全国碳市场扩容、重启CCER、开放电碳市场、加快顶层法规建设是碳市场的四个关键词。
文学|武术
我国碳市场的建设是从碳市场试点开始的。 2011年10月，按照“十二五”规划纲要“逐步建立碳排放交易市场”的要求，我国在北京、天津、上海、重庆、湖北、广东、深圳。 2013年至2014年陆续开展碳排放权交易试点工作并开放市场。2016年9月，福建省成为全国第八个开展碳排放权交易试点的地区，同年12月开放市场。年。自此，中国碳市场试点格局初步形成并延续至今。
2021年7月16日，全国碳市场正式启动网上交易。早在市场开放之前，根据碳市场建设试点的经验，全国碳市场就做了大量的准备工作，如图1所示。
2013年，党的十八届三中全会明确提出建设全国碳市场成为全面深化改革的重点任务之一，全国碳市场设计正式启动。 2017年12月，国家发改委提出推进碳市场建设。 2020年12月，生态环境部发布《碳排放权交易管理办法（试行）》号文，明确了重点排放单位纳入门槛、配额总量设定与分配规则、交易规则。 2021年7月16日，全国碳市场开盘，开盘价48元/吨。首日配额交易量410万吨，成交额2.1亿元。市场开放后，全国碳市场“边做边学”，不断完善碳市场建设框架。在数据质量管理、核算方法调整、数据来源标准化等方面进行了诸多调整。
2021年7月16日，全国碳排放权交易市场网上交易启动仪式以视频方式举行。新华社摄
2021年7月16日，全国碳排放权交易市场网上交易启动仪式以视频方式举行，主会场在北京，分会场在上海、湖北。新华社摄
中国碳市场运行机制
全国碳市场实行两年履约周期。全国碳市场首个达标周期为2021年，2019年和2020年配额达标将完成。目前处于第二达标期，截止日期为2023年12月31日，完成2021年和2022年的配额达标。
全国碳市场第二达标期的总体框架基本是由第一达标期演变而来。从覆盖范围来看，全国碳市场覆盖电力行业，温室气体类型为二氧化碳。在总音量设置方面，将继续采用基于强度的总音量设置方案。在配额分配方面，仍采取免费分配的方式。从交易机制来看，交易产品仍然是碳配额。在抵消机制方面，规定重点排放单位每年可以用国家核定的自愿减排量来抵消缴纳的碳排放配额，抵消比例不得超过应缴碳排放配额的5%。
当然，针对第一个合规期出现的诸多不一致之处，第二个合规期也进行了调整：
一是实行年度配额管理，即2021年和2022年采用不同的配额分配基准值，第二年的基准值根据上一年的实际排放量确定。据测算，大部分单位配额分配基准线下调了6.5%-18.4%，这意味着第二达标期碳市场配额有所收紧。
二是首次引入平衡值。余额值是各类单位的供电、供热碳排放配额与其核定排放量的余额（应还清的配额量）对应的碳排放强度值。是制定供电、供热基准值的重要参考。
三是新增灵活履约机制和个性化救济机制，帮助企业完成合同履约任务。
值得注意的是，经过多年的发展，全国碳市场的运作流程已经明确。全国碳排放权登记系统（中国碳登记）、全国碳排放权交易系统（由上海环境交易所运营维护）、全国碳市场管理平台三大运营支撑平台已投入使用。 2023年2月，北京绿色交易所宣布升级为面向全球的国家级绿色交易所，未来将作为国家温室气体自愿减排交易中心。 6月27日，国家温室气体自愿减排登记系统和交易系统建设项目预验收会在北京召开。会上，生态环境部应对气候变化司提出将登记制度转入国家气候战略中心。全国温室气体自愿减排交易制度仍在北京绿色交易所推动下。
下面，我们比较了全国碳市场和试点碳市场的关键要素。
本文根据各碳市场《碳排放权交易管理办法》 《碳排放权配额分配方案》 《碳排放配额管理单位名单》最新版本，整理了纳入行业、配额分配方式、抵消机制等信息（详见文末附录1）。
从纳入行业来看，除全国碳市场目前仅包括电力1个行业外，每个碳市场试点均包括多个行业，数量少则5个，多则10个，且纳入行业类型各有不同，如表1所示。各试点碳市场除一般包括八个主要耗能行业外，还包括交通运输、建筑、垃圾处理、食品饮料、服务业等行业。此外，除电力行业纳入全国碳市场调控外，未纳入全国碳市场的发电企业也纳入北京、福建试点碳市场。
配额分配方面，9个碳市场中有4个提出以免费分配为主、有偿分配为辅； 4建议优先考虑免费分配，适时引入有偿分配；只有福建试点碳市场采用免费分配配额。
在抵消机制方面，可以利用CCER（中国核证减排量）来抵消全国和试点碳市场的碳排放。除CCER外，试点碳市场还可以利用当地核证的减排量来抵消碳排放。在抵消比例方面，全国及各试点规定的抵消比例基准不同，抵消比例大多在5%至10%之间。
此外，我国九大碳市场也做出了一些探索和尝试。
一是全国碳市场和重庆碳市场试点提出了“碳借贷”政策，即提前完成下一年度的碳排放配额，暂时完成配额的支付；天津碳市场试点还提出，纳入企业未取消的配额可结转至以后年度。继续使用它。
其次，北京、天津、上海试点碳市场均提出绿色电力不计入碳排放。北京试点碳市场规定“通过市场化方式购买和使用的绿色电力碳排放量为零”；天津碳市场试点规定，“各重点排放单位在计算净购电量和净用电量时，可申请扣除从电网购入的绿色电力”。 “电”;上海试点碳市场规定“外购绿色电力排放因子调整为0吨CO2/104kWh”。
中国碳市场交易现状
首先，我们来看看全国碳市场。
截至2023年6月末，全国碳市场累计交易量2.35亿吨，交易额107.87亿元，碳均价45.83元/吨，收盘价60元/吨，较7月16日开盘价上涨25%。
纵观近两年全国碳市场交易情况，全国碳市场总体稳定有序。
首先，首个达标期结束后，全国碳市场已开放所有关键流程环节。二是交易方式多样，交易价格稳步上涨，碳价格发现机制初步发挥作用。全国碳市场采用协议转让方式，包括挂牌协议交易和批量协议交易。全国碳市场开盘价为48元/吨，2021年11月平均跌至40元/吨左右。但2022年1月起交易价格逐渐回升，稳定在50元至60元之间。三是首业绩期业绩率基本符合预期。按排放量计算，全国碳市场总体配额达标率为99.5%。四是碳排放数据质量问题受到高度关注。 2021年10月，生态环境部发布《关于做好全国碳排放权交易市场数据质量监督管理工作的通知》； 2022年12月，《企业温室气体排放核算与报告指南 发电设施》加强数据质量控制计划要求。五是及时修订燃煤元素碳含量“上限”。煤炭单位发热量含碳量默认值由0.03356 tC/GJ调整为0.03085 tC/GJ，降低8.1%。尽管全国碳市场运行取得了显著成效，但仍存在一些问题。
首先，政策预期不明朗，导致市场观望情绪浓厚，企业“惜售”心态浓厚，进而导致成交率较低。首个履约期配额周转率约为2%。 2022年全国碳市场换手率为2%-3%，低于七个试点碳市场5%左右的平均换手率，也远低于欧盟碳市场5%左右的换手率。 500%的周转率。
二是成交量“潮水现象”明显。全国碳市场首个达标期碳排放配额累计交易量为1.79亿吨，其中接近达标的11月至12月成交量占比82%。 2022年，全国碳市场的交易也将主要集中在年初和年末，年中表现相对低迷。
三是交易以批量为主，价格未能充分反映配额价值或减排成本，价格信号扭曲。截至2023年6月30日，全国碳市场累计交易额109.12亿元，其中大宗交易占比82%；按照平均碳价计算，大宗交易价格平均比挂牌交易低9%左右。大规模交易主要通过集团内部配额分配、不同排放控制公司之间直接谈判或通过中介谈判等方式实现。交易方式相对复杂，交易过程不够透明，交易价格不能反映配额的价值，也不能反映行业的边际减排成本。交易方式本身也会在一定程度上增加交易成本。
我们来看看碳市场试点。
截至2023年6月末，试点碳市场累计交易量（不含远期）约6.07亿吨，累计交易额167.8亿元。其中，广东累计交易量和交易金额最大，占比超过三分之一；福建累计交易量和交易金额最低，占比5%和4%。试点碳市场平均碳价为20.05元至47.37元/吨，其中最高碳价出现在北京试点碳市场，最低碳价出现在重庆试点碳市场。 （如图3所示）
从各试点碳市场的碳价格走势来看，试点碳市场具有以下特点。首先，从市场开放到2022年底，碳价格呈现“U型”，即碳价格先跌后涨，如图4所示。
其次，2022年交易均价普遍上涨，试点市场之间价差较大。 2022年各试点碳市场价格区间为4.73元至149.00元/吨，整体价格区间高于去年，如图5所示。除重庆碳市场相比去年呈现下降趋势外，与上年相比，其他试点碳市场都有不同程度的增长。
第三，北京、广东试点碳市场的碳价格高于全国碳市场。
中国碳市场展望
一是全国碳市场即将扩大。
全国碳市场启动以来，只有电力行业被纳入碳排放交易范围。按照“一业成熟，归入一业”的原则，包括石化、化工、建材、钢铁、有色金属、造纸、航空等七大高排放行业，迫切需要纳入全国碳市场。 2023年5月，生态环境部召开“扩大全国碳市场行业覆盖专项研究”启动会； 6月，钢铁、石化、建材行业纳入全国碳市场专题研究。第一次工作会议分别于16日、17日召开。 27日举行。碳市场规模不断扩大。
其次，CCER即将重启。
第一个履约期结束后，市场上的CCER数量已不足以满足下一个履约期的碳抵消需求；随着碳市场扩容迫在眉睫，CCER将更加紧缺，CCER的重启备受关注。 2023年6月29日，生态环境部新闻发言人、宣传教育司司长刘友斌表示，“全国温室气体自愿减排交易市场今年将尽早启动”。从方法论来看，分布式光伏、林业等大概率将成为首批发布的方法论；平台建设方面，全国统一CCER平台将于7月上线。许多消息来源表明CCER 重启迫在眉睫。
三是打通电碳市场对接渠道。
电力市场与碳市场相辅相成，联动是必由之路。一方面，绿色电力是碳市场减少碳排放的重要途径。北京、天津、上海碳市场试点率先提出绿色电力不计算碳排放，有利于减少排污企业的碳排放。另一方面，碳市场的减碳需求势必带动绿色电力消费需求。 2023年1月至5月，中国省级绿色电力交易量为174.3亿千瓦时，占市场交易电量的0.80%。绿色电力消费需求不旺盛。多个试点碳市场对绿电绿色环保属性的认证将是刺激绿电消费需求的重要途径。
四是加快碳市场顶层法规建设。
《碳排放权交易管理暂行条例》的出台，成为进一步完善我国碳市场的重中之重，多年来被列入国务院立法工作计划。最新公开的文件是2021年3月30日发布的《碳排放权交易管理暂行条例（草案修改稿）》号文件，规定了配额总量及分配方式、配额清理、重点排放单位义务、监督管理、责任追究等诸多方面。从立法角度明确碳市场的相关要素，有助于避免各种问题，促进碳市场规范高效运行。此外，相关支撑体系和技术规范的建立和完善也至关重要。
（作者为中国碳投资研究院分析师；编辑：刘建中）
