英国“碳底价”政策对完善我国碳定价机制的启示

冯 超 袁晓华 王 琦 周 楠

内容提要：碳定价被认为是实现气候目标最有效的市场化途径。英国为填补欧盟碳排放交易体系（EU ETS）配额价格过低的缺陷，实现其低碳投资目标，于2013 年引入了碳底价机制。本文通过深入分析英国碳底价政策实施经验，包括政策实施背景、运行机制、费率设定、税收收入和配套措施等主要内容，及实施成效与争议，在分析我国碳市场运行初期面临的交易不活跃、碳价水平不稳定等问题基础上，提出我国可视情况引入碳底价政策，建立合理碳交易收入利用机制及加强政策协同等建议，以期为我国进一步完善全国碳市场建设提供有益参考与借鉴。

碳定价是实现气候目标最有效的市场化途径。当前，全球已有64 个国家和地区通过实施碳市场或碳税机制实现了碳定价。我国碳市场建设起始于2011 年确立的七省市碳交易试点，并于2021年7 月16 日启动运行了全国碳排放权交易市场。如何形成有效合理的碳价，将成为未来成功运行全国碳市场必须探索的关键问题之一。经梳理全球主要经济体碳定价特别是碳市场交易机制，我们认为，英国碳市场实施的“碳底价”（Carbon Price Floor，CPF）机制有助于调节碳市场价格形成机制、维持碳市场平稳运行、稳定低碳投资成本收益预期，现阶段对完善我国碳定价机制具有一定的借鉴意义。

一、英国碳底价政策概况

实施背景。英国承诺从2024 年10 月1 日起，关闭所有燃煤电厂，主要通过气候变化税和碳底价等政策措施维持合理碳价水平以实现这一目标。脱欧前，英国的碳定价工具主要是欧盟碳排放交易体系（EU ETS）配额价格，但在EU ETS 第二阶段（2005-2012）后期，经济衰退和配额超额分配导致价格暴跌，至2012 年碳配额平均交易价格仅为7 欧元（郑爽和张敏思，2013），不利于英国实现低碳投资的目标。鉴此，英国于2013 年单方面引入碳底价机制，通过设置最低碳交易价格，为电力生产行业的碳排放成本划定下限，填补EU ETS 配额价格过低的缺陷。

运行机制。CPF 的征税对象是用于发电的化石燃料，由EU ETS 配额价格和碳价支持机制（CPS）费率组成。当EU ETS 配额价格低于碳底价时，则额外征收CPS 以补足价差；当配额价格高于碳底价时，则不征收CPS。2013 年，英国政府将CPF 价格设为每吨二氧化碳当量（用作比较不同温室气体排放的量度单位）9 英镑，并计划逐年上调价格，2020 年涨至30 英镑/吨CO2。但EU ETS 碳价长期低于预期，导致英国能源用户比国外竞争对手负担更高的能源成本，因此，英国政府在2014 年预算中宣布，2016 年至2020 年期间的CPS 底价最高不得超过18 英镑/ 吨CO2，并表示，英国企业可以在2018/19 财年前节省约40 亿英镑，当年节省可超过15 亿英镑，同年单个家庭能源消费可减少约15 英镑。2016 年预算将这一价格锁定期延长至2021 年。随着2021 年英国正式启动英国碳排放交易体系（UK ETS），碳价格设定为22 英镑/吨CO2。

费率设定。CPS 费率由英国财政部提前三年制定，根据不同类型燃料发电的每千瓦时价格（英镑/千瓦时）给出相应碳排放系数，再将该系数乘以政府目标碳价与市场碳价之差得出CPS 费率。这意味着，具有较高排放因子的煤炭等化石燃料将排放更多的二氧化碳，因此将征收更多费用。在2011 年、2012 年和2013 年的预算中，英国政府确认了 2013-2014 年至 2015-2016 年的 CPS 费率，并在2013 年列出了2016-2017 年至2017-2018 年的指示性费率，见表1。

表1 2014 年预算锁定价格前设定的CPS 费率

税收收入。CPF 的税收收入由英国财政部保管。在2014/15 财年至2016/17 财年，CPF 税收收入连续3 年超过10 亿英镑。根据英国气候变化委员会的预测，由于英国政府在2014 年的预算中将2016/17 财年后的CPS 费率锁定在了18 英镑，该收入呈逐年下降趋势。

表2 气候变化税收入 单位：10 亿英镑

配套措施。2015 年工程师雇主联合会（EEF）发布了一份关于工业脱碳政策的报告，建议废除碳底价政策。主要原因是钢铁、化工、制砖和工程等能源密集型行业碳排放量大，减排成本高，对碳底价政策较为敏感。根据英国能源和气候变化司（Department of Energy&Climate Change，以下简称DECC）2014 年的报告，能源成本约占企业平均运营成本的3%，CPF、EU ETS 和可再生能源配额等政策成本占比不到1%。但由于2005 年以来，企业能源支出和消耗量一直在稳步增长，且钢铁、化工、制砖和工程等能源密集型行业（EIIs）的能源成本占总附加值的比重较高，能源成本的增加对气候政策更为敏感。因此，为避免发生“碳泄漏”①碳泄露是指一国采用较严格的气候政策促进减排，导致另一国的温室气体排放量增加的情况。，英国和欧盟均出台相关产业支持计划，减轻能源密集型行业的减排压力，维护其市场竞争力。

一是推出一揽子补偿措施。2011 年以来，英国政府先后推出两项能源密集型行业的补贴计划，包括2011-2020 年每年拨付2.5 亿英镑，以补贴碳底价政策为相关行业带来的新增间接成本；2016-2020 年，将每年对能源密集型行业的补偿总额度增加至5 亿英镑，以补贴企业因可再生能源配额、可再生能源小规模上网电价等政策带来的额外电力成本。

二是制定碳泄漏高风险行业清单，并向其分配更高比例的免费配额。为保障欧盟碳排放交易体系覆盖行业企业的国际竞争力，欧盟梳理了一份可能面临碳泄漏风险的行业清单，涵盖水泥、钢、精炼厂、有机化学品等169 个部门，并在EU ETS 第三阶段（2013-2020 年）为这些部门分配更高比例的免费配额。碳泄漏风险的判别标准包括：实施ETS 指令引起的直接和间接生产成本增幅超过5%；该部门与非欧盟国家的贸易强度超过10%，且直接和间接额外成本之和占比超过30%；该部门与非欧盟国家贸易强度超过30%。

二、碳底价的实施成效、争议、前景与启示

（一）碳底价政策实施带来一系列积极成效

碳底价具有透明性和可预测性，有助于投资者和消费者向低碳解决方案的可持续转变。欧洲知名智库布鲁盖尔则呼吁欧盟实施碳底价，以借此有效落实欧洲绿色新政。而法国已于2018 年呼吁欧盟实施包括碳底价在内的碳定价政策，并获得荷兰、瑞典、西班牙等国支持；德国非政府组织、学界等也开始建议政府实施碳底价；荷兰则于2019 年起酝酿实施碳底价，可见该政策已获得广泛认可。

从英国实施碳底价政策情况来看，经过多年实践取得了积极的成效。一是有效降低煤炭消费，持续促进减排。英国政府曾在2017 年秋季预算中声明，将以总碳价为目标，直到不再使用不含碳捕捉封存与利用（CCUS）技术的煤炭。世行支持的一项研究指出，欧盟2016 年碳排放量的减少（-2.4%）主要是由于英国施行了碳底价政策，英国在EU ETS 配额外追加的18 英镑每吨碳排放价格导致煤碳发电厂减排58%（World Bank，2016）。2020 年碳底价机制促使英国碳排放总量下降超30%，英国大规模煤炭发电逐渐被天然气发电、风电和太阳能等可再生能源替代。根据英国官方数据，其煤电在电力系统中的占比已从2012 年的40%迅速降至2020 年的1.8%，同时期，风电和太阳能发电量占比从2%增长到28%，在实现退煤减排的同时，保障了电力供应。二是稳定了市场低碳投资预期，加速清洁能源转型。英国政府曾就CPF 的预期效益提出了相应目标，从长期来看，30 英镑/吨CO2将在鼓励投资和不损害英国工业竞争力间取得平衡，如果碳底价从2020 年的30 英镑/吨CO2上升到2030 年的 70 英镑/吨 CO2，将推动300～400 亿英镑的低碳发电投资，相当于 7.5～9.3GW 的新能源发电装机容量。实践表明，近10 年英国在可再生能源、核能、碳捕获和储存等方面的投资已超过420 亿英镑；2020 年，英国的可再生能源发电量首次超过化石燃料达到43%，2010 年这一数值仅为7.2%。

（二）不同机构对碳底价政策实施仍有争议

一是碳底价政策缺乏长期确定性。DECC 在2016 年指出，能源项目投资周期多达几年甚至几十年，投资者需要在整个项目周期内清晰了解相关政策框架，但由于CPF 最长只提供未来3 年的碳底价，因此，这一机制无法满足低碳投资者所需要的长期确定性（Sandbag，2016）。尤其是此前英国政府一直未公布2020 年后的碳底价信息，曾有观察者将这一政策描述为2020 年的“政策悬崖”。为此，Drax、SSE、VPI Immingham 和InterGen 等四家英国能源公司曾于2017 年致信财政大臣，要求明确2021 年后的碳底价政策框架。二是碳底价税收收入用途不合理。每财年高达10 亿英镑的碳底价税收收入全部归入财政，有环境组织对此提出批评，认为碳底价的税收收入应直接用于支持可再生能源。三是增加家庭能源消费支出。2012 年，消费者权益组织曾表示CPF 会因能源价格上涨影响低收入家庭，呼吁政府转向强化EU ETS 的作用。2016 年，政策研究中心也发表了一篇经济简报，评估了2020/21 财年CPF 政策带来的家庭能源消费直接和间接成本，并呼吁政府经济审查碳底价政策带来的损害①Factcheck，“The carbon floor price and household energy bills，”https：//www.carbonbrief.org/factcheck-carbon-loorprice-household-energy-bills.。但在2014 年，DECC 的研究指出，家庭能源成本受能源批发价格、能源输配成本、供应商成本和利润、能源和气候政策等的综合影响，其中受能源批发价格影响最大，而能源和气候政策影响占比仅为5%（DECC，2014）。根据DECC 发布的研究成果，假设碳底价锁定期持续到2020/21 财年，并在2030 年提高到 70 英镑 / 吨CO2，则 CPF 对 2014 年普通家庭的影响将从14 英镑 / 年上升到2020 年30 英镑/年、2030 年80 英镑/年。四是多种气候与能源政策相互作用导致难以实现最低成本减排。Dieter Helm 在《能源成本评估》中指出，实现减排成本最小化的方法是整个经济体有统一明确的碳定价（Helm，2017）。当前，英国实施了CPF、UK ETS、气候变化税（CCL）隐含碳价和燃油税等多种碳定价政策，这些政策尚缺乏有效的调整机制，无法与2050 年净零排放目标相匹配。同时，不同政策间的重叠带来政策替代效应，影响了政策的实际效率，难以实现最低成本减排。

（三）未来碳底价政策仍将在两方面发挥重要性推动作用

一是保障如期实现煤炭淘汰目标。自2016 年以来，发电企业、行业智库和政府机构等均提出保持CPF 政策的延续性。如，2016 年，Policy Exchange 发布了一份碳定价研究报告，建议政府保留CPF直至煤电完全退出电力系统（Howard，2016）；能源公司SSE 和Drax 也于同年表达了对CPF 政策的支持，并敦促政府将这一机制至少维持到2025 年；2017 年，Aurora 能源研究所发布研究报告②Aurora Energy Research，“The carbon price thaw：Post-freeze future of the GB carbon price，”October 2017，https：//www.auroraer.com/wp-content/uploads/2017/10/GM-CPS-final_publication_Nonsubscribers.pdf.，认为如果不提高碳价，逐步淘汰不含CCUS 技术的煤炭发电可能面临挑战。英国政府在2018 年回复公众意见时指出，维持目前的CPF 水平，可在2025 年前实现关闭大部分燃煤电厂或投资CCUS 的目标。英国脱欧后仍在实行碳底价政策，维持合理碳价是英国政府实现2024 年关闭所有燃煤电厂的重要保障。二是稳定起步阶段的UK ETS 碳价。2021 年5 月19 日，英国政府启动首次UK ETS 的碳配额拍卖，成交均价为43.99 英镑/吨。UK ETS 的建立意味着英国未来可根据长期减排目标自主调控碳市场配额总量，但相比已成熟运营多年的EU ETS，英国需要碳排放许可证的工业和电力企业数量明显少得多。根据彭博社预测，2021 年英国将拍卖8300 万张碳排放许可证，而欧盟的拍卖数量则有望超过7 亿张，势必影响市场流动性，导致UK ETS 在起步阶段面临碳价剧烈波动的风险。当前英国政府设定每吨不低于22 英镑的底价，然后逐年上调，到2030 年增至70 英镑。预计未来英国政府仍将保留碳底价政策。

（四）碳底价的政策启示

一是碳底价可作为碳市场的补充机制。碳底价是实现减排和气候目标的主要政策工具，也有利于规避碳泄露，在实行碳交易单一机制的国家，可考虑将碳底价作为碳市场补充机制以弥补单项政策实施中的不足。二是部分国家可率先建立碳底价机制。国际货币基金组织（IMF）呼吁中国、美国、印度等G20 国家实施碳底价，并表示如将碳底价定为每吨二氧化碳当量25 美元-75 美元，到2030 年即可实现23%的碳减排。但考虑到《巴黎协定》确定了“自下而上”由缔约方自行提出减排行动计划和目标的模式，强调考虑发展中国家的国情和能力，且只要求各国按期、按规则透明地通报国家自主贡献，而自主贡献的范围和力度等，由各国自行决定，体现共同但有区别的责任原则，碳底价应为各国实现碳中和目标服务，应倡议发达国家践行减排承诺，率先示范，建立碳底价机制。三是碳底价政策应保持持续稳定。根据英国实践经验，碳底价缺乏长期的稳定性，为低碳能源投资者带来不确定影响。在建立碳底价顶层设计时，应考虑制定政策远期规划，保证政策的持续稳定性，并在碳市场发展的不同阶段合理调整政策，以保障政策的执行与市场情况协调一致。

三、我国碳定价机制现状及问题

目前我国碳市场发展经历了三个重要阶段：第一阶段为自愿减排交易阶段。自2008 年起，碳交易主要以企业购买符合国际标准的自愿减排项目抵消碳排放的交易为主。第二阶段为试点碳市场探索阶段。2011 年10 月，国家发展改革委推动在上海、广东等七省市开展碳排放权交易试点工作，各试点市场在体系构建、配额分配和管理、碳排放监测、报告与核查等方面展开了深入探索。到2021 年6 月，试点省市碳市场累计配额成交量4.8 亿吨二氧化碳当量，成交额约114 亿元。第三阶段为全国碳市场建设阶段。2017 年12 月，国家发展改革委印发《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》，明确全国碳市场建设基本思路，全国碳排放交易体系建设工作正式启动。2020 年9月，习近平总书记宣布我国碳达峰、碳中和目标后，全国碳市场建设进程加速。2020 年12 月，生态环境部发布《2019-2020 年全国碳排放配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》和《碳排放权交易管理办法（试行）》。2021 年7 月16 日，全国碳排放权交易开市，首批纳入2225 家发电行业企业，碳排放量超过40 亿吨二氧化碳，将成为全球覆盖温室气体排放量规模最大的碳市场，我国碳市场建设和发展迈入了一个全新阶段。当前，我国碳市场仍存在以下问题：

（一）交易不够活跃

全国碳市场自2021 年7 月16 日交易启动以来，截至12 月底交易价格从首日开盘价的每吨48元上升到12 月31 日收盘价每吨54.22 元，全国碳市场碳排放配额（CEA）累计成交量1.79 亿吨，累计成交额76.6 亿元，具体见表3。与此同时，交易规模偏低的短板由此也显露无疑。按照业内共识，二级市场碳交易量和一级市场碳配额发放量比值应为5%，目前纳入首个履约期的2225 家企业的碳配额为45 亿吨，对应碳市场的年交易总量2.25 亿吨，以一年250 个交易日来计算，平均每天的交易量应为90 万吨，但实际情况是，碳市场上线交易以来，除了首日成交量达410 万吨外，其他交易日一般在几万吨到30 万吨之间，8 月16 日当天的成交量仅为10 吨。按照这样的节奏，全年碳交易市场目标显然无法完成。究其原因，在行业覆盖面方面，目前全国碳市场仅纳入发电行业重点排放单位，钢铁、化工等重点排放源行业暂未纳入全国碳市场；在交易主体方面，目前碳市场的交易主体仅限于控排企业，并且还是一对一的现货交易，不仅可以匹配的流动性不足，而且交易效率较低。在碳交易供给量放大的同时，需求端市场力量如果不能同步壮大与加速激活，供求失衡的矛盾势必强力压抑市场活跃度；在交易产品结构方面，交易产品以碳现货交易为主，且碳现货主要以强制减排市场的配额为基础产品，CCER 和碳普惠减排量交易较少；碳期货、碳期权等碳市场标准化衍生品及碳远期、碳掉期、碳互换等碳市场非标衍生品尚无明确的发展规划及清晰的实施路径。

表3 2021 年全国碳市场成交数据

（二）碳收入再分配机制缺失

参照国际主流碳市场和国内试点碳市场已有实践经验，全国碳市场未来将引入配额拍卖等有偿分配机制，并逐步提高拍卖比例。《全国碳排放权交易管理暂行条例》也明确提出“可以以拍卖等方式向重点排放单位有偿分配碳排放权”“有偿分配碳排放权的收入、购买排放权的费用纳入中央预算安排”，但对于拍卖收入资金的再分配尚缺乏可行的指导。碳收益再分配用途难以确定的难点在于目标用途合理、资金机制高效。通过合理划分资金比例池，国内外经验表明，碳收入可用于低碳项目投资、抵消其他税收、增加政府预算和直接支付保险费用或补贴等，相应的资金机制包括成立碳基金等，如EU ETS 拟在第四阶段成立的用于支持低碳技术研发的创新基金，以及支持欠发达欧盟成员国节能改造的现代化基金。碳市场成熟后，按照一定的比例拍卖将产生持续的碳收入，如何由中央统筹合理确定拍卖再分配的用途和资金机制还需进一步研究。尤其是在能源补贴机制、电力市场改革机制尚未理顺的情况下，难以实现碳价的有效传导，无法评估碳价对行业及居民可支配收入的影响。

（三）多项减排措施缺乏协调

我国碳市场和绿证交易、清洁能源补贴、用能权交易等，并非是统一规划下的有序整体，而是应时而为的独立个体，造成政策间的高度重复与交叉，影响整体政策运行效率。如目前，我国绿证交易和碳市场分别独立设计和实施，可再生能源项目同时申请签发CCER 和出售绿证，将导致减排量双重计算和企业重复补贴等问题，从而增加社会总体减排成本。此外，在配额总量确定的前提下，引入绿证等可再生能源支持政策，将减少市场对配额的需求，进而拉低碳价，弱化碳市场的政策效率。绿证制度和碳市场基于不同的出发点独立设计和实施，前者以促进清洁能源利用为目的，后者以减排二氧化碳为目的，因此兼具“绿色”和“减排”属性的可再生能源项目可同时开展绿证交易和CCER 交易。

（四）碳价传导机制有待完善

原则上，碳定价应当使得高排放电站的运营成本上涨，从而影响到电力调度的优先次序，促使排放更低的资源被优先使用，这样也会发出信号，吸引更多资源投入到低排放电源中。但我国的电网一般不会根据运营成本来调度发电，这意味着与碳价相关联的价格信号并不会有效地传递到电力系统中，以达到电力系统低碳化的效果。究其原因，我国政府为了促进发电容量增长满足经济发展用电需求，实行年度发电量计划以保障发电装机尤其是燃煤电厂有稳定的投资，从而支持社会资本对发电厂的投资。调度决策需要满足年度发电量计划，保障每一个燃煤发电机组都能达到年度计划分配的运行小时数。这种调度方式在近几十年与我国高速增长的经济相适应并取得了成功。然而这种方式现在已不够高效，传统的电力调度方式不够灵活，无法支持供给侧和需求侧日益增加的多边性，引发严重的弃风弃光弃水等现象，另外，沿用传统调度方式意味着在更高效发电机组可用的情况下经常使用低效的燃煤机组，导致电力部门不必要的高成本和高排放。

四、对完善我国碳定价机制的建议

（一）利用碳底价机制稳定国内低碳投资预期

根据全国碳排放交易体系总体设计，我国碳市场从发电行业开始，未来将进一步扩展到钢铁、建材、石油、化工、有色金属等行业，最终年覆盖碳排放量超过70 亿吨，预计“十四五”期间，碳价可能在8 至10 美元左右，“十五五”期间，碳价可能更进一步升至15 美元。为确保碳价维持在合理区间，尤其是在碳市场运行初期，我国可视情引入碳底价机制，从较低底价开始，未来逐步提高，弥补碳交易单项政策实施中的不足，完善碳定价机制。参考英国实施碳底价的积极效果，可以借此机制稳定低碳投资预期，维持碳市场平稳发展，支持实现“十四五”时期严控煤炭消费增长、“十五五”时期逐步减少的目标。

（二）协同推进电力市场和碳市场建设

一方面，随着电力市场改革的推进，电力调度规则的改革推进将为能源消费侧带来一定影响，为此，充分评估电价浮动对低收入家庭的能源消费支出和能源密集型产业的影响，利用碳拍卖收入增加低碳投入、平衡区域发展和产业竞争力将十分必要。我国应坚持碳费及碳交易收入中性原则，通过设立补偿机制支持能源密集型产业、扶持低收入群体等，实现相关收入取之于“碳”、用之于“碳”。另一方面，通过明确的权益归属可实现绿证和碳市场并轨。在碳市场建设初期，排放量核算方法缺乏甄别电力来源的能力，绿证制度的实施使得电力消费企业可通过购买绿证明确其用电是否属于绿色电力，从而在核算碳排放时将绿色电力部分剔除；随着电力市场改革的推进和碳市场的逐渐成熟，对CCER 和绿证交易的互斥性作出明确界定，并从企业碳排放配额中抵减绿电对应的减排量，实现绿证制度与碳市场的逐步并轨。

（三）统筹考虑完善碳定价机制和保障供电安全

英国在推进减排政策的同时高度重视电力市场平稳运行，持续开展电力市场改革，引入了鼓励长周期新能源投资的“差价合同”制度①“差价合同”制度：即为中标企业可再生能源发电上网支付长期稳定电价，以有效稳定企业投资的预期收益，吸引和支持对可再生能源的投资。，以及为备用机组提供补偿的“容量市场”制度②“容量市场”制度：即鼓励现有煤电、气电等企业将一部分装机转为备用电源，用来保障以可再生能源为主的电源结构稳定运行。，并通过培育先进的大规模电能存储技术、加强需求侧管理等方式，有效保障电网安全有序运行。经过近三十多年的电力市场改革，英国已经建立起较为成熟的发电端电力市场，在低电价和满足电力需求及电网可靠性之间达到了良好的平衡。我国在完善碳市场定价机制、推进全国碳市场建设的过程中，也需高度关注保障能源供应特别是电力供应，加强减排措施与能源政策有效配合衔接，统筹好碳达峰碳中和目标背景下的能源安全保供工作，促使能源平稳转型、安全转型、低成本转型。