我国碳市场的规则设计应适应电价市场化大趋势

来源:经济预测部   作者:李继峰   时间:2017-08-21

自国家“十二五”规划纲要中明确提出建立碳排放交易体系(以下简称碳市场)以来,经过多年的准备全国碳市场终于有望在2017年建立。电力行业作为最大的固定碳排放源必然纳入其中,但如何利用碳市场促进电力企业降低碳排放目前还没有在碳市场规则设计中得到充分重视。特别是,“十三五”是碳市场开始运行的起步阶段,也是我国电力体制改革的攻坚期,如何让碳市场在规则设计上与电力体制改革动态相容,是当前迫切需要解决的挑战。本报告对此进行了分析,并提出相关对策建议。

一、电改迅速推进,电价市场化将逐渐形成

随着电力体制改革的不断深化,电价市场化是必然趋势,这对于我国即将建立的碳市场具有重要意义。20153月,中央发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号文),突出了“三有序、一独立、三强化”的改革重点,其中“有序放开输配以外的竞争性环节电价”意味着电价最终将突破现行的政府指导定价机制,由市场供需情况决定。首先,尽管完全放开电价还不会一蹴而就,但从目前电改的进展来看,随着输配电价格改革的快速推进,全面电价管制的存在必要性在逐步下降。其次,各地试点都在以大用户直供为突破口,迅速提高直接交易电量的规模,逐步形成了管制电价和市场电价并存的灵活双轨制,成为电价向市场化机制顺利转型的有效路径。第三,2015年国家发展改革委发布了新的煤电联动规则,提出了明确的电-煤价格联动计算公式,未来煤电上网电价和销售电价将根据上年的煤炭价格走势进行相应调整。这令未来减排政策造成的煤价上升也有可能向下游传递。

二、电价市场化将对提高碳市场有效性具有重要意义

电价市场化对于碳市场的减排作用主要有三个方面。一是促进发电企业技术进步和优化电源结构;二是促进碳市场范围内的电力用户节约用电;三是促进碳市场范围外的电力用户节约用电。根据我国行政管理部门的职责分工,电源结构的优化在很大程度上决定于能源主管部门对可再生能源发电的规划,因此碳市场的作用主要体现为促进下游用户节电而带来的减排。

定量分析也表明,在电价市场化前提下,碳市场的减排作用相当可观。应用可计算一般均衡模型(CGE)对2017-2020年碳市场运转的减排效果进行定量分析表明,与维持当前电价管制情景相比,在电价双轨制情景下,按市场化电价销售电量的比重越高,用电需求减少的就越多。若电价完全市场化,则2020年全社会电力需求会减少1000亿电量需求(或减少1.4%;若这些边际减量都来自煤电,相当于减少了8200万吨碳排放。因此尽量将碳市场中发电企业的碳成本通过电价调整传导到所有下游用户是充分发挥碳市场减排作用的重要条件。

另一方面,碳市场中的碳价格反映的是减排的边际成本,也是衡量碳市场规则有效性的重要指标。完成相同的减排目标,碳价格越低证明其规则设计越有效,反之亦然。仍然利用CGE进行的测算表明,在相同减排目标下,2017-2020年若维持现行电价管制,则碳价将比没有电价管制的情况下高18%32%。这是因为,电价管制抑制了对电力部门低成本减排潜力的挖掘,而相应增加其他部门的减排压力,进而导致总体上减排成本上升。因此促进电价市场化不但对电力行业减排有利,而且还将显著降低其中的其他企业的减排压力。

三、政策建议

综上分析,我国未来碳市场若要充分发挥电力部门的减排潜力,必须要考虑当前电价双轨制和未来电力改革的推进情况,所制定的规则要具有与电价市场化进程动态相容的灵活性。为此提出三条政策建议:

(一)适应电价市场化改革快速推进的大趋势,在碳市场的规则设计上,将发电产生的碳排放计入电力部门

在电价市场化前提下,发电产生的碳排放计入电力企业,可通过市场化的电价调整有效地向下游传导碳成本。如前所述,这种设置一方面能够把碳市场的减排效果向所有下游用户传导,最大限度地提高电力行业的减排效果;更重要的是,由于不需要核算每个下游用户用电产生的碳排放,简化了碳市场中企业的排放量核算方法,降低了监管成本。公开数据表明,欧洲碳市场排放交易机制中,每个企业的年度碳排放核查成本超过25万欧元;我国碳市场试点中企业的碳排放核查成本也要2-5万人民币。核查成本给企业带来的支出负担不容忽视。简化企业的碳排放计算方法学,降低核查成本对于激励企业参与碳市场的意义越来越大。

我国当前碳市场地方试点的一些相关做法不宜向全国推广。我国2013年以来推进的碳市场地方试点中,部分试点尝试将企业用电产生的间接排放计入用电企业,同时为了避免重复计算,对于本地发电企业仅计入自用电部分对应的碳排放。这种做法实际上是受到了试点的地域限制,也是应对我国之前电价管制的无奈之举,目前已不适宜向全国碳市场推广。原因如下:一是对于整个碳市场而言,增加了企业碳排放的计算方法学和核查工作的难度,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的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。

因此,在全国碳市场的规则设计中,考虑到我国正在大力推进的电价市场化改革,在发电碳排放量的核算和归属上应将其全部归入发电企业,并以此为基础进行碳市场其他相关规则的设计。

(二)在当前电价双轨制中,将碳成本明确引入新的煤电联动机制

虽然通过市场交易完成的电量规模越来越大,但不可否认的是,“十三五”基于发电计划实施的电量仍将占主要地位,而这部分电量的上网电价和销售电价仍然在政府管制下。虽然政府于2015年公布了煤电机组的上网电价和销售电价的计算公式,确定了煤电联动的具体原则,但是在上网电价公式中还没有明确考虑火电发电企业未来进入碳市场后的碳成本。因此,建议有关部门在明年碳市场建立之前能够对煤电联动公式做出相应调整,以确保煤电企业的碳成本能够顺利向下游传导;其次,当前煤电联动以年为周期进行调整的设置可能也与碳市场中碳价格的波动性不匹配,建议适当缩短电价调整周期。

(三)随着电价市场化机制的初步建立,电力部门的免费碳排放配额分配宜紧不宜松

在电价完全市场化的环境下,电力企业可以通过电价调整向下游转移部分碳成本,因此理论上不应该给电力企业免费配额。但在当前电价双轨制环境下,为了抵消发电企业应该向下游传递但没有传递出去的碳成本,应该赋予一定数量的免费配额。在“十三五”碳市场建设初期,应以此为原则认真核算并从紧为电力企业设置初始免费配额数量,避免过多发放。同时随着市场交易电量比重不断扩大、以及煤电联动机制的不断完善,还要相应减少免费配额数量。根据欧盟排放交易机制的教训,免费配额过多、配额收紧的过程太慢,是造成碳市场交易清淡、价格持续走低的首要原因,以至于市场对欧盟排放交易机制减排有效性的质疑声音越来越大。考虑到我国电力企业的碳排放量远超其他行业,而且电力系统中的非市场化因素的影响依然很大,因此如果不能在开始就“以壮士断腕”的勇气从紧设置免费配额规模,此后的改革的阻力可能更大,不利于碳市场作用的充分发挥。



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