中国碳市场开新局

导语

碳排放权交易是实现 2030 年“碳达峰”、2060 年“碳中和” 的重要手段，加快建成全国统一的碳市场势在必行。

在中国向世界提出碳达峰、碳中和的时间表之后，低碳发展的重要性正在被提到一个前所未有的高度。这充分展现了中国的大国责任和大国担当，也确立了“十四五”期间我国绿色发展的目标任务和路线图。坚持和加快绿色发展已成为我国中长期的重要战略目标。

碳市场被视为利用市场机制应对气候变化的风向标。2021年1月5日，生态环境部部务会议审议通过《碳排放权交易管理办法（试行）》（以下简称《办法》），于2021年2月1日起施行，在全国范围组织建立碳排放权注册登记机构和碳排放权交易系统。《办法》的出台，意味着酝酿10年之久的全国碳市场终于开始运营，标志着我国碳排放权市场以及碳金融的发展进入了全新的阶段，有望在“十四五”期间为促进我国经济、社会全面绿色转型发挥更为积极的作用。

碳交易推动绿色技术应用

碳排放权市场（或碳交易市场）是温室气体排放权交易的总称，由于二氧化碳占据绝对地位而得名。从更广义的范围来看，碳排放权市场既包括排放权的交易，也包括那些开发可产生额外排放权（各种减排单位）的项目的交易，以及与排放权相关的各种衍生产品交易。

碳排放权交易的产生，可以追溯到1992年的《联合国气候变化框架公约》（以下简称《公约》）和1997年的《京都协议书》。为了应对全球气候变暖的威胁，1992年6月，150多个国家和地区制定了《公约》，设定2050年全球温室气体排放减少50%的目标，1997年12月有关国家通过了《京都议定书》作为《公约》的补充条款。《京都议定书》设定了发达国家（京都议定书附录1中所列国家）在既定时期（2008—2012年）的温室气体减排目标。为降低各国实现减排目标的成本，《京都议定书》设计了三种交易机制，即国际排放权交易（International Emission Trading，IET）、联合实施机制（Joint Implementation，JI）以及清洁发展机制（Clean Development Mechanism，CDM）。

《京都议定书》所列出的这三种市场机制，使温室气体减排量成为可以交易的无形商品，为碳排放权交易的发展奠定了基础。缔约国可以根据自身需要来调整所面临的排放约束，当排放限额可能对经济发展产生较大的负面影响或成本过高时，可以通过买入排放权（包括向另一个附录 1国家买入AAUs或获取ERUs，以及向发展中国家购买CERs等）来缓解这种约束，或降低减排的直接成本。

在《公约》与《京都议定书》的框架下，不少国家和地区陆续建立了碳交易体系。《全球碳市场进展：2019年度报告》显示，目前全球共有20个碳交易体系正在运行，涉及电力、工业、航空、交通、建筑、废弃物、林业等行业，覆盖的碳排放占全球排放总量的8%。其中，运行最为稳定、发展最为成熟的市场主要有欧盟碳市场、美国碳市场（区域温室气体倡议和加州碳市场）和英国碳市场。按照交易原理划分，国际碳排放权交易市场可以分为基于配额的市场和基于项目的市场。而在基于配额的市场中，根据配额产生的方式不同，又可以分为强制减排市场和自愿减排市场。

基于配额的市场具有排放权价值发现的基础功能。配额交易市场决定着碳排放权的价值。配额多少以及惩罚力度的大小，影响着碳排放权价值的高低。当然，由政府管制所产生的约束要比市场自身产生的约束更为严格。因此，强制减排市场的排放权价格会更高，而交易规模也会远远大于自愿减排市场。配额交易创造出了碳排放权的交易价格，当这种交易价格高于各种减排单位的价格时，配额交易市场的参与者就会愿意在二级市场上购入已发行的减排单位或参与CDM和JI交易，来进行套利或满足监管需要。这种价差越大，投资者的收益空间越大，对各种减排单位的需求量也会增强，这会进一步促进绿色项目的开发和应用。

我国碳市场需要区域协同

为落实国家“十二五”规划纲要提出的“逐步建立碳排放交易市场”任务要求，2011年10月底，国家发展和改革委员会批准北京、天津、上海、重庆、湖北、广东及深圳七省市开展碳排放权交易试点，正式拉开了我国碳市场建设的帷幕。2013年6月，深圳碳排放权交易所率先启动，标志着碳排放权交易正式开始试点；随后，上海、北京、广东、天津四个交易所在2013年底启动，碳排放权交易试点范围扩大。2014年，湖北、重庆两个碳排放权交易中心正式开始碳交易，七个试点区域碳交易所全部启动。2017 年，海峡股权交易中心开始碳交易，福建加入试点范围。截至2020年1月，前七家交易所共交易二氧化碳3.22亿吨，实现交易总额71.55 亿元。

从已有的八个省市的区域碳市场来看，它们在减排目标、配额总量、纳入企业及门槛、配额分配方式、其他辅助减排措施等多个方面都存在较大的差异，因此八个市场的碳价并未呈现收敛迹象。此外，由于全国各个地区的产业结构、资源禀赋和发展模式都存在较大差异，不同地区担负的减排责任和其对碳排放权市场建设的态度不同，统一标准和规定缺失，各地很难就碳市场的建设进行有效的沟通和协调。这些都导致区域市场发展不平衡和区域市场相互割裂的问题。

此外，由于在试点阶段各省市没有明确罚则条款，且授予企业的碳排放权配额也相对宽松，因此截至目前的碳排放权交易普遍活跃度较差，且不同试点之间碳排放权日交易均价差距也较大。北京的交易均价最高，如2020年12月30日的交易均价为80元/吨，而当日深圳、广东、湖北、重庆、福建交易所的日交易均价分别为11.13元/吨、28.37元/吨、28.01元/吨、23.12元/吨、17.29元/吨，市场分割现象较为严重。同时，试点阶段碳排放权日成交量波动巨大。以深圳交易所为例，日成交量最高时达到400吨/日，但部分交易日无交易；其他七个交易所也存在类似的情况。

建设统一市场进入新阶段

我国碳市场体系的建设路径是自下而上、先试点再推广的传统模式，一定程度上说，这样的试点有其现实意义。但从目前碳排放权交易的现状来看，试点的几个市场相互分割，在许多方面都有独特的设计，虽在一定程度上展示了地方特色也更多地满足了地方发展要求，但分割的碳市场明显限制了市场的灵活性及其功能的发挥。“十四五”期间要实现经济、社会的全面转型，建成全国统一的碳市场势在必行。

早在2017年，国家发改委就印发了《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》，旨在推动全国统一碳排放权交易市场建设，但由于种种原因，进展滞后于相关规划。在生态环境部正式发布《办法》之后，统一的排放权市场建设正式启动。分步实施的建议有以下三项。

第一项，电力行业先行，建立全国性市场。

《办法》确立了碳排放配额分配和清缴；碳排放权登记、交易、结算；温室气体排放报告与核查等活动的管理办法；涉及温室气体重点排放单位和符合国家有关交易规则的机构和个人。

碳排放权交易管理办法将首先在电力行业落地实施。生态环境部发布了《2019—2020 年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》，根据发电行业（含其他行业自备电厂）2013—2019 年任一年排放达到 2.6 万吨二氧化碳当量（综合能源消费量约1万吨标准煤）及以上的企业或者其他经济组织的碳排放核查结果，筛选确定纳入2019—2020年全国碳市场配额管理的重点排放单位名单，目前共计2225家。

第二项，明确配额分配机制，完善强制减排制度。

《办法》明确，碳排放配额总量确定与分配方案由生态环境部负责制定；省级生态环境主管部门则根据生态环境部制定的碳排放配额总量确定与分配方案，向本行政区域内的重点排放单位分配规定年度的碳排放配额。初始阶段，碳排放配额为免费分配，未来将适时引入有偿分配制度。

比如，当A企业年度排放总量超出配额时，需在碳排放交易市场购买配额；当B企业年度排放总量与所分配额度相比出现盈余时，可在碳排放交易市场上出售配额，赚取减排带来的收益。若A企业未在交易市场上购买配额，则在次年清缴核算时需补足配额缺口，否则就要面临罚款和核减下一年度碳排放配额的处罚。

第三项，覆盖区域扩大到全国，增加罚则条款。

《办法》推动的全国碳排放权交易市场建设，不仅将局限在试点区域的交易推广到全国范围，更重要的是明确了罚则条款，这对提升排放权定价和交易活跃度将会有显著的效果。碳排放权交易在全国推广之后，区域市场分割、参与者较少的局面将逐渐缓解。管控趋严有助于提升高耗能企业（项目）碳排放权配额的需求。

《办法》明确提出：对瞒报、虚报或拒绝报告碳排放报告的企业，责令限期改正，并处1万元以上3万元以下的罚款。对未按时足额清缴的重点排放企业，责令限期改正，并处2万元以上3万元以下的罚款；逾期未改正的，欠缴部分等量核减其下一年度碳排放配额。

目前参与各交易所试点的企业分散于石化、化工、建材、钢铁、有色金属、造纸、电力（包括企业自备电厂）、水泥、航空等 20 余个行业。由于电力行业温室气体排放量大，生产过程流程清晰易于核算，且行业内企业多为国企、便于管控，成为碳排放权交易由试点向全国推广的排头兵。《办法》开始实施后，各试点交易所将根据各地方的覆盖要求，安排全国碳排放门槛以下及其他行业企业的碳排放交易。虽然全国范围内的交易仅涉及对电力行业的管控，但试点城市的交易或仍将涵盖多个行业。

碳排放权交易是实现 2030 年“碳达峰”、2060 年“碳中和” 的重要手段。展望未来，推进全国碳市场建设，有以下五个方面的重点工作。

一是建立全国碳市场制度体系，从市场交易管理、企业排放报告管理、核查机构管理等各个角度，完善市场配套管理。

二是推进全国市场基础设施建设，优化碳排放数据报送系统，完善全国碳市场注册登记系统和交易系统建设。

三是组织发电行业做好启动工作，制定发布发电行业配额分配技术指南，组织开展电力企业配额测算工作。

四是强化基础能力建设，组织面向生态环境系统、发电行业重点排放单位以及第三方核查机构等各类市场参与主体的能力建设和培训活动，为碳市场的顺利运行提供人才保障和技术支撑。

五是鼓励金融机构围绕全国碳市场开展包括排放权质押、碳期货、碳期权以及挂钩排放权的结构性产品等碳金融创新，促进全国碳市场价格发现、风险管理及融资等基础功能有效发挥。

*本文仅代表作者个人观点，不代表所在机构意见。编辑：潘琦。