2021-07-22 09:59:32 中国新闻周刊 　 作者： 徐天  

建设四年的全国碳排放权交易市场，7月16日上午启动上线交易。首日开盘价为48元/吨，9时32分，首笔交易撮合成功，16万吨的交易总额为790万元。

首批纳入碳市场覆盖企业的碳排放量超过40亿吨二氧化碳，这意味着中国的碳交易市场一经启动，就将成为全球覆盖温室气体排放量规模最大的碳市场。

发电行业成为首个纳入全国碳市场的行业，纳入的重点排放单位超过2200家。长江学者、厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强告诉记者》，对于普通人而言，碳市场的开启目前不会、但最终可能会影响居民电价。

碳价将会走高

全球第一个碳排放权交易市场由欧盟在2005年1月启动，也是此前世界上最大的碳交易市场。截至2020年4月，实行碳排放权交易政策的国际气候协议缔约国有31个，包括欧盟、韩国等。

什么是碳排放权交易？环保领域有一个原则，“谁污染谁付费”，因此，温室气体排放者需要为排放一定量的温室气体的权利支付费用，碳排放权交易也就应运而生。

根据碳达峰、碳中和的目标，政府确定整体减排目标，通过配额制度，将初始碳排放权分配给纳入交易体系的企业。一部分碳排放控制在行业平均线以上的企业会有自己用不完的配额，从而拿来交易，成为卖方；而那些在行业平均线以下的企业，则需要购买自身不足的碳配额。

在全国碳排放权交易市场上线之前，中国已有两省五市开展了碳排放权交易地方试点，分别是北京、天津、上海、重庆、湖北、广东、深圳。试点交易从2013年到2021年6月，七省、市累计配额成交量4.8亿吨二氧化碳当量，成交额约114亿元。

从几年的试点以及此次全国碳交易市场来看，中国与欧盟的碳市场较大的区别在于配额方式以及碳价水平，而这二者又是密切相关的：在配额交易过程中，上下浮动的价格就是碳价。

中国当前对配额以强度控制为基本思路。所谓强度控制，就是单位GDP的二氧化碳排放量。生态环境部副部长赵英民此前介绍，不同企业配额不同，主要是根据生态环境部的摸底测算，基于企业的实际产出量，并对标行业先进碳排放水平来发放配额。也就是说，中国不设绝对的排放总量上限，这与世界上大多数国家和地区采取的碳交易模式是不一样的。

欧盟的模式是总量控制，十多年前，各成员国为了给本国企业提供更宽松的环境，在申报碳减排量时往往有所夸大，造成配额总量上限过高，甚至因此使2007年欧盟的碳价一度下降到零。此后，欧盟一直在缩减配额，一方面是缩减排放配额总量和免费配额的数量；另一方面，推动碳排放市场建设，加大配额拍卖比重。

另一个不同之处在于，中国对配额实行免费发放，而欧盟的配额拍卖比重已有40％。华北电力大学经济与管理学院教授袁家海对《中国新闻周刊》指出，从欧盟的情况看，配额进行交易之前，已有一个拍卖价格，因此碳价会向上走。

目前，欧盟的碳价为每吨50欧元左右。而从全国试点来看，近两年加权平均碳价约为每吨40元人民币左右。全国碳市场开市首日，碳排放配额价为48元/吨，首笔交易价格为52.78元/吨，相较国际水平偏低。

中国的碳价过低，是这几年试点中始终被业界探讨的一个问题。林伯强认为，碳价是整个碳市场的灵魂。虽然碳价由市场决定，但归根结底，要看政府发放的配额多少。配额太多，企业不需要额外购买，碳价自然低。配额收紧，碳价则会提高。对企业而言，碳价过低对节能减排的影响不痛不痒，降低企业积极性；碳价过高，会给高碳企业，尤其是制造业带来较大的压力，影响其竞争力。

林伯强预测，随着更多行业被纳入碳市场，政府会逐渐收紧配额，碳价将会走高。而在这个过程中，“政府需要通过配额是不是免费发放、要发放多少，在经济增长的可承受范围之内找平衡”。

由中国碳论坛、ICF国际咨询以及北京中创碳投共同编写的《2020年中国碳价调查报告》预测，到2030年碳价有望达到93元/吨，并于本世纪中叶超过167元/吨。

电价成本也会增加

发电行业是首个纳入全国碳市场的行业。此前，在国内的七省市试点中，覆盖了电力、钢铁、水泥20多个行业近3000家重点排放单位。而在全国碳市场中，目前只纳入了电力行业。

生态环境部应对气候变化司司长李高此前在接受《中国新闻周刊》采访时指出，主要有四方面的考量：首先，发电行业数据基础较好、产品单一，排放数据计量设施完备，数据管理规范且易于核实，配额分配简便易行。其次，行业排放量较大，年排放二氧化碳超过了40亿吨。第三，行业以大型企业为主，易于管理。第四，从国际经验看，电力行业都是各国碳市场优先选择纳入的行业。

纳入全国碳市场，必然会对发电行业产生影响。事实上，中国的煤电行业已经深陷亏损泥潭多年，亏损面长期高达50％。根据国资委的公开信息，截至2018年末，五大电力央企——国家能源集团、华能、大唐、国电投、华电负债总额1.1万亿元，平均资产负债率73.1％，亏损面54.2％，累计亏损379.6亿元。

今年，这一现象更为突出。包括煤炭在内的大宗商品价格大幅上涨，一批发电企业在进入碳市场后，还将为购买配额支付碳价。袁家海说，全国碳交易市场建设的四年，事实上遇到了很大的阻力，发电企业普遍抱怨，在当前的亏损之下再承担碳价，是不是会加剧困境？电力供应、民生如何保障？

在此前的试点中，据林伯强了解，就曾出现因企业资金不足、对碳价无法结算的情形，“理论上是可以强制执行的，但如果因此逼倒一个企业，谁来负责？”

中国每度电的含碳量达60％甚至70％，碳成本增加，每度电的成本会相应增加。林伯强说，在理想模式下，碳价传导到电价、电价从上游传导到下游，每个用户都应为此买单。但目前为止，电价成本在下游并没有出口，居民电价尚未因此有改变。

袁家海指出，未来发电企业报价，会有一段博弈的过程。不缺配额的发电企业，不会有什么变化。但需要购买配额的发电企业，会将自己的碳成本折算进报价中。

碳交易成本走高，一方面，发电企业会改进碳排放技术，增加更环保的新能源发电量，这也正是碳市场建立的题中之义；另一方面，林伯强认为，电价改革必然要提上日程。

6月底，国家发改委在答复网友提问时，提及居民电价改革引发关注：与国际上其他国家相比，我国居民电价偏低，工商业电价偏高。接下来，将完善居民阶梯电价制度，逐步缓解电价交叉补贴，使电力价格更好地反映供电成本，还原电力的商品属性，形成更加充分反映用电成本、供求关系和资源稀缺程度的居民电价机制。