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建立全国统一碳交易市场还有多远

近期,海南首个碳排放权交易中心落户三亚,我国在建立全国统一的碳交易市场方面又迈出重要一步。

碳市场建设是一项复杂的系统工程,尤其是对于全国统一碳市场而言,需要完善的制度条件和系统设计,包括确定市场范围,设定配额总量,选择配额分配方式,建设相对完善的监测、报告与核查制度,建立健全市场调控机制等。每个要素的设计与实施都会影响碳市场的减排效果,并对区域经济协调发展、产业结构演化等产生广泛而深远的影响。

2013年以来,我国已在北京、天津、上海、重庆、湖北、深圳、广东开展了碳交易试点工作。各个碳交易试点市场都有各自不同的特点,体现在行业覆盖范围、纳入标准、核查规范、配额分配方法等方面。不同试点地区的探索都为建设全国性的碳市场提供了借鉴。可以总结出以下几点经验。

一是配额分配需要考虑未来的不确定因素,并引入市场调控机制。试点期间,多个地区的配额是基于历史排放基准而分配的,在实行中存在很多问题,关键一点是配额分配与实际情况差距较大,这主要是由于行业景气周期发生的结构性变化。比如在某些地区,钢铁行业不景气,但是电力行业却处于满负荷运行阶段,基于历史排放情况的配额分配却导致钢铁行业的配额紧张,而电力行业分配较为宽松。这就导致配额分配和行业的不匹配,增加了碳排放权交易成本,降低了效率。因此,引入调控机制是必要的,这有利于减少配额分配与企业未来生产能力预估不准确带来的偏差。

二是排放主体的碳交易参与程度有待加强。试点期间,多数地区的非履约时期,碳交易市场较为冷清。其原因可以归结到企业主体参与度和碳交易制度设计两方面。前者包括生产企业对于未来配额分配的担心,倾向于储蓄现有配额;某些企业还没有建立完善的碳管理体系,企业缺乏专业性人才等。后者包括政策不稳定给企业造成了一定的执行成本,加大了对未来的风险预期;碳交易市场的透明度有待提高等。

三是缓解电力端排放的控制难题。电力行业是我国最大的温室气体排放部门,目前电价的形成仍处于政府管制范畴,碳市场价格信号不能对电力消费端的碳减排形成有效的激励。从长期来看,我国需要加快电力行业改革进程,理顺电价形成机制,使得电力价格和碳价格能够有效互动,真正降低我国的碳排放。

碳市场是以制度法则为基础的市场,每个关键要素设计都将对油气等能源行业发展产生广泛影响。首先,油气行业作为重点排放行业被纳入全国碳市场,行业发展会受到碳市场与其他能源环境政策的共同影响。如“十二五”期间,我国能源资源约束性指标包括单位GDP碳排放下降17%,非化石能源比重提高到11%等。每一个政策目标都伴随着相应的政策措施,多个政策工具交叉并行存在协同效应。这客观上对油气行业提出了更高要求,不仅要适应碳市场的发展潮流,积极参与碳资产相关项目的开发与管理,抓住机遇;而且需要加快能源技术创新,建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系,提高非化石能源比重,推动煤炭等化石能源清洁高效利用。

其次,我国油气领域市场竞争主体不足,市场机制、价格机制有待进一步健全。全国统一碳市场的建立为企业清洁生产提供了竞争性平台,这将导致未来的环保监管更加严格,进而倒逼炼油企业等加速产业升级,强化技术、产品、工艺创新,提高炼油能效及产品质量。

最后,全国统一碳市场的建立将加快区域资金流动,这为石油石化企业发展股权多元化和混合所有制,从而提升竞争力提供了便利条件。在全国统一碳市场下,中西部资源富裕地区是主要的碳排放配额出售地区,因碳交易而带来的资金有利于让油气企业做优资本存量、做大资本增量,这也将倒逼企业内部机制改革,释放内部活力,提高油气企业运营效率,并通过发挥各种资本优势,打造新的经济竞争力。

总体来说,全国统一碳市场的建立,一方面有利于推动油气行业改革进程,提升油气行业自身的资源配置效率,释放竞争性环节市场活力和油气企业活力;另一方面有利于通过市场机制加快包括天然气在内的清洁能源替代应用,促进油气行业绿色发展。

来源:中国石油新闻中心