关于碳排放权交易的若干问答

今年6月底，全国性碳排放权交易市场将开市运营。在16年前的在2005年1月1日，欧盟碳排放权交易开市，期间，进行了4个阶段的调整，已涵盖电力、热力、炼油、钢铁、有色、水泥、玻璃、陶瓷、造纸等行业10000多个排放装置，占欧盟碳排放量的40.0%。参照欧盟碳市场的运营情况，结合中国国情以及非化石能源发展态势，我也来凑个热闹，阐述一下看法。

（来源：微信公众号“孙小兵”ID:sxbbolg  作者：孙小兵）

问题1：建立碳排放权交易市场的目的是什么？

答：以碳排放核查、分配、登记、交易为手段，逐步提高“高碳”能源的使用成本，拉平“高碳”能源与“低碳”能源或非化石能源使用之间的价格差异，通过合理使用碳排放权有偿配额所得，支持节能减排、气候变化和非化石能源发展，逐步提高“低碳”能源或非化石能源的竞争力，实现降低二氧化碳排放的目的。

问题2：碳排放权交易市场的减排机制是什么？

答：主管机构根据总体减排计划确定碳排放权交易配额，通过免费或有偿方式向纳入碳市场的企业发放配额。在配额拍卖一级市场基础上，形成现货市场，以及期货等金融衍生品市场。原则上，配额总数逐年递减，以保证配额的稀缺性，激励企业减排。企业根据所获配额、实际排放量、减排成本、超排成本、二级市场购买配额成本、超排生产带来的收益等决定是否进行二级市场配额交易。

问题3：对碳排放交易配额设定与分配有何看法？

答：2060年“碳中和”之前，制定国家层面的年度或阶段碳预算，是构建包括碳排放权交易市场、征收碳税、确定碳边界调整机制，落实不同行业减排责任及减排次序、制定省级行政单位非化石能能源消纳责任权重、确定省级行政单位减排任务和减排计划的基础。全国碳排放权交易市场是按期实现碳达峰、碳中和的手段之一，宜以2060年实现碳中和为目标，综合考虑经济社会发展需要，新能源技术迭代，不同行业的生产工艺、减排技术、减排成本等情况，设定阶段目标，并按行业进行分解。总体来看，碳排放权市场是计划与市场的混合体，即，先设定总体排放计划和行业分解计划，再让市场主体发挥减排作用。所谓“碳中和”，并非是把二氧化碳排放降到“零”，而是全球碳源与碳汇达到平衡，即“碳源=碳汇”。大型经济体实现“碳中和”时对应的碳排放，主要在于未来一段时期陆地碳汇及海洋碳汇的变化、测算和分配。我们之前搞了一个分析模型，若中国于2060年实现“碳中和”，则中国2060年化石能源二氧化碳排放限值=中国碳汇量-中国陆地碳源（非化石能源排放，野火、农业、生物质燃料等），结论是2060年的二氧化碳排放限值约为40.3亿tCO2，其中，海洋碳汇按陆地面积分配。若海洋碳汇按人口分配，则中国2060年的二氧化碳排放限值约为53.9亿tCO2。具体见我在《大型经济体无法实现“碳中和”吗？暨实现“碳中和”时碳排放的可能方案》中的分析。考虑低碳技术演进趋势、主要行业脱碳成本、主要行业工艺流程等，我们给出了中国分行业化石能源碳预算的可能方案，见表3-1、表3-2。

表3-12060年实现“碳中和”时，中国分行业化石能源碳预算（可能方案1）

注：全球海洋碳汇按各国面积分配

表3-22060年实现“碳中和”时，中国分行业化石能源碳预算（可能方案2）

注：全球海洋碳汇按各国人口分配

问题4：对碳排放交易配额价格的确定有何看法？

碳排放权市场是碳抵消信用履约市场，通过政策、计划、交易机制、市场的多元调节后，配额价格最终会向“价值”回归。这里的“价值”是为了拉平“高碳”化石能源与“低碳”化石能源，或者化石能源与非化石能源之间的终端利用成本差异，通过设置市场化平衡机制，达到碳减排的目的。因此，减排成本是排放配额定价的基础，是碳排放权交易市场要“发现”的价格。欧盟碳排放权交易市场的历史数据表明，2020年及之前的配额拍卖价格大体相当于气代煤的成本。2021年进入第四阶段后，欧盟碳排放交易配额拍卖价格迅速走高，与欧盟减排目标加码、非电力行业的预期减排边际成本增加等因素有关。

问题5：对火电企业纳入碳排放权交易市场有何看法？

答：今年6月底，2225家火电企业将首批纳入全国碳排放交易市场。当前，火电行业的盈利能力已逊于新能源行业。以华能国际为例，其燃煤机组利用小时数、机组效率等均优于全国平均水平，2019年（疫情前），其营收利润率为2.6%，吨碳营业利润为15.5元/tCO2。鉴于中国特殊的电力市场机制，煤电行业很难向下游传导碳排放成本。欧盟自2013年开始，除少部分成员国外，发电装置全部按有偿方式获得碳排放配额，到2021年6月7日，欧盟碳排放权拍卖价格为48.56欧元/tCO2，折合人民币为378.7元/tCO2，折合标准煤价为1022.5元/吨，已超过今年5月最后一周中国沿海电煤的综合成交价（980元/吨）。如果达到这样的碳排放一级市场配额价格，中国煤电企业肯定无法承受。在火电行业盈利水平偏低、经营风险偏大、排放成本受限于电力体制无法向下游传导、气代煤存在结构性障碍的情况下，把火电企业纳入碳排放交易市场，更多属于象征意义。基于以上情况，预计碳排放交易配额分配将长期以免费为主。

问题6：对碳排放权交易市场的前景有何看法？

答：今年6月底，全国碳排放权交易市场要开市运营，其面临的内外部环境与欧盟碳市场启动运行的2005年已大不相同，与欧盟碳市场1-3阶段运营期间的情况也不相同。欧盟碳市场与中国碳市场的开市时间有16年的时间差，现在的中国与16年前的欧盟、今天的欧盟与16年后的中国相比，中国的碳减排“工具箱”中存在更多经济技术更优的“工具”。建设碳市场的“初心”是为了降低二氧化碳排放，有了这个“初心”，碳市场就是手段，不是目的，手段是多样的，是可以权变的，总之，我们不能为了“碳市场而碳市场”。当前，风电、光伏发电的“名义成本”已低于燃煤发电成本，“系统成本”预计将在“十四五”期间与燃煤发电成本相当，在“十五五”期间具备明显优势。此处的“名义成本”为发电端上网电价，“系统成本”为考虑储能、调峰调频电源等提供辅助服务的成本，以及为消纳新能源而增加的电网投入。若按照碳市场发现减排边际成本的逻辑，则其完全市场化后所发现的宏观碳价格应该是“负价格”。当然，这里指的是全社会层面的宏观价格，具体到单独的排放装置或法人实体，又是另外的情况了。从当前和今后一段时期来看，构建合适的交易机制，促进宏观层面的电量替代（非化石能源电量替代化石能源电量），远优于针对化石能源排放装置收取排放费用。因此，加速电力体制改革，构建电力现货市场、辅助服务市场、发电权市场，促进煤电灵活性改造等，更有利于电能替代。习近平总书记在中央财经委员会第九次会议上指出，要构建以新能源为主体的新型电力系统，这是解决能源电力行业未来相当长一段时期各类矛盾的“牛鼻子”。抓住这个“牛鼻子”，很多问题就迎刃而解。在构建新型电力系统方面，储能、大规模联网、分布式供能、“云大物移智链”在能源行业的应用、深化电力体制改革等，这些都是需要解决的问题，有些问题是技术方面的，有些是体制方面的，需要统筹各方面的资源去系统解决。碳排放问题是个多维混沌系统，对多维混沌系统作长期预测是高风险的，但是，理论体系也必须有预测功能。基于以上分析，我试着对中国碳排放权交易市场作以下预测：一是，碳排放交易配额的分配将长期以免费为主。二是，碳达峰、碳中和的整体进度可能会快于预期，碳排放配额在宏观层面存在长期过剩的可能性。三是，钢铁、化工、建材、有色等行业可通过自备电厂和其他用能的高比例绿电替代、气代煤等实现减排，后期可根据碳中和目标下的总体碳预算调节排放量，届时，考虑生产工艺和减排技术的长期迭代，减排边际成本预计不会太高。

问题8：对碳税和碳边界调整机制（碳关税）有何看法？

答：碳税是对交通、居民、商业等小型排放主体通过税收调节机制降低“高碳”能源消费。按照当前形势来看，碳税在交通领域的作用逐步降低，这主要得益于电动汽车技术进步和成本下降。交通运输行业中，乘用车将快速电动化；锂电池技术迭代较快，固态锂电池有较大概率会在“十四五”或“十五五”期间实现商业化，因此，客运、货运、中短途轮船运输等，也有较大概率在“十五五”期间实现电动化。碳税在居民、商业等领域存在调节作用，但由于居民、商业领域的碳排放总量较低，对碳达峰、碳中和的总体作用不大。碳边界调整机制（碳关税）主要是为了防止“碳泄漏”。“碳泄漏”是指一个国家采取二氧化碳减排措施后（如排放权交易、碳税等），该国一些产业可能转移到其他未采取二氧化碳减排措施的国家，如此，即没能达到降低全球碳排放的目的，又加剧了产业外迁转移。从前面的分析来看，由于新能源已在市场机制作用下发挥作用，免费发放碳排放配额预计将长期持续，我国的碳边界调整机制（碳关税）可能在很长时期内不会实施，或虽有实施但税率不高。

问题9：对国家核证自愿减排量（CCER）有何看法？

答：CCER是根据可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目的温室气体减排效果进行量化核证。2013-2017年，国家发展改革委公示CCER审定项目共2871个，备案项目861个，减排量备案项目254个，减排量备案约4980万吨。2017年3月，国家发展改革委公告暂缓受理CCER方法学、项目、减排量及备案的申请。目前，生态环境部应对气候变化司正在制定《温室气体自愿减排交易管理办法》，未来将依据新办法受理相关申请。根据《碳排放权交易管理办法（试行）》第二十九条，重点排放单位每年可以使用国家核证自愿减排量抵销碳排放配额的清缴，抵销比例不得超过应清缴碳排放配额的5%，对应的抵消配额预计不超过2.0亿吨。2020年，全国仅风电、光伏发电减排量就达6.0亿吨/年，随着风电、光伏发电量增加，减排量还将快速增长。从境内来看，CCER供给是富裕的，预计不可能有太高的价格。随着欧洲议会2021年通过碳边界调整机制（碳关税）议案，欧盟碳关税立法将在2022年完成，阶段征收将在2023年实施，全面征收将在2026年开展，若CCER可以抵消出口产品的碳足迹，且得到欧盟认可，可能会存在一定市场机会。

问题10：对实现碳中和有何看法？

答：碳中和是个整体概念，要分区域、分行业、分步骤实施，总体思路应是“先易后难、先多后少、先主后次、先贱后贵”。所谓“先易后难”，是要从减排技术最成熟、减排成本最低的电力行业着手，在供给侧要提高绿电比例，在消费侧要加大电能替代，在体制上要让市场机制起作用。此外，“先易后难”也是为其他行业减排技术迭代、减排工艺改进、减排成本降低赢得时间。所谓“先多后少”，是要“先抓排放大户，兼顾排放小户”，电力、钢铁、交通、化工、建材、有色等6大行业的碳排放占比超过80.0%，解决了这些行业的问题，整体问题就迎刃而解。所谓“先主后次”，主要是针对交通、居民、商业领域的排放问题，除航空运输外，交通行业的排放问题可通过提升电气化率和提高绿电比例得以优化，居民、商业等领域亦然，即，解决这些行业的排放问题，要先解决好电力行业的减排问题。以居民终端用能为例，2018年，电力占56.6%、煤炭占11.1%、热力占10.9%、天然气占10.6%、液化石油气占9.3%、其他占1.5%。所谓“先贱后贵”，是指碳预算的分配问题，比如，钢铁、化工、建材、有色、航空运输等行业的减排边际成本会逐步提高，要在满足全国整体减排目标的前提下，在减排边际成本和产业承受能力综合平衡的基础上，使碳排放免费配额向这些行业倾斜。

问题11：中国分行业碳排放情况如何？

答：2018年的统计数据相对完整，我们对中国的碳排放情况进行了分行业测算。2018年，中国化石能源消费产生的二氧化碳排放量为82.3亿吨，水泥生产过程中碳酸盐分解产生的二氧化碳排放量为6.9亿吨，环境排放为15.7亿吨（农业、野火、生物质燃料等），合计104.9亿吨。年排放量超过1000万吨的行业见表11-1。要实现碳达峰、碳中和，不能“眉毛胡子一把抓”，要抓主要矛盾和主要矛盾的主要方面。宏观来看，主要矛盾是调整能源结构和优化产业结构，主要方面是解决电力、钢铁、建材、化工、有色、交通等行业的碳排放问题。当前，中国碳排放最多的行业依次为：电力、热力生产和供应业、黑色金属冶炼及压延加工业、交通运输行业、化学原料及化学制品制造业、非金属矿物制品业（水泥在硬化过程中吸收二氧化碳，因此，暂不考虑水泥生产过程中碳酸盐分解产生的二氧化碳）、有色金属冶炼及压延加工业，上述6个行业合计占总排放量的87.4%（2018年值）。因此，控制住了这6个行业的排放，就基本解决了主要问题。

表11-1 2018年二氧化碳排放量超过1000万吨的行业

问题12：如何看待新能源的发展？

答：当前，风电、光伏发电的度电成本快速下降，在较多地区已低于化石能源发电。尤其是光伏发电，硅料价格仍有下降空间，金刚线切割技术还可优化，硅片成本的下降速度还未出现明显拐点，增效技术（TOPCon、叠层电池等）的空间仍然较大，度电成本还将持续降低。根据当前产业发展情况来看，“十四五”末期，光伏发电的度电成本预计还将下降30%以上。

风电、光伏发电存在两个“奇点”，一个“奇点”是实现与化石能源发电同价上网，另外一个“奇点”是上网电价低于化石能源发电的燃料成本。第一个“奇点”已经“临界”；第二个“奇点”在风能、太阳能辐射资源较好的地区也实现了“临界”，到2025年，预计将有更多地区实现第二个“奇点”的“临界”。第二个“奇点”实现“临界”后，让化石能源作为调峰电源，让风电、光伏发电等非化石能源多发电，从整个能源供给系统来说，是经济的，更是环保的。既然整体上是经济的，理论上就可以设置合适的交易机制，让传统能源、新能源都“获利”，即，存在把“蛋糕切好”的方法。当前，风电、光伏发电等非水可再生能源即将迈过不再推高全社会用能成本的“门槛”，这具有跨时代的意义，相关效应叠加后，也将产生跨时代的变局。

以光伏发电为例，中国2011年并网的光伏发电项目统一标杆上网电价为1.15元/千瓦时，到2020年，青海省光伏发电平价项目的上网电价已降至0.2277元/千瓦时。从国际来看，2021年4月，沙特阿拉伯Al Shuaiba 600MW光伏发电项目中标上网电价为1.04美分/千瓦时，折合人民币不足0.07元/千瓦时；这个项目除了太阳能辐射资源好之外，还有一个重要原因是土地、融资等非技术成本较低。下一步，在市场、企业、政府共同作用下，技术成本和非技术成本都存在降价空间。我们大胆预测，到2025年，在青海、内蒙等太阳能辐射资源较好的地区，光伏发电度电成本有较大概率会降至0.15元/千瓦时以内。

作者简介：主要从事能源问题研究、企业发展战略咨询、投资决策综合性咨询、能源电力投资、基础设施特许经营投资、企业商业模式创新等工作，现任中国电力工程顾问集团开发建设公司副总经理。撰写宏观能源问题研究专著1部，发表论文近30篇；拥有发明专利4项、实用新型专利4项；获省部级“科技进步二等奖”1项、中央企业级“科技进步一等奖”1项、中央企业级“科技进步三等奖”1项。2017~2019年，三次受邀为北京大学光华管理学院MBA班讲授《世界能源宏观形势及跨境基础设施投资》、《中国能源发展状况及境外非水可再生能源投资》、《世界能源发展趋势及跨境可再生能源投资实务》。