碳达峰、碳中和目标愿景下全国碳市场面临的新挑战和相关建议

全国碳市场面临的新挑战及相关建议

（来源：微信公众号“能源研究俱乐部”ID:nyqbyj 作者：郭伟 陈志斌 郑喜鹏）

一、全国碳市场建设历程与“十四五”期待

2011年10月29日，国家发展改革委下发《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，批准7个省市开展碳排放权交易试点工作。在两年左右的时间里，7个试点加紧筹备工作，陆续完成了市场方案研究、制度和基础设施建设、正式交易启动的全过程。2013、2014年7个区域碳交易试点陆续启动，全国碳市场筹备工作也开始启动。2016年1月11日，国家发展改革委发布了《关于切实做好全国碳排放权交易市场启动重点工作的通知》（发改办气候〔2016〕57号），明确了全国碳市场第一阶段的八大重点排放行业，包括石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、电力、航空等行业，并组织这些行业年综合能耗1万吨标准煤以上的企业报告2013~2015年的碳排放历史数据并进行第三方核查。这些重点企业历史排放数据为全国碳市场的配额分配、制度研究等提供了第一手的可信数据。2017年12月18日，国家发展改革委印发《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》（简称《实施方案》），明确提出2017年至2020年全国碳市场启动工作安排的路线图，即分为基础建设期（一年左右）、模拟运行期（一年左右）、深化完善期三个阶段，逐步完成碳排放注册登记系统、交易系统和结算系统等基础设施，以及制度和市场要素建设。但2017年年底至2020年9月前的近三年时间里，除了将重点企业碳排放数据报告、核查工作常态化外，全国碳市场建设的部分工作推进未达预期。

2020年“30•60”目标提出以来，全国碳市场建设呈现了加速态势。从2020年9月到12月底，相关配额管理、登记结算、核查指南、《管理办法》等多个文件密集征求意见之后，生态环境部以部门规章形式出台了《碳排放权交易管理办法（试行）》，印发了规范性文件《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）》，公布了包括2225家发电企业和自备电厂在内的重点排放单位名单，正式启动全国碳市场第一个履约周期。

预计2021年全国碳市场即将开启交易，重点排放行业纳入范围有望迅速扩大，碳金融创新也值得期待。

一是全国碳市场纳入范围有望迅速扩大。全国碳市场纳入的首批发电行业，虽然排放体量巨大（估计大于40亿吨），但一个行业内部同质化程度较高的电厂或者火电机组碳减排的成本差异并不大，而引入更多碳减排成本有差异的排放主体对碳交易机制真正发挥市场配置作用至关重要。预计在“十四五”期间，电解铝、水泥、钢铁、化工、造纸等高耗能行业都有望纳入全国碳市场。这些行业后续纳入的顺序，以及碳排放量规模（根据相关行业协会披露的能源消耗量或碳排放相关数据估算）如图1所示。

图1 全国碳市场重点碳排放行业纳入顺序及规模变化预估图（单位：亿吨）

需要指出的是，如果八大行业全部纳入，覆盖的年碳排放总量预计在80亿吨至100亿吨之间，体量相当巨大。但不能因此而说纳入范围覆盖了全国二氧化碳排放量的80%以上，主要原因是电力产生的部分排放会在其他高耗能行业作为电力消费的间接排放被重复计算。

二是全国碳市场金融创新值得期待。从本质上讲，碳市场的金融属性非常高，具备发展金融衍生品的基础条件，国外比较成熟的碳市场基本上既有碳现货市场，也有对应的碳金融衍生品市场。只要通过合理的制度设计避免过度投机，碳金融衍生品市场有利于提高碳市场的流动性，发出清晰的市场化碳价信号，引导减排成本存在差异的不同行业和企业充分借助碳市场的力量“有钱出钱，有力出力”，从而降低全社会碳排放控制和减排的成本。相信相关方将加大对碳金融衍生品的研究论证，在“十四五”期间有望推动碳期货、碳期权等碳金融产品上市。

二、全国碳市场建设运行面临的挑战

首先，全国碳市场发展路径尚不明确。欧盟碳市场在2005年正式启动交易前，就比较早地勾画了从2005~2007年、2008~2012年以及2013~2020年三阶段的发展路线图，而今已经发展比较成熟，进入了稳定运行的第四阶段（2021~2030年）。我国的全国碳市场建设启动后经过基础建设期、模拟运行期、深化完善期三个阶段将开启交易，但之后发展路径目前还不清楚。尤其是碳达峰之前和碳达峰之后，应该有何区别？从碳达峰到碳中和之间30年左右的时间里，碳市场继续扮演什么样的角色？碳中和目标实现前后，碳排放已经非常少了，全国碳市场的发展是结束其市场化减排的历史使命自然“消亡”，还是继续存在为进一步的“负排放”而发挥余热？没有一个涵盖近期、中期以及远期的路线图，全国碳市场发展的预期就不会特别清楚，将会影响到市场各方的参与积极性。

其次，全国碳市场面临其他政策机制的协同要求甚至竞争。当前，推动“30•60”目标实现的政策制度有望加快出台或加大实施力度。包括，推动可再生能源发展的可再生能源电力消纳保障机制和绿色电力证书交易制度，生态环境领域原有的排污许可证制度、生态补偿制度，以及全国用能权交易制度等。全国碳市场建设和发展如何处理好与这些领域制度的衔接、协同甚至潜在的竞争关系，对政策设计而言是很大挑战。比如，全国碳市场运行后，作为补充的自愿碳减排交易抵消机制是否继续支持可以实现平价上网的风电、光伏等可再生能源项目？与未来的绿色电力证书交易制度是否会有重叠？未来企业填报碳排放信息是独立填报还是结合现有的排污许可证制度进行申报？全国碳市场覆盖的重点排放单位，今后是否有必要再纳入全国用能权交易市场？这些问题都需要慎重研究，统筹考虑，尽量发挥好各个制度之间的协同效应，最大化发挥这些制度对“30•60”目标实现的促进作用。

最后，全国碳市场运行成效有待检验。历经多年，全国碳市场建设一路走来不易，尤其是在“30•60”目标提出的背景下，不管是碳市场参与各方，还是各级政府部门以及社会各界，对全国碳市场发挥更大作用都寄予厚望。全国碳市场交易真正启动运行后，各方关注的焦点会从市场建设转移到运行成效方面，重点会关注如下几个方面的指标：

（1）交易量：交易量太低，市场不活跃，碳价格的市场化属性就体现不明显，容易被操纵，发出不真实的碳价信号。根据试点市场多年现货交易数据，每年的配额交易量大概占配额总量的5%左右（例如2020年约6%），按这一比例估算，全国碳市场开启前两年每年的交易量在2~3亿吨左右，未来碳期货品种批准上市后，按照50倍左右的杠杆放大，年交易量预计能达到百亿吨，达到甚至超过欧盟碳市场的交易量。

（2）交易量构成：相对于交易量，交易量的构成也非常重要。截至2021年1月22日，试点地区累计的线上交易量和线下交易量之比为0.9左右（如图2所示），说明两者相当，但是各个试点差异不小。线上交易和线下交易两种方式各有优势，交易便捷程度和交易成本也差异很大，但线上交易量如果太低，市场的流动性不够，买卖需求难以低成本进行匹配，价格更容易被操控。

（3）交易价格及其构成：碳交易试点多年运行中，碳配额交易均价在20元/吨左右（如图3所示），但是各地差异也不小，高至60元/吨左右，低至10元/吨，因此全国碳交易市场开市后的价格及走势的预测不一。笔者认为大概率在30~50元左右的价格区间，略高于试点地区的平均水平，也反映了未来碳排放控制愈加严格的趋势。

相对于价格区间，更重要的一个观察指标是未来全国碳市场交易价格的构成，也即线上交易价格和线下交易价格差异。由于前述交易量结构的原因，线上交易价格和线下交易价格价差不宜过大，否则说明市场容易被操控，市场透明度较低，交易双方的信息严重不对称。据了解，在部分试点地区，在履约高峰时期，线下交易的实际价格可能不到线上价格的1/3甚至更低的水平。未来全国碳交易市场需要提高信息披露的及时性，提升线上线下交易的规范程度，避免线上价格失真及线上线下价格差异过大，提升市场的透明度，真正降低市场参与方的交易成本。

图2 碳交易试点地区线上线下累计交易量及比值统计（截至2021年1月22日）

图3 碳交易试点地区线上线下交易均价及其比值统计（截至2021年1月22日）

上述3个指标只是观察全国碳市场运行效果最直接和表面的指标，更重要的还是市场运行一段时间后，需要阶段性地评估全国碳市场开启前后碳排放控制水平的变化，包括碳排放增长或者下降的速度、综合减排成本的变化等。

从试点实践看，北京、上海、广东、深圳等部分碳交易试点减排效果都非常明显，在纳入管控企业的排放总量、碳排放强度、综合减排成本等绝对量或者相对量等指标方面，和试点之前都有明显变化。碳市场推动了控排行业企业加大节能减碳技术改造，加快了企业“碳绩效”的有效提升，有的试点行业初步实现了经济发展和碳排放增长脱钩。这为评估全国碳市场运行效果提供了有益参考。

三、加快推进全国碳市场建设运行的建议

第一，尽早制定“30•60”目标下全国碳市场发展路线图。为了给各方更明确的预期，有必要尽早研究和制定更适应碳达峰、碳中和目标的路线图，建议制定全国碳市场三个阶段的发展路线图。第一阶段为3年左右，这个阶段全国碳市场的显著特征之一是它还不是严格意义上总量控制下的市场机制，这个阶段的重点在于检验全国碳市场运行的相关制度是否有重大缺陷，基础设施是否稳定，市场交易能否逐步活跃；纳入行业从发电行业逐渐扩展至其他两三个行业，交易产品以现货为主，启动论证和探索碳金融衍生品上市的相关可行性条件。第二阶段是“十四五”的后两年和“十五五”的前三年（5年左右），这个阶段是全国大部分地区和行业实现碳达峰目标的关键时期，全国碳市场应该尽快从相对量过渡到总量控制，真正降低碳达峰目标实现的全社会成本，碳交易品种从现货扩展至期货、期权等衍生品，市场活跃度明显提升，成为名副其实全球第一的碳市场。第三阶段是2030年前两年至2035年（7年左右），这个阶段全国碳市场的中心任务是强化总量控制，推动碳达峰目标实现后碳排放总量尽快实现从平台期的“稳”转向下行期的“降”，全国碳市场规范化程度较高，在国际上影响力增加，初步具备与国际上一些区域碳交易机制探讨对接的可行性和方案。对于2035年之后的全国碳市场发展愿景，暂时可能难以勾划较清晰的蓝图，需要在前面几个阶段建设和运行基础上探索。

第二，全国碳市场启动运行一段时间后应尽快过渡到总量控制下的碳市场。当前，各个地方都在抓紧制定各自的碳达峰目标，国家主管部门也在研究和制定碳达峰行动方案，未来这些任务会分解到各级地方政府和各个重点行业。如果全国碳市场过渡到总量碳市场后，总量目标可以和各省碳达峰的目标进行有效衔接，各地、各行业控排成本可以通过全国碳市场优化碳配额资源配置，实现“有钱出钱，有力出力”，在确保全国2030年前实现碳达峰目标的前提下，给部分地区和重点行业企业留出一定的排放空间，避免“一刀切”或者事前确定目标时因为信息不对称而导致大幅增加全社会的控排成本。

第三，全国碳市场需要做好与其他相关政策机制的协同。比如，在抓紧碳现货市场建设和运行的同时，研究碳期货产品和碳金融衍生品市场。自愿碳减排项目（CCER）作为碳市场灵活抵消机制重启后，需要与可再生能源电力消纳保障机制与绿色电力证书等相关政策做好衔接，确定自愿减排项目的重点支持范围，否则按照可再生能源项目规模化发展的供给能力和全国碳市场对自愿减排项目的有限需求，两者完全无法匹配。全国碳市场还需要与全国用能权交易市场做好差异化顶层设计，两种机制相互多补位。

此外，目前全国碳市场的覆盖范围延续了试点时期的一贯做法，同时纳入了直接排放和间接排放。像发电行业，在试点初期考虑发电侧承担了碳排放成本后，并没有能力和机制允许碳排放的成本向下游传导，引导全社会节能降碳。碳交易试点基本上把电力消费的间接排放纳入了碳市场的覆盖范围。但随着未来全国电力现货市场建设的不断深入和完善，全国碳市场是否一直覆盖间接排放值得商榷。因此，后期全国碳市场的制度建设和完善，还需要高度关注电力市场相关政策出台和发展情况，及时做好制度协同，让两种高度市场化的机制能“强强联合”，共同推动能源转型，助力“30•60”目标的实现。

原文首发于《电力决策与舆情参考》2021年1月29日第4、5期