全国碳排放权交易市场实践与挑战

建设全国碳排放权交易市场（以下简称“全国碳市场”）是利用市场机制控制和减少温室气体排放、推进绿色低碳发展的一项重大制度创新，也是推动实现“碳达峰”目标与“碳中和”愿景的重要政策工具。自2011年在7省市启动碳排放权交易试点工作以来，我国在碳交易市场体系建设及运行上积累了一定经验。2021年7月16日，全国碳市场正式启动上线交易，标志着全国统一碳交易市场发展的一个新起点。一年以来，全国碳市场运行总体平稳有序，促进企业减排及低碳转型发展的作用也初步显现。然而从长远来看，全国碳市场尚处于发展初期，需要从健全制度体系、优化市场机制、推动市场联动等方面进一步深化发展。

全国碳市场建设历程

从试点起步，为全国碳市场建设探索建设之路。2011年10月，我国批准在北京、天津、上海、重庆、广东、湖北、深圳等7省市开展碳排放权交易试点工作。2013年起，各试点省市相继开市交易。截至2022年6月15日，各试点省市碳排放配额累计成交量约5亿吨，累计成交额约130亿元。十年的试点经验积累有效促进了试点省市企业温室气体减排，对试点地区探索达峰路径发挥了积极作用，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。

稳步推进建设，从制度体系、数据基础、支撑系统和人才队伍等方面为全国碳市场启动做好准备。2017年12月，经国务院同意，《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》印发，标志全国碳排放交易体系正式启动。2018年机构转隶以来，由生态环境部积极推进全国碳市场建设各项工作。一是构建以《碳排放权交易管理办法（试行）》为主的相关管理制度和技术规范，建立支撑全国碳市场运行的制度体系。二是稳妥制定配额分配实施方案，采取基准法对全国发电行业重点排放单位分配核发2019—2020年配额。三是扎实开展数据质量管理工作，组织专门的督导帮扶，进一步加强数据管理，提升数据质量。四是指导完成全国碳排放数据报送系统、注册登记系统、交易系统等相关支撑系统建设。五是持续开展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。

上线运行，建立全球覆盖排放规模最大的碳市场。2021年7月16日正式启动上线交易的全国碳市场以发电行业为突破口，第一个履约周期纳入发电行业重点排放单位2162家，每年覆盖约45亿吨二氧化碳排放量，是全球覆盖排放规模最大的碳市场。2021年底，全国碳市场顺利完成首个周期履约，实现99.5%的履约完成率。全国碳市场自启动以来市场运行健康有序，交易价格稳中有升，履约管理顺利完成，促进企业减排温室气体和加快绿色低碳转型的作用初步显现。

全国碳市场运行实践

全国碳市场启动上线交易以来，共有超过50%的重点排放单位参与交易，碳排放配额累计成交量近2亿吨，累计成交额约85亿元，近半年市场价格保持在55—60元/吨之间，较2021年7月16日首日开盘价48元/吨显著上涨。

▲全国碳市场成交量及收盘价情况（截至2022年6月15日）

运行第一年，全国碳市场的市场价格、交易量和活跃度经历了启动初期的小幅波动，在履约期前后达到峰值后均趋于平稳，整体随碳排放管理周期呈现符合碳市场规律的合理波动。

制度体系初步构建，碳市场总体运行规范有序。生态环境部先后出台了《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报告、核算、核查等技术规范。交易市场层面，作为全国碳排放权交易系统运行机构，上海环境能源交易所相继发布了交易、开市、信息发布等公告，有效保障了全国碳市场的有序启动和规范运行。

交易市场随履约管理周期合理波动，呈现履约型市场特征。从交易量来看，随着首日效应结束交易热度逐渐减弱，7—10月总成交量占2021年成交总量约10%。随着10月底履约通知的出台，全国碳市场成交量显著提升，11月日均成交总量超100万吨，12月成交量进一步放大，日均成交量突破580万吨，当月的交易量占2021年总交易量约75%。履约后交易量迅速大幅下降，交易量和市场活跃度在履约期达到高峰。从交易价格来看，全国碳市场以48元/吨开盘并持续上涨，成交价格一度突破60元/吨。随首日效应热度减退，从8月中旬起交易价格小幅波动并回调至41—43元/吨。随着履约截止期限临近，12月下旬交易价格再次大幅上涨，最高成交价格达到62.29元/吨。首个履约周期结束后，交易活跃度总体大幅回落，交易价格走势趋于平稳。总体来看，全国碳市场交易量、交易价格、市场活跃均围绕履约周期形成了明显的波动，履约周期时量价齐升，履约后市场归于平稳，呈现碳市场启动初期履约型市场的特征。

配额现货二级市场成交量位居同时期全球碳市场首位。2021年7月16日至2022年6月15日，全国碳市场碳排放配额现货二级市场累计成交量大幅超过欧盟、韩国等国际碳市场，位居同时期全球各主要碳市场首位。

全国碳市场面临的挑战

制度体系有待完善，须提高管理层级和处罚力度，提升管理精度。目前出台的《碳排放权交易管理办法（试行）》为部门规章，一些管理要求尚无法上升到法律层面，对违规行为的处罚力度也不足（最高罚款为3万元），企业违约成本低，约束力有限。同时，除生态环境部发布的《碳排放权交易管理规则（试行）》外，具体针对交易市场风险控制、违约管理、信息管理等相关交易细则尚未出台，有待进一步优化。

交易主体类型和覆盖行业单一，多样化市场需求待培养。目前全国碳市场交易主体仅为发电行业重点排放单位，同样的行业属性和主体属性导致交易主体的交易目的和风险偏好相似、交易多为履约需求驱动，受行业政策影响较大，易形成单边市场。

交易产品待丰富，碳资产管理和碳金融待创新。目前全国碳市场仅有碳排放配额现货，减排量市场交易也较为分散，市场结构上也尚未形成一二级市场同步推进的态势。碳金融及碳资产管理产品目前也还研究完善过程中，企业内生的融资融碳、资产管理、风险管理等需求尚缺乏有效工具。

企业尚未建立起适应碳交易体系的内部管理机制。多数企业参与碳交易体系时间较短，在内部管理制度、管理能力、管理人才队伍等方面均存在较大短板，对于如何通过有效的排放管理、配额资产管理和交易参与等实现企业碳领域的合理规划和优化发展，缺乏实际的方法和措施。从管理而言不利于企业自身减碳和可持续发展，从交易而言也不利于企业短期的市场参与和长期的碳资产规划。

财税、司法等配套政策有待进一步明确。碳排放权作为落实我国“碳达峰、碳中和”目标愿景的市场化工具，在法律属性、制度体系和管理方式上均具有突破和创新。因此，财税、会计处理和司法处置等相关配套政策、指导文件和标准化操作流程等尚有待明确，更好支持市场合规管理、激发企业交易参与的积极性和主动性。

碳市场与其他环境能源市场的协同机制仍待完善。今年4月发布的《中共中央 国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》提出建设高质量市场体系的总体要求和基本方略，为建设统一、规范、高效的碳市场指明了方向。作为通过市场机制创设的政策工具，我国目前除碳排放权交易外，还存在用能权交易、绿电交易、排污权交易、碳普惠等多项环境能源市场，温室气体排放控制和其他环境能源资源配置缺乏系统性、整体性、协同性的规划。此外，在《巴黎协定》《格拉斯哥气候公约》等引发的全球气候治理新秩序下，如何应对国际碳市场间的合作及衔接，携手应对气候变化，引导全球气候行动健康发展，也是当前和未来一段时间需要关注的重点问题。

进一步深化全国碳市场发展的建议

一是加快健全碳市场制度体系，实现制度、规则、标准、体系同步推进。推动国务院层面《碳排放权交易管理暂行条例》尽快出台，在此基础上细化和完善全国碳市场相关交易细则和各类配套政策。统筹建立市场管控体系、市场调节保护机制及碳排放标准体系，积极引导企业建立碳管理体系，强化碳交易职业技能标准建设。

二是进一步优化完善碳市场各类机制体系，推动市场多层次、多样化、多品种、多维度发展。推进一级市场和二级市场建设，形成多层级市场结构。在市场健康稳定运行的前提下，逐步扩大市场行业覆盖范围，按照分层分类、分步推进、审慎稳妥的原则有序引入非履约主体参与碳市场，形成多样化市场主体。丰富交易品种和交易模式，推动以配额现货为基础的各类场外和场内衍生产品创新,形成多维度市场体系。探索建立流动性提供商机制，进一步促进价格发现机制的形成。

三是有序推动多市场联动，发挥好市场机制服务双碳目标和服务经济发展的积极作用。做好全国碳市场与地方碳市场、配额市场和减排量市场的联动和融合，强化全国碳市场与自愿减排市场的相互促进。加强碳市场与用能权交易、绿电交易、排污权交易、碳普惠及传统能源市场等的协调和衔接，畅通市场间联系。探索碳市场领域国际合作，助力全球碳市场核心枢纽的建设。综合形成碳市场与环境权益市场、能源市场及国际碳市场的协同效应，服务好低碳和经济的协同发展。