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碳排放权交易中的排放权分配和价格管理
中国金融四十人论坛特邀研究员 王信 [ 2010-10-11 ] 共有0条点评

  减少温室气体排放、应对气候变化,是当今世界面临的重大挑战。在各种减排机制中,“总量控制和排放权交易”(cap and trade)是最重要的机制之一。越来越多的国家和地区设定碳排放总量、合理分配排放权和进行排放权交易,通过市场手段引导有关主体减少温室气体排放,取得了较好效果。该市场的机制设计对市场的有效运行至关重要,其中碳排放权的初始分配、在各时段的调节以及排放权交易价格的管理问题尤其值得深入研究。本文概述国际碳排放权市场的发展,对排放权的分配、不同时段的储存(banking)和预支(borrowing),以及排放权交易价格的管理进行分析,最后是简要结论和对我国的启示。

一、国际碳排放权交易市场发展概况

  在总量控制和排放权交易机制下,政府设定碳排放总量,将排放权分配到各排放源(企业)。有些企业的实际排放量小于分到的排放额度,就可将剩余额度拿到市场出售获利;有些企业实际碳排放量超过了分配额度,就必须到市场上购买超出的部分。这样,碳排放权成为一种商品,具有市场价格,可发挥调节资源配置的作用,刺激私人部门提高能源利用效率、改进清洁生产技术,减少温室气体排放。

  早在20世纪90年代初,美国就率先建立了二氧化硫排放权交易市场,为各国提供了市场化减少温室气体排放的范例。目前为止,欧盟的排放交易体系ETS(Emission Trading System)是世界最大的碳排放权交易市场。此外,美国、澳大利亚等国的交易市场也在扩大,有较大的发展潜力(表1)。

  进入21世纪,欧盟为履行其对《京都议定书》的承诺,将建立碳排放权交易市场提上日程。在吸收英国、丹麦、荷兰等国有关排放交易计划的基础上,2005年起,欧盟ETS开始运营。为实现2020年比1990年总量减排20%的目标,欧盟ETS从2005年初至2020年末共分为三个阶段,每个阶段之初确定其减排目标,而不是2005年就确定全程减排路径。第一阶段(2005-2007年)为试验期,在此阶段欧盟无需履行京都议定书承诺。2005年初,15个欧盟成员国加入ETS;2007年底,ETS共涵盖27个欧盟成员国排放量最高的12个行业,11500家企业。这些企业的CO2排放量占欧盟CO2排放总量的45%,占全部温室气体的80%。交易仅限于CO2排放权,不包括其他温室气体。第二阶段(2008-2012年)起,欧盟承诺履行《京都议定书》。到第三阶段(2013-2020年),参与交易的行业将扩大至航空航运、建筑业等,二氧化碳以外的温室气体减排也将纳入ETS(Ellerman,2008)。总体来看,随着ETS市场机制的不断完善,其占全球总交易量份额也逐年增长。2008年,ETS交易31亿吨CO2当量,交易金额近920亿美元,分别占全球碳排放权市场交易量和交易金额的64.3%和72.7%。

表1 世界碳市场交易量与交易金额

 
 
资料来源:World Bank, State and Trends of the Carbon Market 2006-2009.

  尽管美国退出了《京都议定书》,政府不承担强制减排责任,但也有碳排放权交易市场。2002年建立的芝加哥气候交易所(CCX)是北美唯一的自愿参与、第三方认证、具有法律约束力的温室气体减排交易体系。2008年,交易量为6900吨当量CO2,金额3.09亿美元。美国还有区域性减排行动(RGGI),较有代表性的是2003年由纽约州提出,与其他九个东北部州建立的温室气体减排计划。与此相配套的RGGI碳排放权交易所2008年成交6500万吨CO2,约合2.46亿美元。预计2010年,RGGI将成交9.8亿吨CO2,约合22亿美元(Point Carbon, 2009)。随着越来越多的州采取市场化手段减排,特别是如果2009年6月已经众议院通过的《清洁能源安全法案》最终能成为法律,全美范围内可望建立排放权交易市场,其规模将迅速扩大,成为世界最大的碳交易市场。

  值得注意的是,全球最早实施的强制性温室气体减排计划诞生在澳大利亚,即新南威尔士温室气体减排计划(NSW)。该计划2003年1月1日启动,包括六种温室气体减排。2008年,NSW交易3100万吨当量CO2,交易金额1.83亿美元(王毅刚,2010)。

  总体来看,强制减排将促进碳排放权市场的发展,而自愿减排机制下,相关排放权交易市场规模小,很难成功运行。[1] 随着越来越多国家接受绝对和相对减排目标,碳排放权交易市场可望得到迅猛发展。Brinkman等(2009)预测,考虑到各国计划采取的减排措施,到2020年,欧盟和美国两个世界上最大的碳交易市场的排放权交易总量将分别达17亿吨和51亿吨CO2。2016-2020年,世界碳市场将带动近8000亿美元的相关投资,其中美国、欧盟、中国将占四分之三。而2008年,碳市场带动的投资仅1260亿美元。

二、碳排放权的分配

  (一)分配程序

  在欧盟“总量控制与排放交易”体系内,首先由每个成员国核算本国排放总量,向欧洲环境政策管理当局——欧盟排放交易委员会申报排放许可权(EUA,一单位EUA对应排放1吨CO2的权利)。该委员会进行总量控制,根据一定标准分给各国,各国再分给本国参与企业。相关企业必须检测其排放量,并在规定时间内向管理部门报告。所有排放源(企业)的排放量加总不得超过欧盟承诺排放总量上限(Ellerman,Buchner & Carraro,2007)。

  与在一个主权国家内建立的碳交易市场不同,欧盟排放交易委员会不是一个权力高度集中的机构,排放权的分配要经历“自下而上”和“自上而下”两个阶段(Ellerman & Joskow,2008)。ETS包括西欧发达国家和东欧经济转型国家,西欧国家承担减少碳排放总量的责任,东欧国家不受硬性指标限制,但也参与排放权交易体系,这使ETS的排放权分配变得更加复杂。ETS的实践,为未来建立全球交易市场提供了宝贵的经验教训(Kruger, Oates, and Pizer, 2007)。

  与欧盟ETS类似,在美国区域性RGGI交易体系中,基于参与各州发电厂CO2排放的评估,确定各州排放比例,它们自行发放CO2排放许可证。

  (二)排放权分配方式:免费和拍卖

  免费发放是管理当局将核算好的排放权无偿发给企业;拍卖则是按照一定规则,企业通过竞拍获得碳排放权。政府可将拍卖所得用于补贴企业由于承担减排任务而出现的损失,鼓励清洁能源发展和减排技术的研发等。

  各国在减排初期,为减少企业的成本压力,通常都免费发放大部分排放权,试行拍卖小部分,再逐步增加排放权拍卖比例。在ETS的第一阶段,欧盟规定通过拍卖发放的排放权不超过总量的5%,其他均实行免费发放。实际上只有丹麦、匈牙利、立陶宛和爱尔兰采用拍卖,排放权拍卖量分别只占其总量的5%、2.5%、1.5%、0.75%。初期由于电力部门的自然垄断特性,较容易转嫁成本,因而排放权拍卖只相对电力企业。如果市场价格公开透明,拍卖成交价往往与市场价趋同。例如,2006年2月17日,爱尔兰的拍卖价格为一单位排放权26.3欧元,同日碳排放交易市场价格为26.85欧元(Convery, Redmond 2006)。

  ETS第一阶段的经验表明,免费发放存在一定问题(Aluman, Burtraw, Kruger,& Zetterberg, 2007)。企业在申报碳排放量时往往有所夸大,各国政府为保护本国企业也倾向于为企业提供更宽松的环境,过量发放排放权,导致碳交易量下降、价格过低,降低企业减排动力。同时,从ETS和美国SO2排放权交易情况看,尽管排放权免费分配,但企业在减排过程中仍会出现成本上升、将成本转嫁消费者的现象,使消费者受到损失。而通过拍卖来发放排放权,企业获得排放权的成本提高,减排面临更大压力和动力,有助于更好地实现减排目标(World Bank, 2009)。政府可将拍卖收入用于补贴消费者,或给企业或消费者减税,提高生产和消费的积极性,促进经济增长。

  总之,随着碳排放权交易市场各项制度的逐步完善和市场的平稳运行,各国增加排放权拍卖是大势所趋。欧盟规定2013年拍卖约50%的排放权,其中电力行业全部排放权都通过拍卖发放。2013-2020年,每年拍卖的EUA将达13亿个,价值250-400亿美元。到2020年,各行业碳排放权拍卖比重将增至70-80% (Ellerman,Buchner,2007)。在美国,已经众议院通过的《清洁能源与安全法案》(还有待参议院通过和总统签署才能成为法律)规定,在法律实施的最初几年,将免费发放80%排放权,之后随着绝对减排量的增加和排放权的减少,免费发放的排放权将逐年减少。到2030、2050年,免费发放的排放权占比将分别降至30%和25%,其余排放权将通过拍卖发放。2012-2050年,美国政府计划将拍卖所得的50-60%用于补贴因能源价格上涨而受到损失的消费者,其余用于补贴水泥、钢铁等企业和支持清洁能源技术开发等方面(U.S. Congress,2009)。

  (三)碳排放权的分配标准

  第一阶段,参与欧盟ETS的标准之一是与CO2排放相关产生的热能超过20兆瓦,包括炼油厂,黑色金属加工与冶炼企业,日产500吨以上水泥厂,日产50吨以上石灰厂,陶瓷、玻璃、砖生产企业,以及日产20吨以上纸浆、造纸生产企业。

  欧盟ETS对于排放权的分配,不是基于企业历史排放量,而是根据某行业各企业当期排放量来确定减排任务,这与美国基于企业过去产量来分配的做法不同。按行业分配排放权的好处在于,同一行业企业的生产流程、工艺相似,按当期排放量分配排放权,企业较易接受。德国和丹麦都曾试图为全部参与排放权交易的企业设定一个统一标准,但因太过复杂而放弃。相对而言,分行业按照企业排放量来分配碳排放权,最为简单可行。

  在欧盟ETS的第一阶段,总体来说排放权供给大于需求,只有电力行业例外,其获得的排放权少于需求。这有利于激励CO2排放量最大的发电行业通过技术革新等手段,实现更大规模的减排。由于电力行业较少参与全球竞争,成本容易转嫁,因此该行业因减排而受到的负面影响是可承受的(Ellerman,Buchner 2007)。

  企业获得的碳排放权是否与其市场势力密切相关?企业市场势力大,意味着它们可能通过影响市场供求来决定碳交易价格。合理地衡量企业市场势力并分配碳排放权,对于市场公平、高效地运行具有重要意义。企业市场势力一个参考指标是某企业拥有的碳排放权在所有参与企业的占比,另一个指标是用以测量产业集中度的赫芬达尔-赫希曼指数(Herfindahl-Hirschman Index,HHI)[2] 。表2显示参与欧盟ETS第一阶段11500个企业中,拥有碳排放权最多的10家企业状况,其中发电企业占7个。HHI数值较小,说明拥有最多排放权的10家企业在本行业的市场势力都很小,没有证据表明企业获得的碳排放权与其市场地位有很大关系。

表2  欧盟ETS排放权前10位企业的市场势力

公司

行业

排放权数量

(百万)

排放权占比(%

HHI指数

RWE

电力

386

5.9

0.003481

Vattenfall

电力

234

3.6

0.001296

Enel

电力

146

2.2

0.000484

E.ON

电力

116

1.7

0.000289

EDF

电力

107

1.6

0.000256

Corus

采矿

92

1.4

0.000196

Endesa

电力

86

1.3

0.000169

E.ON

电力

86

1.3

0.000169

Shell

石油

62

0.9

0.000081

Arcelor

采矿

59

0.9

0.000081

总计

 

1374

20.8

0.006502

资料来源:Convery and Redmond(2007)。

  (四)碳排放权的“储存”和“预支”

  储存(banking)是指允许企业将当年未用完的排放权留备以后使用,预支(borrowing)是指允许企业提前使用将来的排放权。通常而言,允许储存和预支,可减少碳交易价格的波动、提高市场效率。更重要的是,参与交易的企业在成本最低目标下跨期分配其碳排放权,通过市场机制的作用得到最优减排时间路径(Friedman and Deason 2009)。

  具体而言,假定企业某个项目需两期完成,第二期排放量将显著高于第一期,两期初始获得的排放权相等,两者之和等于企业实际需要排放的碳总量。如果禁止排放权的储存和预支,那么第一期的排放权将相对过剩、价格下跌,而第二期减排任务较重,排放权相对不足,其市场价格将明显高于第一期,导致市场价格波动大。如果允许储存,企业就可将第一期用不完的排放权留给第二期使用,从而降低市场波动和企业减排成本。

  从欧盟ETS的实践来看,第一阶段禁止碳排放权EUA的储存和预支,好处是减少不确定性,便于更好地研究该阶段的市场特征和进行监控。但由于第一阶段碳排放权基本上无偿分配,管理部门估计的企业碳排放总量较高,导致碳排放权发放量超过企业实际需求。由于第一阶段过多的排放权无法留供第二阶段使用,在2007年第一阶段接近尾声时,排放权交易价格急剧下跌。

  总之,能否允许排放权储存和预支,是碳交易市场一个关键制度设计之一。但毫无限制的预支,也会带来很多负面影响。如,监管机构难以有效控制某一时期排放总量,为此需增加监管成本。同时,有大量碳排放的企业可能偏好预支,一旦政策松动,这类企业往往千方百计与监管者讨价还价,或通过寻租获得更多排放权,以此逃避减排责任。如果某个大量预支的企业破产,其它企业将因此担负更大的减排责任。

  为防止大量排放权预支导致未来排放权不足、价格过高,可发展期权、期货市场。拥有看涨期权的企业可在一定时期内或某一时点以约定价格买入碳排放权,拥有看跌期权的企业则可以约定价格卖出碳排放权,以防止市场价格过度波动,加大企业风险。

三、碳排放权交易市场的价格管理

  在禁止储存、预支的情况下,为防止排放权交易价格剧烈波动影响市场正常运行,管理机构往往需要设定价格上下限(Frankhaser & Hepburn,2009)。设定价格下限是必要的,可给企业减排以一定激励。这个价格称为拍卖保留价格(auction reserve price)。各国碳交易市场都会逐步增加排放权拍卖的比重,如果市场价格低于管理者给出的拍卖保留价格,企业不会从管理者手中购买排放权,碳排放权的供给就会减少,使市场实际交易价格围绕保留价上下小幅波动。

  就价格上限而言,其设定应参考减排的边际收益,确保排放权价格成为边际减排成本与边际收益大体相当的指示器(Murray, Newell and Pizer, 2008)。但由于减排的边际收益难以准确衡量,管理机构设定的价格上限只是一个大概价格。欧盟ETS规定,企业在第一阶段若排放超标,将受到每吨CO2 40欧元的惩罚,可理解为购买额外排放权的价格为每吨40欧元。该价格超过了第一阶段市价,并未起到价格约束作用。

  除价格控制外,还可以通过政府排放权储备(allowance reserve)来调节。Murray等(2008)设计了加入排放权储备的价格上、下限机制:如果政府免费发放排放权,价格下限就是排放权最低转让价;如果政府通过拍卖发放排放权,就设定拍卖底价。在设定最高价格时,管理机构掌握的排放权储备可形象地称为“安全阀”(safety valve, Jacoby & Ellerman,2004)。当企业需要更多的排放权,可向政府支付一定价格购买。排放权储备须有数量限制,否则过量发放会降低企业减排动力。如图1所示,D1,D2,D3表示不同水平的排放权需求:当需求为D1时,需求的增减只要在b段内,由于排放权供给总量不变,将影响市场价格。如果需求下降到D2,在供给曲线a段,价格下限将起作用。如果需求上升到D3,管理机构投放规模为r的排放权储备,可平抑价格,原价格上限不会被突破。但排放权储备毕竟有限,若需求继续上升,市场供求将导致排放权交易价提高。

图1:考虑排放权储备的价格管理

 
 
资料来源:Murray, Newell and Pizer(2008)

  政府可通过两种方法来发放排放权储备。其一,在每一阶段结束时,政府集中出售这些额外的排放权,企业根据自身状况确定购买量。如储备量能满足需求,售价固定;若储备供不应求,谁报价高谁获得。还可借助期权等衍生工具,如拥有看涨期权的企业可在规定时间内,以既定价格买入一定量排放权。期权可通过竞拍或免费获得,但其总量一定,排放权储备不致过多发放。当排放权市价高于期权执行价时,企业会行权,使价格有所下降。如果市价低于行权价,企业无需行权,直接在市场上购买即可。这样,可保证排放权市场价格控制在一定范围内。

四、结论和启示

  从各国实践来看,在碳排放总量控制和排放权交易的市场机制下,碳排放权成为可交易、有价格的商品。这有利于微观经济主体加强成本—效益分析,使其减排义务和国家减排目标有机相结合,更好地控制温室气体排放这一具有明显外部性的现象,抑制全球气候变暖问题。在市场最初建立、排放权分配和交易价格管理等方面,需要合理的机制保障。我国碳排放权交易有待起步,国际经验和教训显得尤为珍贵。

  一是国家对碳排放应设定绝对或相对控制目标。这将增加碳排放权的稀缺性和排放权交易的必要性,加大微观主体减排的压力和动力。自愿减排交易固然值得鼓励,但长远来看无法替代有较强约束力的减排机制和相关排放权交易。

  当前我国在温室气体减排的国际谈判中,坚持“共同而有区别”的原则、不接受绝对减排总量约束是完全必要的。但为了推动我国经济结构调整升级和经济的可持续发展,宜未雨绸缪,强化对各地区、各产业的减排约束。同时,我国已庄严承诺,到2020年,单位GDP的碳排放比2005年减少40-45%。根据我国未来的GDP增长预测和当前的碳排放强度,可大体推算为实现上述目标,每年需减排CO2的量。这就为我国碳排放权交易市场的建立和发展提供了坚实基础和较强的激励。

  二是保证市场基本的制度安排尽快到位。芝加哥气候交易所创始人桑德尔(2010)曾提出建立碳市场的若干重要原则,其中涉及市场基本制度安排的包括:明确定义可交易的排放权单位,建立市场监督机构及排放权登记、清算机构,制订规范的交易文件,采用适当的会计原则、税收原则,加强各种交易平台的协调和共享等。

  目前我国已有北京环境交易所、上海能源交易所和天津碳排放权交易所从事碳交易,但交易主要集中在清洁发展机制(CDM)项目和自愿减排项目。[3] 碳排放权交易的平台已初步建立,尚无实际交易发生。这很大程度上是由于我国缺乏明确的减排总量目标,企业进行排放权交易的动力不足,同时各地盲目建碳交易市场,基本制度普遍很不完善。已宣布设立交易所的有河北、武汉、昆明、深圳、大连、营口、吕梁等地,考虑筹建交易所的省市就更多。但各地都面临同样的制度问题:缺乏相关法律法规,只好自行其是;企业减排核证机构没有资质认定,核证标准不统一;重要碳排放行业基础数据不完备,交易信息不透明等(蒋兆理 2010)。在这种情况下,一旦匆忙开始交易,势必造成市场混乱,使排放权交易难以发挥应有作用。对此应引起高度重视。

  三是根据实际情况合理分配碳排放权。首先,关于碳排放权交易的初始覆盖面,国际已有的成功实践多是从碳排放量最高、较容易认证的电力、冶炼等少数几个行业做起,再逐步扩大到其它行业。在我国,能源消耗以煤炭为主,燃煤发电又是电力的主要来源,因此初期可考虑在火电主要产区开展排放权交易试点,根据降低碳排放强度的目标,测算未来一定时期内的减排量,据此将排放权分给有关地区和火电厂。

  其次,关于免费还是通过拍卖发放碳排放权,在市场建立初期,为减轻微观主体的成本压力,提高碳排放权交易的吸引力,各国通常免费发放绝大多数甚至全部排放权。随着技术进步、市场逐步完善和减排任务加重,应逐渐增加排放权拍卖的比重,加大企业减排力度,政府可将拍卖收入定向用于节能减排相关领域。这对我国也是基本适用的。随着时机的成熟,应尽快转向排放权拍卖,使其价格更好地反映市场供求,合理引导企业减排。

  再次,条件成熟时,应探索通过排放权储存和预支条款,使微观主体能够自主调整排放权的跨期分配,形成成本最低的减排路径。

  四是防止排放权交易价格大起大落。在市场建立初期,特别是在不允许跨期储存和预支情况下,设定排放权交易价格上下限,有利于市场的平稳运行。保留部分排放权政府储备,也有利于增加灵活性,在市场需求过高时平抑价格,防止企业在短期内减排成本急剧上升。但排放权储备应控制在一定限度内,给市场以稳定的预期。

  在我国,发改委等部门鼓励有条件的地区和行业开展碳排放权交易,但应有大体统一的规则,防止市场价格过大波动而影响市场运行。各地企业往往担心减排成本高而要求更多排放权,地方政府若过于随意、过多地动用排放权储备,势必导致排放权价格剧烈波动。如果过早地开发衍生产品,现货价格波动导致衍生品价格更大波动,将严重影响市场运行和减排成效。因此,排放权储备的规模设定应以较准确的统计和测算为基础,其发放应遵循严格、透明的程序。

作者:(王信  袁方)

注:

[1]如英国自愿碳排放权交易机制始于2002年,但由于政府未设定最高排放目标,企业往往与管理部门博弈最高排放限额,该交易机制并不成功(唐莉 2010)。

[2] HHI等于一个行业中各企业占行业总收入或总资产百分比的平方和,反映市场中企业规模的离散度。某产业内企业数量越多,规模越接近,HHI就越接近0。

[3]截至2010年7月,北京、上海交易所CDM项目分别成交3个和26个,成交量分别为41万和120万吨;北京、上海、天津交易所自愿减排项目分别成交4个、35个和2个,交易量分别为34万、27万和7万吨(蒋兆理 2010)。

参考文献:

蒋兆理,2010,在中国人民银行、天津市政府主办的“全球低碳金融高层论坛”上的发言,天津,9月10日。

桑德尔,2010,在中国人民银行、天津市政府主办的“全球低碳金融高层论坛”上的演讲,天津,9月10日。

唐莉,2010,在中国人民银行、天津市政府主办的“全球低碳金融高层论坛”上的发言,天津,9月10日。  
 
王毅刚,2010,《中国碳排放交易体系设计研究》,中国社会科学院研究生院博士学位论文。

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