新冠疫情对全国碳市场建设的潜在影响及建议

苗启新

申能（集团）有限公司

0 引言

经过多年试点及筹备，2020年全国碳市场将正式启动运行。然而，突发的新冠肺炎疫情使经济运行脱离了正常轨道，能源消费和供给出现明显下滑。尽管国内疫情在强有力的防控措施下迅速得到控制，但海外疫情仍在持续扩大，可能造成全球经济的衰退并影响我国，导致减排总量控制目标等边界条件发生变化，间接对全国碳市场的建设带来挑战。

1 碳市场建设的理论和发展

1.1 碳排放权市场化交易理论

1.1.1 碳排放的负外部性

工业生产者通过使用化石能源获得经济利益，但同时排放过量二氧化碳导致全球变暖，威胁人类生存环境却无需付出代价，而其他人承受环境破坏的风险却无法得到补偿，这是一个典型的负外部性问题。

与污水排放等同样造成负外部性的问题不同，二氧化碳是大气重要组成部分，来源广泛且影响极其缓慢，政府无法准确获得排放信息并计算社会成本，也无法对确定的受害者进行补偿。叠加巨大的管理成本和权力寻租等风险，采用收费或税收等行政手段无法实现资源配置的帕累托最优[1]。

1.1.2 碳排放权市场理论的建立

早在1960年，芝加哥大学经济学教授科斯（Coase）提出只要能够明确产权，无论是将产权赋予生产者还是承受者，都可以利用市场手段达到平衡，进而解决负外部性问题[2]。戴尔斯（Dales）将其应用于环境污染治理上，并提出排污权交易的概念[3]。此后，蒙哥马利（Montgomery）、斯特恩（Stern）等分别论证了排放权交易相较于其他减排方式具有最低的成本和更高的效率[4,5]。1997年碳排放权交易被写入《京都议定书》，其后以欧盟排放权交易体系（EU-ETS）为代表的碳排放权交易市场纷纷建立。由于无法将产权赋予全人类，因此现有市场均是将“碳排放权”赋予生产者，包括电力、钢铁等工业企业。

1.2 我国碳交易市场建设和难点

自2013年起，北京、上海等七个省、直辖市启动了碳排放权交易试点。2017年底，国家发改委明确电力行业开始建设全国碳市场。根据一年建设、一年模拟、一年完善的安排，预计2020年内全国碳市场将正式运行，并于年内展开交易。

电力行业是我国温室气体排放最大的行业，且其完备的生产统计信息和严格的监管体系为全国碳市场“由易到难”建设提供了极为便利的条件。但发电机组特别是火电设备庞大复杂，建成后通过技术改进降低能耗成本大且周期长，因此减排基本意味着减产。而电力作为主要供能方式，产量的增减与经济发展密切相关。同时，我国电力行业仍处于市场化改革进程中，电力上网的调度机制不够灵活，电价形成主要依赖于政策，企业对发电量和价格缺乏自主权，碳排放权价格难以有效传递至电力市场[6]。尽管全国碳市场即将启动，但实际运行情况和效果仍有待观察。

2 疫情对全国碳市场的潜在影响

2.1 对宏观经济和电力行业的影响

新冠肺炎疫情爆发初期，我国迅速采取严格的防控措施，企业停产、消费场所关闭，以巨大的经济代价使疫情基本得到控制。根据国家统计局数据，一季度，我国GDP同比下降6.8%，其中固定资产投资同比名义下降16.1%，社会消费品零售总额同比名义下降19.0%，出口总值下降11.4%。

电力行业也受到严重影响，一季度全社会用电量同比下降6.5%，火电发电量（含燃气机组）同比下降约9%。同时数据显示，3月沿海六大发电企业电煤日耗水平同比下降20%以上。

3月以来，在我国疫情基本得到控制的情况下，海外疫情突然失控，进出口贸易继续承压。受出口的拖累，全年经济存在较大的下滑风险，电力需求不容乐观。

2.2 对全国碳市场的影响

2.2.1 总量控制目标难以确定

试点省市一般基于历史数据，综合考虑减排目标和经济发展设定配额总量。但随着我国经济进入新常态，以及产业结构不断优化，相同方式可能造成配额总量过剩[7]。全国碳市场交易细则虽未发布，但参考生态环境部《2019年发电行业重点排放单位（含自备电厂、热电联产）二氧化碳排放配额分配实施方案（试算版）》，全国碳市场计划配额总量大概率也是以上一年电（热）产量为基础进行核算。

但疫情使电力消费稳定增长的局面发生根本性扭转，特别是在全球疫情持续发酵的情况下，全年经济和电力需求更加难以预估，也直接造成了减排总量控制目标更加难以确定。

2.2.2 分配机制设计难度增大

为了保障市场正常运转，既要确保市场上有足够的配额用于流通交易，又要保持稀缺性以维持碳价，必然要求初始配额总量控制在合理范围内。虽然当前关于配额分配方法与总量应保持的数量关系已有部分研究[8]，且电力行业数据的高透明度也便于分配，但疫情造成了总量控制目标难以确定，也对初始分配机制的合理性提出了更大的考验。

此外，结合EU-ETS曾规定盈余配额不得结转而导致碳价降至0的教训，以及考虑碳市场信用问题，试点地区盈余配额很可能以附带条件（例如只能在试点地区交易和清缴）的方式结转至全国碳市场，对初始配额总量的控制更加困难。

2.2.3 边际收益提升降低主动减产意愿

燃料成本通常占火电企业总成本60%以上甚至更高，是企业最为敏感的部分。全国碳市场基本已确定市场初期阶段以免费配额为主，有偿配额总量较少且价格相对较低，在企业总成本中占比较小。疫情的影响在于发电量的减少导致电煤消耗量不断下降，煤炭价格稳中趋降，为煤电企业提供了更高的边际收益，远超相应碳排放所需付出的成本。在发电量普遍下滑的情况下，即使是高能耗企业也希望获得足够的电量份额，以覆盖固定成本并获得更多利润，而不愿意主动减产。

虽然全国碳市场的建立必然伴随着严格的行政处罚机制，对国有电力企业具有较高的约束力，但这属于行政手段发挥效用而非市场，不符合碳市场的理论和初衷。此外，发电企业实际生产中需要遵从调度的指令，即便愿意主动减产也存在困难。

2.2.4 市场信心面临极大挑战

全球变暖是一个涵盖了各国政治、法律、经济、道德和科技等所有领域的问题，世界各国存在着根深蒂固的观念和利益的冲突，只有全球合作才能实现人类整体福利的最大化[9]。对于二氧化碳的排放这一负外部性问题，在现有条件下无法真正实现“内部化”。作为全球第一大经济体的美国陆续退出了《京都议定书》和《巴黎协定》，欧盟碳市场也在运行数年后饱受各方利益诉求的困扰。

疫情的蔓延造成社会经济的停滞已成为众多西方国家的现状，在减排和提振经济之间做出选择是西方政治家们面临的巨大考验。自疫情爆发以来，陆续有欧洲汽车工业协会要求推迟碳排放规定实施，更有某些国家直接提出废除EU-ETS。随着新一轮国际经济竞争的展开，对行政命令有着强依赖性的碳排放市场可能沦为经济发展的牺牲品。这对即将起步的全国碳市场而言，稳定市场参与者的信心成为一个急需解决的问题。

3 对全国碳市场的相关建议

3.1 做好总量预测和初始配额分配方案

碳配额的总量控制目标和初始分配方案对碳市场有效、健康运行有着至关重要的作用。在当前疫情影响下，按照历史数据预测和确定全年碳排放控制总量可能会产生较大偏差，这将要求全国碳市场设计者加强宏观经济和产业发展研究分析，充分考虑电力供应量特别是火电发电量的变化，确保总量目标预测与实际的偏差控制在可接受范围内。结合总量控制目标和碳市场流通性需求，同时综合考虑试点市场盈余碳配额可能对全国碳市场造成的冲击，合理制定初始配额分配方案。

3.2 同步推进发电权交易市场

发电权交易虽然已初步开展，但交易总量较少，且多为远距离跨区交易，传输成本较大且输电通道限制较多。电煤价格下降及发电边际收益的提升，导致低效发电机组自愿减产的意愿降低，但同时也为发电权交易提供了更大的价格空间。

在满足电网安全性的前提下，如能将发电权交易进一步扩大，且允许同一区域内高、低能耗机组之间也开展发电权交易。在发电总量不变的情况下，既能通过电量转移实现减排，又能减少长距离跨区发电权交易的传输成本，并能更灵活地提升交易总量。对高能耗机组而言，可在获得发电权交易利润的同时实现减产以完成减排任务；对低能耗机组则可以优化负荷曲线进一步降低能耗，促进平均能耗水平的降低。

3.3 尽快出台配套政策稳定市场信心

建设碳排放市场的目标并非仅为了创造一种金融产品，而是以市场化手段促进全社会减排，同时通过成本传导倒逼企业采用更加绿色低碳的生产方式，为技术的进步创造空间，提升全民低碳意识，促进我国经济走上可持续、高质量的发展道路。因此，无论海外疫情何时得到控制，宏观经济环境如何变化，也不能改变建立碳市场的目的和初衷。建议有关部门结合碳市场前期建设情况，尽快出台碳市场建设系列文件，以明确碳市场的机制设计等细节问题，提升碳市场参与者的信心。

3.4 主动连接海外市场

区域碳排放权市场无论机制如何完善，都无法从根本上使碳排放这一负外部性问题内部化，而个别国家或地区在减排方面的努力，很可能被其他国家的无序排放而抵消。在当前疫情对全球经济造成极大挑战，并对EU-ETS等碳市场产生影响的时刻，我国应在继续坚定推进全国碳市场建设的同时，主动与海外碳市场在适当范围内进行连接。一方面，向全世界表明我国发展绿色低碳经济的决心，提振各类碳排放权市场信心；另一方面，通过与其他碳市场互补，加快完善全国碳市场机制，促进其成长并不断扩大影响力。

4 结语

突如其来的疫情不仅给社会经济运行和人民生活带来极大的影响，也给即将到来的全国碳市场带来了较大的不确定性。但疫情影响是短期的，而生态环境问题是全人类面临的长远挑战。我们应该坚持走可持续发展道路，加快出台有关政策，合理制定全国碳市场机制，使其真正发挥促进我国科技进步和经济高质量发展，实现全社会低成本减排的作用。