界面新闻见习记者|田和琪
界面新闻记者|庄健
全国碳排放权交易市场已运行三年。
四年前，中国在联合国大会上庄严承诺，力争2030年前达到峰值，2060年前实现碳中和。
一年后的7月16日，全国碳排放权交易市场（以下简称碳市场）正式启动。第一批包括2162家发电企业，约占全国碳排放总量的40%。截至2023年底，碳市场已纳入发电企业2257家，累计交易量约4.4亿吨，交易金额约249亿元，覆盖年二氧化碳排放量约51亿吨。
截至目前，中国碳市场已成为全球最大的涵盖温室气体排放的碳市场。它发展迅速，通过逐步扩大产业覆盖面、完善市场机制，正在展现其在推动国家温室气体减排和绿色低碳转型中的重要作用。
碳市场价格强势上涨
去年7月，全国碳市场挂牌协议交易最高价格达到65元/吨。此后，碳市场价格不断上涨；今年4月24日，全国碳市场收盘价为100.59元/吨，首次突破百元大关。较首日开盘价48元/吨翻倍。
浙江大学求是特聘教授、城市发展与低碳战略研究中心主任石敏君告诉界面新闻，碳市场价格的上涨主要是由供需关系决定的。
过去，中国碳市场试点的交易价格相对较低。比如天津只有20多元，北京大约30-40元，广东、深圳稍高，在50多元。如此低的价格与碳排放配额的容易发放有关。如果配额严格，碳价就会高；如果配额严格，碳价格就会高。如果宽松，碳价就会低。
“供需关系的背后是政策的影响。”石敏君说道。
在碳市场中，政府通常会设定一个碳排放配额（CEA）总量，然后分配给各个排放主体，如工厂、发电厂等。这个总量配额是人为设定的，体现了政府的承诺和决心其减排目标。
此外，市场预期也会带动碳市场价格的变化。
石敏君指出，从历史数据来看，第二个演出期的价格高于第一个演出期，第三个演出期的价格高于第二个，呈现明显的上涨趋势。在这一趋势的背后，市场预期发挥着重要作用。
在履约期内，参与碳市场的企业需要根据实际排放情况向政府或交易中心提交相应数量的碳排放配额，以证明其已缴纳温室气体排放费用。
“通常情况下，碳市场交易价格在合规期结束时会上涨，而在其他时候交易量和价格相对较低。这种周期性模式表明，随着合规期的临近，市场参与者会增加交易活动，这将推高价格。”石敏君解释道。
自2021年7月中国全国碳市场启动以来，中国经历了两个履约期。 2019-2020年是中国碳市场第一个履约周期，标志着中国碳市场正式启动。
2021年至2022年，在第一个达标周期的基础上，第二个达标周期将继续推动碳市场的发展。
“目前，全国碳市场即将迎来第三个达标期。”石敏君说道。
2024年7月2日，生态环境部发布《2023、2024年度全国碳排放权交易发电行业配额总量和分配方案（征求意见稿）》号，向社会公开征求意见。这标志着全国碳市场第三轮履约周期正式启动前的最后阶段。
界面新闻注意到，近两个月来，碳市场交易价格已经回落至90元/吨左右。截至7月15日收盘价87.05元/吨，较上一交易日下跌3.47%。
但在石敏君看来，“随着我们对气候变化和双碳目标认识的加深，碳市场交易价格上涨是必然趋势。”
总体来看，2023年全国碳市场平均交易价格为68.15元/吨，较2022年上涨23.24%。2023年最后一个交易日收盘价达到79.42元/吨，较2022年上涨44.4% 2022年。这些数据表明，2023年全国碳市场活跃度较2022年将显着改善。
石敏君还指出，与欧盟等地区相比，中国碳市场的交易价格仍然较低。
例如，2023年欧盟碳市场平均碳市场交易价格为85.32欧元/吨（约合674.56元/吨），最高100.29欧元/吨（约合793元/吨），最低66.73欧元/吨（约528元/吨）。
2023年欧盟碳市场平均交易价格将约为中国的10倍。
“今年的价格可能比去年略有上涨。但即便如此，从碳成本的角度来看，目前的交易价格还没有达到应有的水平。”石敏君说道。
此外，石敏君指出，即使碳交易价格逐步上调，也不足以反映整体碳排放市场的真实情况，因为目前的价格主要反映的是电力行业的碳排放成本。
在石敏君看来，碳市场交易价格实际上并不等同于碳价格。碳价格是指碳排放造成的外部成本，即其社会成本。碳市场是碳定价的一种方式，但不是唯一的方式。例如，碳税也是碳价格的形成机制之一。
“这些机制不一定能准确反映真实的碳价格。例如，很多国家的碳税率可能较低，并不能充分反映碳排放的社会成本。同样，碳市场的交易价格也受到影响受到多种因素的影响，其影响可能不等于理论上的碳价格，”他说。
因此，碳市场中的交易价格和碳价格虽然相关，但并不等同。碳市场交易价格只是发现碳价格的一种手段，这个过程并不一定反映市场的均衡价格。
碳市场扩张迫在眉睫
今年3月，国务院总理李强在部署2024年政府工作任务时在《政府工作报告》中明确提出，要“扩大全国碳市场行业覆盖范围”。
2月27日，《碳排放权交易管理暂行条例》（以下简称《条例》）发布，将于5月1日正式实施。该政策的出台，为全国碳市场有序发展提供了法律保障，对碳市场的有序发展提供了详细规定。完善碳排放权分配、交易、核查、结算等环节，建立更加严格的监管框架。
生态环境部副部长赵英民表示，《条例》是我国应对气候变化领域首个专门法规。这是首次以行政法规的形式明确碳排放权市场交易制度，具有里程碑意义。
在《条例》的带动下，全国碳市场正在加速升级扩容。
上海环境交易所董事长赖小明在接受界面新闻采访时表示，我国碳排放主要集中在发电、钢铁、建材、有色金属、石化、化工、造纸、航空等八个重点行业。这八个行业也是全国碳市场。最初规划的这些行业约占中国二氧化碳排放量的75%。目前，全国碳排放交易市场仅包括发电行业。
石敏君表示，中国碳市场建设采取了分步实施的策略。我们从电力行业入手，因为这个行业有更好的数据和技术基础，也有更大的市场规模和排放量，是碳市场的理想起点。
据国网能源研究院发布的《中国能源电力发展展望2020》数据显示，2020年工业和电力部门占全部能源消费二氧化碳排放量的70%。
石敏君认为，如果碳市场仅限于电力行业，随着大火电机组的普及，发电企业之间的技术差异将会缩小，单位电量煤耗水平普遍会降至300以下克，煤电企业之间的减排成本差异也将缩小。这可能导致碳排放成本同质化，因减排成本差异而降低企业从事碳交易的积极性，进一步限制碳市场交易价格的上涨空间，导致碳市场活跃度不足。
“要增加市场活跃度，就必须扩大碳市场，这将增加市场的多元化和差异化，增强碳交易的动力。”石敏君说道。
他进一步解释说，从理论上讲，碳市场交易的驱动力是企业之间减排成本的差异。如果企业减排成本较高，可以选择购买配额；相反，如果减排成本较低，公司可以在市场上出售多余的配额。
他认为，只有当市场活跃、碳市场交易价格能够反映减排成本时，碳市场才能鼓励企业投资和开发低碳技术。市场活动和价格信号是引导企业关注和采用低碳技术的关键因素。如果碳市场不活跃，或者碳价格过低，就无法达到其预期目的。
CCER市场重启
今年1月22日，国家温室气体自愿减排交易（CCER）在北京绿色交易所正式重启。
这意味着全国碳市场进入了全国强制减排交易市场和全国自愿减排交易市场双轮驱动的时代。
自愿温室气体减排交易是指通过市场机制控制和减少温室气体排放，凸显“自愿”属性，强化市场主体作用。
“全国温室气体自愿减排交易市场和全国碳排放权交易市场共同构成我国碳交易体系。” 2023年10月生态环境部等部门联合发布的《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》（以下简称《办法》）中明确指出。
《办法》表示，自愿减排交易市场启动后，各类社会主体可以按照相关规定自主、自愿开发温室气体减排项目。项目减排效果通过科学方法定量验证并完成申请登记后，即可上市。出售获得相应的减排贡献收入。
启动自愿减排交易市场，有利于支持林业碳汇、可再生能源、甲烷减排、节能增效等项目的发展，有利于激励更广泛的行业、企业和社会各界。社会各界参与温室气体减排行动，将有助于推动经济社会绿色低碳转型、实现高质量发展具有积极意义。
“CCER市场的重启有其历史背景，主要是为了吸收此前清洁发展机制（CDM）留下的减排量。”石敏君指出。
1992年5月，为解决气候变暖问题，通过了《联合国气候变化框架公约》。 1997年12月，根据框架公约，缔约方大会在日本通过了《京都议定书》。
清洁发展机制（CDM）是《京都议定书》引入的三种灵活履约机制之一。它允许发达国家通过在发展中国家实施减排项目来获得减排量认证。这些减排量可供发达国家用来履行其减排承诺。
其中，发展中国家交出的排放权称为核证减排量（CER）。 CDM项目主要集中在新能源、生物质发电、垃圾填埋气发电等领域。
1998年，中国加入了33,360,010-30,000个缔约方的行列。作为发展中国家，中国主要通过CDM机制参与全球碳市场。
2002年，中国第一个CDM项目诞生。此后，截至2012年，欧盟在华批准的CDM项目总数超过3000个，位居全球第一。
然而，2012年恰逢欧洲经济低迷，第一阶段《京都议定书》结束。 CER供大于求，价格持续下跌，中国参与国际CDM机制受到限制。此后，中国开始筹备建立CCER市场。
2017年，国家发改委因市场交易量较小、部分项目标准不够等原因，暂停了CCER项目的审批和备案。但暂停发行后，现有CCER仍可在当地碳市场进行交易。
界面新闻注意到，2020年12月发布的《京都议定书》文件指出，CCER“抵消比例不得超过核定排放量的5%”。
这意味着，在中国碳市场上，排放单位可以用CCER来抵消一定比例的碳排放配额缴纳义务，但这个抵消比例有一个上限，即不超过其官方核定的年度温室气体排放量。总额的5%。
“5%的比例并不高，对促进碳市场交易的直接影响有限，但确实为市场打开了一个口子。”石敏君说道。
他认为，较低的比率主要是为了避免市场过热和潜在风险。此外，虽然5%配额占整体交易量的比例很小，但它标志着强制减排市场与自愿减排市场之间的理论上的联系和交易的联系。
此外，石敏君还指出，由于交易量有限，CCER进入碳市场并不容易。
“CCER市场还需要其他驱动机制来推动其发展。仅靠碳市场的作用可能不足以激发CCER市场的活力。未来CCER市场的发展可能需要依靠更多多元化的激励和政策支持。”他说。
仍有待逐步完善
全国碳市场是推进我国“双碳”目标的重要手段之一。近十几年来，中国积极建设和完善碳市场。
2011年，中国首次宣布利用排放权交易管理二氧化碳排放；同年，国家发展改革委选择北京、天津、上海、重庆、湖北、广东、深圳等7个省市开展碳排放交易市场试点。
我国碳市场在逐步扩大覆盖面、深化市场机制的同时稳步发展，但在运行中也暴露出一些问题。
“作为一个尚处于起步阶段的新生事物，与发达国家成熟的碳市场相比，全国碳市场目前面临行业覆盖单一、交易要素单一、市场调节机制不完善、市场活跃度不足等问题。 ”赖晓明指出。
具体来说，截至2023年12月31日，全国碳市场建立以来碳排放配额累计交易量4.42亿吨，累计交易额249.2亿元。相比之下，仅2023年欧盟碳市场的交易量就将达到约75.39亿吨，交易价值约6248.8亿欧元。
此外，全国碳市场的换手率仅为3%左右，而欧盟碳市场的换手率高达417%。碳市场换手率是指一定时期内配额或碳信用额在市场上交易的频率，可以反映碳市场的活跃程度。
石敏君认为，“欧盟碳市场与中国碳市场存在本质差异，特别是在减排目标和发展阶段方面。这种差异也影响着两个市场的政策设计和运行。”
欧盟排放交易体系（EUETS）于2005年开始交易，是世界上第一个碳市场，也是目前最大、最成熟的碳市场。
2023年，欧盟排放交易体系将占全球碳市场总价值的约87%。涵盖发电供热、能源密集型产业、航空及海运等多个行业。
我国碳市场起步较晚，仍在逐步完善和发展中。
石敏君表示，欧盟在1970年代和1980年代已经达到碳排放峰值，现在必须努力减少碳排放总量，即正在实施总量减排战略。中国尚未达到碳排放峰值。当前的政策重点是控制碳排放强度，即减少单位GDP的碳排放，而不是减少碳排放总量。
他进一步解释说，中国碳市场的设计基于碳排放强度，碳排放强度是与经济活动规模相关的相对衡量标准。碳强度的计算方法是碳排放量除以国内生产总值（GDP），国内生产总值是指单位GDP的二氧化碳排放量，反映经济活动的碳效率。
因此，“只要碳排放增长慢于经济活动，碳强度就可以下降。”
石敏君表示，在碳排放达到峰值之前，中国处于碳排放总量增加但强度下降的阶段。一旦总量达到峰值，中国将进入总量削减阶段。随着时间的推移，中国的碳市场政策和实践也可能会进行调整，以适应新的减排目标和国际承诺。
为进一步建设和完善我国碳市场，赖晓明提出了建议。一是继续加强顶层设计，全面落实《碳排放权交易管理办法（试行）》相关要求，进一步完善相关政策支撑体系。二是按照“一个成熟、一个覆盖”的原则，稳步扩大产业覆盖范围。
三是丰富市场功能，逐步引入有偿发行，不断丰富交易品种、交易主体、交易方式，建立市场调节机制，激发市场活力。四是加强市场交易监管，确保碳市场健康稳定有序运行。
