“电—碳—证”市场协同发展机制探索

邹昊飞  张建红  魏亿钢

摘要：“双碳”目标下，我国“电—碳—证”市场协同发展还存在诸多瓶颈，既有内在协同问题，也有国际互认问题。欧盟的电-碳市场协同经验为我国做好“电—碳—证”市场协同提供了参考。我国的“电—碳—证”市场协同发展，既具有必要性，也具备协同运作的现实条件。针对存在的三个市场尚不健全且相对独立、各环境权益产品之间尚未有效衔接、多层次市场模式缺乏协调而影响节能减碳协同作用的发挥、市场化价格形成机制仍不充分、市场治理体系与数据管理条块分割以及国际互认问题等瓶颈，提出了八项措施建议，包括强化市场顶层设计与协同治理、完善绿电交易市场、拓宽绿证应用场景、完善绿证与可再生能源消纳责任权重机制、推动碳市场整合与有效性建设、滚动优化电碳价格传导机制、推动建立权益产品间的协同规划及衔接认证体系、降碳与“碳关税”对话磋商互认“两手抓”。措施实施后，有望达到与欧洲碳市场与电力市场耦合相似的效果。

关键词：“电—碳—证”市场；协同发展；瓶颈；欧盟经验；路径

2021年3月15日，在中央财经委员会第九次会议上，习近平总书记提出，要构建以新能源为主体的新型电力系统。在2023年7月17日至18日召开的全国生态环境保护大会上，习近平总书记强调，要构建清洁低碳安全高效的能源体系，加快构建新型电力系统，提升国家油气安全保障能力。能源行业碳排放量超过全国碳排放量的80%，而电力行业碳排放量又超过能源行业碳排放量的40％。能源领域是实现“双碳”目标的主战场，电力行业是主力军，因此，电力行业绿色低碳转型发展对实现国家“双碳”目标具有举足轻重的作用，而新能源在未来电力市场交易中会愈加重要。

电力市场、绿证市场与碳市场的协同发展是我国打造统一的要素和资源市场不可或缺的条件。环境目标是三个市场协同的先导，政府通过市场机制优化配置电力和环境资源，以最优的成本实现经济社会高质量发展与生态环境高水平保护的协调。推动三个市场的协同对于构建全国统一大市场和推进“双碳”目标实现具有重要的现实意义。

一、“电—碳—证”市场发展概况

当前，我国正在锚定“双碳”目标，构建绿色低碳循环经济体系，电力市场、绿证市场、碳市场是三个主要的市场化支撑工具。目前，我国电力市场已覆盖中长期电能量、现货、辅助服务等几大主要功能，其中，2021年9月7日启动了全国绿色电力交易试点，相关机制正在逐步完善。绿证市场于2017年启动，初期作为可再生能源电力财政补贴的替代机制，目前已涵盖补贴绿证、平价绿证、绿电绿证三类交易品种。全国碳市场由八个地方试点碳市场起步，2021年7月16日启动运行，目前形成地方碳市场与全国碳市场并存的格局[1]。

作为实现我国能源资源配置和气候治理的高效手段，绿电市场、绿证市场与碳市场具有共性特征和关联性。绿证交易和碳交易分别发生在电网的发电端和用电端，而绿电交易连接着发电端和用电端。从成因上看，碳市场是政策驱动型市场，政府对企业的限排规定形成市场需求；而绿电交易主要是需求驱动为主，用户对绿电的需求形成了绿电交易市场。尽管两者形成根源不同，绿电交易和碳交易之间也无直接联系，但是两者通过碳电价格传导机制产生间接联系。除了绿电、绿证、碳配额，消纳量、CCER（中国核证自愿减排量）和用能权等与电力行业减排相关的几种可交易减排价值权证之间[2]，也都存在一定的关联性。

二、打造统一的要素和资源市场面临的挑战

当前，打通绿电市场、绿证市场、碳市场，建立统一的要素和资源市场还存在诸多困难。

（一）内在协同问题

一是三个市场尚不健全且相对独立。首先，我国绿电市场在跨省份交易方面还不成熟，也不活跃。我国跨省份跨区域电力交易按年度、月度和周开展，合同电量转让交易主要按月度和周开展。2022年，全国各电力交易中心累计交易电量52543.4亿千瓦时，其中省间交易电量为10362.1亿千瓦时，占比仅为19.7％。2022年，全国绿电交易共计结算电量200.99亿千瓦时，基本上以省内交易为主。其次，虽然我国实施了可再生能源消纳责任权重制度，但大部分省份尚未将责任指标分解至具体用户，电力用户主动消费绿电的动力不足。再次，绿证应用场景较少。企业通过参与绿电绿证交易持有绿证，用途较少，而且时常遇到不能抵减碳排放量的问题，严重制约了企业购买绿电绿证的意愿。此外，从企业层面出发，采购绿电的目的、规模、方式迥异，当前的绿电交易模式不够灵活，难以支撑差异化需求，在交易平台选择、采购地域范围、合同时间长度、绿电技术类型等方面均有障碍。最后，全国碳市场要素与交易机制尚不完善，交易主体、碳金融产品种类相对单一，市场交易具有潮汐性，成交量主要集中在12月份，活跃度低，全国碳市场交易换手率在3%左右，低于地方碳市场5%的平均换手率，也远低于欧盟碳市场，后者2005-2013年的换手率由4.09%提升至417%，在2021年的换手率约是500%。

二是各环境权益产品之间尚未有效衔接。目前，不少参与绿电交易的企业为外贸、汽车制造等外向出口型企业，这些企业希望通过参与绿电交易，证明自身产品制造过程中使用的是零碳电力，降低出口产品可能面临的碳关税。然而，按照《中国发电企业温室气体排放核算方法与报告指南（试行）》，控排企业的外购电力会按区域电网排放因子核算间接碳排放量。因此，不管是外购绿证还是绿电都不能帮助企业实现降碳。由于绿电、绿证、CCER等环境权益产品之间缺少衔接机制，绿电交易企业虽然支付了环境溢价，但在碳市场中核算碳排放量时，通过市场化交易购入的绿电仍被看作普通电力计入间接排放，导致绿电的环境价值丧失。如生态环境部发布的《关于做好2023—2025年部分重点行业企业温室气体排放报告与核查工作的通知》（环办气候函〔2023〕332号），明确用电企业只有使用未并入市政电网的新能源发电或企业自发自用包括并网不上网以及余电上网的情况才属于绿电；绿证不作为企业使用绿电的证明材料。目前，将相关市场主体付出的外部性成本纳入碳市场履约已基本形成共识，但产品衔接的范围、规模、计量规则等还未形成共识。

三是多层次市场模式缺乏协调，影响节能减碳协同作用的发挥。目前，地方碳市场与全国碳市场并存，“证电合一”与“证电分离”多种绿证模式，以及新能源未完全进入可再生电力市场，对于不同市场主体可能产生完全不同的碳减排约束与价格信号，以价格引导资源配置、以减排约束推动产业结构、生产方式绿色低碳转型的协同作用有待强化。

四是市场化价格形成机制仍不充分。燃煤发电基准价上下浮动范围放宽之后，多省份2022年的年度、月度火电中长期交易价格同比上涨10％～20％，绿电交易价格也因此受到波及。一方面，当前全社会尚未形成绿色消费习惯，用户侧消费低碳能源的积极性尚未被充分调动起来，消费者支付绿色产品环境溢价的意愿较低。另一方面，由于电碳价格传导链条不畅通，企业难以通过抬升下游产品价格，把溢价成本传导至消费端。上述多重不利因素叠加导致增加的这一部分绿色产品环境溢价的成本往往由用户企业独自承担，因此企业对溢价的接受程度有限。

五是市场治理体系与数据管理条块分割。目前，绿电（证）与碳市场分头管理、独立运行，在运行机制、考核标准等方面缺乏统筹；绿色消费认证方式也存在多类并存、多头管理的问题。各市场数据登记、统计、报告等相对独立，在一定程度上影响几个市场的协同发展。此外，不同市场制度间的信息壁垒，也使碳抵减量重复计算成为可能。当前，绿电（证）、碳市场之间未衔接，新能源企业在参与碳市场的同时，也可以参与绿电或绿证交易，同一个新能源项目有可能从不同市场得到重复补贴。

（二）国际互认问题

2023年5月17日，欧盟碳边境调节机制（Carbon Border Adjustment Mechanism，CBAM）正式生效。欧盟海关数据显示，2022年中国出口欧盟钢铁389万吨，出口额151亿欧元，铝的出口额为45亿欧元，化肥产品的出口额为3.3亿欧元，水泥的出口额为1146万欧元，氢的出口额为3134万欧元，以上5项都纳入了CBAM范围，占我国2022年对欧盟出口总额6260亿欧元的3.2%。

冶金工业规划研究院院长范铁军（2023）认为[3]，短期来看，由于中国与欧盟在钢铁生产上的排放差距较大，欧盟实施CBAM后，按目前情况初步估算预计我国钢铁行业出口欧盟的成本将增加4%～6%左右，每年需要向欧盟支付“碳关税”约2亿～4亿美元，将削弱我国钢铁行业的成本优势，短期影响基本可控。但长远看，随着CBAM覆盖范围逐步扩大，将会导致我国钢铁产品承担更高的对欧出口成本，叠加其他发达国家可能也会设置类似CBAM的贸易壁垒，对我国钢铁工业产生的影响将更加广泛。

国家气候中心原副主任、亚洲开发银行原首席气候变化专家吕学都（2023）认为[4]，CBAM过渡期铝的出口成本预计将增加约9%。过渡期后，CBAM所覆盖的产品范围可能会大幅扩大，其影响将会严重和深远得多。据相关研究，按照2015～2019年我国出口欧盟的产品类别，仅考虑CBAM范围扩展到欧盟碳市场涉及的所有部门和行业，我国出口欧盟受影响的贸易额将占出口欧盟总额的12%，其中受影响最大的是石油化工品和钢铁。

广东广咨国际投资咨询集团股份有限公司副总经理江婷等（2023）以广东为例开展了相关研究，其出口规模占全国近20%。按2022年的数据，广东受CBAM影响的出口产品为钢铁、铝，涉及出口额约82亿元。如果今后CBAM纳入塑料、有机化学品等行业产品，广东出口产品中将有超过400亿元产品受CBAM影响，外贸产品在国际市场上的比较优势将受到影响[5]。

目前，欧盟对中国碳排放相关数据库持不认可态度。CBAM的实施，初期对我国影响最大的是钢铁和铝。长期来看，CBAM的影响会非常复杂，如果发达国家形成统一碳关税壁垒，扩大碳关税覆盖行业和产品，那么我国的外贸出口将面临较大压力。

三、“电—碳—证”市场协同发展的必要性与可行性

面对内外部形势和压力，“电—碳—证”市场协同发展十分必要，同时，也具有共性特征和协同运作的现实条件。

（一）“电—碳—证”市场协同发展具有必要性

一是有利于形成绿色低碳转型合力。出于履行企业社会责任、维持出口竞争力等需要，企业会采购绿电或绿证。企业采购绿电或绿证的资金可为开发可再生能源电力项目提供支持，促进可再生能源项目落地，新增可再生能源又可以减少电力碳排放。碳市场以价格信号主动引导企业选择成本最优的减碳手段，以市场化方式促使产业结构从高耗能向低耗能转型。三者在推动绿色发展的目标导向上高度一致。

二是有利于体现绿电正环境价值及碳排放负外部性。电力市场发现价格信号，引导不同类型可再生能源合理有序发展，并为扩大消纳空间寻求最经济的手段。然而，电力市场不能体现绿电的清洁价值。绿证是可再生能源环境正外部性价值的体现，绿证市场以边际替代或等量减排等方式，通过价格机制体现绿电的清洁价值，绿电消纳责任权重也可凭借绿证交易实现市场化流转。通过总量控制、碳价格机制，碳市场形成具有约束和激励作用的市场体系，倒逼高排放企业减排或退出，以经济成本引导全社会减碳。三者在电力商品环境外部性方面存在共同的价值基础，以市场信号调动全社会节能减碳的内生动力，破解电力经济、可靠、清洁“不可能三角”。

三是有利于推动能耗“双控”向碳排放“双控”转变。当前我国碳市场主要以能耗水平作为控排企业配额分配的依据，这与能耗“双控”制度的政策基础一致。随着能耗“双控”制度向碳排放“双控”制度转变，可再生能源消费不纳入能源消费总量，将推动绿电、绿证和碳交易衔接，探索在间接排放核算中扣减绿色电力相关碳排放量，这也体现了对碳排放“双控”政策的落实。

四是有利于推动转型金融发展。当前，我国绿色金融支持的对象以绿色产业为主，“棕色”产业需求资金缺口大。推动“电—碳—证”市场协同衔接，有助于转型金融的发展。传统生产型企业购买绿电（证）而实现的碳减排数据若得到认可，将带动更多的传统企业进行绿电（证）消费。金融机构则可根据绿电（证）消费的碳减排数据匹配可量化的金融产品，从而扩大转型金融的覆盖面，使电力消费企业获得转型资金支持。

五是有助于打通电碳证国际互认。绿证记录了绿电详细的属性信息，是现成的、精确的碳减排量核销方式，可以与碳交易市场形成良好的衔接。认定绿证具有零碳属性是建立绿证与碳排放配额互认机制的基础，将促进企业积极购买绿电。如果认可企业购买绿电的零碳属性，并允许抵扣部分碳排放量，那么企业购买绿电的积极性将会大大提高。特别是在CBAM的影响下，碳配额核算标准将进一步统一，通过“电—碳—证”协同构建统一数据体系，绿证与碳配额的互认和抵扣将有利于降低我国出口商品的碳含量数据，从而节省碳关税费用，保障外贸企业的合法权益，提高企业国际竞争力。绿证碳减排量获得国际互认，将激发企业积极购买绿电。

（二）“电—碳—证”市场协同发展具有可行性

作为实现我国能源资源配置和气候治理的高效手段，电力市场、绿证市场与碳市场具有共性特征，具备协同运作的现实条件。

一是建设目标高度一致。三个市场均有利于促进社会清洁低碳发展、推动能源结构转型、推进“双碳”目标实现。为改善能源结构、保护生态环境和应对气候变化，近年来，我国大力推动可再生能源发展，能源绿色低碳转型取得明显成效。绿证交易、绿电交易和碳交易，就是推进能源绿色低碳转型的重要市场机制。新能源产业发展初期，其开发和电力系统消纳机制不尽匹配，弃风弃光现象突出，为推动可再生能源消纳、缓解财政补贴困难，绿证交易应势而生。在绿电交易中，用户通过电力交易的方式购买风电、光伏等新能源电量，消费绿色电力，并获得相应的绿色认证，是一种“证电合一”的模式，能更好地将绿电和绿证的环境属性相统一。除了电能替代，在能源转型过程中，强化能耗强度控制也至关重要，碳市场就旨在以市场化机制激励企业控制能耗、减排降碳。

二是市场主体高度相关。电力市场中，发电行业是首批被纳入全国碳市场的控排主体，而新能源发电主体则是绿证市场的唯一供给方，也是CCER的主要来源。同时，部分高排放用电企业是地方碳市场主体，而可再生能源消纳责任权重机制下的用电主体也是绿证市场的主要需求方。

三是交易产品相互关联。绿电、绿证、CCER与碳配额等交易产品均体现了二氧化碳减排的外部性价值，相互衔接具有现实条件；环境权益产品间具有替代性与互补性，减排类与排放类权益产品间为替代关系，减排产品间需求互补，排放产品间需求互替，存在协同作用的基础。

四是市场与经济走势趋同。2022年我国经济发展增速为3%，据IEA《2022碳排放》报告，中国总电力需求的增长速度远低于过去十年的平均水平。与此同时，我国碳排放量相对持平，下降了2300万吨，即0.2%。中国电、碳市场表现出了一致性，与经济走势基本同步。

五是市场价格呈现正相关性。理论上，碳价会纳入发电企业成本。碳价上涨，发电（特别是火力发电）成本增加，电企将成本端压力转嫁至消费者，电价受到正冲击而上涨，为经济减排或抵消二氧化碳，碳排放配额的需求将增加，传导回碳市场使得碳价上涨。从关系来看，二者基本呈现正相关性。数据显示，欧盟碳配额期货价格与北欧电力交易所、荷兰阿姆斯特丹交易所的电力期货价格有相同的变化趋势，相关性分别为78.24%和82.49%。

四、“电—碳—证”市场协同发展的建议

欧洲电—碳市场耦合促使电力企业在保障电力能源安全、可靠供应的前提下积极减排，加快了电力行业的清洁低碳转型。欧盟的经验为我们做好“电—碳—证”市场协同提供了参考[6]。针对我国电力市场、绿证市场、碳市场协同衔接存在的问题，需要立足中国放眼世界，因地制宜精准施策，加强“电—碳—证”市场的协同发展，建议如下：

一是强化市场顶层设计与协同治理。统筹协调市场体系顶层设计，整体规划“电—碳—证”市场发展，形成系统性的“电—碳—证”市场协同运营规则；推进试点建设，通过试点将绿电减排量在碳排放核算中予以抵扣；发挥市场枢纽机构开展跨领域业务协同、对联合治理问题开展研究设计的作用。主管部门间建立跨部门跨领域的常态化协作机制，发挥市场协同的综合调控作用。

二是健全绿电交易市场。建立健全符合可再生能源运行特点的电力市场交易体系，建立健全适应大规模高比例可再生能源特征的电力市场机制，适应大规模、高比例可再生能源特征，稳妥有序推进光热发电、海洋能发电等新能源电力纳入市场。完善市场交易体系，与可再生能源运行特点相适应。通过价格机制引导市场主体参与市场建设，响应市场对绿电的需求。锚定建设全国统一电力市场的目标，鼓励跨省份跨区域电力交易，可再生能源电力就近消纳和跨区域交易协调。探索基于碳排放交易价格的新能源补贴资金挂钩机制，加快推动新能源补贴的市场化转变。

三是拓宽绿证应用场景。目前，国家发展改革委、财政部、国家能源局《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》（发改能源〔2023〕1044号）已明确绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。下一步，需进一步完善绿证制度，赋予绿证对于碳减排量的证明作用，推动绿证真正成为可再生能源电力消纳唯一计量证书，扩大绿证核发范围，构建绿电绿证交易账户体系，实现对绿证的全生命周期管理，促进绿证市场流通，更好支撑绿证作为基本凭证，与碳排放量的核算联系起来成为企业计算碳排放量时的重要证明，促进可再生能源电力开发、生产和消费。现阶段可交易绿证仅可交易一次。绿证转让与可再生能源电力配额搭配，有利于绿证跨区域交易机制的建立。因此，未来需研究绿证多次交易的可能性，探索建立绿证二级市场，通过市场化方式推广绿证交易和应用，增加市场交易量和交易活跃度。

四是完善绿证与可再生能源消纳责任权重机制。逐步建立健全绿证价格独立形成机制，还原绿色价值与电能的流动规律，推动提高绿证市场流动性。强化可再生能源消纳责任权重机制的分解落实，将指标分解落实到电力用户，以强制约束方式推动部分行业企业增加绿色电力消费，通过参与绿电绿证交易完成指标；完善消纳量履约奖惩机制，促进社会消费绿电、绿证潜力。在绿证可转让的情况下，发达地区可以通过购买绿证缓解可再生能源配额约束，这也将提高“三北”地区绿证的议价能力，实现区域经济发展，也将进一步从供给侧推动可再生能源的持续发展。

五是推动碳市场整合与有效性建设。逐步扩大全国碳市场行业和控排企业范围，稳妥扩大市场主体范围，增加碳市场的流动性和活跃度；统一控排企业纳入标准，并根据需要适时调整，分行业制定配额分配方法。以电力数据为抓手打通“电—碳—证”市场关系，辅助完善监测核查技术，推动提升碳市场的基础技术水平。由于绿证和绿电均无法作为林业碳汇项目和甲烷利用项目的环境价值变现手段，应限制新的新能源发电项目成为CCER备案项目，重点推进林业碳汇和甲烷利用等其他自愿减排项目成为CCER备案项目。为避免双重获利，应明确规定已完成备案的新能源发电项目仅能在CCER和绿电（带绿证）之中择一出售。推动创新“电—碳—证”金融衍生品，探索碳金融衍生品的市场设计，丰富碳交易产品种类。

六是滚动优化电碳价格传导机制。科学测算电力行业配额总量并完善分配方案，滚动开展中长期碳价水平评估预测。遵循成本覆盖与适度传导原则，适度地放松电价管制，让电价的上升刺激能源效率的提高，发挥价格引导作用。

七是推动建立权益产品间的协同规划及衔接认证体系。我国绿证制度与可再生能源消纳保障机制、能耗“双控”、碳市场等政策需要进一步协同衔接落地。应强化绿电市场、绿证市场、碳市场的协同规划，完善电力与各类环境权益市场的建设和推广，加强各市场间的有效衔接。将消纳量、绿证、绿电凭证、碳配额、CCER和用能权相互连接，有助于统一评估减排价值，避免减排量重复计算，提高国内外认可度，也有助于上述减排机制优势互补，降低政策成本。由于上述各权证间均有差异，开展多种环境权益产品的衔接方式研究，设计衔接方案时要规避机制间不兼容的条款，既有市场机制要为其他相关权益产品预留接口。需要进一步理顺绿电、绿证、碳信用交易之间的关系，针对可再生能源发展，以国家碳减排控制目标和能源结构优化调整目标为依据，建立以电力交易为核心，关联各相关系统及绿色产品，把绿证和绿电交易结果相匹配；进一步明确绿证和碳信用的关系，绿色证书作为可再生能源发电的绿色电力属性标识，探索可再生能源发电企业参与的碳市场抵销机制；从协同减排的贡献上对各类机制进行权重设计和作用范围划分，科学设计不同市场的指标互认和抵扣机制，扫清交易障碍。推动建立权益产品间的衔接认证体系，以碳排放量为中介要素、以绿证为体现碳减排外部性价值的基本凭证，完善降碳贡献量化方法，构建兼容不同类型产品的绿色低碳认证体系。

八是降碳与“碳关税”对话磋商互认“两手抓”。对于政府，首先要构建绿色贸易体系。为应对国际变局，赢得更多主动，深入贯彻落实供给侧结构性改革，形成贸易进出口从“大进大出”到“优进优出”新局面，亟须构建以开展绿色经贸合作行动为核心要素的绿色贸易体系，优化贸易结构，打造外贸高质量发展新优势。其次，健全全国碳市场机制。完善碳定价机制，加快拓宽行业覆盖范围，有序推进碳排放重点行业纳入全国碳市场，尽快重启CCER市场，最大化发挥市场化机制减碳作用。再次，推动互认核算标准。加强对欧盟碳市场、碳关税制度的研究，优先开展重点排放行业核算方法优化研究，加快完善碳排放核算标准体系建设，逐步建立碳足迹标准、碳计量标准等，将碳排放核算及核查标准与国际接轨，提高核算标准话语权和互认度。需要配套建立国家碳排放数据库和因子库并适时更新，避免外贸出口企业被套用较高排放强度来征税。最后，充分发挥数字化技术优势，推动“绿证”国际互认。加强绿电、绿证和碳市场的数据共享，避免数据造假和重复交易，对接国际“绿证”，提高国际认可度。

五、结语

“双碳”目标下，我国的“电—碳—证”市场协同发展还存在诸多瓶颈，既有内在协同问题，也有国际互认问题。欧盟的电—碳市场协同经验为我们做好“电—碳—证”市场协同发展提供了参考。我国的“电—碳—证”市场协同发展，既具有必要性，也具备协同运作的现实条件。针对存在的瓶颈问题，相信几大措施实施后，有望达到与欧洲碳市场与电力市场耦合相似的效果。

参考文献

[1]杨鑫和,冷媛,尚楠.协同发展“电证碳”市场 推进“双碳”目标实现[OB/EL].绿水青山节能减碳公众号,2023-02-17.

[2]王心昊,蒋艺璇,陈启鑫,等.可交易减排价值权证比较分析和衔接机制研究[J].电网技术,2023,47(2)：594-602.

[3]范铁军.CBAM即将实施,钢铁行业如何应对[OB/EL].冶金工业规划研究院公众号,2023-06-10. 

[4]吕学都.碳边境调节机制对我国出口产业的影响与对策思考[J].可持续发展经济导刊,2023年5月.

[5]江婷,沈毅,张建红.广东以绿色经贸合作为突破点,构建绿色贸易体系[OB/EL].中国环境网,2023-05-19.

[6]杨茗月,冯连勇.碳市场与电力市场耦合的欧洲经验[OB/EL].能源评论•首席能源观公众号,2023-02-16.

注：本文主要内容发表在《环境经济》2023年第19期，原标题：“电—碳—证”市场协同联动机制探索，原作者：邹昊飞、张建红、魏亿钢（北京航空航天大学经济管理学院教授）。本文在原文基础上进行了部分改动。