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| 中国碳排放结构性特征与市场化应对 |
| 第740期 作者：□文/杨顺顺 时间：2024/11/2 8:57:18 浏览：10次 |
［提要］ 当前，中国已进入总量趋于平稳、减排潜力收窄的碳排放拐点前期。研究表明：这一时期，碳源结构仍将以煤类能源排放为主，占比超过75%；电力热力生产和供应业、黑色金属冶炼和压延加工业、非金属矿物制品业、交通运输仓储和邮政业等四部门是主要的排放部门；华东、华北和西北地区是主要的排放区域，山东等六省（自治区）是主要的排放省份；投资扩张和消费拉动效应依然是碳增长的主要驱动因素，而能源结构和生产结构效应则是减排的主导因素。在回顾碳排放权、用能权和绿色证书市场进展的基础上，分别从完善单一市场建设和探索涉碳生态资源权益交易多市场衔接机制角度提出具体政策建议。
关键词：碳拐点；碳排放结构；涉碳市场；碳达峰
基金项目：湖南省自然科学基金面上项目：“‘碳拐点’前期中国碳排放结构嬗变及减排机制优化研究”（编号：2021JJ30408）；国家社会科学基金一般项目：“涉碳生态资源权益交易多市场衔接机制及泛碳市场制度优化研究”（编号：22BJL136）
中图分类号：F22；F062.2 文献标识码：A
收录日期：2024年3月12日
中国碳排放核算数据库（CEADs）数据显示，近十余年来，中国碳排放量由2010年的79.05亿吨CO2波动上升至2021年的103.56亿吨CO2，年均增长2.49%，但五年年均增长率已由“十二五”时期的3.20%下降至“十三五”时期的1.32%，增长速度趋于平缓。笔者采用HP滤波法分析的结果也同样表明2012年后中国碳排放已经入周期成分下降的新阶段，考虑到近年来中国产业转型升级和资源利用效率提升明显加快，中国碳排放已步入增量逐步见顶的“碳拐点”前期，按此趋势，中国碳达峰目标应能如期或提前实现。
有关碳排放结构分析的议题一直属于学界关注热点，讨论集中于采用指数分解法、结构分解分析法等各类技术研究碳排放变化的驱动因素，更侧重于数理分析。笔者认为“碳拐点”前期对应的经济新常态启动直至经济高质量发展新阶段中，碳排放从表现形式到政策供给可能出现新的变化和需求，碳减排影响因素由能源效率主导向结构升级过渡，规制手段由政府管控为主向市场调节转变，从宏观层面解析这一时期中国碳排放结构特征及相匹配的减排政策优化也是极具现实意义的命题。
一、中国碳排放结构性特征
中国碳排放绝大部分源于化石能源燃用，CEADs核算范围包括能耗碳排放和水泥生产过程碳排放两部分。本文以最新发布的2021年数据为基础，对全国碳排放的能源消费结构、行业部门结构和空间分布情况进行归纳分析，并补充对2005～2020年间中国隐含碳排放增长的结构分解分析结论。
（一）碳排放的能源消费结构特征。按CEADs核算结果，2021年全国碳排放总量为103.56亿吨CO2。将其核算的17种化石能源（不含电力热力，火电、热力等二次能源按发电过程计算碳排放，消费端按零计算）合并为煤类、油类能源和天然气三大类，2021年这三类能源品种碳排放占比分别为75.77%、12.81%和4.74%，水泥生产过程碳排放占6.67%。较之2015年，煤类、油类能源的占比分别下降了0.32个和0.26个百分点，气类能源占比上升了1.32个百分点，低碳能源的使用有所提升，但我国以煤为主的能源禀赋决定了在较长的时期内煤类能源依然是能耗碳排放的最主要来源。此外，近年来建筑业需求下滑，水泥产量从2021年开始步入下行通道，水泥生产过程碳排放的占比也下降了0.74个百分点。
（二）碳排放的部门结构特征。CEADs核算中将部门排放划分为45个生产部门和城乡生活消费2个生活部门。笔者将这46个部门（删除无数据的1个部门）又整理为农业、采掘业、轻纺工业、资源加工工业、机械及电子工业、电力热力燃气和水的生产和供应业、建筑业、服务业和城乡生活源9个中观层次的类别，见表1。2021年，碳排放量前三位的类别是电力热力燃气和水的生产和供应业、资源加工工业和服务业，占比分别达到50.74%、32.77%和9.11%，排序和2015年情况相同。47个部门细类中，电力热力生产和供应业、黑色金属冶炼和压延加工业、非金属矿物制品业、交通运输仓储和邮政业的排放量占碳排放总量比例突出，分别达到50.72%、17.87%、11.00%和7.03%，仅4个部门总占比就超过86%，这是未来碳排放总量控制的关键部门。其中，电力热力生产和供应业的碳排放主要来源于火力发电和供热的能源加工转换过程，且其排放量占比较2015年还上升了9.2个百分点，说明碳排放源日益由终端能源燃用转向上游的二次能源生产过程，而非金属矿物制品业中有约六成的碳排放来源于水泥生产过程。（表1）
（三）碳排放的区域分布特征。按省级行政区划分（西藏数据暂缺），2021年河南、四川、北京、吉林、上海5省市碳排放量较2015年下降，排放量超过全国总量5%的省（自治区）从高到低依次是山东、河北、内蒙古、江苏、广东、山西，数量较2015年减少1个，河南、辽宁退出，而山西进入此行列。从地区分布看，2021年华东地区（上海、江苏、浙江、安徽、福建、江西、山东）、华北地区（北京、天津、河北、山西、内蒙古）和西北地区（陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆）碳排放量占比较高，分别达到29.56%、22.54%和11.73%，华中地区（河南、湖北、湖南）占比为10.11%，较2015年下降1.46个百分点，地区占比排名由第3位下降至第4位。整体上，相对于能源结构和部门结构呈现的高度集中态势，碳排放的区域分布有由集中走向分散的趋势。
（四）碳排放的消费侧驱动因素结构分解分析。上述分析都从生产侧对碳排放结构特征进行分析，若考虑产业链上游排放受下游和最终需求牵引导致，则可采用结构分解分析技术，对产业部门碳排放增长的驱动因素进行探讨。基于最新的2020年投入产出表，对2005～2020年中国产业部门碳排放增量实施结构分解分析，结果显示：相较于2015年前，2015年后投资扩张和消费拉动效应依然是驱动碳排放增长的主导因素，且消费拉动效应明显增强；能源结构效应和生产结构效应的碳减排效果在这一阶段从并不明显转变为大幅提升，能源低碳化和技术进步开始成为碳减排的最主导因素。即“碳拐点”前期经济增长与碳排放脱钩可能尚不明显，低碳能源、新能源替代以及产业链协同减排将起到日益重要的作用。
二、中国涉碳生态资源权益交易市场主要进展
考虑到碳排放与能源消费、大气污染物排放往往同根同源同过程，我国涉碳排放的生态资源权益交易市场种类较多，主要可分为自然资源、环境资源和气候资源市场，目前与碳排放关系最为密切且主要探索的有碳排放权、用能权和绿色证书交易市场。
（一）碳排放权交易市场的主要进展。2011年，中国在“十二五”规划纲要中正式将建立碳排放交易市场纳入制度安排，并于2013年6月至2014年6月先后启动深圳、上海、北京、广东、天津、湖北、重庆7个试点市场，2016年底福建启动第8个碳交易试点市场。经过这些试点市场的实践，2017年底国家发改委印发《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》，全国碳排放权交易市场建设工作正式启动。2020年《碳排放权交易管理办法（试行）》出台，2021年7月16日全国碳排放权交易市场上线交易正式启动，首批纳入发电行业重点排放单位。据相关报道，截至全国碳排放权交易市场第二个履约周期截至日（2023年12月31日），前两个履约周期配额累计成交4.42亿吨，成交额249.19亿元。2024年初《碳排放权交易管理暂行条例》公布并自5月起实施，这标志着全国碳排放权交易市场进入制度化、规范化、程序化阶段，同时可预期市场将进一步从发电行业扩容至石化、化工、建材、钢铁、有色金属、造纸和国内民用航空。
此外，随试点市场建设在2012年上线的国家核证自愿减排量（CCER），经历2017年起暂停交易后，2023年10月《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》公布施行，目前生态环保部已发布造林碳汇等4个项目方法学，CCER市场正式重启，自愿减排交易作为全国碳排放权交易市场的重要补充机制，势必与碳配额交易市场形成“自愿”与“强制”双轮驱动全国市场行稳致远的新态势。
（二）用能权交易市场的主要进展。用能权交易的前身是2011年由烟台市开启的节能调控及能耗量交易机制（即节能量交易）。2015年，江苏出台了首个省级项目节能量交易管理办法，同年7月福建开始启动节能量交易探索。按照国家发改委部署，2018年至2019年用能权交易在浙江、福建、河南、四川4个省启动试点，此后国家“十四五”规划纲要中已不再使用“节能量交易”的表述，用能权交易替代了节能量交易相应的市场功能。经过数年的试点，试点4省出台了多项支持政策，福建推进了9个行业用能权交易试点，河南的试点城市已完成4个行业的履约交易，福建、浙江先后创新实施了用能权质押贷款，试点4省的探索也带动了其他非试点地区的广泛响应。总体而言，用能权交易的制度体系及与之配套的技术支撑、金融工具正逐步完善，但也依然存在着市场活跃度不高、与碳排放权交易市场可能存在交叉重叠的问题。
（三）绿色证书市场的主要进展。绿色电力证书（简称“绿色证书”）是可再生能源发电企业所发绿色电力的环境价值凭证，其交易制度是支持可再生能源发展和节能降碳的重要政策创新。2017年，为弥补可再生能源补贴缺口，国家发改委等三部门开始试行绿色证书核发和交易制度，风电、光伏企业可通过交易获得收益补偿，从而实现补贴的逐步退坡，其后几年又陆续明确了省级可再生能源电力消纳责任，及绿色证书是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证，从而保障了绿色证书的流通性和权威性。2023年，新的绿色证书政策较之以前，核发范围上从陆上风电、光伏（不含分布式发电）进一步扩张对各类风电、太阳能发电、常规水电等可再生能源发电项目的全覆盖，更多的相关项目将通过绿色证书交易获得环境溢价，同时国家也明确将推动绿色证书与全国碳排放权交易市场形成制度合力，并推动与国际市场衔接，诸多利好势必将激活绿色证书市场。
三、推进中国涉碳市场建设相关建议
当前，我国各类涉碳生态资源权益交易市场建设进度不一，下阶段应结合“碳拐点”前期碳排放的结构性特征和各类涉碳市场具体情况，推进各类市场建设及健全多市场衔接机制。
（一）全国碳市场应推动行业扩容，健全配额及MRV机制。首先，目前全国碳市场仅纳入了发电行业，这与电力热力行业占全国碳排放半数的现状适应，但随着新能源发电占比的不断提升，发电行业的碳排放占比也将逐步下行，有必要尽快扩大行业覆盖范围。按照碳排放的能源消费和部门结构分析结论，下阶段可优先考虑黑色金属冶炼和压延加工业、非金属矿物制品业、交通运输仓储业和邮政业涉及的行业部门，如钢铁、水泥、玻璃和民航业等，未来可扩展至电解铝、石化、化工、造纸等行业，只有行业主体的增多才能实现前文分析提到的生产结构效应下的产业链协同减排。其次，进一步完善配额分配和清缴机制。对标EU ETS，为更好地反映环境价值，应逐步将全部免费发放配额调整为部分有偿分配，初期可考虑5%等较低的配额竞拍比例，同时明确结余配额的结转机制。最后，应健全监测报告核查制度，提升碳排放数据质量。针对不同核算方法规则不统一的问题，要精简和建立统一规范的核算规则体系；加强信息联动，降低企业填报成本，提高碳排放数据披露水平；细化分行业核查技术指南，强化第三方机构和专业人员能力水平。
（二）用能权市场应推动省际交易，提高市场交易活跃度。与全国碳排放权交易市场从行业部门层面逐步扩容的思路不同，用能权市场受省级能耗总量管控影响从省域层面进行设置。一方面由于碳排放与能耗直接相关，但当前用能权交易市场试点4省与前文中碳排放区域分布的大省并不一致，应推动试点向山东、河北、内蒙古、江苏等省区推广，在此基础上推出跨区域交易试点；另一方面较之全国碳市场和绿色证书市场，用能权交易市场活跃度低，加之国家不再向地方直接下达能耗总量目标，能耗双控向碳排放双控政策调整，可能削弱地方节能动力，应推动用能权质押贷款等金融工具的创新推广，并探索与企业煤炭消费、节能政策相匹配，引导交易从集中于政府、企业间的一级市场转向二级市场中各类主体的交易。
（三）绿色证书市场应完善定价机制，推动绿证国际互认。2023年，国家发改委等三部门颁布绿证新政，全力推广绿色证书全覆盖工作。一方面由于绿色证书分为补贴和非补贴项目，补贴项目需求方购买意愿低，平价项目环境溢价低导致发电企业参与意愿不高，可通过目标考核强化高耗能企业绿电消费责任，同时前文分析中提出消费拉动效应日益成为碳排放的主要驱动力，应鼓励企事业单位甚至公众购买绿证、使用绿电，促进平价、低价项目激发市场需求；另一方面绿证新政明确了绿证的唯一凭证属性，有望打消RE100（全球企业可再生能源倡议）等国际倡议对双重计算的疑虑，可进一步优化计算原则，回应国际机构关切，提高绿证公信力，推动国际相关体系与国内绿证衔接。
（四）加快探索各类涉碳生态资源权益交易市场衔接机制。首先，克服各类涉碳市场管控对象重叠是多市场衔接的基本要求。由于实践中，碳排放权和用能权市场配额发放对象均为发电行业或高能耗企业，如参考河南不将统调燃煤电厂纳入用能权交易范围的做法，在交易主体上采用排他原则。对于绿色证书和碳排放权市场，目前两种计算外购电力排放的方法均涉及全国电网平均排放因子，而此因素会纳入减排因素导致环境属性被双重计算，因此应加快排放因子更新并尝试分离可再生能源发电因素。其次，实现各类涉碳市场指标清缴的互认转换是多市场衔接的关键举措。应建立以能耗碳排放为基准并可市场化波动的配额指标转换机制，同时为防止过度抵扣而导致原有的涉碳市场管控目标失灵，可类似碳市场的CCER抵消比例不超过清缴配额5%的做法，设置各类涉碳市场指标相互抵扣的上限。最后，从顶层设计规范跨市场协同机制是多市场衔接的重要保障。建议探索研制综合性涉碳市场管理文件，统一主管部门，明确多市场配额分配、抵扣、清缴、交易流程等。
（作者单位：湖南省社会科学院（湖南省人民政府发展研究中心））
主要参考文献：
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［2］李虹，王帅.需求侧视角下中国隐含能源消费量及强度的影响因素［J］.资源科学，2021.43（09）.
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［4］张蕾，沈满洪.生态文明产权制度的界定、分类及框架研究［J］.中国环境管理，2017.09（06）.
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