碳中和进程中，能源结构的调整，即绿色再生能源（风光生新能源）对化石能源的替代是决定性的。这一进程的节奏把控，对制定政策的考验非常大，技术、经济的可行性十分复杂，还要做好短期和长期的平衡、老项目投资（化石能源）与新项目投资（绿色能源）的平衡、经济增长与碳中和进程的平衡。中国许多煤电厂的投资回收还需要较长时期，政府需要考虑原投资者的利益和经济增长的影响。这些问题导致碳税、碳排权碳市场这样的政策工具很难应用，定价一高就会伤到宏观经济，让政府很为难。
当前中国的能源政策顶层设计进入了进退两难的阶段。碳排权、用能权、新能源补贴、煤价放开电价控制等众多政策交织一起，严重自相矛盾，重叠很多，空白点也很多，整体效率低下，对宏观经济冲击巨大。现在到了应彻底厘清的时点。
1.建立碳减排新认知
煤电行业是中国碳减排的大头吗？
抓好煤电行业碳减排，能加速中国碳中和吗？
中国的碳减排顶层政策设计应学习西方吗？
基于CELM理论推演，上述问题的答案都是否定的！
根据中电联的数据，2019年我国CO2排放总量约为102亿吨，其中火力（主要是煤电）发电CO2排放总量约42亿吨，占全社会碳排总量的41%，是第一大碳排放大户。很多双碳领域专家和领导认为，只要抓好了煤电企业的碳减排，就抓住了整个碳减排大头，就能加快整个国家碳中和进程。所以通过煤电企业的碳排放权配额抓煤电企业的碳减排，就基本控住了碳排总量。因此，现在全国碳交易市场直接就叫做碳排权交易市场。2021年开始启动的全国碳市场，首批纳入全国碳排放配额管理的是发电行业，包括2225家发电企业和自备电厂，其CO2排放总量约为40亿吨/年，占我国全年碳排放量的比重接近40%。目前我国发电结构中，火电占据绝对比重，装机容量占比超55%，年发电量占比超75%。这些煤电企业将成为参与全国碳市场交易的主体，它们当中90%以上是首次参与碳市场，此前参与区域试点碳市场的发电企业共有186家。
上述观点完全是一厢情愿，完全没有理解和抓住全社会碳排放的本质。
这种简单思维，曲解了全社会碳排放的运行规律和碳减排的影响机理，只看到问题的表面。可悲的是，我们的碳减排顶层设计，就是按这种错误思维运行了20多年。碳市场运营了10年，总交易量还不到200亿。有的交易日甚至只有两三千元交易额，预计无法覆盖交易所当天的电费和碳排放成本。很难想象这样的碳市场能为国家碳中和目标发挥多少作用。
煤电企业却已被搞得苦不堪言。因为碳减排，煤电企业的产能被碳配额限制，成本也提高了很多，煤电企业普遍亏损。有一些企业为了能生存，甚至在碳排量数据上造假。更混乱的情况是，有的省为了控制碳排量，必须限制发电厂发电量和积极性，只得对生产企业拉闸限电。这是对宏观经济的极大破坏。
碳减排行政手段对整个市场正常运营造成了极大的冲击。因为既没有好的顶层设计理论和思想做指导，具体的政策设计又不接地气，所以实施效率低下，对煤电企业也不公平。煤电企业毕竟还是当前经济增长能源动力最主要的提供者，当前的碳减排顶层机制极大地破坏了宏观经济的正常运行。
这种现象已持续多年，需要尽快调整。当然，前提是厘清碳排放问题的本质。
2.抓煤电碳减排，并非抓大放小
事实上，“管好煤电企业碳减排，就管住全国碳减排大头”是个错误认知，是人们对产业机理碳减排内在逻辑的错误认知造成的。
2.1 问题拆解
首先，我们对碳排放问题做一下粗略拆解：煤电行业的碳排量确实占到了全社会的41%。但煤电生产的产品是电力，是供应全社会用电需求的。因此，煤电企业自身减排努力预计对本行业碳排放的影响仅有20%的权重（此数据并未专门研究，应该是高估的），这样两个层级综合影响评估下来，煤电行业自身对本行业碳排问题产生的减排影响的权重仅为8%左右（41%20%）。因此抓好煤电行业的碳减排不可能超过社会碳减排需求的8%。而92%的全社会碳减排空间，政府搞了快30年，至今没有好的方法来推进，非常可惜。
从另一个角度拆解分析可以让我们理解得更清晰。煤电行业总碳排量Q与几大要素的关系式是：
Q = 煤电发电量 煤电行业碳排强度 ，或，
Q = 全国用电需求总量 煤电发电占比 煤电度电煤耗 单位煤炭碳排放
其中，全国用电需求总量，是由国家经济增长需求决定的。如果全行业单位能效不提升，经济要增长，必然增加用电需求量。
煤电发电占比是由当下煤电、光电、风电之间的电力输送能力和电网技术条件决定的，当前光电、风电的输送能力受限很大，随机性、间隙性导致两者输电能力爬坡是一个较长期过程。当前煤电供给电力占比达到60%以上，煤电是整个电网的供电主角在较长时期内难以快速改变。
中国煤电度电煤耗不断下降，2021年为305g，优于美德，仅次于日本，提升空间已较小，边际成本高昂。
单位煤炭碳排放主要决定于化学反应式，1吨标准煤在空气中燃烧，等效于0.67吨碳（C）燃烧，排放2.46吨CO2，这个反应式不是任何企业技术或行业技术可以改变的。
现在我们必须认知到：煤电行业的碳排量是由全行业的用电需求和化学反应式决定的，不是煤电行业碳减排技术和当下碳减排政策机制所能改变的。可悲的是20多年来，学术界和决策层未能认知到这一点。
因此，当前抓煤电行业碳减排，并没有抓住重点，反而是在抓投入产出最低的一块。
事实也是如此，据对煤电企业的调查，通过这些年的技术改造，中国煤电企业的度电能耗已达到国际先进水平，煤电企业后续自身碳减排潜力和空间并不大。特别是这些年煤电行业碳减排工作持续推进和技术改造不断升级，煤电行业的碳减排边际成本持续升高，所以加压煤电行业的碳减排的边际效益会越来越低。而碳排放成本的增加和碳排放管理成本的增加，已让煤电企业苦不堪言，反过来对宏观经济造成较大负面影响。
2.2 煤电行业碳减排难题与挑战
（1）发电企业开展碳交易面临的困难
发电企业面临保增长和碳减排的双重压力，难以同时承受。
保增长电力需求持续增加。近十年，我国GDP年均增长率为6%左右，全社会用电量年均增长率也达5.7%。虽然经济发展进入新常态，用电增速大幅回落，用电结构进一步优化，用电格局进一步调整，但未来一段时期内，随着我国经济的持续增长，我国发电行业需要加快发展以满足快速增长的电力需求，火电在较长时期内还是我国供电的核心力量。
（2）发电行业减排潜力深度挖掘面临较大难度
发电行业在改革开放的几十年中，尤其是近十多年，在发电效率和新能源等技术碳减排方面均取得了显著成效。
根据《中国电力行业年度发展报告（2022）》，2021年全国火电单位发电量CO2排放约828克/千瓦时，比2005年下降21%。要进一步发掘发电行业碳减排的技术潜力日益困难，通过强制性制定技术标准持续推进深度减碳已经难以为继。目前我国对发电行业减排已有较为严格的标准和要求，煤电机组供电煤耗和电网线损水平达到或接近国际先进水平，节能减排空间逐步缩小，发展清洁能源及低碳技术是必然选择，但是碳减排技术发展尚不稳定，缺乏核心技术且成本过高，使得短期内还无法完全依靠低碳技术解决减排问题。因此，必须充分考虑我国电力工业的减排潜力，设置合理的总量控制目标。
（3）电力行业碳减排市场失灵和政府失灵
发电企业短期内发电成本加快上升。加入全国碳市场后，短期内可能使发电企业的发电成本呈现上升趋势。由于电力需求的增加必然会导致更多的CO2排放，而发电企业为了履行政府下达的碳排放配额指标，同时保证电力供应，需要通过采取电厂技术升级改造、清洁能源发电技术、碳捕集技术或者通过碳交易实现减排目标，这无疑都会增加发电企业的运行成本。
据测算，在煤电企业购买配额占总碳排量3%、碳价50元/吨时，煤电企业利润减少2.8%。这是对煤电企业相当大的经营冲击，并且对碳减排没有明显作用。如果煤电企业需要购买的碳排量占比提高，则不堪设想。若干年内，煤电电力仍是支撑中国宏观经济的基石。
发电企业特别是火电企业目前已经处在高负债和亏损的困境中，成本的增加无疑将加重其生产负担，随着碳配额价格的波动，配额分配趋紧以及有偿配额的比例增大，发电企业的经营压力将逐步增大。对于发电企业而言，碳排放成本将逐渐成为其生产成本中的重要组成部分。由于目前电力行业的市场化程度较低，发电企业的成本并不能顺利向下游传导。
发电企业目前存在碳价难以传导、发电量难以自主确定等难题。目前我国大部分地区的上网电价与售电价仍由政府批复，电力价格还不是完全由市场决定。电价不能反映碳价，无法体现不同机组减排技术水平、减排成本的差异。发电计划由政府制定的，发电企业还不能完全按照市场化方式自主确定发电量。因其它新能源发电的间歇性导致的输电能力局限，在未来一段时间，火力发电仍然扮演着保障电力安全供应兜底的角色。
发电行业是作为首批纳入的碳交易行业，根据国务院批准的配额总量设定和分配方案，在发电行业都是采用基准线法。在基准线的配额分配体系下，管理水平高、单位产品排放强度比相应基准线低的发电企业配额会有富余。随着碳市场的实施，企业发电越多，获得的配额就越多，竞争优势就越来越明显。随着电力体制改革不断深入，获得的发电机会市场空间越来越大；管理水平比较低、技术装备水平比较低、单位产品排放强度比相应基准线高的发电企业配额会缺少，可能在未来市场的竞争中处于劣势。但实际情况是，发电计划由政府制定，企业面临有富余配额却不能多发电，没有富余配额但必须完成计划电量的矛盾。
目前，我国电力市场化改革正在推进之中，政府提出逐步取消发电计划、推进发电侧和销售侧电价市场化，但改革到位还需要一个过程。
（4）碳减排过度管控煤电行业，易引发金融风险，打击宏观经济
中国人民银行货币政策委员会前成员马骏在博鳌论坛期间的一次简报会上说：“中国的高碳排放企业和行业如果不能减少排放，将不得不在未来30年退出市场，这将带来金融风险。”这种理论将套牢中国在内的发展中国家，包括中国的经济和金融。
马骏认为，中国向清洁能源的转变意味着高污染行业的公司收入将下降，会导致更多的不良贷款。根据他的团队的估计，到2030年，煤电企业的贷款违约率可能从目前的3%跃升至22%。这样的贷款违约率代价是很难承受的。
事实上，大量的中国煤电行业的投资回收期还未到，中国的电力需求还将快速增长。在碳减排上过度重点捆绑煤电行业，将使其前面20多年的投资无法收回，中国数万亿巨额的煤电投资ROI很差，融资坏账高企，会对宏观经济造成巨大伤害。从阴谋论的角度看，这恰恰掉进了西方给中国挖好的气候问题（碳减排）的陷阱里。
其实，中国可以做得更好。
不伤害煤电行业，不伤害宏观经济，还可以更快的实现碳中和，这就需要中国在学术理论上和顶层政策设计上，在碳减排机制和政策设计上进行深度变革，不被西方的思想和游戏规则局限，而要有更大的突破和创新。
（5）中国的碳减排大头不是煤电行业
为什么非煤电行业对煤电行业的碳减排有80%的影响权重，对全社会的碳减排有90%以上的影响权重，但却不是人们碳排放关注的重点。这说明我们碳减排覆盖的行业远远不够。
从前文煤电行业总碳排量Q的表达式分析，上述结论已基本清晰。从另一个角度分析，发电是为了生产，为了宏观经济发展，发电企业承担了全社会的电力供应。如果限制各行业GDP以降低用电量，来降低碳排放，就落入了发达国家的陷阱。但如果全社会生产企业用同样的电力，产出2倍的GDP，即单位碳排放强度降低50%，这个减碳空间比发电行业降低50%单位发电碳排放更容易，成本更低。或反过来表达，全社会生产企业如果产出同样的GDP，只用了上一年50%的电力，就意味着电力行业可以少发一半的电，发电行业的碳排放也就减少了50%。通过经济转型，发展数字经济、服务业等，单位GDP的碳排强度只需要传统行业（建筑、水泥、钢铁）的几分之一。
前面已指出，电力行业单位发电的碳减排潜力空间技术上已很有限，成本空间也很有限。而社会生产企业单位GDP碳排放强度降低的空间还很大。当前中国单位GDP碳排放强度是美国的2.3倍、是欧洲的3.5倍。
当前国内双碳话题虽然很热，但真实情况是，前端煤电企业已不堪承受，而全社会组织和全社会个人却没有直接的压力。这才是当前碳中和进程中最大的问题。
一个国家电力行业的碳减排，并不取决于电力行业，因为电力行业的碳减排与各个行业的投入产出水平、单位产值的碳排放强度极其相关。即不能用割裂和静态的眼光来看待电力行业的碳减排，否则，会将我们引向错误的方向。
能源的使用和碳排放是一个产业链的系统概念，是一个消耗过程，要将碳排放分布在全社会产业链上来考虑。在此，对整体宏观经济中一个关键产业设计独立的碳减排政策方案一定是错误的。碳减排是一个系统工程，想只抓住一个环节就解决了碳减排的大问题，这种想法是徒劳的。目前，中国的困境是，在煤电行业碳减排空间有限的情况下实现大的碳减排，就要承受经济不增长和人民生活水平下降的结果。
中国前20年的碳减排进程，实践上已经证明了这一点。必须建立全局和系统的思维，来研究和设计顶层策略，才可能解决问题，并加速中国的碳中和进程。事实上，当前的顶层设计和碳减排操作是在错误的方向行进，难度大、成本高、效率低，对宏观经济危害极大，需要尽快变革。我们需要对影响全社会碳减排80%甚至是90%以上的全行业推进碳减排，用高效率、低成本的方式开始行动。
所以，我们一定要意识到：只抓煤电行业碳减排，其实只抓住了全社会不到8%的碳减排，甚至低于3~5%，而全社会90%以上的碳减排我们还没有影响到。全社会全行业碳减排实际上成本更低，所以我们需要尽快改变现行的碳减排政策模式。
3.仅有煤电行业的碳市场，不能实现社会资源最优配置
市场机制的价值在于，大部分情况下，市场无形之手让社会资源配置达到有效率的均衡，实现市场资源的有效配置。在一些情况下，市场会一定程度的失效，需要政府一定的干预介入，如制定规则、初始权利责任界定、建立市场和监管等。但政府的干预宜少不宜多，一定不能高估政府人为建立市场的能力和效果。
政府需要碳市场发挥这样的作用，即碳减排从最低成本的市场环节开始，而不是成本最高的环节（火电）在减排，这样碳减排对社会福利的损失最小。当前，只有煤电行业参与的碳排权市场，是用最高的成本推进碳减排，宏观经济和社会福利损失都太大，投入产出极不合理。
只在煤电行业内通过碳排权碳市场调节市场资源配置效果微乎其微，实际成本远大于收益。碳市场要真的发挥大的作用，必须找到一种高效低成本的方法，将社会组织和个体包括进来，这才可能达到较好的效果。由于当前碳减排基础理论的局限性和顶层设计的诸多问题，我们没有能力将更多行业、更多企业的碳足迹数据搞清楚，碳减排行业扩展举步维艰，当前的碳市场机制作用也就难以发挥。
当前国际国内仅有煤电少数行业的碳排权交易市场，基本上是我们人为设定的市场。其思想来源是科斯理论，却是对科斯理论错误理解和简单套用，其结果极其糟糕。
科斯理论在外部性公共物品的核心价值在于：产权界定清楚、交易成本较低的市场，容易实现社会资源的最优配置，胜于政府收税的解决方案。这一思想非常伟大，它仍是政府解决碳减排问题的核心思想和基石。
但是，在碳减排问题上，不能简单理解和套用科斯理论。在气候变化问题上，科斯所谓的“产权”就是“碳排权”吗？科斯所谓的“有效低成本市场”就是“单一煤电行业碳排权市场”吗？显然不是，科斯没有先知先觉帮政府规定好。在碳排放公共物品事件中，产权就是碳排权，碳市场可以是单一行业（或少数行业）碳市场，这只是现在部分专家的肤浅理解和应用。
特别值得指出的是，设立碳市场的理论依据是科斯社会成本理论：通过权力（产权）确定和低成本的市场交易，让社会外部成本的处理有效安排，使社会资源配置尽可能达到最优。设计碳市场的目的是通过碳市场的碳定价和交易，实现更低成本的碳减排，对宏观和社会福利的影响最小。
目前中国碳市场的作用和效果，几乎与初衷相反。
因为中国电价市场的主要特征还是计划经济，在计划经济模式的产业前端设计碳市场，完全不可能发挥市场的作用。欧美的电力市场是市场化的，碳市场的碳定价对社会碳减排通过市场机制可以发挥出作用。目前中国的碳市场，不仅破坏宏观经济，与政府的初衷应该是完全背道而驰的。
按中国的国情和市场特点，碳排放的社会成本，放在后端产业链和消费端处理，无论是碳税还是碳市场，效率会高很多。本文极力反对碳税，主张碳市场机制的。但不是像现在这样仅有单一煤电行业的碳排权碳市场，而是启动面向全社会全行业的“负碳”碳市场。
在应对气候变化挑战中，碳排放是一个跨时空、大规模、系统复杂的公共物品。作为公共物品分析，其规模和复杂度是庇古先生、科斯先生当时所未遇到的，他们并没有在气候变化问题上给政府提供现成答案。政府必须站在两位大师的肩膀上进行创新，才能解决当前的排放难题和气候难题。
4.CELM体系下的煤电产业碳减排政策
同济大学中和研究院通过对全球气候问题的法学、社会学、经济学、数字化和科学技术的综合研究，创造性地提出全新的碳排放责任机制（Carbon emission liability mechanism，CELM），建立了全新的碳排放责任体系，提出了全球碳中和的第三条道路——基于CELM的“1+1”全球碳中和解决方案。
CELM体系下，煤电企业与煤炭、石油、天然气等碳源行业企业不同，作为非碳源类组织，并不是政府碳减排重点关照对象，只是产业链中的一个生产环节，并不需要政府投入资源去特别管理，更不需要为这个行业特别建设一个碳市场。
煤电企业通过碳票流转将碳排放成本加入电力产品中后，根据市场自由竞争原则，与光电、风电等绿色能源一起，参与电力市场的自由竞价。在市场原则下，煤电的碳排量不受计划控制，煤电企业的生命周期也不受行政计划控制，完全是根据市场需求和承担碳排放成本后的市场竞争力决定其市场命运。当前，整个发电、煤电行业正因碳减排政策，处于水深火热中。CELM机制安排，对煤电行业是一个彻底解放，煤电行业可以为国家经济发展做更大更长时间的贡献，行业投资回报可以得到更大改善，全市场资源的优化配置，将极大增加社会福利。
值得特别指出的是，CELM机制并不会减轻煤电行业的碳减排压力，在零碳成本的绿色能源的竞争压力下，煤电行业的碳减排压力动力一直会很大。
CELM“1+1”体系将能源的碳排放成本以比较缓和的方式进入电力产品内部，并将成本分布到整个产业链。这样化石能源的碳排放成本压力是逐步释放的，煤电企业可以有较长的调整期。不像碳排放权配额机制，总量层层分解，这种计划方式对整个市场造成重大扰动，引起混乱。
CELM体系下，不实施补贴政策，绿色再生能源的价格优势会不断增加，会逐步加快对化石能源替代，又不会发生急风暴雨式的能源替代革命。同时，它的市场化程度很高，变革是渐进式，非行政化和计划经济，对政府管理层的能力要求不高，管理层的决策的风险较小，政策执行部门廉政问题也较小。
文| 同济大学中和研究院
本文节选自《新公共物品理论与全球碳中和解决方案》，略有修改