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1、总量管制与交易制度碳排放控制之柄（完整版）实用资料(可以直接使用，可编辑 完整版实用资料，欢迎下载）关注 总量管制与交易制度：碳排放控制之柄【EnergyBiz杂志2021年5/6月刊托尼怀特（Tony White）撰文】题：实现二氧化碳排放预计美国将很快颁布限制二氧化碳排放量的总量管制与交易制度（cap-and-trade）。EnergyBiz杂志邀请托尼怀特说明了这一制度在欧洲的实施情况，以及美国应从中吸取的教训。怀特曾就碳排放配额交易政策向欧盟和英国提出建议，他在这一领域被公认为是全世界最权威的人士之一（编者注）。鉴于最后三名总统候选人在控制温室气体排放的必要性上取得了共识，美国总统竞选
2、辩论转向为所需措施的相关议题。近几个月，总量管制与交易制度似乎获得了比碳税更高的优势，成为激励当前经济进行必要变革的最佳机制。这或许是因为它与欧洲目前实施的以及其他国家即将实施的机制遥相呼应。但围绕它的争论远不会就此停息。无论如何，欧洲的经验已经证明总量管制与交易机制并不都是相同的。每个机制的执行细节对最终成效都会产生重要影响，消费者最终将面对的价格和实际减排效果都会有所不同。根据总量管制与交易制度，运营设施在必须根据其一定时期内的排放量交回等量的排放许可（即每一公吨二氧化碳的排放权，也称“配额”）。实践证明，这些配额在欧洲进行交易的价格主要受下述三种因素影响：基本面，由该时期内的排放量配额（
3、即“总量控制”）和不受该机制限制（如照常运营，BAUbusiness as 主办单位：中国电力企业联合会国际合作部编辑出版：能源参考编辑部通信地址：河北保定市高新技术开发区复兴路118号科技楼A座315室邮 编：071051电 话：0312-3335351传 真：0312-3335351-8008网 址： :/ cec.org E-mail：cecintlcec.org 主 编：李 斌责任主编：许光滨 刘冬野执行编辑：张 强 刘 亮 张伟红编 译：连 倩 李泉刘 学 马国明美 编：李志琴出版日期：2021年11月10日 版权公告 本刊所有文章、新闻、信息和各种专题资料均为能源参考编辑部版权所有
4、，未经协议授权，请勿擅自使用。usual）情况下可能产生的排放量决定。该因素与减排边际成本相关联。配额体系的设置，或其管理特点，如减排期持续时间、限额分配方式以及是否可从外部市场（如京都议定书确定的清洁发展机制所产生的市场）购买限额。交易商的行为或行动，对其产生影响的并不只有金融方面因素。企业结构、内部激励机制和其他因素都会影响价格。这些机制无不包含诸多要素，落实总量管制与交易制度时必须将它们都考虑在内。了解其中每个因素对欧洲所实施的机制产生的影响对我们很有启迪意义。基本面欧盟温室气体排放交易机制（EUETS）经历了自2005年1月至2007年12月的试行期。这一试行期为时较短，加之缺少对价格
5、波动的任何记录，没有人愿意为减排而专门投入资金，最快捷的方法就是考察是否能通过修改企业的运营流程来实现减排。无论如何，实现减排最简单的办法就是让电力行业减少对廉价而高污染的燃煤发电厂的利用率，增加污染较少的燃气发电厂的发电量，而后者的边际生产成本相对较高。通过分析欧洲所有发电厂的运营成本，即可建立“减排曲线图”，显示出在配额价格升高时，电力行业的排放量会如何降低。图1所示为EUETS机制下的减排曲线图，该图制定依据为2005年预计的2005至2007三年期间商业设施在照常运营情况下的排放量。如图一所示，根据分析结果，配额价格可直接从减排曲线中看出。若“总量”为65亿吨二氧化碳，根据煤炭和天然气
6、的“中间”预期价，配额价格将为每公吨50欧元左右。当然，根据煤炭和天然气的价格，实际配额价格将如图1所示。最终结果受到最终电力需求量的影响，其他影响因素包括经济活动、气候变化以及非化石燃料发电厂（如核电厂）的发电量。通过粗略估算，配额价格基本上与燃煤发电厂的运营成本（包括配额的购买成本）相挂钩，基本等同于天然气发电厂的平均价格。诚然，在EUETS实施的前15个月，实际配额价格是与这一“延伸转变价格”紧密相连的，如图2所示。图中曲线显示了第一阶段和第二阶段的配额价格，后者持续时间为2021年1月至2021年12月。第一阶段曲线图表明，在照常运营、碳排放价格未定的情况下，二氧化碳排放量预计最高达6
7、7亿吨，如图中最右侧数值所示。随着排放信用额价格（左侧的竖轴）增加，排放量开始降低。减排曲线显示碳排放价格与商业设施的减排量相呼应。配额价格对煤炭和天然气的相对价格非常敏感。煤炭与天然气的相对价格越高，企业就越倾向于利用天然气发电，而不是高污染的燃煤发电。红色曲线为2005至2007年第一阶段欧盟排放配额（EUA）价格（左侧竖轴），蓝色曲线为2021至2021年第二阶段价格。黑色曲线代表使企业降低对普通燃煤发电厂的利用率、提高中上水平天然气发电厂的利用率（即燃料转变）所需的EUA价格。如图所示，2006年4月发布第一阶段试行数据后，由于市场意识到该阶段配额供过于求，第一阶段的碳配额价格暴跌。自
8、2004年起与第一阶段碳配额一同进行交易的第二阶段配额价格最终回复到正常价值，这是因为两个阶段是互不相连的。尽管实际配额价格与延伸价格波动一致，但其实际所处层面完全不同；实际价格仅相当于延伸价格的三分之一左右。因此，实际价格看上去只有基本面考量预计的三分之一。图中曲线同时显示出，2006年4月化石燃料价格虽然没有相应变化，但两个阶段的价格均大幅下跌。导致这一现象的原因可能是影响价格波动的第二要素，即体系设置。体系设置欧洲配额体系中有许多特点都产生了直接影响： 在试行期第一阶段中，欧盟委员会为确保配额充足，制定配额总量比63亿吨的总BAU排放量少2.1亿吨。这些配额免费发放，每年发放量相等，发放
9、时间为依据去年排放量交回所持配额之前。因此，企业不需购买配额。实际上，甚至不需变更其经营活动来实现减排。这一情况持续到2007年底，直到当时天然气价格乃至能源转变价格预期出现下跌。 “连接指令”（Linking Directive）的实施，使核准减排量额度（Certified Emission ReductionsCERs）得以兑换为欧洲排放配额。这些核准减排量额度是通过经京都议定书认可的项目获取的，能够兑换为在EUETS中有效的配额。 这些优惠政策的出台，可能还考虑到了实际排放量的不确定性。而与此相关的往年排放量资料无从得知。 2006年4月，2005年实际排放量数据公布后，整体市场成为多头
10、市场的可能性变得更大。因此，第一和第二阶段的配额价格在经历大幅下挫后缓慢回升，随之第一阶段的价格逐渐降至零点，这是市场供大于求的必然现象，毕竟第一阶段的配额不能用在第二阶段中。总量控制与交易制度制定者们需要吸取的教训在于，在该制度开始实施前必须获得准确的排放量资料。欧洲就是反面教材。虽然之前收集了相关资料，但由于众多企业设施的级别和规模各不相同，市场无法预计其实际排放量。另一个显著特点就是2006年5、6月出现的价格回升，其中一部分原因在于制度的设置，制度实施初期的分配确定了大部分市场为多头市场，仅电力行业为空头市场。这反映出制度制定者在设立制度时认为与其他行业相比电力行业更容易实现减排，只需
11、要转变燃料即可。但制定者们并未预料到不同行业的交易行为都是互不相同的。交易行为对于被纳入EUETS的众多企业而言，排放配额交易的责任落在了环保部。在他们看来，迎合法规才是关键。企业的环保部若能卖出富余的配额赚取利润，自然会大受赞赏，但如果卖得太多，剩余的配额不能满足企业一年的排放量，企业在因违规被罚款的时候可不会给环保部好脸色。企业的这种行为可称为“守法本位”（compliance driven），而非“追求利益最大化”。另一方面，电力行业对于交易却是驾轻就熟。天然气、煤炭和电力交易是这一行业的“常态”。排放配额交易相对更容易融入这一行业的企业责任和金融操作中，并确保实现利益的最大化。因此，E
12、UETS创造了一个市场，将看空的交易商和看多的“多头”交易商都囊括其中，前者商品买卖经验老道，而后者相反，在明确自己拥有足够符合法规要求的配额前，不会轻易出售手中的富余配额。因此，第一阶段的配额价格经过了一段时期才反映出它们的真正经济价值当然，它们一文不值。有了第一阶段的经验，欧盟委员会能够在第二阶段采取更有效的措施。图3所示为第二阶段的减排曲线，表明欧盟委员会确然订立了非常苛刻的总量限额。然而，除总量控制之外，欧盟委员会通过连接指令，同时准许从京都议定书的灵活机制（Flexible Mechanisms）中引入一定量的配额。这一举措可看做是保险措施，因为从发展中国家获取的CER能分担一部分减
13、排的成本。没有碳配额价格约束，EUETS第二阶段的排放量可能高达121亿吨。第二阶段的分配水平（左侧竖轴）表明，欧盟委员会订立了极为苛刻的总量限额，远低于预计排放总量。除总量控制之外，欧盟委员会允许规范经营的企业获得由京都议定书确立的灵活机制发放的减排信用额度。若不允许以核准减排量额度（CER）的方式获得减排配额，EUA的价格有可能超过每吨140法郎（221.52美元）。右侧的蓝线代表第二阶段的配额加上减排信用额度。蓝线的确切位置由EUETS企业、国家政府和其他管辖区内的体系对CER的需求量决定。第二阶段可用的整体信用额度还由为第三阶段使用而“囤积”的第二阶段EUA数量决定第三阶段的配额价格预
14、计会更高。随着碳排放配额价格升高，排放量相应减少。而排放配额价格则由市场决定同时与右侧蓝线与减排曲线相交的位置相应。欧盟委员会同时提出了以2021至2 年为第三阶段的提案，拟批准使用第二阶段配额来满足第三阶段的法规要求（囤积配额）。第三阶段为减排总量拟订的目标是21%（以2005年排放量为基准），预示了更为稳健的配额价格。此举可以避免出现第二阶段的价格下挫现象，除非化石燃料价格的波动以及气候或经济活动的变化导致排放量锐减，否则配额价格不会大幅走低。经验教训EUETS的一些批评人士认为，截至目前为止，该制度的成果就是：配额价格一路走低，欧洲企业经营活动毫无变化欧洲失去对投资者的吸引力欧洲能源价格
15、一路攀升电力行业大发横财乍看上去，这样的结果确实乏善可陈。但这种观点过于短视，个中缘由有几点：首先，欧洲企业经营活动尚无变化是第一阶段实施方案的设计造成的，特别是配额过多造成的影响。这一经济制度确实有效，举个不恰当的例子，某些行业能赚取暴利就是最好的证明！此外，第一阶段只是入门期，第二阶段和第三阶段的前景会更好。实际上，如图2所示，配额价格已经逼近经济学家此前预测的转变价格。而且，市场的发展，加上相关基础设施的兴建、贸易平台和证券交易的壮大，都给了政府足够的信心将第三阶段延长至8年，向投资者传递出了更强有力的信息。同时，虽然EUETS对欧洲经济影响尚小，但该体制激励了清洁发展机制（CDM）市场的发展，让发展中国家和欧盟本身都有所裨益。实际上，得益于在全球范围内施行的CDM项目，发展中国家有望减少27亿公吨二氧化碳的排放量，经济收益近40亿美元。此外，第一阶段试行期证明，为保公平而采用的免费配额制度面临诸多难题。政府极难确知某些行业的预计排放量，合理评估不同行业的减排潜力更是无从谈起。这就是为什么欧洲的配额体系将逐渐抛弃免费配额制度，转向配额竞价机制。从2021年起，欧盟将把公共事业类的配额全数开放竞价，随后根据各行业的国际
