全国碳排放权交易市场

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全国碳排放权交易市场，又称碳市场

　　全国碳排放权交易市场是利用市场机制控制和减少温室气体排放，推动绿色低碳发展的一项重大制度创新，是实现碳达峰、碳中和与国家自主贡献目标的重要政策工具，也称碳市场。

　　中国的碳市场建设是从地方试点起步，2011年10月在北京、天津、上海、重庆、广东、湖北、深圳7省市启动了碳排放权交易地方试点工作。2013年起，7个地方试点碳市场陆续开始上线交易，有效促进了试点省市企业温室气体减排，也为全国碳市场建设摸索了制度，锻炼了人才，积累了经验，奠定了基础。2017年末，经过国务院同意，《全国碳排放权交易市场建设方案》印发实施，要求建设全国统一的碳排放权交易市场。

　　2018年以来，生态环境部根据“三定方案”新职能职责的要求，积极推进全国碳市场建设各项工作。

　　一是构建了支撑全国碳市场运行的制度体系，先后出台了《碳排放权交易管理办法（试行）》和碳排放权登记、交易、结算等管理制度，以及企业温室气体排放核算、核查等技术规范。同时，正在积极配合司法部推进《国务院碳排放权交易管理暂行条例》的立法进程。

　　二是稳妥制定配额分配实施方案。明确发电行业作为首个纳入全国碳市场的行业，市场启动初期，只在发电行业重点排放单位之间开展配额现货交易，并衔接我国正在实行的碳排放强度管理制度，采取基准法对全国发电行业重点排放单位分配核发首批配额。

　　三是扎实开展数据质量管理工作。严格落实碳排放核算、核查、报告制度，在企业报告、地方生态环境部门核查的基础上，生态环境部组织专门的督导帮扶，监督指导省级生态环境部门加大核查力度，组织开展核查抽查，通过对地方督促检查和对企业现场抽查，进一步加强数据管理，提升数据质量。

　　四是完成相关系统建设和运行测试任务。利用全国排污许可证管理信息平台，我们建设了重点排放单位温室气体排放信息管理系统，指导推动湖北省、上海市完成了全国碳排放权注册登记系统和交易系统的建设任务，并且通过了系统的测试和验收。

　　五是组织开展能力建设，提升能力水平。对各地生态环境主管部门、相关企业、第三方机构等持续开展了全国碳市场系统培训，培养温室气体核查、核算、管理等方面的人才。

　　全国碳排放权交易市场是利用市场机制控制和减少温室气体排放，推动绿色低碳发展的一项制度创新，也是落实我国二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值、努力争取2060年前实现碳中和的国家自主贡献目标的重要核心政策工具。今年是全国碳市场第一个履约周期，纳入发电行业重点排放单位超过了2000家，我们测算纳入首批碳市场覆盖的这些企业碳排放量超过40亿吨二氧化碳，意味着中国的碳排放权交易市场一经启动就将成为全球覆盖温室气体排放量规模最大的碳市场。

　　全国碳市场对中国碳达峰、碳中和的作用和意义非常重要。主要体现在几个方面：一是推动碳市场管控的高排放行业实现产业结构和能源消费的绿色低碳化，促进高排放行业率先达峰。二是为碳减排释放价格信号，并提供经济激励机制，将资金引导至减排潜力大的行业企业，推动绿色低碳技术创新，推动前沿技术创新突破和高排放行业的绿色低碳发展的转型。三是通过构建全国碳市场抵消机制，促进增加林业碳汇，促进可再生能源的发展，助力区域协调发展和生态保护补偿，倡导绿色低碳的生产和消费方式。四是依托全国碳市场，为行业、区域绿色低碳发展转型，实现碳达峰、碳中和提供投融资渠道。

　　国内外实践表明，碳市场是以较低成本实现特定减排目标的政策工具，与传统行政管理手段相比，既能够将温室气体控排责任压实到企业，又能够为碳减排提供相应的经济激励机制，降低全社会的减排成本，并且带动绿色技术创新和产业投资，为处理好经济发展和碳减排的关系提供了有效的工具。

　　1.市场活跃度略显不足，碳交易价格整体下行

　　交易双方处于试探和摸底，碳交易的价格调控机制尚未充分形成。全国碳市场上线运营之后，交易双方仍处于试探和摸底阶段，交易规模仍处于市场整合时期的低位。据上海环境能源交易所数据显示，仅开市当天碳交易量超百万吨，之后五个交易日的交易量为十几万吨，其余日交易量在万吨以下且部分日成交量不足百吨。与此同时，碳交易价格整体下行，7-9月的平均交易价格分别为50.33元/吨、46.84元/吨和41.76元/吨，截至10月15日，交易价格较开市当日下跌14.3%。根据清华大学测算显示，目前我国全经济尺度的边际减排成本大概是7美元，略高于当前的交易价格。因此，当前价格信号并不能准确反映碳排放许可权的供给与需求状况，碳排放价格对企业生产决策的影响较小，企业减排的积极性还不够高。

　　2.碳市场体系以配额交易为主，自愿减排为辅

　　全国碳市场建设以试点经验为基础，采用配额交易为主导，国家核证自愿减排为辅的双轨体系。根据《碳排放权交易管理办法（试行）》，我国碳排放配额（CEAs）以免费分配为主，未来国家适时引入有偿分配，并鼓励排放主体通过国家核证自愿减排，但核证自愿减排量（CCER）交易与抵扣机制尚未明确。碳排放配额是在国家生态环境部每年制定碳排放配额总量及分配方案的基础上，由各省生态环境部门额定分配。若企业最终年二氧化碳排放量少于国家给予的碳排放配额，剩余的碳排放配额可以作为商品出售；若企业最终年二氧化碳排放量多于国家给予的碳排放配额，短缺的二氧化碳配额则必须从全国碳交易市场购买，因此碳排放权作为商品在企业之间流通，通过市场化手段完成碳排放权的合理分配。根据上海环境能源交易所数据显示，自7月16日上线交易以来，截至2021年10月15日，全国碳市场碳排放配额（CEA）累计成交量1815万吨，累计成交金额约8.2亿元。

　　3. 碳市场初期仅将电力行业纳入交易

　　全国碳市场初期仅覆盖电力行业，高排放企业被纳入重点排放单位。根据国务院批准的全国碳市场建设方案，由于各行业碳排放配额核算方式不同，初期仅将电力行业纳入交易。据生态环境部发布的《碳排放权交易管理办法（试行）》，本阶段纳入全国性碳排放交易主体的企业须满足以下条件：属于全国碳排放权交易市场覆盖行业的、年度温室气体排放量达到2.6万吨二氧化碳当量的“温室气体重点排放单位”，也就是高碳排放企业，开市当天发电行业总计2225家发电企业和自备电厂参与交易。同时，这一规定也表明，当前仅有被分配到碳排放配额的企业可以参与交易，个人与机构投资者暂时无法参与其中，碳排放权暂不具备投资属性。

　　我国电力市场化改革与全国碳市场的建设，都处在逐步推进、逐渐完善的阶段。由于两者在总体的建设思路、促进清洁能源发展和减排目标上，具有一致性的关系，且都对电力企业具有深远影响，因此需要考虑两个市场的同步推进，发挥相互促进的作用。

　　“双碳”目标下，电力市场与碳市场的协同目标是在保障电力安全可靠供应的基础上，加速能源电力低碳转型，推动电力行业尽早达峰、峰值更低，利用市场机制优化资源配置，以最小化成本实现碳中和目标。目前我国电力市场和碳市场建设均在推进完善中，两个市场应重点在市场空间、价格机制方面加强协同，在绿色认证方面加强联通。

　　具体来说，需要在以下三个方面做好电力市场和碳市场在改革进程中的衔接：

　　1.在市场空间方面

　　电力市场是随着GDP增长而实现发展的，碳市场则通过强制碳配额形成，两个市场要能够相互促进，而非相互制约。随着国民经济发展，电力行业发展空间仍在上升，如果碳排放总量空间过紧，可能影响电力发展和电力安全供应。

　　2.在价格机制方面

　　随着我国全面深化电力体制改革，市场化交易电量占比已近全社会用电量的一半。根据中电联统计，2021年全国电力市场化交易电量37787.4亿千瓦时，占全社会用电量45.5%。2021年10月，1439号文3将市场化电价上下浮动范围进一步放开至20%，标志着“能涨能跌”的市场化电价机制初步形成。但居民用户和其他公益性电价在目前及未来一定时期内仍然管制，即一定时期内，存在价格双轨制。市场化定价的部分，碳价计入发电成本后，部分会传导到销售侧。对于管制价格，需要参考碳价和市场电价，建立碳价和管制电价传导机制。

　　3.在绿色认证联通方面

　　我国绿电交易试点已顺利开展，未来随着钢铁、水泥、石化等高耗能产业纳入碳市场，绿电消费需求会进一步提升。目前，碳市场核算体系对企业绿电消费尚未做精细化考虑，需探索抵扣办法，将用户购买的绿电直接体现到碳排放核算中。

　　国际经验表明，与传统的行政管理手段相比，碳市场既能将温室气体控排责任压实到企业，又能够为减碳提供经济激励机制，降低全社会的减排成本，带动绿色技术创新和产业投资。“十四五”时期，全国碳排放交易所或将会纳入更多行业与企业，强化与自愿减排量抵扣联动，建立完善的碳价机制，加速与地方碳市场的融合，催生更多绿色金融产品，以市场化、渐进化的方式，支持清洁能源、节能环保和碳减排技术的发展。

　　1.非电力的“两高”行业和企业将会优先纳入交易体系

　　除电力之外的其他“两高”行业将逐步纳入交易体系。一方面，当前各国碳交易体系的覆盖范围存在巨大差异，很难找到适用所有体系的单一“正确”方法，但几乎所有体系均至少涵盖电力行业与工业部门，考虑到不同行业和排放源之间的巨大差异，行业排放的占比是决定行业是否被覆盖的决定因素。2022年全国碳市场将会以电力行业作为突破口，按照“成熟一个、纳入一个”的原则来纳入其他行业。在发电行业碳市场稳定运行的基础上，石化、化工、建材、钢铁、有色金属、造纸、国内民用航空等七大高耗能高排放行业将被逐步加入到当前全国碳交易体系中。另一方面，仅以高碳排放企业为主体的交易市场从一定程度上避免了市场投机行为的发生，但也限制了碳交易市场的活跃程度，降低了市场有效性，很难实现以市场化手段引导减排的目的。因此，在完善交易制度的前提下，降低企业入市门槛，并引入第三方投资者会是全面盘活碳交易市场的有效途径。

　　2.交易品种和交易方式将日趋多元化

　　基于碳排放权衍生的金融产品将趋于多样化。在当前阶段碳市场仅涉及碳排放权配额的现货交易，交易品种和交易方式较为单一，限制了碳交易市场的活跃程度。2020年9月《中国（北京）自由贸易试验区总体方案》获批，指出在北京城市副中心探索设立全国自愿减排等碳交易中心，北京绿色交易所将对标国际领先的碳市场标准，发展资源减排交易、探索绿色资产跨境转让，并借鉴国际碳市场中碳期货、碳期权等成熟的经验，开展新型碳金融工具。此外，2021年4月，广州期货交易所在广州成立，是以碳排放为首个品种的创新型期货交易所，同时碳排放权期货、电力期货也是未来重要的研究方向。在市场机制成熟的条件下，期货、远期、期权、掉期和抵消信用等碳金融衍生品将被逐渐完善和推出。“十四五”时期，随着我国碳市场法律框架和信用体系的完善，碳金融市场将快速发展，将逐步形成现货、期货同时覆盖，交易模式和交易品种不断丰富的局面。

　　3.反映碳排放许可权稀缺性的价格机制将初步形成

　　随着碳交易市场的日益成熟，我国碳配额总量及免费碳配额比例将逐年下降，碳定价机制的完善将加速推进。根据欧盟委员会数据显示，在欧盟碳市场建设初期（2005-2007年），欧盟碳配额总量为20.58亿吨/年（CO2当量），均免费发放给企业。2008-2012年，碳配额总量下降至18.59亿吨/年（CO2当量），其中10%用于拍卖，到2013年以后，拍卖比重将上升至57%，并且碳配额总量加速递减。碳配额总量的下降意味着企业需要更加主动减排，免费碳配额的下降则意味着企业在同样的碳排放量下需购买更多的碳配额实现碳排放量达标。因此，“十四五”时期，在“碳达峰、碳中和”的要求下，我国需制定更高的自愿减排贡献目标来推动碳市场的加速发展。首先，碳配额总量将逐渐过渡至配额减少的市场稳定储备机制，“资源有偿使用”理念的深入树立推动渐进式拍卖以及核证自愿减排量交易与抵扣机制加速完善。其次，随着配额的收紧以及“双控”政策的约束，碳价逐渐上涨也将成为长期趋势。最后，随着越来越多行业加入全国碳交易市场，当前基准线法的配额分配方法并不适用于化工、造纸等细分产品较多的行业，以基准线法和历史排放法为主的综合分配方案将日趋完善，反映碳排放许可权稀缺性的价格机制将初步形成。

　　4.统一的碳排放核算体系将加快建立

　　碳排放核算体系的建立是碳市场高效运行的基础。首先，2015年我国发布了《工业企业温室气体排放核算和报告通则》以及发电、钢铁、民航、化工、水泥等10个重点行业温室气体排放核算的国家标准，但随着可再生能源对化石能源的加速替代以及创新技术的发展，以电力为代表的主要行业的核算方法和监测体系亟需升级。其次，每个细分行业的排放标准、核算边界、认证方法、减碳技术、产品碳足迹等方面的制度目前还不够完善。最后，对于不同地区发展程度不同的企业而言，一套行之有效且操作便捷的产品碳排放核算方法、制度、数据采集以及整理的体系也亟待建立。因此，“十四五”时期，碳排放将成为生产要素的重要组成部分，全国范围内统一规范的碳排放统计核算体系将加快建立，推动不同行业碳排放标准、核算和认证的统一。

　　5.全国和地方碳市场的制度协调性将不断加强

　　碳价统一是全国和地方碳市场协调的首要表现。首先，自我国碳市场试点以来，在政府配额松紧差异，投资机构是否允许进入，交易主体的覆范围，碳金融产品的发展速度以及企业对碳交易熟悉和重视程度的差异使得各试点地区碳价格的波动率差异较大。其次，在市场覆盖方面，全国碳市场与试点市场的行业既有交叉但又有较大差异，且交易主体碳排放规模差异大，不利于形成有效均衡价格。此外，各地方碳市场规则如何向全国碳市场规则统一，且企业所持配额如何结转也将是地方碳市场与全国碳市场制度性协调需解决的问题。从国际碳市场发展经验来看，国家和地区间碳市场的衔接，可以在更广范围及经济领域内有效发现统一碳价，提高减排效率，降低减排成本。因此，“十四五”时期，地方碳市场与全国碳市场在配额分配方法、交易制度、交易流程、碳价等方面的制度性协调力度将加大，避免市场割裂，维护市场完整性，进而推动全国碳市场“一盘棋”。