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2018中国环境权益市场报告

发表时间:2019/10/14 9:33:27 来源:《环境经济》杂志 2019年第18期 总第258期 作者:中央财经大学绿色金融国际研究院

碳排放权交易市场稳步推进

 

        “碳排放权交易”的概念最早出现于1997年12月在日本东京签订的《京都议定书》,《京都议定书》把二氧化碳(CO2)、甲烷(CH4)、氧化亚氮(N2O)、氢氟碳化物(HFCs)、全氟碳化物(PFCs)和六氟化硫(SF6)六种气体确定为温室气体,这些温室气体的排放量均可以折算成二氧化碳当量进行计量,因此温室气体排放权交易被称为“碳排放权交易”,而从事排放权交易的市场被称为“碳排放权交易市场”。


        由于碳排放权交易,产生了碳资产。碳资产是指在碳排放权交易机制下,产生的可直接或者间接影响组织温室气体排放的碳排放配额或者减排信用 。因此,碳资产主要分为两类:一类为碳配额,它是由政府发放,企业从政府或者其他企业购买得到的。另一类是碳减排项目的减排量,通过一定的程序获得主管部门的确认和签发,可以用来抵消企业的碳排放,被称为“碳抵消”。


        碳排放权交易市场有现货市场和衍生品市场。其中,最主要的碳衍生品是碳期货。碳期货是基础资产为碳配额或者其他碳交易产品的期货合约,即交易在有组织的碳期货交易所统一进行,规定了在某一特定的时间和地点交割一定数量和质量的以碳配额或其他碳交易产品为标的物的标准化合约。碳期货是一种衍生产品,可以使得各方交易变得更加容易,买卖双方最初同意按照今天商定的价格(远期价格)购买和出售资产,交货和付款发生在未来的交货日期。


全国碳市场启动


        中国从2011年10月开始碳排放权交易探索,到2017年12月宣布全国碳市场启动,市场建设稳步推进,发展历程如图1所示。


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图1  碳排放权交易市场在中国的建设历程


        作为全国碳市场建设的一个关键文件,国家发展改革委于2017年12月18日印发了《全国碳排放权交易市场建设方案(发电行业)》,该方案明确了我国碳市场建设的指导思想和主要原则,对建设全国市场具有重要指导意义。


        方案提出,全国碳市场启动后,将历经三大建设阶段:一是基础建设期,为期一年左右,完成全国统一的数据报送系统、注册登记系统、交易系统建设以及碳市场管理制度建设。二是模拟运行期,为期一年左右,开展发电行业配额模拟交易,全面检验市场各要素环节的有效性和可靠性,强化市场风险预警与防控机制,完善碳市场管理制度与支撑体系。三是深化完善期,也就是全国碳市场开始交易运行的阶段,将在电力行业进行碳配额现货交易,并逐步扩大行业覆盖范围,丰富交易品种,尽早将国家自愿减排量(CCER)纳入碳市场。


        全国碳市场的启动将以发电行业作为突破口,之所以这样选择,是因为发电行业历史数据较完整,产品单一,主要是热、电两类,管理较规范;且发电行业温室气体排放量大,根据方案的标准,发电行业纳入碳排放监管机制的企业达到1700余家,总体排放量将超30亿吨。据测算,仅纳入全国碳市场电力行业碳排放量的规模已超过目前第一大规模的欧盟碳市场,中国碳市场全面启动后势必将成为全球最大规模的碳排放权交易市场。


        全国碳市场的登记注册系统设置在湖北,交易结算系统设置在上海。2018年全国碳市场处于基础建设期,由湖北碳排放权交易中心和上海环境能源交易所牵头做相关系统的基础建设工作。全国碳市场的建设将不同系统建立在两个不同地区,主要是考虑到两地的资源优势。湖北碳市场开户会员数、市场参与人数等有效指标均居全国第一,与各非试点地区的合作交流紧密,在会员整合上有较大优势,而上海的金融中心地位使其拥有良好金融市场环境,建立全国碳市场的配套服务较为完善。


各试点碳市场既有共性也各有特点


        九个碳排放权交易试点的政策设计既有共性又因地制宜体现出各自的特点,相关政策比较如表1所示。


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        试点碳市场的配额分配采用无偿分配为主、有偿分配为辅的方式,并逐步提高有偿分配的比例,有偿分配最常用的方式是企业竞价拍卖。在配额分配过程中,试点地区政府会预留一定比例的配额用于市场调节,以维持市场稳定。


        根据各自的实际情况,各试点对控排企业的准入要求不尽相同,其中深圳碳市场的准入要求最严格,年二氧化碳排放量在3000吨以上的企业均被纳入碳市场,上海碳市场的准入要求最详细,对工业企业、交通运输企业、建筑领域企业均设置了不同的要求。


        在配额分配方面,除上海在前期采用配额三年一分配的分配方式外,其余试点均采用逐年分配的方式,而上海碳市场在三年配额到期后也采用逐年分配方式,这是因为逐年分配的方式更有利于政府根据实际情况及时调整配额发放,科学分配碳排放配额,达到更好的减排效果。


        各试点除了四川省外,均已启动配额交易。四川省碳市场还在前期建设中,预计2019年启动配额模拟交易,2020年开展配额现货交易。


        除四川省外的试点均设置了中国核证自愿减排量(CCER)抵消机制,抵消比例上海最低为1%,其余试点均在5%~10%。但由于各试点对可用于抵消的CCER项目设置了其他的约束条件,实际用于抵消的CCER数额远低于设置的抵消比例。以2016年为例,七地区碳市场配额发放总量约为12亿吨,而在2016年履约期,用于抵消的CCER数量不到800万吨,占配额总量的比例约为0.67% 。上海虽然设定的CCER抵消比例远低于其他碳试点,但由于其对CCER的其他限制条件比其他试点更宽松,在2017年CCER现货交易量上位列全国第一。


        2017年3月17日,国家发展改革委发布公告称,将组织修订《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》,在暂行办法修订完成前,将暂缓受理温室气体自愿减排(CCER)交易方法学、项目、减排量、审定与核证机构、交易机构备案申请,已备案项目可继续参与交易。至今新的项目申请仍然处于暂停状态。


        除CCER外,部分试点也开展了一些创新,提倡其他减排项目用于抵消企业二氧化碳排放。广东省推出了碳普惠制试点,将PHCER(碳普惠核证自愿减排量)纳入碳排放权交易市场的抵消机制。也就是说,广东省纳入碳普惠制试点地区的相关企业或个人,其通过自愿参与实施的减少温室气体排放(如节水、节电、公交出行等)和增加绿色碳汇等低碳行为产生的减排量,允许接入碳交易市场。而福建省则推出了本地化林业碳汇项目(FFCER)用于抵消企业碳排放,且规定了用于抵消的林业碳汇减排量在总排放量的10%以下,该比例是能用于抵消的CCER比例的2倍。


部分试点进行了碳金融和融资工具方面的尝试


        当前,各试点市场主要以现货交易为主,有一些试点进行了碳衍生品交易和碳相关融资工具方面的尝试,包括配额回购融资、碳资产质押、碳债券、碳掉期、碳远期等,但产品数量不多,金额也不大。已推出的一些金融产品情况如表2所示。

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2018年各试点市场交易价格和交易量差距较大


        根据各试点官网披露的交易信息统计,2018年1月至12月,除四川外的八个试点累计成交量约6242万吨,累计成交金额约12.6亿元,其中各试点的交易量和交易价格差距较大:广东、深圳的成交量和成交额较大,分别为广东2836.20万吨和35346.15万元,深圳1267.95万吨和29825.82万元;重庆、天津的成交量和成交额较小,重庆为26.94万吨和117.48万元,天津为228.78万吨和2654.84万元;在价格方面,北京配额的平均价格最高,约为57.93元/吨,重庆价格最低,约为4.36元/吨,如图2所示。

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图2  2018全年各试点日均成交价格


碳市场建设缺乏法律基础


        立法问题不只是碳市场的问题,也是所有环境权益交易市场面临的普遍问题,解决立法问题是发展环境权益交易市场的根本。环境权这一概念是1960年由原德意志联邦共和国的一位医生首先提出,自提出以后,广受国际关注。1972年联合国在瑞典首都斯德哥尔摩召开的“人类环境会议”上通过的《联合国人类环境会议宣言》中提出:“人人有在尊严和幸福的优良环境里享受自由、平等和适当生活条件的基本权利。”环境权因此被国际社会广泛接受。我国目前还未将环境权列入相关法律之中,环境权益作为资产的使用和交易制度虽实践了多年,但在实际工作中,仍存在主体、客体、内容的界定、初始分配、定价方法、监管等方面的一系列问题,立法进程缓慢。


        全国碳市场建设是一个系统工程,加强顶层设计和整体统筹,需要依靠法律制度来推动。国际上各个碳市场的建立和发展都要先经过立法程序。在我国,目前作为碳市场建设法规基础的《碳排放权交易管理条例》还没有完成国务院的行政法规立法程序,在立法的基础上启动全国碳交易才符合我国“依法治国”的基本方略。有法可依才能让市场有发展的基础和依据,才能增强相关部门的执行力度,提高控排企业的参与积极性,增强其他机构参与市场的信心。


试点市场活跃度不足、价格波动大


        从各试点的交易情况来看,普遍存在交易集中发生在各自履约期月份的情况,反映出控排企业买入碳排放权主要是为了满足履约要求,而非出于交易需求,企业的碳资产管理意识有待加强。很多缺口企业在临近履约期、履约工作启动后才开始入市购买配额,在冲刺阶段产生大量刚性需求,带动市场交易量和交易价格大幅度攀升。其他时间段内,市场活跃度比较低,导致非履约期市场流动性不足。


        同时,价格波动较大导致控排企业和其他投资者难以对碳价形成合理预期,参与碳交易的风险增加,市场上又缺少相应对冲风险的金融工具,因此加大了企业和其他投资者进入市场的担忧,形成恶性循环。


市场信息透明度和数据准确度有待提高


        市场的有效运行需要公开透明的信息,透明的市场才能吸引更多的主体参与。当前,各试点地区碳市场的信息透明度有待提高,包括配额量的确定和分发情况、控排企业排放数据等缺乏公开披露,同时碳排放权交易数据的披露也不充分,市场参与者不了解市场情况,无法形成稳定的预期,缺乏理性决策的基础。


        另外,碳排放数据的准确性是碳市场良好运行和发展的重要因素,这需要完善的MRV(监测、报告与核查)体系来保障。目前中国碳市场在MRV管理机制建设和具体执行层面都存在问题,相关制度和方法学有待细化,具体执行的方法、流程有待完善,监测方面的系统建设速度有待提高。


碳金融发展缓慢


        碳金融的良好发展依赖于碳市场的健康稳定和活跃交易。显然,当前我国碳现货市场流动性不足、碳期货市场尚未建立,阻碍了碳金融发展与创新。除此之外,主体因素和风险因素也对碳金融发展产生了影响。


        首先,各利益相关方对碳金融认识不足,持观望态度。碳金融在我国的发展时间不长,对于很多人来说是一个陌生的新名词,缺乏了解和参与度,政府对于其推动市场良性发展的作用认识不足,企业和金融机构没有意识到发展碳金融的意义。政府的关注点集中在节能减排上,并未太多考虑至市场交易层面,造成市场机制的设计不完善,并未有意识真正引导社会各方参与其中,对于新兴金融模式的了解和推进较为缓慢和保守,在顶层设计上缺乏配套的法律法规和实施细则。而企业对碳金融的广度、深度以及体制、机制等不了解,大多数控排企业都是为了履约而进入碳市场,对于碳金融的发展尚存疑虑,处于观望阶段,一般不采取行动,并没有意识到碳金融项目可以给企业带来的潜在绿色商机和利润空间。金融机构也未系统、全面地了解碳金融市场,对业务的流程和规则不熟悉,缺乏内部支持政策,对于应用于碳市场的操作模式、风险管理等研究不足,具备相关知识的人才也很少,导致金融机构不敢轻易行动,仅有少数机构开拓了碳金融领域,但产品数量和品种都有限,供客户选择的余地较小,限制了市场交易量。


        其次,以碳资产为基础的金融产品风险较高。碳资产是企业可以出售的资产,它的价格随着市场的行情而变动。目前碳市场已经形成了“碳配额”和“自愿减排量(CCER)”两种碳资产。不同试点市场的碳配额价格差异明显;即使是同一市场,碳配额的价格波动也很大,如从2018年1月到2018年12月,北京的最高日均价达到74.6元/吨,而最低日均价只有30.32元/吨,重庆的最高和最低日均价分别是31.93元/吨和2.24元/吨。碳配额价格如此大的差异和波动使拥有碳配额这一资产的风险较高。


        而对于CCER这一碳资产,政策风险性比较高。八个试点碳市场均设置了CCER抵消机制,抵消比例上海为1%,其余试点均在5%~10%。但由于各试点对可用于抵消的CCER项目设置了其他约束条件,实际用于抵消的CCER数额远低于设置的抵消比例。2017年3月,国家发展改革委宣布暂缓新项目的备案申请,同年12月全国碳市场宣布启动时也没有明确CCER何时和如何纳入全国碳市场交易,开发CCER项目的前景很不明朗,政策的不确定性使CCER这一碳资产的风险性很高。


        碳金融产品是以碳资产为基础的金融市场活动,在碳资产风险较高时相关碳金融产品的风险也一同增加。同时,由于碳金融交易的产品内容的复杂性、交易的杠杆性、交易结果的不确定性等特征,碳资产领域的市场风险、流动性风险、操作风险等在碳金融交易中更加凸显,增加了碳金融产品的风险程度。


推动碳期货市场建设,调动市场积极性


        应该尽快完成碳市场建设的立法程序,使市场建设有法可依,这是进行其他工作的基础。2019年4月3日,生态环境部公布了《碳排放权交易管理暂行条例(征求意见稿)》,共27条,亮点是将碳排放配额确认为资产,并涵盖了信息披露和市场调节制度,这是全国碳市场制度建设的重要进展。征求意见稿发布后,有不少市场参与主体对文件提出了反馈意见,后续需要根据各方意见进行调整,尽快出台正式版本。同时,由于暂行条例比较简化,还需加快细则的制定过程,对市场操作细节做出详细规定。


        另外,应加快基础设施建设步伐,包括数据报送系统、注册登记系统、交易系统和清算系统,做好湖北碳排放权交易中心和上海环境能源交易所的衔接协作工作,处理好与其他各地交易所之间的关系,使全国碳市场成为一个有机运作的整体。


        制定稳定积极的交易政策和灵活的价格调控机制。目前,分散的试点碳市场表现出严重的流动性不足问题,全国碳市场建立后,分散市场的融合和整体体量的增大将会带来一定改善,但同时有必要通过其他手段,提高参与者在非履约期的交易热情,进而提高市场整体流动性。首先,企业对碳配额有效性的信心是基于政策相对稳定长久的预期,必须确保配额发放机制、CCER等相关政策的明确和稳定。


        其次,要鼓励具有一定规模的交易,适当引入多元化的市场参与主体,合理的市场规模以及充分的流动性,是碳市场能够有效发挥定价功能的基础,而为了防止个人投资者盲目入市,加剧市场波动,在市场不成熟时要谨慎引入个人投资者。


        另外,试点碳市场价格波动幅度较大,导致企业不敢轻易进入市场进行交易,进一步造成流动性恶化。而流动性的恶化又会导致价格易受个别交易的影响,使得价格更加波动。建议建立碳市场的价格稳定调控机制,可以建立政府储备池和碳市场平准基金,合理设定碳价调控区间,并依托碳配额储备与平准基金建立公开市场操作机制;还可以设置价格涨跌停及最大持仓量限制制度,限制当日最高涨跌的百分比和配额持有者的最大持仓量。


        完善MRV(监测、报告与核查)体系相关配套制度,建立科学、统一、执行性强的方法学,包括配额的核算方法和分配方法、数据监测方法和工具、企业碳核查方法等,从电力行业开始,尽快扩展到其他行业。要制定统一的规则,强化MRV的管理、执行、评估和监督,制定执行细则,完善技术支撑体系,加强能力建设,力争监测数据的准确性和报告的真实性。要重视第三方核查机构的作用,对机构和核查人员资质做出明确规定,强化对核查机构的监督和管理,推动以科学、准确的核查来纠正监测和报告体系中存在的问题,发挥第三方核查机构在政府规则和企业执行之间承上启下的作用。在完善数据透明度和准确性的基础上,需要加大减排督促力度,建立惩处机制,这在《碳排放权交易管理暂行条例(征求意见稿)》中已有相关规定。


        推动碳金融发展。碳市场的健康稳定运行与碳金融的发展是相辅相成的,稳定的碳市场是碳金融发展的基础,而发展碳金融能够活跃市场起到价格发现的作用,会大力促进碳市场的长期健康运行。有必要通过以下方法来促进碳金融的发展:


        首先,推动碳期货市场的建设,引入金融监管。期货市场是现货市场的有效补充,有风险管理、套期保值、促进价格发现、提供流动性和套利机会等作用。碳交易期货市场能够更加有效地配置碳资产,因此,研究启动碳期货市场建设,扩大碳市场的层次体系,实现碳现货市场与期货市场互利互动,能够推动碳排放权交易体系的良好建设。


        同时,应当加强金融监管,宏观层面和微观层面均要做到审慎监管,施行综合防范措施,确保风险的可防范性并减少风险的放大性。由于证监会对于市场机制、价格调控、未来衍生品的引入、风险防控等一系列问题有着丰富的经验,建议在监管中引入中国证监会,进行联合监管。


        其次,加强利益相关方的碳金融能力建设。利益相关方主要包括政府、企业和金融机构。碳市场是人为规定而非自发生成的市场,受政策影响较大,因而政府作为政策制定者,配备一定的碳金融知识储备,才能在制定政策时掌握好“度”,既保证碳市场的稳定运行,避免出现过多投机现象,又能增加碳市场的活跃度。企业和金融机构作为碳市场的主要参与者,只有提高碳金融能力,才能有力催生碳金融衍生品的发展及流转,从而刺激整个市场健康良性活跃地发展。


        相比市场需求来说,碳金融方面的专业人才缺口很大。需要设计全面的碳金融课程,引进权威的师资力量,对政府、企业、金融机构等利益相关方进行定期培训,使他们熟悉业务的流程和规则,提高在职人员的理论知识水平和技术水平。另外,还要加强宣传和科普,改变传统观念,增强社会整体对节能减排和碳金融的认识。


        再次,鼓励碳金融产品创新试点。为推动碳金融体系的层次性发展,在稳步前行的基础上,政府可出台激励措施,适当鼓励碳金融产品创新试点。金融机构应丰富产品类型,鼓励创新形式,探索贴合企业和机构实际需求,具备可操作性、简便性及流通能力强的碳金融产品。


        对于风险较高的碳金融衍生品,近期可以先推动场外产品,如远期、掉期产品,再逐步推动场内金融产品,如期货、期权产品,并注意有效监管,防范风险。


排污权交易仍处于试点探索阶段


        排污权指排放者在环境保护监督管理部门分配的额度内,并在确保该权利的行使不损害其他公众环境权益的前提下,依法享有的向环境排放污染物的权利。在中国一般是政府将该权利以一定的价格出让给需要排放污染物的排污主体,污染者既可以从政府手中购买权利(一级市场),他们之间也可以相互转让或出售权利(二级市场),以此形成排污权交易市场。


排污权交易探索时间早,但进展缓慢


        从1987年我国开始排污权交易的起步尝试,1987~2000年是起步尝试阶段,2001~2006年是试点摸索阶段,2007年以后属于试点深化阶段。


        在起步尝试阶段和试点探索阶段主要进行了一些试点项目,在试点深化阶段,公布了政策文件并明确了国家级试点地区,主要发展历程如图3所示。

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图3  排污权交易在中国的发展历程


        目前,我国的排污权交易仍处于试点阶段,全国大多数省份开展了排污权交易工作,财政部、原环境保护部、国家发展改革委批复的排污权交易试点12个,另有一些地区自行开展了排污权有偿使用和交易工作,如表3所示。


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        虽然全国大多数省份均开展了排污权交易,但交易信息的透明度较差。根据可得信息,我们总结出的12个政府批复试点地区的交易情况如表4所示,2018年排污权交易的进展情况如图4所示。


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图4  排污权交易2018年进展情况


融资工具发展不成熟


        我国较早就开始探索基于排污权的融资工具,浙江在2010年出台了排污权抵押暂行规定,开始排污权抵押贷款相关工作,浙江和福建制定了排污权租赁相关管理办法。


        2016年8月七部委推出的《关于构建绿色金融体系的指导意见》中提出,推动建立排污权交易市场,发展基于排污权的融资工具。然而,市场上实际推出的融资工具数量很少,产品创新难以进行,究其原因还是市场发展不成熟。表5整理了一些试点地区的融资工具情况。


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相关法律法规支撑体系不完善,交易制度设计不成熟


        排污权交易市场缺少指导性的根本大法和统一的交易制度。国务院办公厅在2014年8月6日发布的《进一步推进排污权有偿使用和交易试点工作的指导意见》是部门规章,虽具有普遍约束力,但不具备法律效力。在具体的交易制度设计、市场管理方法、配额分配方式等方面,国家也没有统一的规定。


        由于缺少国家层面的指导性办法和统一监管,各地方试点之间的管理方法在制定上存在较大区别,对污染物指标、指导价格、交易范围等的界定均存在较大差异。“一地一制度”的问题使得排污权交易的公允性受到质疑。虽然一些试点地区积极探索交易形式的创新,但由于交易制度设计缺乏合理性,实际交易中一些参与者故意钻制度的漏洞,出现了不少违规操作。


初始分配不公平,定价方法不统一


        排污权初始指标分配缺乏公平性和灵活性。很多地方的初始分配遵循的是“相等即公平”的理念,所有区域、行业、企业按照同样的标准进行分配。在排污权有偿化制度确定之前建立的老企业在初期无偿取得排污权利,相对于新建企业具有明显的优势,而在后期所有企业以相同价格取得排污权,这种“相等”实际上并不公平。对于不同行业企业“一视同仁”无法激励企业减排,甚至会出现“鞭打快牛”的现象。


        另一方面,有偿分配涉及定价问题,目前试点地区各自制定有偿分配方式和定价方法,很多地方公布了各项主要污染物的指导价格,但是这种定价指导意见具有“地域性”,地区差异性很大,往往不能恰当体现环境容量的稀缺程度。各地的污染物交易价格相差甚远,如山西的二氧化硫排放权指导价格为18000元/吨,排污指标长期有效,而重庆排污指标有效期为1年,每年清缴核定,价格约为1000元/吨。


二级市场不活跃


        现行排污权交易通常分为一级和二级市场,前者在政府和企业间进行,如排污权初始分配、政府回购等,后者才是企业间的配额买卖。试点情况表明,内蒙古、浙江等约2/3的试点地区都曾出现不同程度的二级市场交易记录“断层”,有的地区甚至连续数月未有交易量,二级市场交易非常不活跃,反映出企业多数是为了满足自身的排污需求而参与交易,一般只参与一级市场,在政府处购买排放指标,而对企业间配额交易缺乏认识和参与积极性。


        此外,地方政府对排污权交易存在“过度干预”的现象,政府为顾全当地经济的发展,对区域内企业排污权交易做出了较多约束,比如只能在本地区交易、政府控制交易价格等,由于这种“保护”的存在,市场化机制难以发挥作用,二级市场的活力受到遏制。与此同时,地方政府更重视一级市场的发展,培育二级市场的意识不高,影响二级市场的发展前景。


与排污许可制度间的衔接不到位


        我国近年来大力推进排污许可制度,对多种污染物实行“一证式管理”。理论上来说,排污许可制度是排污权交易的前提条件,政府通过颁发排污许可证的方式将排污权分配给相关污染排放企业,企业根据预期需要排放量进行排污权交易,预期排放量大于许可证规定排放量的企业从排污权交易市场以货币形式购买排污权,实际排放量小于许可证规定排放量的企业从排污权交易市场以货币形式出售排污权,实质上就是排污权通过市场机制在各污染源之间合理配置的过程。


        但在实际操作中,排污权交易开展的时间比较早,各地区根据自身情况制定交易制度和管理办法;而排污许可制度2014年在修订的《环境保护法》中被明确,2016年以后大力开展制度建设和具体执行。目前在执行层面两者还没有实现良好衔接,主要体现在排污指标、工作范围和期限三个方面。


        在排污指标方面,新建企业的排污量难以有效估计,交易指标量和实际排污许可证指标量往往存在较大差异。工作范围方面,排污许可证对多种污染物进行综合管控,而排污权交易的污染物管控种类较少;另外,排污许可制度适用于区域内所有的工业企业,而排污权交易的交易主体由各地政府相关部门制定政策进行界定,排污许可制度涵盖企业更多。有效期限方面,排污许可证的有效期为3年,临时排污许可证的有效时间为1年,而排污权的使用年限大多被限定为5年或10年,还分为可延期和不可延期。


        一些地区正在采取措施解决这个问题,比如江苏省2017年发布的《江苏省排污权有偿使用和交易管理暂行办法》明确,排污权以排污许可证的形式予以确认,排污权在排污许可证上载明才具备效力,排污单位在申领排污许可证时应取得相应的排污权,排污权数量同排污许可证许可排放量一致,有效期与排污许可证一致。


交易污染物种类与环境保护税应税污染物有重合


        2018年1月1日,我国正式施行环境保护税,根据《中华人民共和国环境保护税法》,环保税的征税对象分为大气污染物、水污染物、固体废物和噪声四类,具体税额可由各地在法定税额幅度内提出。


        排污权交易涉及的污染物种类主要是化学需氧量、氨氮、二氧化硫、氮氧化物,与环保税法中规定的应税污染物有重合。对于同一种污染物来说,排污权交易和环保税是可以相互替代的市场化工具,排污权交易是基于数量的工具,以数量管控切入,而环保税是基于价格的工具,以排放所付出成本的角度切入,都可以达到管控污染物排放的目的。因此,环保税的征收将压缩排污权交易市场。对于被管控企业来说,一方面要考虑总量控制,另一方面又要考虑可能的税费,会增加企业负担。


排污权交易市场发展离不开政策助力


        排污权交易市场的顺利运行离不开从国家到各试点地区的法规和制度保障。国家应尽快出台行政法规,使排污权交易有法可依。在行政法规短期内不能出台的情况下,应该完善部门规章,制定统一的基本交易制度和技术指导,建立健全顶层设计,对配额分配方法、交易规则等进行统一规范,为地方政府相关部门工作提供指导。地方试点应优化交易设计,改善交易体系,保障排污权交易工作有效、持续开展。


        同时,国家层面应明确对配额初始分配和排污权定价的指导,各地区应兼顾大局、统筹安排,根据本地实际情况选择合理的定价方法和配额期限,使得排污权的价格能够市场化,真实体现供需状况。地方政府应在控制排污总量指标的前提下,根据当地的实际情况,采取科学的指标分配方法,遵循适当的原则,按照一定的程序合理、有效地分配指标,并保证分配各阶段信息的公开性和透明性。


        采取措施提高二级市场活跃度。政府干预、企业参与意识不强导致了企业间排污权配额买卖交易市场的冷淡。政府在排污权交易过程中应当充当监管者的角色,由交易双方进行谈判,自行决定是否交易以及交易价格是多少。另外,只有使市场交易规范化才能吸引企业参与。可充分发挥排污权交易中心的作用,让企业有了解渠道和直接交易的平台,实时公开交易主体、交易品种、交易价格和数量等交易情况,使市场信息公开、透明,激励企业参与,促进市场发展。


        做好与排污许可制度之间的衔接工作。一方面,要建立健全相关政策,加强技术指导。在制定排污权交易管理办法实施细则时,应充分考虑排污权交易和排污许可制度的衔接问题,明确衔接原则和衔接方法,为实际操作提供理论指导。同时也要加强对各地衔接工作的技术指导,排污权交易和排污许可制度在指标量、期限上的衔接涉及到大量核算,核算的准确性将关乎经济成本,对衔接工作开展进度和开展程度都有重大的影响。


        另一方面,地方政府要加强对衔接工作过程的监控和监管。如对于排污指标量的确定,政府需秉承公正、客观的原则,严格审查企业排污指标的核算,监测企业排污情况和排污权交易情况,根据企业预期排污量和实际排污量之间的关系进一步确定企业下一年度的排污指标。各地应当建立排污权交易管理平台,对企业的排污许可指标和排污权交易情况进行统一管理,积极推进两者的衔接。


        环保税作为一项法定税,具有强制性,任何应税污染物排放主体都必须缴纳。相比之下,排污权交易的灵活性高,应当配合环保税的实施。两者从设立理念上来说并不矛盾,环保税还能弥补排污权交易涉及范围小和污染物种类少的缺陷,但这种“弥补”如果不能合理设置界限会使企业重复支付,加重企业经营负担。因此,国家层面应当制定相关政策来确立环保税与排污权交易的配合机制,合理设置环保税的征收范畴,对已购买排污指标的企业进行一定的税收减免,或适量降低排污权定价,在控制污染物排放的同时也避免过多增加企业负担。


节能量和用能权交易市场发展仍不成熟


        节能量是指满足同等需要或达到相同目的条件下,所减少的能源消费数量,是一个相对量,通常用实际消耗的能源数量与某一个能源消耗定额的差额表示。以节能量(或能源消费权)为交易标的的市场交易行为就是节能量交易,分为基于能源消费权(能源消费指标)的交易和基于项目的交易。


        用能权是指企业年度直接或间接使用各类能源(包括电力、煤炭、焦炭、蒸汽、天然气等能源)总量限额的权利。用能权交易,是在区域用能总量控制的前提下,企业对依法取得的用能总量指标进行交易的行为。


各地进行多种形式节能量交易探索,但未形成规模交易


        2011年8月,国务院办公厅以国发【2011】26号印发《“十二五”节能减排综合性工作方案》,首次提出“研究建立合同能源管理项目节能量审核和交易制度”。随后在2011年12月,国家发展改革委、教育部、工业和信息化部、财政部、住房城乡建设部、交通运输部等十二部门联合印发了《万家企业节能低碳行动实施方案》,再次提出要研究建立万家企业节能量交易制度,并开展相关试点工作。


        各地区在各自区域范围内对节能量交易进行了初步尝试。2013年2月,北京环交所联合中国资源综合利用协会能源资源综合利用专业委员会共同启动了内地首批节能量交易,交易总额达216.6吨标煤。2013年11月,山东省出台了全国首个节能量交易规章——《山东省节能量交易管理暂行办法》,对节能量交易内容、交易原则、交易主体、交易方式等内容做了相应规定。江苏、福建等其他地区针对项目节能量交易、行业节能量交易做了相应交易试水。


        在政策方面,节能量交易中形成了三大类规定:信息报告和核证暂行规定、目标分解和管理暂行规定、交易和监管暂行规定。其中,信息报告和核证暂行规定提供了计量监测指南、信息报告指南、信息核证规范;目标分解和管理暂行规定指明了分解方法、自愿活动管理方法;交易和监管暂行规定明确了交易操作规程、交易配套制度、市场监管办法。在交易方法方面,以山东、福建、江苏的交易方法最为典型,如表6所示。


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        综观节能量交易近年的发展,可得出结论:节能量交易在中国尚未形成规模。各地开展交易的领域较窄,有的地区只发展了基于项目的节能量交易,有的只针对特定行业开展交易,交易频率也较低,尚未形成规模效应。此外,节能量交易缺乏国家政策支持。


        自2011年国家在《“十二五”节能减排综合性工作方案》中首次提出研究建立节能量交易制度,2016年国家《“十三五”节能减排综合性工作方案》中并没有提到节能量交易制度,取而代之的是发展用能权交易。节能量交易仍处于机制设计的探索阶段,现货交易不活跃,市场整体发展不成熟,也几乎没有任何基于节能量市场的融资工具推出。


用能权交易在节能量交易基础上提出


        用能权交易是在节能量交易基础上提出的,主要是为了在达到控制能源消耗这一目标的前提下,尽可能改进原节能量交易机制中的不足。相比于节能量交易,用能权交易具有程序相对简单、总量控制效果更佳、交易范围更广的优点,其发展历程如图5所示。

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图5  用能权交易发展历程


        2016年7月,国家发展改革委印发了《用能权有偿使用和交易制度试点方案》,明确提出自2017年起,我国将在浙江、福建、河南、四川开展用能权有偿使用和交易试点,并逐步完善方案,2019年试点任务取得阶段性成果,形成可复制可推广的经验,将在2020年开展试点效果评估,视情况逐步推广。方案公布后,四试点响应国家号召,均对用能权交易做了相应尝试,但由于各试点起步时间、社会基础等不同,各地工作进展不同,其中浙江省的推进力度最大,四省份的进展情况如图6所示。


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图6  四试点省份用能权交易进展情况


节能量和用能权交易市场活跃度待加强


        节能量和用能权交易市场自推出以来活跃度比较低,市场会出现几个月无成交的情况,也无融资工具推出。


        2018年节能量仅在江苏省产生两笔交易。其中江苏索普集团于2018年4月24日以每吨80元的价格向江苏镇江发电有限公司购买节能量5万吨标煤,是镇江市最大、江苏省第二大的节能量交易。另一笔是江苏聚成泰新材料科技有限公司以每吨120元的价格向江苏奥喜埃化工有限公司购买972.8吨节能量。


        2018年用能权有偿使用和交易的四个试点地区均发布了相应政策推动用能权交易。其中福建省进展最快,在2018年发布了《福建省用能权交易市场信用评价实施细则(试行)》《福建省用能权交易市场调节实施细则(试行)》《福建省用能权交易能源消费量报告管理办法(试行)》《用能权指标总量设定和分配方法(试行)》和《2018年度用能权指标分配方案》共五份政府文件,对用能权交易涉及到的能源消费报告、市场调节机制、信用评价机制、指标总量设定与分配方法等均做了设定,确保用能权试点稳定规范运行。


        浙江试点于2018年7月25日公开征求《浙江省用能权有偿使用和交易试点工作实施方案》意见,发挥民众力量,推动用能权有偿使用和交易试点形成有效、可操作的制度成果;同年8月21日发布《关于印发浙江省用能权有偿使用和交易试点工作实施方案的通知》,为建立完善的用能权交易制度体系、监管体系、技术体系、配套政策和交易系统,推动能源要素更高效配置奠定基础。


        河南省2018年7月18日印发了《河南省用能权有偿使用和交易试点实施方案》,主张建立完善的能源消费报告、审核和核查、用能权指标管理、分配和交易等制度体系,是我国用能权试点探索市场化、低成本实现能源消费总量和强度“双控”目标的新尝试。


        相比而言四川试点进度较慢,于2018年11月26日发布《四川省用能权有偿使用和交易管理暂行办法》,提出进一步对省内用能权有偿使用和交易相关工作进行综合协调、组织实施和监督管理。


        除以上四个用能权交易试点外,也有其他地区在2018年进行用能权交易探索。2018年4月,湖北宜昌市印发《宜昌市用能权有偿使用管理办法(试行)》,在全省率先“试水”企业用能权有偿使用。湖北江升新材料有限公司以21.6万元购买5273吨标煤用能权,成为宜昌试点的首单用能权交易。


节能量交易与用能权交易本身存在市场重复建设的问题


        节能量与用能权交易都是从能源消耗的角度来总体控制企业的能源消费,以达到节能减排的目的,只是采用的方法不同。节能量通过企业实际消耗的能源数量与目标能源消耗定额的差额作为指标来进行交易,用能权则是在能源消费总体控制的前提下,企业获得一定的初始配额,实际使用若超过初始配额就需要在交易平台上购买,没有用完配额可以卖出。


        另外,两者的规范对象都是重点用能单位,只不过各试点对纳入单位的年能耗要求不一样。所以,节能量和用能权交易市场的本质是一样的,两者存在重复建设的问题。


与碳排放权交易市场存在重叠


        从目前的试点情况来看,用能权交易的交易机制与现有的碳排放权交易制度高度相似,用能权交易的基础是能源消费总量控制,属于前端把控,碳排放权交易的基础是碳排放总量控制,属于末端把控,但鉴于燃料消耗量和碳排放量之间具有相互换算的关系,两者实际上测算的是同一个指标,两个市场存在重叠问题。如果设置不合理,很可能增加企业负担,打击企业参与节能减排的积极性,与设立环境权益市场的初衷不符。


缺少相关法律法规和交易制度


        节能量和用能权交易,涉及产权的确认、转移和义务的确认、执行,需要立法确权。然而,与其他环境权益产品市场类似,节能量交易和用能权交易市场的发展缺乏立法基础。在国家层面,尚未出台相关管理办法和统一的交易制度来指导试点开展工作。在地方试点层面,各地区已推行或正在制定一些管理办法和交易制度,但进展有限,实施效果不尽人意。


节能量评估、用能权配额的确定与发放执行难度大


        节能量评估是指依据相应的法律法规和标准对实施节能项目后能源使用减少的数量进行量化的测量与验证。在节能量测量方面,我国原有一套对企业节能量的计算方法,即《企业节能量计算方法》,该标准规定了企业节能量的分类、企业节能量计算的基本原则、企业节能量的计算方法及节能率的计算方法。


        该计算方法虽然得到了社会各界的广泛认可,但由于现实中影响企业能耗变化的因素很多且较为复杂,如节能技改、产品结构变化等都能影响到节能量。因此该方法在实际应用中还存在局限性,不能完全满足节能量评估的需求。在节能量验证方面,还缺乏权威公正的第三方认证机构。


        用能权配额的确定与发放是用能权交易的基础和核心。国家发展改革委公布的《用能权有偿使用和交易制度试点方案》提出,用能权确权的过程既要考虑国家的用能总量控制目标,又要结合地区间的经济社会发展水平、产业结构和布局、节能潜力和资源禀赋等因素,还要区分产能过剩行业和其他行业、高能耗行业和非高能耗行业、重点用能单位和非重点用能单位等的差异。这造成用能权配额的确定与发放存在很大技术性难题,在实际操作中执行难度很大。


需解决市场间重复建设问题


        解决节能量交易与用能权交易间市场重复建设的问题。如上文所述,节能量交易与用能权交易均从减少能源消耗的角度来促进企业节能减排,在历史数据、规范对象和调控手段上都有重叠交叉。两者的重叠容易让公众产生混淆,且会加重在两个市场监管下的企业负担。国家可评估目前试点的运行情况,综合考虑机制设计和交易制度等方面的因素,择优选择推行用能权或者节能量交易。只有运行合理,才能更好地达到节能减排的目的。


        做好与碳排放权交易制度的衔接工作。用能权(节能量)的交易机制和交易范围及手段与碳排放权交易高度重合,它们之间的衔接工作是亟待解决的问题。随着2017年12月全国碳市场的启动,碳市场的规模和覆盖范围会越来越大,而用能权(节能量)交易尚处于试点建设阶段,做好两者的衔接工作至关重要。


        为避免重复交易,监管部门在机制设计中就应对这个问题进行充分考虑。目前,节能量和用能权交易由国家工信部主管,碳排放权交易由生态环境部主管,两个监管部门需要做好协调,明确用能权(节能量)交易与碳交易之间的关系,对纳入两个市场中的企业如何进行转换和抵扣等做出规定,最大程度避免增加企业负担,提高企业参与市场交易的积极性。


        建立健全法规制度体系,搭建好交易平台。用能权(节能量)交易是新兴的交易市场,需要建立和完善法规制度体系,为其顺利运行奠定基础。国家和各试点应尽快出台相关法律法规、细则和技术指导,完善顶层设计,促进市场良性运营。另外,需要搭建好统一的交易平台,做好基础设施建设,包括登记系统和交易系统等,并增加信息的透明度和数据的准确性。


        制定科学合理的方法学,完善交易规则。需要建立科学、统一、执行性强的方法学,包括配额的核算和分配方法、数据的监测方法和工具、企业核查方法等。配额的分配方法在实际执行中要切实可行;数据的监测方法要具体详尽,操作性强;对企业履约的考核要客观可靠,可以由有资质的第三方机构依据核定的方法学进行核查。还应制定统一的交易规则,包括交易实施细则、交易管理办法、交易程序、交易平台建设标准、交易监管等。

 

水权交易市场建设各方面仍处于起步阶段

 

        水权是指水资源的所有权以及从所有权中分设出的使用和收益的权利。水资源的所有权是对水资源占有、使用、收益和处置的权力。我国《水法》明确规定,水资源属于国家所有,水资源的所有权由国务院代表国家行使。可交易水权针对的是水资源的使用权。


        水权交易是指在合理界定和分配水资源使用权基础上,通过市场机制实现水资源使用权在地区间、流域间、流域上下游、行业间、用水户间流转的行为。具体而言,水权交易包括区域水权交易、取水权交易以及灌溉用水户水权交易三种形式。


        从20世纪90年代末至21世纪初,水治理模式在世界范围内发生了深刻的转变。其中一项重要的转变是从国家主导型的、以工程建设为重心的需求侧管理方式向以市场为导向的需求侧管理方式的转变。


        中国的水资源政策改革在很多方面反映了这种全球范围内水治理模式的转变,对市场手段在水资源管理与配置当中的作用提出了新的要求,其中一项重要的改革措施是进一步发展水权交易市场。我国对水权交易的初步尝试与实践包括2002年开始的甘肃张掖农户间的水票流转,以及2003年开始的宁夏、内蒙古黄河水权由农业向工业的有偿转换等。水权交易市场在中国的发展历程如图8所示。

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图8  中国水权交易发展历程


七个水权试点已基本完成任务并通过验收


        2014年7月,我国启动了宁夏、江西、湖北、内蒙古、河南、甘肃、广东七个水权试点,历时三年,于2017年底基本完成试点任务并陆续通过验收,试点形成的经验将通过指导完善相关政策制度和规范交易流转行为,进一步在更大的范围内复制推广。


        试点工作主要围绕三项重点内容进行:水资源使用权确权登记、水权交易流转、水权制度建设 。七个试点地区根据自身的工作基础和地方实际情况,对试点的具体内容也有不同的侧重,如图7所示。


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图7  全国水权试点各地区工作重点内容


市场发挥配置水资源的作用处于起步阶段


        2016年4月水利部印发的《水权交易管理暂行办法》为水权交易实践提供了具体的制度基础。根据《暂行办法》,水权交易是指在合理界定和分配水资源使用权基础上,通过市场机制实现水资源使用权在地区间、流域间、流域上下游、行业间、用水户间流转的行为 。具体而言,水权交易包括区域水权交易、取水权交易以及灌溉用水户水权交易三种形式。《暂行办法》规定,水权交易一般应当通过水权交易平台进行,也可以在转让方与受让方之间直接进行。区域水权交易或者交易量较大的取水权交易,应当通过水权交易平台进行 。


        2016年6月28日,中国水权交易所正式开业运营。作为国家级水权交易平台,中国水权交易所由12家出资人共同出资注册资本6亿元人民币 ,为股份有限公司,经营范围包括组织引导符合条件的用水户开展经水行政主管部门认可的水权交易,开展交易咨询、技术评价、信息发布、中介服务、公共服务等配套服务。


        一系列水权交易制度也相继出台,主要包括《中国水权交易所水权交易规则(试行)》等。2018年2月,水利部、国家发展改革委、财政部联合印发《关于水资源有偿使用制度改革的意见》,要求全面落实最严格水资源管理制度,有效推进水资源有偿使用制度改革,并进一步对水权确权登记、水权交易等方面的工作提出了具体要求 。


        2018年12月28日,国家发展改革委、财政部、水利部等九部门联合印发《建立市场化、多元化生态保护补偿机制行动计划》,提出积极稳妥推进水权确权,合理确定区域取用水总量和权益,逐步明确取用水户水资源使用权,鼓励引导开展水权交易等 。


        根据中国水权交易所官方网站上公布的成交信息,截至2018年12月31日,累计成交的水权交易量的具体情况如图9所示。

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图9  截至2018年12月31日中国水权交易所公布的水权交易情况


        从图中数据可见,中国水权交易所达成交易的水量相对于全国水资源的使用量而言仅占极微小的一部分,市场在水资源配置中发挥作用才刚刚起步,尚未推出基于水权的金融产品和融资工具。但值得肯定的是,水资源配置管理的模式已由单纯的行政管理向政府与市场两手发力的方向逐渐转变。


水权交易进展较慢


        与其他环境权益交易市场相比,水权交易市场起步时间较晚,相关进展较慢。2018年2月,水利部、国家发展改革委、财政部联合印发《关于水资源有偿使用制度改革的意见》。作为推动水资源有偿使用制度改革的重要指导性文件,《意见》要求全面落实最严格水资源管理制度,加快建立严控区域用水超载、严控河湖开发超限、严控地下水超采、严控行业用水超定额的水资源管控体系,通过一系列严格管控措施和“三条红线”的倒逼作用,有效推进水资源有偿使用制度改革,并进一步对水权确权登记、水权交易等方面的工作提出具体要求。


        各地方在2018年对水权交易进行了相应的制度设计和优化,各地2018年水权交易进展如表7所示。


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水权作为一项法律权利的保障力度薄弱,不利于激励用水者参与市场交易


        目前的法律框架下,水资源的使用权从所有权中分离出来的过程仍然很难避免公权与私权混合的问题。例如作为可交易的区域水权,在权利性质和实际行使上,如何明确界定政府作为水资源管理者的行为和作为用水者的行为,还需要做相应的制度安排。


        以取水许可为基础的取水权,仍然面临确权登记不全、权利稳定性较弱,进而难以满足权利保护要求的问题。由于制度衔接不佳,确权登记制度还有待建立和完善,取水权的法律保障度不高,无法真正激励市场参与。目前取水许可证的期限为5~10年,其所能保障的权利的稳定性相对比较有限。黄河流域农业水权向工业转让的交易期限多为25年,在25年之内取水许可证的更新和延续存在行政许可程序的不确定性,难以满足权利稳定性要求。在权利保护上,监督管理制度仍然较为落后,擅自取水等问题的追责机制仍有待加强。


市场作用发挥不足,交易活跃度和流动性较差


        从2014年到2017年底,宁夏、江西、湖北、内蒙古、河南、甘肃、广东七个试点地区展开了对水权交易模式、交易平台和相关制度建设等多方位的实践探索,取得了阶段性的进展,政府的主导在水权交易市场发展的推进方面起到了决定性的作用。但是,政府主导也导致了在某些方面市场的作用发挥不足,如取水许可在很多情况下为无偿划拨,通过水权抵押、入股等方式发挥水权资产作用的制度仍属空白。此外,有些政府部门从自身部门利益出发行使水资源管理权,使得水权商品化的程度更加难以提高。


        水权市场普遍存在交易活跃度不高的问题,现阶段的水权交易仍然重度依赖行政力量的撮合,水权交易市场的进一步发展面临着如何激发市场自身活力、提高市场参与度的挑战。


        从交易方式上看,绝大多数的交易量来自于协议转让。中国水权交易所官方网站公布的成交信息显示,截至2018年12月31日的91笔交易中,仅有9笔为公开交易,其余82笔均为协议转让。这一数据也突出了水权交易受时空条件限制从而导致水权流转难度较大的问题。总的来说,目前的水资源分配仍然主要依靠行政手段,在微观配置层面尤为明显,水资源在微观层面的计划用水、节约用水等都依靠行政手段。市场在水权交易环节作用发挥很小,水权商品化程度难以提高,水权交易协议转让的案例大多依赖政府撮合进行。


交易平台在服务市场、促进市场活跃度方面的作用有待提高


        除了国家级的水权交易平台中国水权交易所,一些地方也建立了省级的交易平台,例如内蒙古水权收储转让中心、河南水权收储转让中心等。交易平台对水权交易的运作提供支撑,协调、引导和推动水权流转。


        从目前的交易情况看,大部分的交易采取协议转让的方式,地方级水权交易平台在协议转让的达成过程中发挥了重要的作用。交易主体达成交易意向后,通过中国水权交易所平台进行交易,由中国水权交易所组织签订交易协议,并按成交金额的1.0%收取交易服务费。


        这样的制度设计不利于降低交易成本,也不利于激发交易主体参与交易的积极性。不同级别的交易平台如何协调好工作关系,如何共同发力服务市场、促进市场活跃度,还需要更深入的探索。


各地交易价格差异大,无法体现水权真正内在价值


        从中国水权交易所公布的成交价格来看,价格呈现较大的区域差异。成交价最高为1.2元/立方米,发生在2016年10月,交易双方主体为山西中设华晋铸造有限公司(受让方)和山西运城槐泉灌区(出让方)。其次是2016年6月在宁夏京能中宁电厂筹建处(受让方)和中宁国有资本运营有限公司(出让方)之间成交的0.931元/立方米。河南省的三笔南水北调水量交易的平均成交价格约为0.82元/立方米。内蒙古自治区的多笔农业灌溉节约的水量转让给工业企业的交易首付成交价格为0.6元/立方米。2016年5月的永定河上游跨区域水量交易,北京官厅水库(受让方)和张家口市友谊水库、张家口市响水堡水库、大同市册田水库(出让方)之间的成交价格为0.294元/立方米,之后的几笔成交则按照永定河上游集中输水统一价格执行,即放水0.06元/立方米,收水0.35元/立方米。 灌溉用水户水权交易的成交价格普遍较低,大致在0.1~0.3元/立方米之间。


        以上实例的水权交易价格差异体现了交易的内涵差异,比如内蒙古黄河取水权转让的价格主要基于农业灌溉节水所投入的节水改造费用,河南南水北调水量转让的价格则主要以南水北调工程供水价格为参考。由于市场自发的交易行为很少,供需关系影响价格浮动的市场定价功能尚未开始发挥作用。


水权交易应当完善制度设计,激发市场参与的积极性


        在肯定七个水权试点取得阶段性成果的同时,有必要着重分析进一步推广和复制经验面临的困难和挑战,落实应对措施,明确深化改革的目标和努力方向。


        在国家层面上,作为国家级交易平台的中国水交所可以利用自身优势,采取多种方式为各地区创造互相交流学习的机会。除定期的会员活动之外,可以牵头组织会员单位在各地进行实地考察和调研活动。在地方层面上,水行政主管部门和地方水权交易平台可以引导相关政府职能部门、用水企业机构、其他相关支撑行业加强交流,为水权交易市场的建设和发展群策群力。


        重视水权交易市场发展与其他水利改革措施的衔接和协调,培育市场更好地发挥水资源优化配置的作用。


        目前对水资源的价值还缺乏尊重市场规律的认识,依靠政府补贴造成的水资源的无价和廉价,导致水资源的极大浪费,同时也不利于培育水权交易市场。水权交易市场的发展需要与其他水利改革措施包括农业水价综合改革、确权登记制度建设等做好衔接和协调。


        比如农业水价综合改革与水权制度建设相辅相成,一方面,农业水权制度建设是农业水价改革的重要基础,另一方面,水价改革的成效反过来助力水权制度建设,两者的衔接和协调至关重要。多种市场手段良好配合,才能培育起真正具有自身活力的市场,在水资源的优化配置中发挥更关键的作用。


        通过完善制度设计降低交易成本,激发交易主体参与市场的积极性。


        根据产权经济学理论,交易成本是影响水权交易的关键变量。如何降低交易成本,是水权制度建设和创新的重点。交易平台,包括交易所和交易中介,在降低交易成本方面的巨大潜力还有待挖掘。


        在我国现阶段国家级和地方级交易平台共存的背景下,相关机构应致力于共同探索如何实现良性运作,避免增加不必要的成本。同时,在为交易主体提供市场信息方面,交易平台与负责确权登记的部门应通力合作,实现水权信息的畅通,为交易主体提供易获取、准确完善的市场信息,帮助交易双方根据信息做出相应决定。


        建立健全对利益相关者权益的保障机制,探索市场外部性问题的应对措施。


        成交最活跃的黄河水权转让交易在解决新增企业用水需求、控制用水总量、为灌区改造提供资金等方面发挥了重要的作用。但需要指出的是,按取水量进行的自农业向工业的水权转换,对可以重复利用的回归水量以及生态系统耗用水量可能产生影响,因而存在潜在的负面外部效应。


        如何确保水权交易的成本和收益将交易的外部性充分考虑进来,为可能受到影响的利益相关方,特别是农民的用水权益和环境生态的用水权益,提供有效的法律保护,还是一个尚待解决的制度问题。就保护农民用水权益而言,应积极探索水权转让程序中农民参与的有效机制。就保护环境生态用水权益而言,应针对权益主体缺位的问题,明确赋予符合法律规定的部门或者机构相应的职能,对交易行为可能产生的外部性进行必要的监督管理。


        总体来说,应当明确利益保护问题和补偿原则,建立相应的补偿制度和体系,对补偿的标准、额度等进行确定和评估,对补偿的方式和期限进行明确的规定,以此确保补偿制度切实可行。


    指导:王遥(中央财经大学绿色金融国际研究院院长、教授、博导)


    作者:崔莹(中央财经大学绿色金融国际研究院气候金融研究室及碳金融实验室负责人)


    洪睿晨(中央财经大学绿色金融国际研究院研究员)


    江旻(中央财经大学绿色金融国际研究院特聘研究员、墨尔本大学地理学院高级研究员)

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