专家观点 | 吴必轩、钱国强：欧盟“碳关税”将如何处理间接排放与绿电使用
吴必轩：海华永泰（北京）律师事务所高级合伙人、中国碳中和50人论坛特邀合伙人
钱国强：北京中创碳投科技有限公司副总经理
欧盟设立碳边境调节机制（CBAM）走的是“普通立法程序”，即欧盟委员会先拿出立法草案，欧洲议会（代表全体公民）和欧盟理事会（代表欧盟各成员国）再分别提出修正意见。在此之后，议会和理事会往往通过谈判寻求一个双方都接受的最终法律文本，这个谈判在欧盟被称为“三方协商”（trilogue）。
2022年12月12日晚，欧盟理事会和欧洲议会举行了关于碳边境调节机制（CBAM）的最后一次三方协商。双方通过谈判达成了一个临时协议，解决了关于CBAM的大部分分歧。随后，欧盟理事会在内部分发了一个CBAM的“妥协文本”（Compromise text）。欧盟理事会的议事日程显示，将于2023年1月17日分析这一“妥协文本”并着眼于批准通过（with a view to agreement）。这份文件近乎等于最终将要通过的CBAM法案文本。基于这份文件，我们简要分析与国内产业密切相关的两个问题——间接排放与绿电使用。
一、CBAM是否覆盖间接排放以及如何覆盖
CBAM是否覆盖间接排放以及如何覆盖，是我们认为最值得关注的问题，它决定了CBAM的影响和力度。在12月12日三方协商结束后，欧洲议会和欧盟理事会分别在新闻稿中表示，CBAM将“在特定情况下”覆盖间接排放，“间接排放将以明确界定的方式纳入”。给外界的印象是：至少在初始阶段，CBAM的大原则是先不针对间接排放，只在某些明确规定的例外情况下才对间接排放收费。
上述例外逻辑并未体现在“妥协文本”中。该文本的附件1是一份“产品及温室气体清单”（List of goods and greenhouse gases）。它列出了CBAM所覆盖的产品，分为五个大类——水泥、电力、化肥、钢铁、铝、氢。还有一份附件1A——“仅考虑直接排放的产品清单”（List of goods for which only direct emissions will be taken into account）。附件1A完整收入了附件1中的三个大类——钢铁、铝和氢。也就是说，对于水泥、电力和化肥这三个大类，CBAM是既对生产过程中的直接排放收费，也对间接排放收费。从这种安排来看，默认原则是把间接排放考虑在内，而不计间接排放的情况则是例外。
法案文本在其他部分的表述也可以佐证我们的看法。法案在序言，即“说理”部分作出了解释：除了直接排放，CBAM也应当适用于间接排放，因为纳入间接排放会增强CBAM的环境有效性。但是，考虑到欧盟生产的某些产品能够获得“间接排放成本补偿”（就是欧盟碳市场机制下的电价补贴），所以对于此类产品，在开始时不宜计入间接排放。这些产品在附件1A中列明。
意即，在欧盟碳市场机制下，实行两种旨在减轻企业碳排放成本负担的补贴，一是免费配额，二是电价补偿（补贴企业的间接排放成本，即欧盟碳市场法规第10b条）。如果欧盟某个行业拿到了电价补偿，就不能对进口产品的间接排放征收碳费。换言之，如果欧盟的企业不承担从发电企业传导过来的排放成本，那么出于对等考虑，就没有道理让进口的同类产品背间接排放的“碳包袱”。这和免费配额与CBAM负担之间的关系是一样的。
简而言之，法案文本提出CBAM本来就应该既征直接排放又征间接排放，但是由于部分欧盟产业（例如钢铁和铝）获得了间接排放成本补贴，因此对于进口产品的间接排放，则无法征收碳费。以后应该会考虑征求。过渡期结束之前，法案要求欧委会评估的第一件事，就是对附件IA所列产品征收间接排放费用。这取决于在欧盟碳市场规则中逐步取消对欧盟企业的间接排放成本补偿。
二、间接排放的计算和绿电问题
出口产品的间接排放如何计算？默认方法是使用缺省值，也就是说如果进口产品的生产使用了1万度电，就用1万度乘以一个缺省的电力排放因子，得出发电所产生的CO2排放量。根据目前的法案文本，缺省的电力排放因子可以基于3个数据：1、欧盟电网的排放因子，2、出口国电网的排放因子，3、出口国设定电价发电源（price-setting sources）的化石能源发电的排放强度。其中选项1较难理解，因为欧盟电网的平均排放强度较低，若套用这一排放强度则有利于电网排放强度更高的国家。关于这一问题，应当关注欧委会在下一步将要制定的实施细则。
根据核算方法附件，计算间接排放的缺省值可以改变。出口国如果认为欧盟所采用的、通过选项2或者选项3得出的缺省值定高了，可以提供可靠的数据证明一个更低的缺省值。
特别重要的是，法案文本的核算方法附件提到，可以使用区域电网的排放因子替代欧盟采用的缺省值。虽然我国区域电网的排放因子也普遍高于欧盟，但如果能够达到欧盟认可的条件，以南方电网、华中电网地区排放因子来替代国家平均排放因子，是一个更优选项。未来如果能够进一步把排放因子的区域缩小到省级电网，一些绿色电力资源大省（比如云南、四川、青海）出口的产品有可能较少承担CBAM下的间接排放负担。虽然现在看到的法案文本中只是确立了一个原则，但仍然是对水电、风光电力发达的地区开了一个重要的口子，我们应高度关注欧盟后续制定的细则，并积极研究技术上的可行方案。
绿电问题相对而言是最重要的。法案文本的核算方法附件表明，在两种情况下，间接排放的计算可以不使用缺省值。情况一：生产企业与发电源直连；情况二：生产企业通过电力采购协议（power purchase agreement，PPA）从电厂直购电力。这意味着欧盟在CBAM中将有条件地承认绿电的减排效果。
我们认为，对于中国企业而言，情景1——直接从电厂拉线取电所涉及的三种情形都不尽理想。分布式可再生无法满足高排放企业的电力需求，自备电厂基本上都是烧煤，隔墙售电在现行电力市场法律政策框架下障碍较大。目前比较可行的是通过PPA的方式直购绿电。我国已于2021年9月启动了绿色电力交易试点，企业可以选择直接从发电企业购买绿色电力。生产CBAM产品的企业可以早做研判，考虑直购绿色电力的可行性。
笔者此前曾做出“使用绿电并不能减轻出口企业的碳关税负担”的结论，现在这一结论被有条件推翻。之所以是有条件推翻，因为法案文本仍然为认可绿电的减排效果埋藏了一个限制条件。法案文本强调，欧盟下一步将要制定的间接排放计算方法必须确保环境完整性（ensuring the environmental integrity）。这意味着在计算细则中还是会考虑到绿电的“双重计算”问题。另一佐证是：在进口电力的排放强度部分，法案明确规定，计算电力出口国的电网排放强度时，必须排除直购（PPA）电量。这意味着，一度绿电还是不能“绿”两次——第一次把绿电使用者的碳排放减下来，第二次把整个电网的排放强度减下来。欧盟并没有放弃这个原则。
无论如何，目前这个CBAM间接排放计算原则比以前的方案进一步细化和合理了。即国家电网的排放因子有了修改空间，使用区域电网的排放因子成为可能，企业也有可能通过使用绿电降低出口产品的CBAM负担。我们预计并希望，不久之后欧盟正式公布的文本就是这一版本。关于CBAM的其他细节，我们将进一步跟踪解读。
