一、引 言
中国力争在2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和（简称“双碳”目标），是党中央为应对气候变化、建设生态文明、推进经济社会系统性变革而做出的一项重大战略决策（高世楫、俞敏，2021）。推进落实“双碳”目标，需要中国科学施策、把握重点、统筹推进（潘家华等，2021）。“十四五”时期是奠定整个经济社会系统性低碳转型体制机制基础的关键时期。
建设碳排放权交易市场（简称碳市场）是中国实现“双碳”目标的重要举措。在历经2011年以来地方碳市场建设试点之后，全国碳市场已于2021年7月正式启动。起步阶段的全国碳市场从发电企业开始，包括了2千多家发电企业和自备电厂。电力行业是目前中国最大的单一碳排放行业，约占各行业总排放量的51%，将电力行业率先纳入碳排放权交易系统体现了以碳市场引导控制发电企业碳排放的重点政策目标，但同时也给电力市场和碳市场带来了共同的挑战。
一方面，电力行业是国民经济的基础性、战略性行业，改革转型压力紧迫。中国改革开放以来的经济发展与电力行业的不断改革发展密切相关。电力行业绿色低碳转型将从根本上影响中国经济高质量发展的成色。实现“双碳”目标无疑已经成为新一轮电力体制改革的一项重要任务，但电力市场建设本身仍面临诸多体制机制症结的困扰。电力市场建设的不完善将会给基于市场逻辑的碳市场带来很多仍未被国内学术界和政策界充分重视的影响，从而制约碳市场引导发电企业和电力用户行为转变的作用。也就是说，碳市场的建设并发挥作用，绝非仅仅取决于碳市场自身设计。
另一方面，电力行业的碳减排任务艰巨，电源结构、技术路线的重构面临巨大成本和不确定性，进而带来显著的行业转型成本。这些成本能否带来转型成效，关键看碳规制政策选择能否施加有力的碳排放约束，并提供有效的绿色低碳投资激励。中国仍以煤电排放为主体的排放结构、以新能源为主体的系统建设目标，以及“双碳”目标的紧迫性，决定了以结构性调整为主要目标的转型效率在碳规制政策选择中具有极为重要的价值。理论上，碳市场基于边际碳减排成本的配置逻辑，能够选择出社会成本最低的减排路径，同时，既有国际实践经验也在很大程度上支持了这一政策取向。但是，电力行业减排适宜选择碳市场机制，并不意味着碳市场会成为其唯一的碳规制政策，因此，如何结合电力减排来看待碳市场在应对气候变化、实现“双碳”目标中的作用，就非常有政策价值和现实意义，特别是对于澄清一些误解和争论，是非常有帮助的。
同时值得注意的是，中国电力行业的现实减排路径将不同于西方发达国家电力行业的历史减排路径。西方电力行业减排是在20世纪90年代电力市场的基础框架和基本机制比较健全的前提下进行的，在进入21世纪后，依托逐步完善的电力市场设计而施加碳定价机制。而中国的电力市场建设和碳市场建设仍均处于探索起步阶段，除了自身设计的问题外，彼此间的关系对各自市场建设的实质推进会产生重要影响，甚至是决定性影响。因此，两个市场间的基本价格关系、市场均衡关系，以及共同对宏观经济变量，比如通货膨胀的影响等因素的考虑，将会对彼此的基础设计产生系统性影响。
总之，正确理解碳电力市场建设和碳市场建设的关系，对于实现能源转型和“双碳”目标具有重大意义。本文主要内容包括：第一，解释为什么电力行业减排应优先选择碳市场；第二，碳市场与电力市场之间的价格传导、市场均衡关系，以及碳成本传导可能对通货膨胀带来的影响；第三，碳市场建设从电力行业起步的实际情况，对碳市场建设和电力市场建设提出哪些要求。本文并不打算详细论述碳市场及其他碳规制政策的基本原理，但为说明碳市场为何适合电力行业碳排放控制，仍会涉及碳市场与碳税等政策的比较分析。
碳排放重点在于控制高碳排放行业的碳排放，因此，控制电力行业碳排放则是重点中的重点。碳市场和碳税政策是当前使用最广泛的碳规制政策。本节从碳市场与碳税性质的差异入手，在解析碳排放问题的总量和结构维度的基础上，指出碳市场在控制电力行业排放中的相对优势，并从效率和公平视角说明，无论是碳市场，还是碳税，都是整个环境规制政策体系的必要组成部分，而不是唯一选项。同时，结合电力系统转型的创新需求，进一步说明，碳市场相对于碳税的优势。
1. 碳排放治理理念：碳市场与碳税
应对气候变化的政策机制大致包括价格型和非价格型（或称为规制干预型）两类，价格型机制主要包括碳市场和碳税。在具体的定价方式上，碳市场和碳税有所差异，碳市场通过确定减排目标来由市场机制形成价格，属于定量型的价格机制；碳税则是由政府确定碳价，属于定价型的价格机制。这种差异源于二者的理论逻辑和治理理念不同。碳市场是一种以行为或责任导向为主的治理理念，强调各类经济主体均对气候变化负有责任，同时都追求经济最优，因此主张设计一种让责任主体具有内生减排激励的交易机制，基础是对碳排放权进行确权。这种理念可称为科斯逻辑。而碳税则是一种以既有现实排放总量偏离最优排放为治理前提的理念，认为偏离的原因是缺乏对碳排放明确的外部性定价，但并不考虑定价本身的效率，从而强调相对于最优污染水平，应减少多少碳排放，而不关注于如何减少。这种理念称为庇古逻辑。
2. 碳排放的维度：总量和结构
选择治理碳排放的政策机制，需要区分碳减排的总量维度和结构维度。碳排放总量决定了减排的必要性和紧迫性，这常常体现对全球升温幅度的直接控制目标上；碳排放结构则决定着碳减排的可能性和可行性，这常构成国内和国际政策争论的现实基础。无论争论的具体问题是什么，根本上而言，碳减排政策机制选择本质上是要找到一种由结构维度决定的适宜减排路径，来实现由总量维度决定的减排目标。
在明确总量减排的必要性之后，碳减排的结构维度就成为选择碳政策机制的基本依据。比如，对于资源禀赋型国家而言，碳排放主要来自于化石能源的开采利用，从而造成经济结构的高耗能和高排放。再比如，由于全球产业分工的演化，发展中国家往往会阶段性依靠能源要素投入助推经济发展，并承担了发达国家高耗能、高排放产业转移，这同样会造成经济结构的高耗能和高排放。无论何种情况，在一些国家和地区，碳排放责任在经济主体间的分布并不平衡，相应地，推进碳减排的现实能力和演化路径也未必平衡。这种结构的时空不平衡性会表现为不同碳排放主体（或区域）的边际碳减排成本（Carbon AbatementCost）差异。相应地，碳减排政策机制的选择就会聚焦到对减排成本的分析上。
3. 碳减排政策机制的选择逻辑
碳市场和碳税政策的选择差异体现到对碳减排成本的使用方式上。如果行业间、地区间的减排成本差异巨大，也就是说，碳减排的结构性特征突出，那么合理配置减排责任就成为社会实现有效减排必须考虑的问题，从而政策选择应关注不同碳排放主体的边际碳减排成本差异。相应地，碳市场宜成为首选。而如果碳减排的结构性特征并不明显，或者说，各类主体的边际碳减排成本差异不大，那么政策选择应关注社会平均的碳减排成本。相应地，碳税可以成为首选。
对中国而言，全球最大碳排放国的背后，是更加现实、紧迫的结构性减排要求，这一特征与中国将供给侧结构性改革确定为全面深化改革主线的逻辑相一致。中国化石能源消费以煤炭为主，是造成碳排放的最主要原因，而使用一半以上煤炭资源的电力行业，成为决定这种排放结构的关键因素。在这种情况下，基于社会平均减排成本的碳税，能否有效引导发电行业的碳减排，非常值得怀疑。至少从理论上，忽略减排责任的治理逻辑，很难为发电行业提供充分的减排压力和激励。碳减排政策机制的选择必须首先考虑如何为高碳排放的发电企业施加充分的减排压力。形象地说，就是多排了就应该多减。因此，基于对碳减排问题的结构性特征或各类发电主体边际减排成本差异的考虑，针对发电行业，以及行业内不同类型和技术的发电主体，需要有能够区分相应减排责任的机制，所以说，碳市场更加契合中国电力行业减排的现状和需求。
4. 创新驱动：碳价确定性的含义
碳排放主体面临的减排压力要转化为减排的实际效果，还得依靠绿色低碳技术的创新。电力系统从以传统电源为主转向以新能源为主体，会在发输配用各环节催生出各种技术和服务需求。但这些技术和服务能否构成未来电力系统的现实，取决于能否获得充足的投资，而投资则依赖于碳价所提供的回报预期。正是从这个角度，很多研究主张碳价应该具备较高确定性，进而形成了碳税优于碳价的主张。但事实是否真的如此呢？
这种观点并没有区分绿色低碳转型中的价格风险和创新风险，而只关注了价格风险。碳税相对于碳市场确实能够提供更大的价格确定性，但这种观点的隐含假设是，未来的绿色低碳技术创新本身具备比较大的确定性。然而，这一假设过于“乐观”，即便全球正经历蓬勃的科技革命，但不可否认的是，未来的能源技术、低碳技术创新仍面临着巨大的不确定性和失败风险，这是创新本身固有的内在属性。认为碳税足以激励绿色创新的“乐观”主张，并没有将碳价的确定性内涵与应对气候变化所需的技术创新风险充分联系起来，从而通过一种“脱离未来”的方式而“脱离现实”。
实际上，从碳税的理论逻辑和治理理念就可以看出，碳税在促进绿色低碳技术创新上的潜力有限，基于平均社会碳减排成本的碳税对高碳排放主体而言，其实际减排水平可能远低于其应有贡献。这类主体往往通过一些边际的燃料转换、技术调整、流程优化就可以确保企业能够消化碳税带来的成本压力，且不损失市场收入，但同时也难以显著地减少碳排放，从而不利于碳排放总量目标的实现。这一现象从20世纪90年代就已实施碳税的北欧国家的实际减排效果就体现出来了。也就是说，碳税价格的确定性会限制绿色低碳技术创新的潜在空间，进而抑制整个社会应对气候变化的能力提升。要确保碳税有效激励应对气候变化所需的绿色研发投入和绿色产业投资，理论上就必须至少达到一定水平。但应该高到何种水平，又该如何调整，才能引致所需的绿色低碳创新？目前多数理论研究和政策研究尚未给予充分解答，甚至是忽略的。
正如Gollier（2021）所指出的，研究碳价和创新的多数模型对确定性减排成本的预设并不合理，从而导致对碳价格未来期望的诉求也不合理。实际上，确保绿色低碳转型的重点不在于要求未来碳价格具有确定性，而在于承认其面临的不确定性并在定价中体现这种不确定性，即具有风险溢价，相应地，实际碳价的变化趋势要比碳价水平对投资的激励效果更加重要。因此，碳市场由于其定价波动性，会比碳税能够提供更大的绿色创新和投资激励。碳市场价格波动的风险则可以通过金融避险交易来予以对冲，其内涵将在后面予以具体解释。
理论上，通过合理的碳市场设计来保证碳价水平在未来保持稳定的上升趋势，那么绿色低碳的创新投资将会获得充分的激励。从国际经验看，尽管欧盟ETS前三阶段中的碳排放配额（EUA）价格并未体现出刺激绿色低碳投资的充分激励，但欧盟完善ETS的方式却无疑是正向着提供一个稳定的碳价变化趋势来调整的，比如强化碳减排总量目标的跨期约束，提高配额分配的拍卖比例等方式来解决。
1. 碳减排的目标权衡：效率和公平
碳市场和碳税的比较也体现在效率与公平目标方面的差异。相对而言，碳市场因为着眼于排放责任主体的边际减排成本而更具成本效率，不过，也会伴生出收入分配的公平性问题，比如高碳价的传导会对低收入群体产生更大的不利冲击，再比如，不完善的配额分配方式（免费发放）可能会使碳排放主体获得丰厚收益或暴利（Windfall Profit）。碳税则因考虑整个经济的社会平均减排成本而更加公平，不过对高排放主体的减排激励也会更弱，在碳排放约束逐步趋紧的背景下，单纯的碳税很难实现重点行业和重点地区的减排目标。
现实的减排进程必然会面临效率与公平的权衡。即使碳市场更适合高碳排放行业减排，不可否认的是，必然伴生着显著的收入分配效应出现。这种分配效应会体现在行业之间、地区之间等，以及由于碳成本传导而受影响的所有经济主体身上。因此，碳排放治理中的效率和公平必须兼顾，当然，二者也完全可以共存。比如，北欧国家普遍在加入欧盟ETS之前就实施了碳税，同时，许多没有碳税的欧盟国家也存在着准碳税性质的能源税。实际上，正是排放权价格和碳税（以及类碳税的能源税）共同构成了OECD所称的“实效碳价（Effective Carbon Rates）” （OECD，2021）。
当然，这里隐含限定了讨论的前提，即以边际减排成本为基础。如果从更一般的视角看，那么二者关系可能更难以明确区分，从而体现出二者配合的内在要求。比如，当电力行业碳排放的结构维度突出时，如果忽略不同电源类型和技术间的边际碳减排成本差异，那么本身就构成一种“不公平”。再比如，碳市场本身的机制边界或市场边界是有限的，如果强行要求覆盖全部碳排放主体，那么看似公平的做法，实际却是低效的。因为从理论上讲，如果按各类主体的碳排放量排序，那么碳市场的最优边界必然仅覆盖部分高排放主体，覆盖所有排放主体的庞大市场并不经济。对于未覆盖的部分，必然适宜碳税或其他碳规制政策来解决。如果再考虑效率与公平目标权衡的动态变化，那么可能的政策组合也不会是一成不变的，但这里不再展开。
总之，以碳市场推动电力行业减排，并不排斥碳税，甚至其他非价格型碳规制机制同样作用于电力行业，并进入碳治理的政策体系，相反，只有统筹利用碳市场与碳税、价格型机制与非价格型机制的组合，才可能权衡好碳减排进程中的效率与公平诉求（Stiglitz，2019），从而更加有效地解决制约电力行业乃至中国碳排放问题控制的结构性问题。
2. 现实的政策取舍：交易成本的分析
这里要解释的是，如何从交易成本视角来理解碳市场与碳税的关系。很多研究认为，碳交易机制依托一种基于政府碳排放总量（或强度基准）设定的完整制度设计，从而更难以管理，因此相比于碳税的交易成本会更高。碳市场作为一个完全人为设计的市场，需要依托于市场基础制度的构建和完善工作，主要是监测—报告—核查（Monitoring-Reporting-Veri. cation，MRV）制度。MRV制度主要涉及碳排放主体碳排放数据的量化与质量保障，这构成了碳市场有效运营的基础，也成为国际碳交易衔接的前提。
从碳排放主体视角来看，这似乎构成了碳市场相对于碳税的相对优势，直观上，碳税只需要依托既有财税制度引入新的税种即可，因此两种政策机制的交易成本有明显的优劣之分（Coria and Jaraitė，2019）。但实际上，这种比较并不全面，因为它忽略了碳税在构成公共资金收入来源并在使用过程中存在的公共资金影子成本及使用效率问题。一般来说，公共资金的影子成本高于1，即政府要实现1元钱的支出效果，需要在税收征管和使用环节付出高于1元钱的实际成本。此外，碳税收入的使用途径也存在多元目标权衡困难，能否保证资金真正用于助力应对气候变化的领域（研发、保障低收入群体等），同样需要财税制度的完善。更何况，从包括中国在内的各国财税体制和财税状况来看，哪个国家也很难保证碳税收入不被用于弥补一般性财政缺口。因此，碳税的真实交易成本是否真的低于碳市场，还需要在相同基准下，即同时考虑成本分担和资金使用效率后，才能做出合理比较。实际上，以Coria和Jaraitė（2019）的结果为基础，合理假定公共资金影子成本为1.5，那么两种机制的交易成本基本相同。因此，现实的政策机制选择还是应该更多考虑政策机制本身的功能定位以及相应的减排问题的特征。
3. 国际经验的解读：组合的可能性
多数OECD国家，主要是欧盟国家的碳税（广义碳税，包括能源消费税）收入都通过税收返还支付给低收入群体（Marten and Dender，2019）。这体现出，一方面，碳税更多地关注于转型中的收入分配及公平性诉求；另一方面，欧洲碳税之所以能够得以发挥这种作用，很大程度上得益于欧盟ETS，因为ETS提供了更多的市场化减排激励。此外，同样以火电为主的澳大利亚在2015年终止了碳税，转而考虑转向碳市场，尽管其现在的具体碳定价政策仍无定论，但至少说明碳税的实际推行并非像其表面上那么简单。
不主张建立碳市场的观点还来自于具有丰富排放交易经验的美国没有选择碳市场，而倾向于选择碳税。这确实很有意思，因为在欧盟ETS实施之前，美国是最具备排放权交易经验的国家，而欧盟一度并不倾向碳市场, 但现实实践却出现戏剧性反转。实际上，美国的碳税倾向（未正式实施碳税，但加州等地存在能源消费税）有其相对优势，它具备强大的税收征管体系，包括针对大多数化石能源的税收征管，而且其税收体系以直接税为主，居民的税收意识强烈，相应地，碳税对消费者的行为引导效果会更加明显。不过，碳税的潜在优势是否为其他国家或地区所具备，仍需认真调研分析。
对中国而言，在以间接税为主体的税收体系下，碳税到底是着眼于供给侧的低碳转型投资，还是着眼于需求侧的节能减排行为调整，仍存在政策取向的不确定性。或许，在碳市场正式建立之后，政策取向才可能更加明晰。同时，在中国中低收入群体依旧庞大的前提下，碳税政策必须要充分考虑公平性问题。从这个角度讲，欧盟的经验要比美国的倾向更加契合中国实际。也就是说，在“双碳”目标下，碳税的政策空间来自于存在一种针对中国结构性减排要求（碳排放相对集中的行业减排任务）的碳市场交易机制，从而使碳减排政策体系能够兼顾效率性与公平性。
（一）碳市场价格与电力价格
1. 碳成本传导率及其理解
碳价，无论是碳市场形成的配额价格，还是碳税确定的税率，必然会影响电价，准确来说是推高电价。这种碳价推高电价的现象被称为碳成本传导，相应的实证指标一般被定义为碳成本传导率（Carbon Cost Pass-through Rate）， 碳成本传导率的大小就反映了碳价推高电价的程度（Sijm et al.，2005, Sijm et al.，2008）。碳成本传导的理论渊源可以追溯到上下游产业间的成本传导和税收归宿等研究。
相对于其他行业间成本传导和税收归宿，碳成本传导具有特殊性。碳市场作为一种环境规制机制，具有强烈的政策导向性。而资本、劳动、中间品等要素市场并不预设对企业相应投入的配额限制，常规要素投入组合取决于企业针对产出和投入市场的自主决策。因此，碳价对电价的影响，必然不同于其他要素价格对电价的影响。企业在面临碳价时既会通过投入产出、采取减排技术调整消化一部分，也会向用户传导一部分。通过对上百篇相关研究的梳理发现，以100% 为基准，碳成本传导大致区分为欠传导、完全传导和超额传导三种类型。
当然，碳成本传导的研究结论会受到许多研究层面和现实因素的影响。由于模型设定、数据选择、研究对象和研究时段等的差异，不同研究的测算结果差异明显。就本文目的而言，这里不打算详细论述碳成本传导研究的相关细节，而只说明两点结论。第一，结论差异明显的各类研究都验证了一个共识，即碳市场（或者碳税）形成的碳价必然会向电价中传导。第二，影响碳成本传导率的各种因素，恰恰是碳市场与电力市场协同建设的必要性所在。
碳市场的建立和有效运行需要竞争性的电力市场。如果电力市场的资源配置机制以计划为主，那么碳价将不可避免地影响发电行业的整体利益和发展能力。尽管电力计划配置下的碳价仍可能以更强力度挤出高碳电源，特别是煤电，但也会使电力供求面临整体失衡风险，进而带来系统可靠性隐患，引发缺电、限电，由此造成的社会福利损失可能更高。如果政府以行政提价方式帮助发电行业传导碳成本，那么又会扭曲碳价的作用，降低碳市场对高碳电源的约束效果。此外，碳市场的作用，除了引导碳排放主体优化投入行为、增强减排努力的作用外，还体现在通过包含碳成本的电价来引导电力用户节能减排。因此，电力市场中的电价发现效率和电力资源配置效率，在很大程度上决定了碳市场引导减排的效果能否充分实现。
可以说，对碳成本传导率的研究，既是评估碳市场和电力市场资源配置效果的重要依据，也是协同推进碳市场与电力市场建设的重要依据。
2. 碳成本传导的福利影响
碳市场带来的碳成本传导不仅会因自身设计而产生直接的收入分配效应，还会在电力市场内部产生显著的福利分配效应。一个重要影响就是，免费配额发放可能使发电企业获得丰厚利润或暴利（Sijm et al.，2006）。在早期研究中，暴利问题一直是学者和决策者所关心的重要问题，他们认为由免费发放配额造成的暴利是一种不合理利润。为此，研究者提出了两种思路，一种是征收暴利税，另一种是改变配额分配方式，即从免费发放转向拍卖。
不过，暴利税并非一种理想的处理方式，因为这涉及税率的确定、收入的使用方式等问题，实际应用并不简单。相对而言，改变配额分配方式更为理想，这也与碳市场的市场化理念和改革方向相一致，欧洲ETS正是通过逐步提升配额拍卖的比例，来解决所谓的暴利问题。
不过，抛开欧盟针对暴利的处理方式，一个更基本的问题仍需要研究者予以明确，即所谓“暴利”的经济性质。具体来说，免费配额发放一定构成暴利吗？真正的答案可能并非直观上那样简单，或者说，暴利不一定是企业获得的不合理超额利润。比如同样以煤电为主的澳大利亚，在实施碳税期间的碳成本传导率非常高（Nelson et al.，2010, Simshauser and Doan，2009）。原因在于，超额传导或许是回收高碳电源搁浅成本所必需的。
具体来说，当针对电力行业引入碳市场时，一些高碳排放煤电机组的经济寿命会被压缩，比如规划经济寿命是40年，设定减排目标后的预期运行寿命则很可能仅有20年。那么要实现投资者的成本回收，电价以及电价中所承担的碳成本传导是否应该提供一些保障？很明显，合理的政策目标是有效减碳，而非简单地舍弃已经投入的资本，尽管这些资产已经成为高碳排放资产。换句话说，允许超额传导会比简单地舍弃高碳资产，更能使社会实现经济的减排。
因此，从企业的投入调整和减排努力来看，当企业投资于一种新减排技术或开发一种替代技术时，比如拥有多种电源的企业会更多地投资并使用可再生能源发电，而减少高碳煤电使用，在这种情况下，企业获得的“暴利”实际上是企业解决搁浅成本、实现绿色转型的必要收入。对于一个高碳电源比重较高的转型电力系统而言，一段时期内的高碳成本传导率，或许只是市场对企业回收搁浅成本的正常反应。当然，这种理解可能面临政治可接受性的挑战，但对于转型压力巨大的电力行业而言，回避搁浅成本可能的回收方式，无疑也是有风险的。
碳成本传导仅考虑了两个市场间的基本价格关系，这种基本价格关系在不同下游市场的表现有所差异。电力行业不同于其他行业市场，电力市场由于其固有的技术经济特性，而必须经由市场设计才能建立起来。电力市场设计的一个重要考虑是保证公平竞争，其中一个重要考虑是围绕市场势力，那么碳市场是否会影响碳排放主体在电力市场中使用市场势力的行为呢？很多研究者从理论和实证角度，都指出了这种现象。而且这个问题会因市场结构、电源结构、网络结构、策略行为、规制政策等因素而变得非常复杂。对于需要协同推进电力市场与碳市场建设的中国而言，这同样重要。
碳减排约束必然对电力市场均衡产生影响。Kolstad和Wolak（2003）指出，电厂在碳市场约束下的产出行为不仅影响自身的边际减排成本，还会通过排放权市场而影响其他电厂的边际减排成本；同时，由于碳市场价格的波动性，企业在电力市场中的行为与碳市场的关系还可能更加复杂。Yihsu和Hobbs（2005）以美国的NOx交易机制为例，指出发电商会利用NOx排放权来操纵电力市场的行为。Limpaitoon等（2011）则利用一个更加接近现实的存在阻塞的电力系统分析了碳市场对电力市场均衡的影响，并指出低碳发电商会策略性地利用碳市场来使用市场势力。因此，有效的碳市场需要对电力市场竞争秩序进行更严格的监管。
（三）碳市场与电力行业转型
如果说上述问题涉及碳市场与电力市场基础设计的关系，那么可再生能源发展机制则涉及另一个新挑战。发展可再生能源是碳减排的主要方式之一，更准确一点，是通过可再生能源对化石能源的替代来实现减排，但可再生能源发展机制与碳市场之间的关系，却因电力市场而变得复杂。尽管可再生能源经过十几年的技术进步，其平准成本（LCOE）具有名义上的竞争力，但由于其自身的间歇性、波动性和难预测性等特征，仍难以像常规电源（煤电、气电、水电、核电等）一样直接参与市场，并获得充分回报和投资激励，因此，仍需要某种支撑机制与电力市场衔接。在财政补贴已在全球范围内退坡的背景下，如何构建市场化的可再生能源发展机制成为一个挑战。
碳市场与可再生能源之间的关系源自《京都议定书》下的三大减排机制的设计。清洁能源发展和联合履约机制作为一种“抵消机制”与碳排放权交易建立起联系，两种机制下分别的核证减排量（CER）和排放削减量（ERU）可参与碳交易，并用作排放主体的履约证明。由于可再生能源发展项目构成了清洁能源和联合履约机制下的主体，因此，很多人主张在中国的碳市场中，也允许可再生能源项目通过CCER进入，但这种主张值得推敲。
抵消机制使碳市场的排放控制目标和履约工具出现内在的不一致性。由于抵消机制，碳排放主体有可能在不减少碳排放的条件下完成履约，在碳排放的结构性问题突出，比如电力行业减排压力突出时，抵消机制可能会减缓电力行业的实际碳减排进程。同时，履约工具的外部补给也容易造成碳市场的供求宽松，进而导致碳价低迷，使实际效果偏离政策初衷。正是注意到这种内在不一致性，欧盟ETS逐步限制了CER和ERU的市场参与。
可再生能源发展在碳减排中的作用，要依托于其作为发电技术的性质而存在，因此，其投资激励应由电力资源配置机制来提供，也就是竞争性电力市场。但由于可再生能源的固有特性，单纯依靠电力市场又难以保障其投资激励，因此需要专门的可再生能源发展机制，比如配额+ 绿证市场。相应地，电力市场、碳市场和绿证市场的价格关系就成为理论界和政策界关注的一个研究热点，不过这里不展开赘述。
实际上，碳市场和（配额+）绿证市场是相互配合促进电力行业转型的两大政策机制。在碳排放治理的共同目标下，二者通过电力市场建立起内在的联系。一方面，碳市场会提高高碳电源类型，特别是煤电的成本，天然地使煤电在电力市场中居于成本劣势，进而带来可再生能源发电比重的上升，并提高可再生能源发电的预期收益；另一方面，可再生能源发电可以通过绿证市场获得额外激励，而绿证市场同样依托于电力市场而运行，即可再生能源发电商每发1MWh电量，就可以获得一单位绿证，这成为其变现投资收益的额外途径。
如果直接建立碳市场与（配额+）绿证市场间的联系，比如抵消机制，那么可能扭曲电价、碳价和绿证价格之间的关系，进而影响电力行业碳减排目标的顺利实现。实际上，在电力市场基础之上，碳市场着力于高碳排放电源的碳减排，而绿证市场则着力于引导可再生能源投资。面对可再生能源仍将加速大规模发展的现实，明确彼此的政策目标和政策边界非常重要，否则可再生能源发展可能会稀释碳市场的激励效果，进而影响电力减排目标的实现。
（四）碳成本传导与通货膨胀
碳价格通过电力市场传导到终端电力用户后，与整个经济的通货膨胀是什么关系？无论是碳市场，还是碳税，作为碳定价机制，一定会面临着碳成本向终端用户传导，进而在整个经济循环过程中渗透的问题。从这个意义上讲，有学者提出要警惕碳价推高整个社会的生产和生活成本的风险，影响企业竞争力，甚至会加剧通货膨胀而造成经济衰退。可以从以下几个方面来看待这个问题。
首先，碳定价机制如何影响通货膨胀，要因具体政策而定。碳市场和碳税两种基本定价方式下的碳价对通货膨胀的影响有所差异。碳税的价格稳定性能够在一定程度上对冲通货膨胀压力。当经济出现通胀趋势时，碳成本相对于其他生活、生产成本，不会相应上升；当经济出现通货紧缩时，碳成本相对于其他生活、生活成本，不会相应下降。但是，碳市场价格则可能与通货膨胀出现顺周期的变化特征，从而加剧通货膨胀。
其次，通货膨胀的阶段性特征要在绿色低碳转型的长周期下审视。一个重要的视角是，当面临通胀时，绿色低碳资产有可能成为对冲通胀风险的一种避险资产。根据Pardo（2021）的研究，欧洲国家的EUA价格名义收益率与非预期通胀之间存在着强正相关关系。这就意味着在通胀时期，投资者的资产组合中将会因碳资产的存在而具备更丰富的投资组合来化解非预期的通胀风险。不过，这首先要求一个能够有效运转的碳市场来发现碳价格。
在2020年全球新冠肺炎疫情冲击下，西方国家，尤其是美国的经济刺激政策带来全球流动性过剩，给我国造成极大的输入型通胀压力。在这种背景下，碳价格的正式形成，并进入我国经济的产业链和价值链，无疑是一个推高生活和生产成本的客观因素。但从另一方面来看，碳资产也可能成为对冲通胀风险的一种避险资产。直观一点就是说，通过碳市场建设来为绿色低碳投资提供一个稳健向好的投资信号，那么，碳市场通过影响通货膨胀而拖累经济增长的风险，就会被更多的财富积累收益所抵消。
同时，控制通货膨胀仍主要是由货币政策来调控的问题，在稳健货币政策的取向下，碳成本传导所能实质产出的通货膨胀应该说是比较小的。因此，对碳市场可能引发通货膨胀的担心，不必然成为制约碳市场建设的一个因素。
这里并非提供碳市场和电力市场建设的广泛建议，而从中国电-碳市场的现实关系，来说明做好碳市场建设和电力市场需要关注的重点问题。
（一）必须澄清碳市场的实体属性与金融属性
在这里要区分碳的商品化与碳的资产化含义的区别。两种含义对基于碳排放权的金融交易具有不同的要求，相应的金融交易也具有不同的性质。
1. 碳的商品化需要金融交易提升碳市场效率
碳市场首先是一个实体市场，这一点与电力市场是非常相似的。电力交易体系是由实物交易和金融交易共同组成的一个实体市场。在成熟电力市场中，单看交易量，会发现金融交易量远大于实际交割的物理量，但这丝毫不影响电力市场的本质是实体市场的定位。
金融交易既有助于提高碳排放权的资源配置效率，但同时也会放大风险。碳期货、碳期权等金融衍生品种的开发，能够提高碳市场的流动性，提升碳价发现的准确性和效率。但需要注意，碳市场的复杂性在于，碳市场的建设除了本身由政府主导的设计元素外，还离不开各类主体的现实影响，以及各自碳排放特征的差异，这构成了碳市场的内在风险。如果实体碳市场主要是现货市场，能够切实有效地运行起来，并且伴随着关键设计参数，比如配额数量和分配方式的完善而引导碳价遵循预期的上升趋势，那么就会催生出丰富的远期交易需求，主要是对冲价格风险的避险需求，以及相应的衍生产品和金融活动。但如果碳市场不能准确有效地提供一个碳价基准，那么基于碳市场的金融活动就不会活跃。也就是说，碳市场中金融交易的成效，首先取决于实体碳市场能否提供一个稳定的碳价趋势，从而使金融交易能够在此趋势上满足交易者的各类需求，并提升碳价的发现效率。
从另一个角度，如果实体碳市场难以有效运行，并且面临较大的政策不确定性和设计风险，那么各种金融工具便开发出来，并设计出各类所谓金融创新，也只会带来过度金融化的结果，形成大量违约风险，并可能引发系统性金融风险，进而制约碳市场的建设和运行。
2. 碳的资产化要求金融交易助力绿色低碳投资
低碳转型需要投资，需要金融市场支持。碳资产化有利于金融资本支撑行业的低碳转型，碳，准确说是碳排放权，作为资产大致有两种途径：一种是作为生息资本，即排放权持有者可以利用获得排放权到履约期之间的时间跨度，通过套期交易来变现所持有的碳资产，获得短期资金；另一种是作为抵押品，也就是通过加杠杆来撬动更多信贷，提供担保的是碳排放权在碳市场中的预期收入。这两种碳排放权资产化的方式在欧盟ETS早期都曾经存在过，但均受到挫折，原因在于碳价的低迷，从而使碳资产的变现和抵押降低了其作为金融资产的投资价值。
碳市场的实物交易属性和金融交易属性必须做好清晰的划分。在中国碳市场建立运行初期，面对金融机构对碳市场的过度追捧要有清醒认识。碳市场的金融属性必须从属于实体属性，而不能本末倒置。实际上，主张碳市场是金融市场的观点错误地认为，碳资产，或者说经济意义上的碳资产的投资信号，要由碳金融市场提供。但实际上，碳金融交易的作用首先应该植根于提升实体碳市场的价格发现效率，同时，碳金融交易作为远期交易，其交易的参照基准必然是实体碳市场的预期现货价格，失去现货价格基准，碳金融交易将难以有效开展，自然也无法传递投资信号。总之，碳资产化在助力绿色低碳投资方面的作用，首先要以碳商品化的顺利实现为基础。
3. 以碳价趋势引导碳市场交易体系完善
怎么样才能保证实体中碳市场的设计能够支撑包括金融交易在内的各类交易顺利开展，从而引导碳排放控制和促进低碳投资呢？这需要以碳市场价格的未来趋势为参照来进行碳市场设计，比如配额的跨期约束、配额分配方案、市场参与主体等。
在中国碳市场的运行初期，碳价水平其实并无太多实质价值。一方面，因为这是一个短期价格，由于未来价格的不确定性，很难激励电厂采取实质投资行为；另一方面，这个价格的形成是在并不完善的碳市场设计框架下形成的，本身的准确性仍有待提升。如果在市场运行初期追求一个相对高的碳价，那么很可能带来市场风险和金融风险。
一个相对较低的初始价格，对中国碳市场建设而言，是更为有利的。一方面，这有利于各类碳排放主体熟悉碳市场的交易环境，不至于剧烈地影响企业运行，特别是在电力市场化建设滞后、碳成本传导不畅的背景下，有利于电力企业和行业的平稳运行；另一方面，也有利于市场主体对未来价格趋势做出相对稳定的预期，能够促使整个市场形成碳价逐渐上升的共同预期。这样一来，市场主体的行为与碳市场设计完善的路径，就会保持较高一致性，从而有利于市场建设的完善和各类金融交易的丰富。
电力市场建设滞后已成为制约碳市场建设的障碍。在供给侧结构性改革背景下，自2015年以来，电力行业许多改革措施遵循了“降价”逻辑，包括多轮的行政降电价。在这种背景下，碳成本向电价的传导无疑面临着一定困难（周亚敏、冯永晟，2017）。但如果不能实现碳成本向电价的合理传导，如前所述，那么碳市场自身的建设，以及引导全社会低碳转型的作用将受到限制（李继峰等，2021）。因此，构建碳市场，首先需要在电价改革的政策导向上，
实现从降电价向“发现合理电价”的转变。同时，电力市场顶层设计不完善、双轨过渡特征突出、地区改革差异等问题也制约着碳市场的有效运行。首先，电力市场建设仍缺乏顶层设计，导致合理发现电价的市场结构和市场体系远未健全，电力现货市场建设仍面临很多认识、体制、机制和现实障碍。而电力现货市场是决定碳成本传导的一个关键设计环节。此外，现货与中长期电量的衔接、保障系统可靠性的容量充裕性和灵活性机制、防范用电电价风险的保障机制、支撑可再生能源消费的发展机制，适应市场化环境的电网监管体制机制等，均尚未能在统一完整的顶层设计框架下给予内在一致的改革方案。因此，电力市场缺乏一种合理体现碳成本的定价机制。
其次，计划电与市场电并存且衔接不畅，碳价进入电价面临着双轨传导的局面。虽然优先发电主要是清洁电源，但对于一些调节性电源，仍面临着利润挤压的风险。基准加上下浮的计划电定价机制可以在一定程度上适应碳价变化，但总体上，碳价会压缩计划电的利润。实际上，碳市场的运行在一定程度上削弱了优先发电制度存在的必要性，因为碳市场的直接效果就是改变清洁电源与高碳排放电源的成本对比关系。同时，优先用电用户则可能不会面临碳成本传导，进而不会因碳市场出现而优化用电行为的局面，也就是说，在碳市场运行之后，电力实际减排的责任将更多地落在市场化用户头上。这显然是不合理的，甚至引发市场化用户的不满，进而形成对碳市场运行的压力。
售电侧放开作为承担市场电交易任务的主要改革政策，也面临着碳市场运行的压力。实际上，售电侧放开是在批发市场机制并不健全的条件下，推进的零售侧竞争，而且开始时仅一种电量竞争，并在现货试点中尝试与批发现货市场衔接。但这种零售竞争的先天不足，决定了其承受价格波动的能力非常有限，反而制约了批发市场建设。因此，售电侧放开必然面临巨大的改革不确定性，而且现实试点也已经体现出来。再叠加碳市场运行后的碳成本传导压力，售电侧放开改革将会处于一个比较尴尬的境地。这种局面会制约碳成本沿市场轨传导的顺畅程度。
最后，各地区电改政策和进度差异较大，导致不同地区电力用户对碳成本传导的实际负担程度存在差异，进而产生一些不利影响。比如电力市场化交易进展较快的地区，碳成本传导相对会更加明显，考虑到地区竞争的需要，一些地方的改革意愿会受到影响。再比如，在跨区交易中，对于电力输入型省份，它们会更希望由外省发电企业来消化这部分碳成本，而不愿传导到本地区的电力用户身上。这些地区因素都制约全国碳市场的建设运行。
五、结论与建议
本文从中国碳排放权交易市场以发电行业起步的现实出发，融合理论、经验和实践分析了协同推进碳市场建设和电力市场建设的几个主要问题，总结全文主要观点如下。
第一，尽管在应对气候变化问题上存在着政策机制的选择争论，但从碳市场与其他碳规制政策，主要是碳税的比较而言，碳市场更契合中国碳减排的结构性特征，即电力行业减排任务艰巨。电力行业减排需依赖技术创新来推动系统转型，面对未来绿色低碳创新的不确定性和创新风险，确定的价格趋势要比确定的价格水平更有利于激励创新。
第二，实现电力和社会减排目标，碳市场并非唯一政策机制。电力行业减排适宜通过碳市场机制，主要基于减排效率的考虑。碳税和其他非价格碳规制政策可解决碳市场造成的收入分配问题，以兼顾低碳转型的公平性，同时还可覆盖碳市场无法覆盖的排放领域，从而协调推动电力行业和全社会的协同减排。从交易成本角度，尚难定论哪种机制更优。不同机制的性质功能和减排问题的特征，是确定政策组合的主要依据。
第三，碳市场与电力市场之间具有重要联系，最基础的是碳价与电价之间的关系。碳市场会带来碳成本向电价的传导压力，不过这是碳市场充分发挥以市场化机制引导碳减排的前提条件。碳成本传导会带来收入分配效应从而产生“暴利”问题，但对暴利的分析和处理仍需慎重，因为这可能关系到转型过程中搁浅成本的回收。碳市场的效率取决于电力市场的竞争性，同时，碳市场本身也会影响到电力市场均衡和竞争秩序。
第四，在考虑可再生能源发展问题时，要科学把握碳市场、电力市场与可再生能源发展机制，主要是（配额+）绿证机制的关系。碳市场助力高碳电源减排，绿证机制助力可再生能源发电，二者均依托于电力市场。在中国碳市场建设中，不宜建立绿证与碳排放权之间的关联，或者说，不宜通过抵消机制使可再生能源项目核证减排量参与碳市场。
第五，碳市场建立后，碳价可能引发对通货膨胀的担忧，但不必过度。碳市场建设和运行是一项长期工程，通货膨胀则具有阶段性特征。在中国现实情况下，碳成本传导助长通货膨胀的效果有限，同时，依托碳市场引导的低碳资产积累，将有利于投资主体对冲潜在的通胀风险，特别是非预期的通胀风险。
第六，碳市场建设必须要科学把握其实体属性与金融属性关系。将碳市场作为碳减排的主要政策工具，首要落脚点是碳商品化。碳商品化需要金融交易提升碳市场交易效率，从而准确发现碳价，传导低碳投资信号。碳资产化着力于推动绿色低碳投融资，但必须以实体碳市场的完善设计和有效运行为前提。如果实体碳市场设计存在明显缺陷，碳市场运行效率不高，那么碳资产化将会带来金融风险，进而抑制碳市场的作用。
第七，中国电力市场建设滞后正制约碳市场建设。电力行业作为碳排放最高同时市场化建设滞后的行业，使碳市场兼顾紧迫性与挑战性。在这种情况下，一方面要对碳市场运行前景有合理把握，避免形成短期高碳价的不合理预期，同时将碳市场设计完善与“十四五”时期的碳价趋势紧密结合；另一方面，要切实加快推进电力市场顶层设计，坚持系统观念统筹推进电力体制改革，在本文分析的框架下，可以认为这是重中之重。
总之，在“双碳”目标指引下的碳市场的选择设计、建设运行，都脱不开电力市场的影响。以电力行业起步的全国碳市场建设能否顺利起步，并在“十四五”及之后一个时期内顺利运行，引导高碳行业的碳排放控制，很大程度上取决于电力市场的建设成效。也正因为如此，电力体制改革与生态文明体制建设将更紧密地结合在一起，电-碳融合的改革发展思路，就从“十四五”时期协调推进碳市场与电力市场建设开始。
