中国在“一带一路”国家的煤电投资
当前国际气候变化双边多边谈判主要聚焦三方面内容:一是主要排放大国的承诺,美国、中国、欧盟等这些大的经济体都高度关注彼此政策动态;二是其他发展中国家关心的资源、技术、能力建设等方面的支持;三是主要经济大国与其他国家开展的合作、投资及其影响,其中欧美等国最为关注中国在“一带一路”沿线国家和地区进行的投资。
2021年4月,美国总统气候特使克里访华,与中国就气候变化议题协商后发表的《中美应对气候危机联合声明》指出,中美两国计划采取适当行动,尽可能扩大国际投融资,支持发展中国家从高碳化石能源向绿色、低碳和可再生能源转型,表明了美国对中国在“一带一路”投资的关切。2021年4月22~23日,美国总统拜登召集举办全球领导人气候峰会,在结束高碳能源的国际投资和支持方面,提出政府各部门和机构将通过双边和多边论坛与其他国家合作,促进资本远离高碳投资。不过,白宫并未列出所涉碳密集化石燃料的类型,这也引发了美国是否为其天然气出口铺路的猜测。尽管天然气较煤炭而言更为清洁,但也属于矿物燃料。
对于中国的对外援助,尤其为境外建造燃煤电厂提供融资带来的环境和社会影响,外界的担忧从未停歇。美国波士顿大学教授Kevin P. Gallagher等学者研究指出,2007~2014年间,国家开发银行和中国进出口银行向境外建造燃煤电厂提供的资金占到其在能源相关领域贷款总额的66%,而为水电及其他可再生能源提供的资金分别占能源贷款总额的27%和1%;世界银行、亚洲开发银行、美洲开发银行和非洲开发银行这四大多边贷款机构同期88%的能源贷款流向了水电及其他可再生能源项目(Gallagher et al., 2016)。亚洲开发银行(Asian Development Bank,简称ADB)在2021年5月7日发布的修改后的能源政策征求意见稿中,提出了不再为“任何煤炭开采和石油与天然气田的勘探、钻探或开采活动”提供资金的政策。这一政策能否落地,取决于最终能否审议通过。但可以预见的是,亚洲开发银行在资金支持方面会进一步限制投资煤电项目的数量和规模。此外,由中国倡议筹建的亚洲基础设施投资银行(Asian Infrastructure Investment Bank,简称AIIB)虽在董事会批准的能源战略里并没有排除煤电项目,但自2017年成立至今从未投资过煤电项目。
如何看待中国在“一带一路”沿线国家和地区进行的煤电投资呢?当前,不少“一带一路”沿线国家和地区还处在经济发展水平较低的阶段,更多还是考虑充分发展利用当地资源的问题。虽然现在全球比以往更关注绿色低碳发展,但毕竟不可能在现阶段强求一些发展中国家把过多资源和资金投入到改善环境上来。尽管中国在“一带一路”沿线国家和地区有不少煤电方面的投资,但是并没有技术取向上的倾斜。无论是电力项目还是非电力项目、燃煤电厂还是非燃煤电厂,贷款政策并没有区别。中国境外煤电投资更多取决于市场机制和接受国的偏好,并非中国政府单方面能够决定的。比如,中巴经济走廊煤电项目的建立和实施主要是由于巴方认为煤电项目成本低,既可以减少昂贵的石油进口、减少外汇支出,又可以较快解决电力短缺问题,促进经济发展。此外,许多投资并不完全来自政府主体,政府对社会资本流向尽管能够实施引导,但市场行为也发挥着很大的作用。
在这个领域,国际社会和中美两国可在能源和基础设施领域开展合作。美国在2021年4月22日召开的全球领导人气候峰会上提出政府各部门和机构将通过双边和多边论坛与其他国家合作,促进资本远离高碳投资。美国财政部将与经合组织国家和本国其他政府部门、机构合作,率先修改经合组织出口信贷机构提供的官方出口融资规定,令资本远离碳密集的活动。但问题的关键是这些“一带一路”沿线发展中国家需要廉价的能源供应来驱动经济发展。如果美国本身不能拿出一定资金,不能建立有效的融资联盟和机制提供资金支持,口惠而实不至,那么这些国家还是会选择煤电。
近年来,中国政府一直以具有环境可持续性和社会包容性的方式引导公共融资流向能源和基础设施领域。在2015年9月发布的《中美元首气候变化联合声明》中,中国承诺将强化绿色低碳政策规定,严控公共投资流向国内外高污染和高碳排放的项目,为推动全球绿色低碳发展和气候变化多边进程作出积极贡献。
绿色金融将成为实现碳中和的政策抓手
未来30年,实现碳达峰、碳中和目标需要巨量的投资。虽然当前已有的预测结果不尽相同,但所有投资规模预测都将超过100万亿元。如此巨大的投资规模,政府资金只能支持一小部分,巨大的缺口还要靠社会资本来弥补。要运用市场化的方式,引导金融体系提供所需要的投融资支持,以绿色金融和碳交易作为实现“碳中和”的政策抓手,引导资源合理配置,撬动金融资源向低碳绿色项目倾斜。
据中国人民银行披露,截至2020年末,中国本外币绿色贷款余额为11.95万亿元,存量规模位居世界第一,其中电力、热力及交运等行业的绿色贷款占绿色贷款余额比重为59.67%。但相对于中国金融机构人民币贷款总体规模(约168万亿元人民币)而言,绿色贷款占比仅约为7%。截至2021年3月22日,中国绿色债券存量为9108亿元人民币,位居世界第二。但是,无论是在中国目前信贷300多万亿元的总体规模中,还是与实现碳达峰、碳中和目标所需百万亿元级别的绿色低碳转型投融资规模相较,目前绿色信贷规模只能算是“九牛一毛”。在国内层面,大型金融机构和央企积极抢抓机遇,发行“碳中和债券”。截至目前,中国已发行48只碳中和债券,发行规模合计达692.2亿元。在国际层面,2016年9月,中国作为G20主席国,将绿色金融纳入G20议题;2019年4月,中国倡议成立“一带一路”绿色发展国家联盟,发布“一带一路”绿色投资原则,为“一带一路”绿色发展合作打造政策对话和沟通平台、环境知识和信息平台、绿色技术交流与转让平台。目前,只有中国和欧盟出台了明确的绿色分类标准,中欧双方也正在推动中欧绿色分类标准的趋同。
绿色金融分类标准是绿色金融发展的基础,有助于界定哪些金融产品和服务应纳入绿色金融范围。为推动中国经济向绿色低碳转型,实现碳达峰、碳中和目标,中国人民银行与国家发改委和证监会修订了绿色债券标准。在其联合发布的最新版《绿色债券支持项目目录(2021年版)》中,删除了化石能源清洁利用类别相关内容,标志着绿色债券不再支持任何涉煤项目,包括节能领域火电机组污染防治等与煤炭相关的项目,绿色项目的界定标准更加科学准确。其他绿色金融的界定标准,如银保监会发布的《绿色信贷统计标准》,国家发改委会同生态环境部、人民银行等七部委发布的《绿色产业指导目录》等,尚未作出相应的调整,应进一步完善和细化相关法律法规。从推动绿色金融健康发展的角度看,金融监管部门应尽快健全和统一绿色债券的认证标准,加大对“洗绿”“漂绿”等行为的处罚力度。目前,中国和欧盟正在推动中欧绿色分类标准的趋同,避免国际绿色金融市场的碎片化发展。绿色分类标准趋同工作的顺利推进,有利于形成绿色金融的全球共识,有望形成绿色金融的第一个国际标准。
发展绿色金融,要完善环境气候信息披露的法律法规。环境信息披露是引导资金投向绿色产业的重要基础,是缓解绿色投融资信息不对称、降低运营风险和承担环境与社会责任的重要手段。目前,国内并未强制要求企业披露环境和气候信息,企业环境信息披露意愿低;金融机构缺乏采集和评估企业和项目碳排放、碳足迹信息的平台和能力,较难作出科学客观的绿色投融资决策。据2020年11月发布的《中国上市公司环境责任信息披露评价报告(2019年)》显示,2019年中国沪深股市上市公司总计3939家,其中已发布相关环境责任报告、社会责任报告及可持续发展报告有效样本的企业共1006家,占所有上市公司数量的25.54%,仍有逾七成上市公司未发布环境信息披露相关报告(余璐,2020)。即便是披露环境信息的部分企业,也存在着披露程度低、披露信息内容标准不统一等相关问题。
当前,健全完善信息披露的激励机制迫在眉睫。深交所、上交所分别在2020年2月和8月修订了有关上市公司信息披露指南,明确规定上市公司需披露环境保护等社会责任履行情况,全面提升对国内上市公司碳排放相关报告的合规标准。“十四五”时期,生态环境部将推动上市公司、发债企业强制性披露环境信息;中国人民银行将研究建立强制性金融机构环境信息披露制度。这些能否尽快落地形成可操作的强制性规章制度,出台后能否得到严格执行,都还有待进一步观察。
碳达峰、碳中和背景下,环境和气候相关的风险已经成为金融风险的重要来源,金融机构应高度重视气候变化给金融资产带来的风险,未雨绸缪,做好资产风险评估,包括一定的压力测试,积极应对气候挑战。在绿色低碳转型的过程中,高碳资产将加速折旧,在正常使用寿命前成为搁置资产,可能会形成一些区域性、行业性的风险。因此,金融机构需改变过去对资本密集型高碳排放企业的估值与行业偏好,控制投资高碳资产,将气候因素纳入投资风险管理框架,以降低资产搁置的风险。同时,发展绿色金融将会带动百万亿级的绿色低碳投资,金融监管机构应适时调整绿色金融资产风险权重,降低绿色不良资产容忍度,开展绿色资产证券化业务,鼓励金融机构开发ESG(即环境—Environment、社会—Social、公司治理—Corporate Governance)产品,充分调动金融机构的积极性,鼓励引导其开展绿色投资。
需要注意的是,绿色金融存在着技术复杂、周期长、盈利低、政策风险高、信息不对称等问题,与金融追求短期盈利的惯性思维存在潜在矛盾,在一定程度上导致商业银行开展绿色金融的动力不足,使得当前绿色金融仍以传统的项目融资和绿色信贷为主,产品结构和服务模式单一。可以说,无论从结构、数量上看,还是从效果上看,这都与碳达峰、碳中和目标的要求存在不小差距。如何创新绿色金融产品和服务,防范气候变化带来的相关金融风险,在执行层面还面临诸多困难。
加快推进全国碳市场建设,发挥碳市场的定价作用
碳排放交易是买方通过向卖方支付一定金额从而获得一定数量的碳排放权。通常情况下,政府确定碳排放总额,并根据一定规则将碳排放配额分配给企业。如果企业最终碳排放量低于其获得的配额,则可以通过碳交易市场出售多余配额获利;反之,如果企业发现减排成本高导致排放超过获得的配额,则需到碳交易市场上购买缺少的配额。买卖双方通过碳排放权交易形成碳价,减排成本低于碳价的企业,通过多减排然后向市场出售多余配额并获利;减排成本高的企业减排至碳价对应的排放量,在市场上购买超过配额的部分,比完全依靠自身减排更合算。如此一来,通过碳排放交易,所有企业组成的整体则能够以更低的成本达到政府规定的减排目标。
2011年,国家发改委批准在深圳、上海、北京、广东、天津、湖北、重庆等七个省市启动碳排放交易试点工作,到2014年6月,交易试点全部上线交易。2011年启动碳排放交易试点时,并没有说明为何选择碳排放交易而不是环境税或碳税。笔者推测这与环境法有关。根据当时的环境法,企业只有碳排放超标才算作违法。既然超标才违法,那么环境税或碳税要求排放任一单位的碳都交税,显然不符合环境法。新修改的《中华人民共和国环境保护法》自2015年1月1日起施行后,严格意义上的环境税才有了法理基础。不过,实施环境税还需全国人大常委会通过立法设立环境税税目、讨论通过后才能实施,这些都需要时日,无法满足利用市场手段实现城市低碳发展的迫切需要。而选择碳排放交易,恰恰可绕过实施环境税或碳税碰到的问题。
除了缺乏实施环境市场化手段经验之外,中国较之其他已经建立碳排放交易的国家或地区,还存在着两方面不同。一方面,即使考虑采取不断强化的节能减排措施,中国的碳排放量在未来一段时间也会持续增长;另一方面,现有碳排放交易都是在成熟的市场化经济体国家或地区运行,但现阶段我国社会主义市场体系仍不成熟,市场发育还不充分。这些不同的背景使得中国的碳排放交易试点在设计、运行和履约等方面与成熟的市场化经济体运行的碳排放交易具有明显区别。
中国碳排放交易试点共覆盖电力、钢铁、水泥等20多个行业的2837家重点排放单位。这些试点存在不少共同点:每个试点覆盖的排放量在试点省市总排放量中的占比都比较大;均明确了控排单位的责任,所有的碳排放都要经过第三方的核实。同时,各试点地区根据自身特点,在诸如部门覆盖范围、配额分配、价格不确定性、市场稳定性、潜在市场影响力、碳汇抵消的使用、执行和履约等方面,存在着巨大的差异。
研究发现(Zhang, 2015),现阶段控排单位缺乏对碳排放交易这一经济机制的了解,导致其为自身的非理性行为付出较高的代价。排放交易旨在帮助控排单位以更低的成本实现减排,是激励而不是惩罚。比如,在第一个履约周期结束前一个月,深圳的配额成交量占全市一年履约期内总成交量的65%,上海和北京更是分别达到其一年履约期内总成交量的73%和75%;相应地,履约终期价格飙升。在履约责令改正期的最后一周,北京市场价格接连上涨,其中线上交易最后三日成交均价分别为每吨55元、57元及66元,周涨幅达24.5%。如果控排企业能很好地利用碳排放交易这个经济机制,在一年履约期内以更有利的价格购买一年履约需配额,就不需要付出如此高的代价在履约终期价格飙升时购买履约需求的配额以完成履约,从而降低履约成本。
据生态环境部统计数据显示,自试点启动以来,截至2021年6月,碳交易试点累计覆盖4.8亿吨碳排放量,累计成交额约为114亿元,交易平均价格为每吨23.8元。总的说来,碳排放交易试点的设计、运行和履约为完善碳排放交易试点的运行和试点向全国碳排放交易体系推进提供了有价值的参考,达到了预期目的。
不过,各试点交易碳市场也存在着成交规模较小、流动性不足等问题。作为参考,欧盟碳市场主要以期货交易为主,即使配额拍卖量只占每天期货成交量的一小部分,配额拍卖量平均每天仍高达300万吨左右。相比已突破每吨50欧元、预计会继续走高的欧洲碳价,中国碳试点的碳价偏低。自试点启动以来到2021年6月,七个碳试点的交易平均价格为每吨23.8元。即使碳价最高的北京,自2013年11月28日开市至今,碳排放配额年度成交均价也才每吨50~70元。碳价偏低严重影响了对于节能减排和绿色投资的激励机制。因此,从寄希望于碳市场在未来碳达峰、碳中和当中发挥作用的角度上讲,完善碳排放交易试点的运行机制,健全试点向全国碳排放交易体系的推进机制,具有重要的现实意义和紧迫性。
国家从“十二五”先行开展碳试点,到“十三五”全国碳市场建设采用“双城”模式(上海负责碳排放交易系统建设、湖北武汉负责登记结算系统建设),经过数年发展,当前全国碳市场的建设和发展进入了新阶段。2021年1月1日,全国碳市场首个履约周期正式启动,涉及年度排放达到2.6万吨二氧化碳当量的2225家发电行业的重点排放单位,覆盖碳排放近40亿吨。这些重点排放单位已经在武汉全国碳排放权注册登记系统完成开户资料审核工作。2021年7月16日,全国碳市场启动仪式于北京、上海、武汉三地同时举办,备受瞩目的全国碳排放权交易市场正式开始上线交易。
全国碳交易体系将在全社会范围内形成碳价信号,有力促进实现全社会节能减排目标和绿色低碳转型。但目前的发展状况还远远不能充分发挥碳排放交易在实现碳达峰、碳中和目标中的作用。因此,在确保全国碳市场从下启动交易到平稳规范运行的同时,至少还需要从以下三个方面着力,完善与加快推进全国碳市场建设。一是进一步完善有利于发挥碳排放交易作为市场手段实现碳达峰、碳中和目标的规则。碳排放交易在经合组织(OECD)国家的实践表明,有力的惩罚机制是碳排放权交易市场有序运行的重要保障。2021年3月,生态环境部公开征求《碳排放权交易管理暂行条例(草案修改稿)》中的违规清缴处罚措施和力度相对较弱,不利于全国碳排放权交易市场的有序运行。二是要有序扩大碳市场行业覆盖面。以发电行业为突破口启动全国碳排放交易体系,在确保平稳规范运行的基础上,加快扩大碳市场的参与行业和主体范围,“十四五”期间尽快覆盖发电、石化、化工、建材、钢铁、有色金属、造纸和国内民用航空等八个高能耗行业,以期在总的减排目标下降低总的履约成本,最大化发挥碳价格的激励约束作用。三是要逐步增加交易品种,加快产品与服务创新。探索开展碳汇交易、碳配额质押贷款、碳资产质押融资、碳基金、碳信托、国际碳保理融资等产品或服务,逐步推出碳金融衍生品,如碳远期、碳期货等金融产品交易,探索引入个人和机构投资者与金融机构入市进行交易,助力提升市场流动性,并最终回归金融服务实体经济的本源,帮助企业降低履约成本。