第一篇 中国建设市场化碳减排政策体系的政策研究

第一章 建立中国国家碳排放权交易市场

——国际经验与制度设计建议

一 引言

随着碳排放对我国环境影响越来越大，国家对于碳排放交易制度的关注度逐步提升。2009年11月，我国政府公布了行动目标，到2020年，将单位GDP二氧化碳排放量较2005年水平降低40%～45%; 2014年11月，我国与美国发布《气候变化联合声明》，中方承诺2030年左右达到碳排放峰值并争取尽早达峰；2015年6月，我国进一步明确到2030年二氧化碳排放强度比2005年下降60%～65%; 2015年9月，中、美两国再度发表《气候变化联合声明》，我国承诺到2017年启动全国碳排放交易体系。目前我国在7个省市进行的碳排放权交易市场（以下简称碳市场）试点工作进展顺利。随着试点工作的推进，全国性碳市场的建设也云开见月，日趋明朗。

理论上，碳市场能够以最小的成本实现减排目标。利用国家信息中心的可计算一般均衡模型SICGE进行的理论测算表明，对于我国设定的一定比例减排目标，若规定所有工业部门都以相同比例完成目标，相较将这些工业部门完全纳入碳市场而完成目标所付出的经济代价高出50%，而且此数值会随着时间的推移逐渐放大。但是，要想有效实施碳交易，碳市场的设计需要包含恰当的激励机制，并应考虑经济和体制环境。当前，我国碳市场顶层设计面对两方面挑战：一方面是不完善的市场环境，尤其是能源市场化改革远未结束；另一方面是如何与已有一系列控制碳排放的政策，包括广泛推行且具有约束力的能效标准和对可再生能源的大力支持政策等协调共存。

本章在借鉴国际上的碳市场机制，特别是在澳大利亚2012年发布的固定碳价的碳市场体系和欧盟碳排放交易体系（EU-ETS）基础上，重点讨论碳市场制度设计中的如下几方面核心问题：碳市场的覆盖范围（第二部分）；如何设定排放配额上限（第三部分）；是否要管理碳市场中的价格，如何管理（第四部分）；如何分配排放配额和如何分配碳价带来的财政收入（第五部分）；碳市场与电价管制及未来电力市场改革相容问题（第六部分）。

二 碳市场覆盖范围的设定

（一）确定碳市场覆盖范围的理论与国际经验

碳市场的首要目标是通过激励措施以最小成本实现减排。原则上，碳市场覆盖范围越广，成本越低、效果越好。不同地区和不同行业都是如此。另外，由于交易成本过高，碳市场最好将小排放源排除在外。这些排放源可以通过对化石燃料实行上游覆盖或对碳当量征收税费方式进行处置。

将某一温室气体排放源纳入碳市场需具备两个条件：①碳排放测量应达到一定规模并真实可靠。②监测、报告、审查及管理成本应低于纳入碳市场所带来的收益。对于纳入碳市场不具有经济效益的排放源，例如移动源，可考虑在其上游覆盖或征收等值碳税（费）。

目前国际上大多数碳市场都涵盖了电力行业化石燃料燃烧和重工业使用燃料带来的气体排放。这些排放源规模较大，测量相对精确、简便，成本较低，而且存在多种减排选择。其中澳大利亚的碳市场涵盖了各类工业过程排放的温室气体。欧盟碳市场的第三阶段开始于2013年，也将覆盖范围扩大到部分工业过程排放。此外，所有拥有碳市场的国家都对交通运输活动征收燃油税，并且征税水平远高于碳当量价格。

就现有的碳市场而言，仅有新西兰涵盖了部分农业和林业（以自愿加入的方式推行）。通常情况下，对小排放源和分散排放源进行MRV（测量、核查、报告）的现实困难是主要原因，而政治方面的考虑也是将农业排除在碳市场之外的原因。技术方面的难题主要在于难以以农民和单块耕地为单位对排放量进行准确测量，而且排放许可责任制的执行也有难度。同时，从政治角度讲，执行也是有难度的。但如果仅对大排放源有限排举措，而没有对小的排放源采取相应的减排要求和措施，在现实中，就会有一些大的排放主体故意将排放量降到临界点之下，从而降低整体效率，这也是需要平衡的问题。

目前欧盟对进入碳市场的要求是年排放二氧化碳2.5万吨，覆盖了1.1万多个排放主体；澳大利亚最初的碳市场标准也是年2.5万吨碳当量，涵盖了374个排放主体。有迹象显示，欧盟的项目涵盖了太多过小的排放主体，而它们并不具有有效参与碳交易的能力。很大一部分排放源既没有评估过减排方案，也没有执行过减排措施。对于这些小排放源来说，每年超过25万欧元的交易成本占据了合规成本很大的比例。

如图1-1所示，如果澳大利亚将标准提高到年排放量30万吨，还能够覆盖全国温室气体报告系统（化石燃料和工业排放，2010～2011年）中92%的排放主体；目前法定的2万吨标准涵盖了300个企业，其中200个公司的排放量之和仅占排放总量的8%。这就意味着提高标准虽然可能造成一定麻烦，却可以减少行政成本，而且不会对减排带来太大的不利影响，尽管排除更多的排放者可能导致在不同规模的公司之间有更大数量上的扭曲。

因此，如果有其他手段管理小型排放源，那么提高进入碳市场的排放源规模标准是十分明智的选择。

（二）碳排放源覆盖方式的选择

除了对二氧化碳直接排放点进行覆盖，还有一种选择是在碳链的上端对化石燃料进行覆盖。具体来说，就是在煤矿、进口商、炼油厂、天然气分销中心推行碳价，可简单称之为“上游覆盖”，与在燃料燃烧地点征收碳价的“下游覆盖”相对应。

在上游对燃料征收碳价，化石燃料供应者就不得不把抬高的成本转嫁给消费者，碳成本相应体现在下游使用过程中。与下游覆盖相比，上游覆盖优势在于可以极大减少工作量，MRV也会变得简便，交易成本也会降低，同时还可以涵盖几乎所有消耗化石能源的用户，即便是很小的企业和家庭也不例外，而这在一个单纯的下游覆盖体系中是不可能实现的。

但是实施上游覆盖的前提条件是燃料经销商所承担的碳价能够有效传递给用户，这样终端用户才有动力进行减排。如果价格传递过程被政府调控扰乱——比如政府规定燃料价格不许波动——那么这种上游覆盖体系只会减少供应商的利润，对能源消费模式不会产生影响，因为终端用户根本感受不到价格信号。在这种情况下，上游覆盖的做法就难有效果。

上游覆盖和下游覆盖是可以有机结合在一起的，在推行上游覆盖的同时对能源消耗大户直接推行下游覆盖，并免除其需要承担的燃料供应加价。在此制度下，化石燃料使用大户就会倾向于自己掌握配额而非承担高额的燃料价格，因为这样才能够整合自己的经营过程；或者通过先期购买排放配额而更好地管理财务风险，避免价格波动带来的冲击。

此外，在某些领域碳税（费）可以起到补充碳市场的作用。适用碳税（费）的具体情况如下：①对于某些排放主体，纳入碳市场的制度环境还不成熟；②对排放源的测量达不到碳市场的精度要求；③其他相关活动的税费体制已比较成熟，可以稍加调整加以利用，从而节约交易成本。

为最大限度节约成本，若在某些领域推行碳税或碳费体系，则需要税费标准随着碳市场中碳价的变化而不断调整。但现实中也可以根据需要而维持税费征收水平的相对稳定，不过为了保证减排效果，应让征收水平高于或低于交易体系中的平均碳价。

此外，还可以利用碳税（费）体系对某些行业进行倾斜性援助，不过这与碳市场机制具有相似性。在排放许可证制度之下，援助的形式通常是给予免费排放许可。而在碳税（费）制度下，援助形式可以是确定免税标准，也可以是现金补贴。与碳市场相比，碳税（费）的主要优势在于操作简便、覆盖面广、价格稳定并且可以灵活变通。劣势在于影响碳市场的进一步发展，而且执行碳税（费）的领域不能够直接参与全国性碳交易市场。如果碳税（费）与交易体系中碳价相差过多，减缓气候变化行动的效率也会受到影响。

表1-1对三种不同模式——直接许可证制度、上游覆盖制度和碳税（费）制度做了对比和总结。但事实上这三种制度并不是“非此即彼”的关系，相互融合已经是国际惯例：部分欧洲国家已经对全部或部分化石燃料征收碳税，并在碳市场建立后予以保留。澳大利亚前政府也对一些温室气体和用于交通运输的液体燃料征收碳税，很好应对了所产生的排放。与单纯的碳市场相比，这种复合体系显示出更大的优越性。

（三）对中国的建议

在已有原则和国际经验基础上，对于中国来说比较明智的做法是尽力实现碳价体系的宽领域覆盖，囊括电力的生产与消费、工业中直接使用的化石燃料、工业生产产生的排放以及交通运输和家用化石燃料产生的温室气体。

在具体操作过程中，除了直接的排放许可制度，还可以考虑在炼油厂和燃料分销层面推行上游覆盖制度，同时在其他一些特定领域推广碳税（费）（见表1-1）。

在试点的7个省市中，绝大多数都是依赖地区之外的发电厂供电，因此对发电厂征收碳价就变得困难（但仍然可以操作），同时也影响潜在的减排动力。大部分试点项目都根据电力的“间接排放”行为进行处置，但这种做法并不适用于全国范围碳市场。一是对于整个碳市场而言，增加了企业碳排放的计算和核查工作难度，即增加了管理成本；二是人为地将发电的碳排放量在用电企业和发电企业上进行分配，造成了一定的市场扭曲。因为这种排放量的分配就意味着将发电的总碳成本依照用电量比例在用电企业和发电企业间进行人为分配，这与由市场机制决定成本分担的结果会存在差异。理论上，碳成本在用电企业和发电企业间的分配除了取决于碳排放量的分担，还应该取决于各自的减排成本和减排能力的差异。而充分挖掘低成本减排潜力更是我们采用碳市场而不是行政手段进行减排的初衷所在。

首先，建议选择对碳价格反应较为敏感的行业先进入碳市场，地区上则尽量涵盖东、中、西部各省份。

利用国家信息中心可计算一般均衡模型（SICGE）进行测算，如图1-2所示，我国电力部门是对碳价格反应最敏感的部门，除此之外，钢铁、煤炭开采、化工等高耗能行业也都较为敏感，因此这些部门应该是进入碳市场的首选。

其次，根据碳市场特点，碳市场中企业的减排成本差异越大，越能够有效降低整体减排成本。如图1-3所示，各省份2007年投入产出表研究结果表明，同样的高排放行业，在欠发达地区的单位增加值排放量明显高于发达地区，显示出巨大的技术水平差异，也就意味着减排潜力和成本的巨大差异，因此全国性碳市场应尽快涵盖东中西各省份、行业，实现跨省份交易。

三 排放配额上限的设定

（一）确定碳市场配额上限的理论、影响因素分析

在碳市场运行中，政府只会发放有限的碳排放配额，并要求履约期结束时所有排放源的排放总和只能等于配额总量，这样在碳市场中，配额才具有稀缺性。一般而言，排放配额上限通常以年为单位进行计算，将各年份的上限额度连在一起就形成一条排放“轨迹”。政府允许早些年份发放的配额留到之后使用，也允许预支以后的配额。与发达国家相比，我国要确定排放上限和排放轨迹面临着巨大挑战，主要有三方面原因。

首先，目前全国和地区的排放目标以排放强度计算，而碳市场则需要明确规定绝对排放值并发放配额。所以绝对上限应当遵循整体的碳强度目标。如何在碳强度基础上制定绝对上限是关键问题。

其次，我国正在经历着快速的经济增长和巨大的结构调整，影响能源使用和碳排放的政策环境也在发生变化，利用市场手段进行减排经验明显不足，所以我国未来的排放轨迹面临着巨大的不确定性。因此，关于未来排放水平、减缓任务、上限对碳价影响等的预测也都是十分不准确的。

最后，碳市场并不能涵盖经济活动中的所有排放源，而且通常不会涵盖全国排放目标中的全部内容，不能根据全国二氧化碳排放控制目标简单设定碳市场配额上限。碳市场配额上限的设定需要保持一定灵活度，并根据没有涵盖领域的碳排放量的变化进行动态调整，确保国家减排目标的顺利达成。如果碳市场未涵盖领域的碳排放增长控制不力，就意味着碳市场覆盖的碳排放控制需要进一步加强，反之亦然。

在欧盟碳市场当中，立法规定排放上限需逐年递减。1.74%的年递减速度就充分考虑到欧盟2020年比1990年减排20%的目标。

澳大利亚前政府的碳市场规则中，也立法规定了一个轨迹和上限：2005～2010年期间，上限额度会减少1/3，之后以5年为单位对其进行调整。每年政府都会对后五年的管理做出安排，并接受独立运行的气候变化局提出的建议。这种方法较好地找到了平衡，既能给市场提供一定的可预测性，又能够根据情况变化调节上限。

我国2020年之前的减排目标目前仅涵盖了化石燃料燃烧产生的二氧化碳。考虑我国以煤为主的能源结构以及煤炭主要消耗在电力、冶金、建材和化工四个工业领域（90%以上）的情况，预计这四大行业耗煤产生的二氧化碳排放量占全国化石能源燃烧产生的二氧化碳排放量的65%以上，因此温室气体排放的控制仍主要与工业生产密切相关。据此，“十三五”时期，我国碳市场即使仅涵盖工业生产，其涵盖的二氧化碳排放占全国比重也将达到较高水平，对于我国在“十三五”时期完成国家二氧化碳排放控制目标具有重要意义。

不过，将以排放强度标识的国家减排目标转换为碳市场的绝对配额数量面临巨大挑战。目前国家减排目标是以碳强度界定的（2020年的碳强度比2005年降低40%～45%）。这个目标可以通过假设一个GDP的未来增速转化为绝对的排放数额。但是，实际排放额会不可避免地与预测有差异，而GDP增速也会与预测有出入。

由于我国正在经历高速的经济增长和巨大的结构调整，因此未来GDP增速也有很大的不确定性，国家减排目标下的绝对排放值也是不确定的。例如，如果2013～2020年的GDP年增速在9%，那么45%的碳强度减排目标就意味着在2012～2020年绝对排放值可以增长36%，也就是每年4%。相反，如果同一时段GDP增速仅为6%，同样45%的目标就意味着绝对排放值仅能增长9%，也就是每年1%。

以我国现在情况看，碳市场涵盖的工业生产领域的碳排放较好控制，而未覆盖的碳排放却不太可能采取迅速有效的措施控制，而且国际碳交易也不是一个十分可行的选择。比较合理的做法是让碳市场排放配额的上限与国家目标下的真实排放情况及GDP挂钩。

计算排放上限与GDP的关系有很多不同公式，其中之一是根据预期GDP增速确定一个默认的排放上限轨迹，之后根据预期GDP与上一年实际GDP差异进行调节：

无论选择哪种方式，计算上限的规则都必须事先设定好，而且规则不能频繁调整（欧盟碳市场交易上限计算规则就是频繁变动的）。之所以这样做，是为了让市场能够根据可观察的变量对碳排放许可的额度形成清晰预期，从而减少政策的不确定性。

（二）调整配额上限的主要措施

排放配额的存储和借贷为责任主体提供了时间上的灵活性，将排放配额的时间期限从一年延展至更长期限，可以有效防止碳价大幅波动。

排放配额可以理解为在现在或将来的一段时间内排放一吨碳的权利。拥有这样许可的人可以决定现在使用还是留到将来使用（也就是许可的“存储”）。存储就意味着一部分排放额度退出流通，那么当下的实际排放水平就会低于上限，但也可能导致未来的实际排放会高于上限值。相反，政府也可以允许排放主体透支未来的排放额度，这就是排放配额的“借贷”。

商品市场和金融市场的理论与实践显示（在没有大的技术革新、信息变化、政策变动的情况下），存储和借贷会使得排放配额的市场价格沿着一条远期价格曲线平稳上升（霍特林曲线）。随着时间的推移，配额的价格增长速度会与风险级别类似的资产趋同，不受排放上线轨道影响。任何成本、技术和政策的变化只会引起价格曲线的微调。

排放许可的储蓄在实际操作当中是被允许的，但通常会受各种限制。现有的碳市场都将排放许可的借贷限制在很小数额内，主要是由于担心大规模的借贷会推迟减排进程，还会削弱政府执行政策的力度。

四 碳价格管理制度与市场稳定机制

建立碳市场可以明确未来时期碳排放量控制目标，但相应内生的碳价格就难以管控了。如果实际排放值低于预期，或者减排成本较低，则碳价会低于预期。如此，应提高减排目标。相反，如果实际排放高于预期或者减排成本较高，则碳价也会高于预期。在此情况下，则应该降低减排目标，以避免成本过高。

在预期成本和收益不确定的基础上，经济理论显示，在治理全球温室气体排放过程中，价格控制要优于数量控制（Wietzman, 1974）。然而，就具体国家而言，上述理论并不适用，因为各个国家并不会把全球协作的效率视为自己的首要目标，而且减排目标也可以适时调整。迫于税收带来的政治压力，出于量化减排成果的愿望，或是由于管理企业负债的要求，各个国家通常会摒弃碳税而选择碳市场。

即便如此，各国政府和企业还是希望能够至少在一定程度上控制碳交易的价格。人们观念中会存在一个“舒适区”，希望在此范围内以合理的价格实现适度的减排。还有一个相关问题是稳定市场，避免碳价大幅度波动。

因此，综合而言，一个混合型的管理碳排放量和价格的解决方案更有可操作性。

（一）关于碳排放目标和降低碳排放成本的不确定因素

给定碳排放目标而内生的碳价格水平往往因为不确定性而波动。不确定性的来源主要有两个方面。

一方面来自潜在的碳排放增长轨迹的波动。这取决于经济增长速度、结构性调整的特点和速度，以及技术革新。这些都具有不确定性，同时市场对于碳价的反应也具有不确定性。例如，2008年以来全球金融危机带来的经济低迷就直接减缓了各国潜在的碳排放增长率。

二是关于在给定碳价格下的经济回应，或者反过来说，实现给定排放标准的成本。污染治理的市场工具表明，减少排放量所花费的成本通常比预期要便宜。

这两种不确定性都会导致配额价格出现显著波动。欧洲EU-ETS的碳排放配额价格的明显下跌，以及清洁发展机制下的CER价格的下跌，都是有力证据。

（二）固定碳价格做法——澳大利亚经验

澳大利亚前政府提出的碳定价体系规定最初三年采用固定价格（澳大利亚政府，2011 a）。2012年中期到2015年中期，该体系采用政府确定的价格，即每吨碳当量的价格在23～25.4澳元之间（147～163元人民币）。在此价格基础上，政府出售的许可证数量不受限制，因此也没有对颁发的许可证数量进行限制，但是不允许进行国际交易或是排放许可储蓄。

事实上，在严格规定价格的碳市场制度之下，碳价的功能类似于碳税，只不过很容易转化成市场交易机制，同时也很容易分发免费的排放配额。这种完全价格控制的机制存在一个优势，就是能够完全预测其对经济的影响，比如对消费者价格和排放主体合规成本的影响。这就有助于调整独立于市场价格的现金支付，有利于在政策实施之前对其影响获得合理预期。但其劣势在于没有反馈机制，可能导致减排成本过高或过低。

（三）确定碳价格下限和上限的做法

既使用数量控制又使用价格措施的手段称为“综合方案”。最经典的案例就是把市场价格控制在最低值（下限）和最高值（上限）之间的做法，有时也称之为“价格区间”（Jotzo, 2011; Mckibbin, 2009）。

价格下限能够确保在任何市场条件下，促进减排的最低限度的激励措施能够到位（Wood and Jotzo, 2011）。最低价格的规定可以防止交易价格跌破预定价格，并且在一定程度上消除投资风险，从而可以鼓励对低碳设备进行投资。

如果碳价机制不涉及其他补偿方案，那么价格下限就可以设定为拍卖时的底价，这样不仅可以减少流入市场的排放许可数目，而且能够使市场中的许可证实现保值。

价格上限可以防止碳价过高，可通过向市场发放额外排放许可证来实现。若旺盛的需求将许可价格推到接近上限的水平，政府就需要发放无限多的额外许可证。这种安排的作用类似于违规处罚——排放主体需要按固定价格支付未获得许可的排放。

还有一种更为“缓和”的价格上限，政府只以特定价格发放有限数目的额外许可证，之后允许价格根据市场需求上涨。操作时可以设定若干区间，价格每达到一定水平就发放相应数目的许可。这一规划可见于美国的《Waxman气候变化议案》（美国国会未能通过）。该法案已初具“保留制度”的雏形，一部分应正常发放的许可证会保留到市场价格达到一定水平时再发放。

在澳大利亚碳市场设计中，固定价格阶段结束后会实行为期三年的价格下限和上限相结合的制度（2015～2018年）。设置价格下限的目的是为了提振对于低碳投资的信心，并使国内工作维持在最低水平（Jotzo and Hatfield-Dodds, 2011）。考虑国际市场清洁发展机制补偿信用的交易价格较低，澳大利亚政府要求对所使用的国际排放额度追加费用，以确保消耗他国排放额度的实际成本能够达到最低价格水平（澳大利亚政府，2012）。

（四）对我国价格管理的建议

从长远来看，我国应允许市场价格与国际市场价格及远期价格预期挂钩而进行波动。这样做可以确保碳价差异最小化，降低全球减排行动的成本，同时最大限度减少对排放密集产业国际竞争力的影响。

但是，在建立全国碳市场的初期，由于经济增长速度和产业结构调整的巨大潜力，难以准确预测不采取减排措施情况下的排放轨迹，因此也就不可能量化任何具体的减排任务。即使人为设定了配额上限，碳价格水平也会存在很大的不确定性，价格也会产生很大波动。因此，比较合理的做法是推行价格管理机制，把碳价控制在“舒适区”内。

随着时间的推移，碳市场会经历一个从治理到自治的过程，关键在于市场初期。为此可以借鉴国际经验，有两种选择：①采取综合措施：要么确定价格上限和下限；要么通过灵活发放排放许可证来确保价格维持在预定范围。②市场建立初期，采用固定价格制度确保价格的确定性并为建立全国性交易体系准备时间；之后可以转化成交易体系，采用价格上限和下限制度或是灵活调整许可证供应的制度。随着时间的推移，可以逐步淘汰价格控制机制，扩大价格范围。一旦其他国家的碳市场成熟，我国还会逐步融入国际碳市场。

五 配额分配与财政收入支配

（一）将碳市场收益纳入财政系统统一考虑

是否应当把碳税收入返还给排放者和返还比例都取决于排放者能否把因碳价而抬升的生产成本转嫁给消费者。若排放主体能够自由地将碳价转嫁给消费者，就不需要考虑发放免费排放配额、免税和退税等问题。如果排放主体不能够改变价格——比如其竞争对手是不需要承担碳税的——根据经济学的分析，应该将部分碳价收入分配给它们。

澳大利亚的碳市场机制中，很大一部分拍卖配额收入都重新分配给家庭。目的很明确，就是抵消生活成本上涨给低收入家庭带来的冲击。

最初几年，许可证带来的近一半收入返还给相关产业，另外一半分配给中低收入家庭（澳大利亚政府，2011a）。

根据澳大利亚专家估算，其设计的碳市场机制在实施的前三年，平均每年会有约50亿澳元将以更低的所得税和更高的福利等形式返还给家庭。一小半的家庭援助会通过增加福利支出给老年人和失业者来实现，一多半会通过修改所得税体系来实现。这样，即使大多数低收入家庭不改变消费模式，他们所获得的补偿也会超过生活成本涨幅。而高收入家庭则将承担大部分净成本，因为他们获得的减税额度通常会小于生活成本的增幅。这种关注低收入家庭的援助模式就解决了碳价机制带来的最普遍的担忧，即电力成本的增加。

对于中等收入人群来说，由于所得税减幅大于碳价带来的通货膨胀，实际工资（名义工资除以价格水平）会有小幅上涨。这不仅能够鼓励人们就业，还能够抵消碳价政策带来的部分经济成本（澳大利亚政府，2011c; Phillips, 2012）。工资水平较低行业的兼职工作人群受到的影响会尤其积极。

相反，如果家庭援助没有采取减税形式，而是通过一次性支付而实现，那么就不会产生这么大的激励效果，而且价格上涨会导致实际工资下降（即使援助能够维持原有的生活水平）。相关行业也会得到可观援助。

目前，我国大部分碳市场试点地区都已明确表示要把财政收入的大部分甚至全部返还给排放者，操作方式主要是把配额免费分配给排放主体。一方面，实行试点项目的省市政府不希望本地产品在与其他地区产品竞争时由于碳成本而处于劣势；另一方面，对于发电厂商来说，这些安排也是合情合理的，因为我国电价受政府控制，即使发电成本增加，厂商也不能自己提价。但是对于电力领域的间接排放源来说，免费配额就不是很有必要。比如在建筑领域，业主可以通过提高租金等方式把碳价带来的增加的成本转嫁给消费者。

（二）免费配额分配方法

关于免费配额分配方法，国际上已经有若干成熟的选择，例如：

1．基于历史排放的分配或一次性支付

在此模式之下，分配免费排放配额的基础是企业历史排放水平，与碳市场运行时的排放额或产出额没有关系。这种模式能够充分激励责任主体降低碳强度并减少产出，因为在免费配额（或现金援助）不够条件下，减排就意味着生产成本的下降。

若要完全发挥效用，即使企业倒闭，在一定履约期内也仍要发放免费配额，否则一些排放密集的企业会仅仅为了享受返还的现金而维持运营。同时也要做出相关规定，给予行业内新成员相应的免费配额，以保证公平竞争。

需要注意的是，在碳市场运行之初要避免将未来免费配额的数目与宣布实行碳价机制后某年的排放值挂钩。比如2014年配额的数目与2013年的实际排放值挂钩。虽然这看起来符合排放逐年递减的逻辑，却削弱了企业进行减排的动力。如果一个企业获悉自己2014年的配额与2013年的排放量相关，那么这家企业在2013年就根本不会进行减排，因为2013年减排越多，2014年获得的配额就越少。

2．基于产出的分配

在此模式之下，配额数额与某一具体过程中某一产品的产量或某一活动的水平挂钩。这种方法能够激励排放主体降低碳强度，却不会降低产量。欧盟碳市场的第三阶段和澳大利亚碳市场就采用了这种模式。

如果产业无法将碳价转嫁给消费者，且政府想抵消碳价对产业竞争力的影响，那么这种模式是比较适宜的。从供方角度讲，这种模式能够刺激企业使用高能效设备，降低生产过程的排放量并使用低碳能源。如果外部竞争者不受碳市场约束，企业就不能够抬价，这种情况下基于产出分配模式是比较理想的，因为这种模式可以提高能效并淘汰落后产能。但是这种模式却起不到降低产量的效果（即使有也非常有限）。

3．基准线

在实际操作中，基于产量分配的最好执行方式就是确定一个基准线。比如，为每吨钢发放x个免费配额，并与该生产活动的平均排放强度或最佳做法保持一致。

欧盟的碳市场将所有排放者按能效进行排列，百分位数中的第90位就是相应的基准线。澳大利亚则根据整个行业的平均碳强度来确定基准线，之后给基准线内的一部分排放配备免费配额（排放最密集的产业为94.5%，其他一些生产活动为66%；援助比例每年递减1.3%）。为了获得更好的效果，应当对产品种类进行细分，为许可证的发放提供标准。

如果给每单元产量发放的免费配额过多，就相当于对企业进行补贴，刺激企业忽视效率而盲目扩大生产，结果会造成排放增加，适得其反。

欧盟EU-ETS设立之初主要根据历史排放额发放配额。2005～2012年，几乎所有配额都免费发放给各成员国的排放主体，给一些行业带来了暴利（Sijm, 2006）。从2013年开始的第三阶段，越来越多的配额开始通过拍卖形式发放。排放密集的外向型产业会根据产出和行业情况而获得一定免费配额，电力行业不会再获得免费配额。这样，成员国就能够把一部分碳收入纳入预算，用于对家庭的援助。

在澳大利亚前政府的碳市场设计中，排放密集的外向型产业（炼钢、炼铝等）每年会获得30亿澳元以上的免费配额，与产品种类和产量挂钩。基准线与产量根据各个具体行业情况而定。这样做的目的是为了弥补企业在国际市场上丧失的竞争力，同时鼓励企业提高效率。排放最密集产业的94.5%和其他一些生产活动66%的排放都会获得许可；援助比例每年递减1.3%。澳大利亚生产力委员会负责对这些安排做定期审查、分析和汇报，根据其他国家政策环境和市场情况来决定这些安排是否应予以保留。

（三）对我国的建议

在设立碳市场过程中，我国政府应仔细考虑各方需要，如向行业发放免费配额、将财政收入用于援助家庭或支援其他项目等。免费配额数额过多则会带来一定机会成本。

同时，建议将拍卖配额的收入分配与国家税收体制统一起来考虑。例如，可以将碳价收入的一部分用于其他气候变化项目或通过减税和福利支出等方式对家庭进行援助。

在向产业发放免费配额和进行其他援助时，应仔细规划实施方式，以避免削弱减排的动力。应对各项援助进行定期审查，并且要随着时间的推移逐渐减少对企业的援助力度。

六 碳市场与电力市场的协调

（一）碳市场对电力市场的潜在影响

从全球来看，电力部门一直都是主要的排放源。如何在碳市场建立过程中确保与电力市场机制的相互融合，对于发挥碳市场的减排作用至关重要。从国际做法来看，主要是将发电排放作为直接排放纳入碳市场，并从以下方面降低碳排放：

优化电源投资结构。增加低碳电源的投资规模，例如可再生能源发电和清洁高效的燃煤发电技术等。

优化电力调度。碳市场使得低碳电源在上网调度排序中前移、运行时间增加，而高排放工厂的运行时间则会减少。排放最密集的工厂成本涨幅也最大，因此在供电时处于劣势。

降低电力需求。电力企业会将一部分碳成本通过提高电价向下游传导，从而降低电力需求。

但是在电价管制情况下，由于无法通过提高电价向下游传导碳成本，电力企业将面临高额碳成本。在此情况下，应对做法通常包括提高管制电价或者发放免费配额。

（二）应对电价管制的碳市场规则

1．要求发电厂商购买配额并且提高电价，确保增加的收入能够与碳价提升成本持平。这种方法不需要发放免费配额，同时拍卖配额的收入还可以供政府所用，而且电力行业的整体盈利水平基本没有变化。问题是这种方法通过行政手段抬高电价，电价不能灵活变动，不利于优化电源调度。此外，电价调整不可能和市场化的碳价格一致，还会进一步加大电力市场的扭曲。

2．如果维持电价管制不变，就需要考虑发放免费的排放配额。一种方案是按照祖父法根据历史排放量来分配配额，但这种方案的一个主要问题在于如何对待行业新成员。虽然可以为他们预留一部分许可，却很难预测新成员数目和类型。考虑我国未来电力行业仍将快速发展，这种配额分配方法问题较大。另一种方案是依产量发放配额：每个发电厂商所发的每单位电都会获得确定数目的配额。这种方案若想有效运行，就需要给所有发电厂商平均发放许可——甚至包括核电厂和新能源发电厂（它们会把许可卖给其他排放主体）。基于产量的分配方式能够充分刺激整个电力行业进行减排。由于低排放厂商所承担的碳成本较低但获得的配额数目一样，所以这种方式会在企业内部起到优化供电顺序的目的。同时，由于低排放厂商盈利能力更强，这种方式还会起到优化投资的效果。然而，如果采用全行业统一基准来进行基于产量的分配，为了使高排放量的发电厂达到足够补贴水平，整个电力部门就会需要非常多的免费配额。

3．尝试覆盖用电产生的间接排放源。在当前电价管制情况下，各地方试点还尝试引入间接排放配额覆盖下游用户的用电行为。但是理论分析表明，为了提高性价比，电力供应方和需求方的碳价应当保持一致，这样理论上在两个碳价体系间可以进行排放许可的买卖。

对于未来全国碳市场而言，引入间接排放权的做法可能存在过高的管理成本。但是为了有效促进电力用户节电，建议总体上采用上游覆盖与下游覆盖相结合的方式。上游覆盖包括对销售的电力征收碳税或将电力经销商引入碳市场；下游覆盖主要是将用电大户引入碳市场参与配额制度。

上游覆盖体系会囊括因用电而产生的所有间接排放，最简单的方式是对所有销售的电力征收碳税。但是上游覆盖却不利于扩大碳市场，也不利于积累碳交易的经验。

我国电力市场改革中提出了引入电力市场经销商的做法，经销商的排放量根据其销售电量核算。这种模式中的责任主体数目较少，却能涵盖所有的排放。从性价比和覆盖面角度看，这是较优的选择。但是政策必须允许电力经销商提高电价来降低碳成本。

七 本章小结

建立全国性碳市场能够为我国低成本地减缓气候变化带来巨大机遇。我国经济发展迅速，但减缓气候变化的政策都是由政府完全主导，且能源价格的很多方面也受政府调控，因此基于市场的减排政策工具备受期待。碳定价机制能够成为市场改革，特别是能源和电力领域改革进一步发展的催化剂。

本章结合澳大利亚和欧盟的经验，探讨了我国建立全国碳价体系时需要面对的一系列政策设计问题，并有以下结论：

扩大碳市场机制的覆盖面能够增加碳市场有效性，但不需要将所有的排放者直接纳入碳价体系，上游排放许可责任制度和等价的碳税（费）等方式可以扩大覆盖面、削减交易成本、降低管理难度。

由于我国经济增长较快，因此要把碳强度目标转化为一个绝对的排放许可上限是有一定难度的，需要定期对碳市场中的绝对上限值进行调节。

从长期来看，我国也应建立类似他国的浮动碳价。但是在碳市场建立初期，进行价格管控的可能性比较大，方法包括固定定价模型、设定价格下限和上限、调节配额供应等。如果采取价格控制手段，也应分阶段进行，先从固定价格开始，逐步向国际碳市场价格靠拢。

考虑机会成本和补贴可能带来的风险，以免费配额形式进行的产业援助应仔细斟酌、计算。目前国际上的最佳做法是拍卖部分配额，并将这部分收益用于家庭援助、削减其他税项或支援其他政策措施。为不降低减排动力，给产业发放的免费配额需要经过仔细设计。建议订立相关条款，定期审查并逐步淘汰各项补贴。

我国要推行市场化的减缓气候变化措施，最大挑战在于如何使碳市场在电价管制下发挥作用，因此有必要建立一个统筹考虑的灵活应对机制。但归根结底，需要让能源价格市场化。