业提供配额，鼓励早期行动和更高的环境绩效。标杆管理法需了解复杂的工业工艺和高水平的数据可获得性。标杆设定的水平对于碳排放交易体系所覆盖的利益相关者非常重要，因为这将决定其获得的配额数量，并影响其合规义务。标杆水平还受其他因素影响，包括估算中的技术假设及排放边界的设定。因此，所选择的标杆管理法对碳排放交易体系所覆盖行业的合规义务会产生重要影响。

韩国碳排放交易体系在第一阶段（2015-2017 年）混合采用祖父原则和标杆管理法以保证100%免费配额分配。由于可利用的历史数据有限，标杆管理法只对灰熟料水泥、炼油和国内航空三个行业适用。在第二阶段（2018-2020 年），97%的配额免费分配（其中约50%以标杆管理法分配），剩余3%的配额拍卖。行业标杆设定在碳排放交易体系所覆盖的主体加权平均强度的水平。韩国碳排放交易体系是在极度关注竞争，而由于最初配额分配不足而工业界强烈反对的环境下实施的。为解决这些问题，政府拍卖储备配额和建立稳定机制。这些权衡的结果是低明确性和低可预测性的政策信号，可能导致温室气体减排措施的投资延迟。

欧盟碳排放交易体系配额分配也采用了分阶段的做法。第一阶段（2005-2007 年），配额按祖父原则分配，不同成员国混合采用拍卖和标杆管理法。第二阶段（2008-2012年），90%的配额按祖父原则分配，依然采用标杆管理（绝大多数）和拍卖的混合方法。第三阶段（2013-2020 年），43%的配额通过标杆管理法分配，57%的配额拍卖。逐步转向更严格的标杆管理法，降低免费配额的过度分配，减轻碳泄漏风险。若工业年产量与前两年的平均标准线相比变化超过15%，免费配额分配在第四阶段（2021-2030 年）将每年更新。经济危机时期工业活动水平普遍大幅下降，可能导致现行免费分配配额大幅下降，进一步抑制工业竞争力。欧盟碳排放交易体系将在2021 年审查其规则以解决这些问题。

（二）逐步减少免费配额分配而转向拍卖

通过免费配额分配解决竞争力和碳泄漏问题的碳排放交易体系通常会逐步减少免费配额分配，而转向拍卖，主要是出于三个考虑。第一，纠正潜在的市场配置扭曲。免费配额分配作为补贴，只降低了获得免费配额企业的成本，而由未获得免费配额或承担更多成本的企业支付。只对特定产业提供免费配额也会产生区域影响，取决于国内产业的地理分布。若分布不均衡，成本可能无法均衡分担，潜在地使地区的负担分担复杂化，包括暴利效应，即获得免费配额的行业把碳成本全部转嫁给消费者而实现额外利润。第二，拍卖收入的产生和再利用。拍卖配额为政府创造收入，可用于投资减缓气候变化的行动或解决分配效应。免费分配配额减少可用于拍卖的配额，进而减少可用于减缓气候变化行动的潜在拍卖收入。加州总量控制与交易体系中，电力行业配额拍卖收入的85%用于抵消最终用户成本的上升，3%用于帮助工业提高效率，减少电力成本增加对工业的影响。欧盟碳排放交易体系中，配额拍卖收入的至少50%用于支持国内和国际的气候和能源活动，收入的一部分也被用于帮助欧盟实现《巴黎协定》目标的创新基金。第三，免费配额会降低碳排放交易体系的减排效果。理论上，配额分配方法不会影响碳排放交易体系的减排效果。实践中，在基于强度的排放配额总量下，免费获得100%的配额并不能有效激励减排。免费配额还会削弱投资于低碳密集型技术的激励，降低碳排放交易体系的整体效果。

中国全国碳排放交易体系的碳排放配额分配基于产出标准，将会对现有燃煤发电厂提高效率产生激励。在短期，碳排放交易体系鼓励高排放的燃煤发电厂通过投资于改善效率或燃烧更高质量的煤炭改善其碳排放系数，也会鼓励企业的投资组合从低效率电厂向高效率电厂转移。在长期，碳排放交易体系将促使企业投资从亚临界发电厂向超临界和超超临界发电厂转变，还将有利于逐步退役更小、效率更低的循环流化床、高压和亚临界燃煤电厂。

中国全国碳排放交易体系的配额分配计划可能导致大规模的配额盈余。鉴于燃煤发电厂占主导地位，用于监测煤炭排放量的燃料二氧化碳系数对碳排放交易体系的严格性起决定作用。政府间气候变化专门委员会（IPCC）2006 指南针对“其它烟煤”的95kgCO2/GJ 系数值适用于监测其二氧化碳燃料系数的机组；而未监测其二氧化碳燃料系数的机组将适用123kgCO2/GJ 的默认系数。高默认系数适用于未监测其二氧化碳燃料系数的发电厂，是改善监测的良好激励。然而，配额盈余或短缺对监测二氧化碳燃料系数的机组占比是敏感的，越多机组被监测，排放配额盈余就越高，因为监测到的燃料系数将远低于默认值。

燃煤发电厂的二氧化碳排放标准应提高，以更好地反映与现有燃煤发电机组相关的政策目标，并避免配额过度分配，这将危及碳排放交易体系的功能。在监管机构目前考虑的标准方案中，常规煤炭①（方案1）的单一标准将比按机组规模（方案2）区分的两个标准②更严格[9]。此外，两个标准可能会产生相反的效果，因为两个标准会鼓励发电选择适用宽松标准的低效率发电厂，而非适用严格标准的高效率发电厂。对于较大的常规燃煤发电厂，无论是否监测其燃料系数，标准值最宽松，这将导致总体配额盈余。对不同煤炭子技术实施更少的标准将使配额分配和碳减排更有效率和更公平。

碳排放配额分配在省份及公司之间会出现分配效应和公平性问题。分配问题会在省级层面出现，高效率的超临界和超超临界机组占较大比例的江苏、广东、新疆、安徽、浙江等五个省份会出现大量配额盈余，而低效率的亚临界机组占较大比例的山东、内蒙古、河南、山西、河北等五个省份会出现大量配额短缺。拥有更大比例超临界和超超临界发电厂的中国能源、国家电力投资、华电将会获得配额盈余，而有较高比例亚临界电厂的华能和大唐将会面临高配额短缺，因为只有部分煤电机组监测其二氧化碳燃料系数。决策者应密切关注省及公司层面的配额盈余和短缺极端巨大的情况，尤其是燃煤发电能力最大的十个省份和五个国有电力公司。引入配额拍卖可以创造一种新的收入流，用于解决不同省份及电力公司之间的公平问题。在完整的拍卖制度建立之前，将配额盈余产生的专项资金用于低碳投资也可以通过各种方式帮助中国清洁能源转型，包括研发、创新、劳动力再培训和重新部署。

注释

① 常规燃煤发电厂包括所有粉煤锅炉，即高压、亚临界、超临界和超超临界燃煤发电机组。

② 超超临界、大型超临界和亚临界机组属于常规煤炭发电产能超过300MW 的标准范畴；小型超临界亚临界及所有高压机组属于常规煤炭产能在300MW 及以下的标准范畴。