碳交易市场发展及其制度体系的构建

蓝 虹 陈雅函

“十四五”时期是我国深入打好污染防治攻坚战、实现美丽中国建设目标、迈向碳达峰碳中和的重要阶段。这意味着，我国碳排放总量大、高碳发展惯性强的传统发展模式面临严峻挑战。碳交易能够充分发挥市场的价格发现功能，形成碳定价机制，因而碳交易市场制度体系建设十分重要。从试点市场走向全国统一市场，我国碳交易体系建设虽已积累一定的实践经验，但仍处于起步阶段，相关制度建设还需不断探索和完善。全国碳排放权交易市场于2021年7月16日正式启动，该市场一上线，覆盖排放量就超过40亿吨，成为全球覆盖温室气体排放量规模最大的碳交易市场。2021年碳排放配额累计成交量1.79亿吨，履约完成率达到99.5%。但是，目前我国碳交易市场还存在流动性严重不足，金融机构参与度较低，碳价还不能完全体现碳配额的稀缺程度等问题，需要通过完善制度体系来推动碳交易市场的进一步发展。

一、碳交易市场的产生背景

碳交易是以市场为基础的碳定价工具，是一种以最具成本效益的方式减少碳排放的激励机制。人类活动和经济发展伴随的大规模化石能源消耗产生了大量温室气体，提高了碳环境容量的稀缺程度。人类生产生活中过量使用碳环境容量会产生极高的社会成本，而碳交易市场的碳定价就是对温室气体排放给社会带来的外部成本进行市场定价，使其价值在市场中反映出来。如果缺乏市场机制引导对碳环境容量的合理使用，气候变化带来的社会成本将不断侵蚀全社会福利。

（一）全球碳环境容量稀缺程度不断提高引致对其定价的强烈需求

传统工业的扩张导致了化石能源的大量使用，使大气中二氧化碳等温室气体含量迅速上升，目前排放的二氧化碳90%以上来自化石能源的燃烧。长期以来，木柴都是能源的主要来源，但是由于当时能源使用程度很低，因而空气污染物排放量也很低，相对于大气的自我净化能力，当时的碳环境容量是不稀缺的。18世纪蒸汽机的发明标志着工业革命的开始，工业革命导致煤炭的大规模开采和消费。1920年，煤炭占一次能源消费量的62%，世界进入“煤炭时代”。1965年，石油取代煤炭成为消耗最多的能源，世界进入“石油时代”。1979年，石油占世界能源消费的54%，标志着从煤炭到石油的第二次能源革命。到目前为止，化石燃料一直占据主导地位。随着能源使用的显著增加，环境污染程度也显著提高，最终导致了大气中碳环境容量的严重稀缺。

碳环境容量的严重稀缺已经通过全球气候变化给人类带来的危害展示出来。罕见的高温、频繁的旱灾等频发；海水入侵和海岸线的侵蚀威胁着沿海城市和地区；亚马孙热带雨林的破坏和气候变暖形成了互相影响的恶性循环，发生森林火灾的概率陡增，2019年亚马孙热带雨林就发生了数万起森林火灾。气候变暖不仅增加了传染病等疾病发生率，而且增加了由昆虫传播的疟疾复发率，在高纬度地区，淋巴丝虫病、血吸虫病、黑热病、登革热和脑炎等疾病的传播风险正在增大。

气候变化危害是外部不经济性造成的。全球碳环境容量日益稀缺，过量碳环境容量的使用导致极高的社会成本，但没有通过碳定价使其价值在市场中反映出来，企业可以免费排放二氧化碳，免费过量使用碳环境容量，而不需要付出任何成本，这就会导致碳环境容量的进一步过量使用。如果市场机制无法引导对碳环境容量的合理使用，气候变化带来的社会成本将不断侵蚀全社会福利。

碳定价是帮助加速能源结构转型和减少温室气体排放的重要工具。通过发出温室气体排放给社会带来成本的明确信号，碳定价可以刺激对低碳技术创新的投资和多边合作，并在能源和气候政策之间创造协同效应。碳定价工具包括碳税、碳交易：碳税是对二氧化碳等温室气体的排放征税；碳交易是以市场为基础的碳定价工具，是一种以最具成本效益的方式减少碳排放的激励机制。

（二）气候变化危机加剧推动了碳交易市场制度体系的产生和发展

碳交易市场制度体系如果设计和实施得当，可以帮助政府和企业找到低成本、高效益的减排方式。碳价格可以影响运营成本，鼓励利益相关者减排并促进技术创新。随着气候变化问题的严重性和紧迫性日益显现，1992年5月9日，《联合国气候变化框架公约》在国际社会针对气候变化制定相应政策的呼声中应运而生。5年后，旨在限制发达国家温室气体排放以遏制全球气候变暖的《京都议定书》也获得通过，这标志着全球各国对气候变化负有“共同而有区别的责任”已经成为共识。此后，全球碳交易市场和各国的碳交易市场也逐步启动。

《京都议定书》下全球碳交易市场制度体系的构建，为世界各国建立国家级碳交易市场制度体系奠定了基础。欧盟碳交易市场作为全球最早建立、目前最完善成熟的碳交易市场，经过了三个阶段的制度变迁，目前已经通过制度进一步完善进入第四个阶段。我国碳交易市场从2013年开始进行区域性试点，在七个省市开展碳交易市场制度体系的构建尝试，积累了大量的经验。2021年7月16日，正式上线覆盖40亿吨排放量的全国碳交易市场，截至2021年12月底，总成交量达到1.79亿吨，履约完成率达到99.5%。

作为碳交易市场制度体系构建的基础，激励或惩罚机制是至关重要的。按照我国生态环境部印发的《碳排放权交易管理办法（试行）》，重点排放单位应当控制温室气体排放，报告碳排放数据，清缴碳排放配额，公开交易及相关活动信息，并接受生态环境主管部门的监督管理。重点排放单位未按时足额清缴碳排放配额的，由其生产经营场所所在地设区的市级以上地方生态环境主管部门责令限期改正，处二万元以上三万元以下的罚款；逾期未改正的，对欠缴部分，由重点排放单位生产经营场所所在地的省级生态环境主管部门等量核减其下一年度碳排放配额。2022年1月3日，苏州市生态环境局官方微信公众号透露，苏州市生态环境综合行政执法局2022年1月1日在对张家港某公司开展节日生态环境安全检查中，发现该公司未按时足额清缴2019—2020年度碳排放配额，涉嫌违反《碳排放权交易管理办法（试行）》第十条之规定。目前，苏州生态环境部门已责令企业整改并对该企业违法行为予以立案查处。激励和惩罚机制的完善，说明我国碳排放权交易市场的制度体系基础已经构建形成。

截至2021年1月31日，全球已经有24个正在运行的碳交易市场，另外有8个碳交易市场正在计划实施。目前碳交易市场已经覆盖全球16%以上的温室气体排放，全球近1/3的人口生活在有碳交易市场的地区，这些地区的GDP占全球总量的54%。

二、《京都议定书》下全球碳交易市场的制度体系构建

《联合国气候变化框架公约》和《京都议定书》为全球碳交易市场制度的形成奠定了制度基础。碳排放权以碳产品或碳资产的形式存在，通过制度强制性约束二氧化碳等温室气体的排放行为，在赋权基础上使其成为具有商品特征的产品，同时因其稀缺性、价值性等特征，碳交易的市场前提得以形成。

《京都议定书》首先设立了总量控制目标，在2008—2012年五年期间将发达国家（附件一国家）的温室气体排放总量在1990年的基础上平均减少5.2%。不同的发达国家同意不同的目标。例如，加拿大同意比1990年温室气体排放水平低6%，那么在《京都议定书》第一承诺期结束时，加拿大的排放水平应达到1990年排放量的94%。总量控制目标的确定对建立碳排放权交易市场至关重要，因为规定的总量决定了碳排放权在碳交易市场的稀缺程度。

《京都议定书》建立了旨在减排温室气体的三个灵活的产权交易机制——国际排放交易机制、联合履行机制和清洁发展机制。这些机制的设立，使碳交易市场有了可交易的产品。

一是国际排放交易机制（International Emission Trading，IET）。国际排放交易机制是指一个发达国家将其超额完成的减排义务的指标，以贸易的方式转让给另一个未能完成减排义务的发达国家，并同时从允许排放限额（As signed Amount Unit，AAU）上扣减相应的转让额度。AAU是附件一国家根据其在《京都议定书》中的减排承诺，可以得到的碳排放配额，每个分配数量单位等于1吨CO2当量。

二是联合履行机制（Joint Implementation，JI）。联合履行机制是指发达国家之间通过项目级的合作，其所实现的减排单位（Emission Reduction Unit，ERU）可以转让给另一发达国家缔约方，同时在转让方的允许排放限额（AAU）上扣减相应的额度。联合履行机制适用于已有上限的发达国家，这种机制的起源是当时的转型经济体（Economics in Transition，EITs），如俄罗斯或乌克兰，被分配了超额排放权，从而消除了减少整个经济体排放的动力。联合履行机制的项目主要包括：可再生能源项目，如风能、水电、生物质能；能源效率改进的项目；帮助供应方能源效率提高的项目；燃料转换项目；减少工业排放；煤矿、垃圾填埋场和工业废水中的甲烷捕获和再利用；植树造林。该机制使政府能够“交易”或更好地“交换”根据《京都议定书》分配给他们的排放权。

三是清洁发展机制（Clean Development Mechanism，CDM）。清洁发展机制是指发达国家通过提供资金和技术的方式，与发展中国家开展项目级合作，通过项目所实现的“经核证的减排量”（Certified Emission Reduction，CER），用于发达国家缔约方完成在议定书下的减排承诺。根据清洁发展机制，附件一国家为发展中国家（即非附件一国家）的清洁技术提供项目资金，如风能和太阳能。发展中国家能够通过低碳排放甚至无碳排放实现可持续发展，而承担这些项目的投资国家（附件一国家）将获得认证减排（CERs），这些抵免额是实现其京都目标的信用额度。CDM为发展中国家的碳交易市场形成奠定了基础，这些项目创造了发达国家可以购买和利用的信用额度，用来履行其减排义务，实现了由基金机制向交易机制、由罚款机制向价格机制、由司法制度向市场机制的转变。虽然CDM在刺激发展中国家的低碳投资方面取得了一定的成功，但由于其规模有限，很难实现创造全球碳价的目标。迄今为止，据估计，所有CDM项目每年可减少约4.5亿吨CO2当量，与约490亿吨CO2当量的全球排放量相比微不足道。

产权明晰是环境资源市场价格等于相对价格的必要前提，只要产权界定清晰，交易各方就会力求降低交易费用，使资源配置到产出最大、成本最低的地方，从而达到资源的优化配置。国际排放交易机制是三个机制中唯一以配额为基础的机制，而联合履行机制和清洁发展机制都以项目为基础。这三种减排机制的核心是，只有明晰环境问题中所涉及的产权问题，才能实现排污权交易。这三种机制实现了减排国家之间的碳配额以及减排国家和非减排国家之间的信用交易，将限额和交易与基准和信用系统相结合。

总量控制制度和强制性碳减排市场的建立，是碳交易和碳定价的关键。《京都议定书》规定了全球碳总量控制目标，规定了各个国家的配额和强制性的碳减排额度，从而推动了《京都议定书》下强制性碳减排市场的建立。在总量控制制度和强制性碳减排市场的支撑下，碳价格逐渐与其稀缺性程度匹配。但是，《巴黎协定》因为没有形成全球总量控制和各国减碳配额的分配，后京都时代的全球碳交易市场逐渐走向低迷，碳价格在3美元左右波动，与其稀缺程度严重偏离。只有建立严格准确的总量控制制度和强制性碳减排市场制度，碳排放容量的稀缺程度才能在市场中得以充分体现。

三、欧盟碳交易市场的发展及其制度体系

2000年，欧盟委员会提交的一份绿皮书概述了建立配额交易机制的想法，以实现欧盟的国际气候承诺，该文件促成了2003年EU ETS指令的制定和采用。2003年以来，欧盟通过碳排放权交易的形式，即限额交易计划（cap-and-trade scheme）作为其气候政策的基础，激励企业以最具成本效益的方式减排。有效减排的激励来自使用配额的机会成本，将温室气体排放配额的成本转嫁给消费者，能够减少温室气体密集型商品的需求，同时增加生产端投资减排技术的现金流。欧盟碳排放交易制度体系的发展可以分为四个阶段。

欧盟碳排放交易制度体系第一阶段（2005—2007年）的重要特征是建立总量控制制度，实施限额设定，即国家分配的欧盟排放交易体系配额（EU ETS Allowances，EUA）。要求每个成员国制定自己的国家分配计划（National Allocation Pan，NAP），该计划确定提供给每个国家的配额数量。由于监测、报告、验证和数据采集的不一致，以及缺乏历史核实的排放数据，大多数成员国根据估算排放来分配配额，导致的问题包括过度的分配、成员国之间配额的错配等。例如，过度分配曾造成欧盟每年约22亿吨配额的二氧化碳超额分配高达97 Mt，几乎占年度总配额的5%。另外，过度分权，即成员国的高度自由裁量权增加了复杂性、行政负担和交易成本，同时降低了透明度，还赋予了行业向政府施加压力的权利，要求其发放与其他政府一样多的配额。

第二阶段（2008—2012年）对系统进行了政策改进和调整，解决了过度分配问题。欧盟委员会采用相应公式来评估成员国的分配计划，削减了成员国10%的配额。与第一阶段相比，主要变化如下：与2005年相比，欧盟排放交易体系的上限降低了6.5%；三个新的非欧盟国家加入欧盟排放交易体系：冰岛、列支敦士登和挪威；涵盖了更多的温室气体：几个成员国纳入硝酸生产中的一氧化二氮排放；涵盖更多行业：航空行业于2012年被纳入EU ETS，但仅限于欧洲内部航班；免费分配的比例下降到90%左右，剩下的10%由几个国家拍卖；违规罚款增加至100欧元/吨二氧化碳；清洁发展机制和联合执行机构产生的减排信用被接受，从而符合约14亿吨二氧化碳当量的限制；通过欧盟委员会制定的指导文件，国家分配计划的结构更加简化和透明。然而，2008年经济危机对ETS下的行业产生了严重影响，导致产能减少。更低的排放量需要更少的配额，以致出现了配额过剩。

第三阶段（2013—2020年）是迄今为止最长的交易期。2008年的经济危机产生的配额过剩积累，加之欧盟2020年气候和能源一揽子计划，导致到2020年对排放交易配额的需求大幅减少。但是，依托于初始阶段的经验，在很大程度上帮助了欧盟委员会对欧盟排放交易体系提出彻底改革。新碳排放交易体系下的欧盟单一上限基准，从2013年开始每年以线性方式下降，到2020年达到17.2亿吨二氧化碳。这对应于2005年排放量整体上限降低了21%，由于没有日落条款，这种线性减少将持续到2020年以后。此外，还有欧盟范围内进行配额拍卖，主要针对可以转嫁成本的部门，并根据欧盟范围内的统一基准对行业进行部分免费分配。总体而言，这基本上可以转化为50%的拍卖，以每吨二氧化碳30欧元的价格计算，大约相当于每年约270亿欧元。从2013年开始，电力公司将不得不在拍卖中购买所有的排放配额。2013年，部分成员国家（主要是东欧国家）现有发电机的拍卖率至少为30%，此后将逐步提高到100%。对于ETS下的工业部门，欧盟同意2013年拍卖率定为20%，2020年提高到70%，以期在2027年达到100%。面临重大非欧盟竞争的行业时，会根据社区范围的基准在2020年免费获得100%的配额，大多数制造业都属于这一类。此外，总拍卖权的12%将重新分配给人均碳排放量较低的成员国（10%）和已采取早期行动的成员国（2%）。该体系将扩展到化学品、铝行业以及其他温室气体，如化肥中的一氧化二氮和铝中的全氟化碳。

第四阶段（2021—2030年）的重要特征是实施更有针对性的碳泄露规则。对于风险较小的行业，预计2026年后将逐步取消免费分配，从第四阶段结束时的最高30%逐步取消至0。同时，将为密集型工业部门和电力部门建立低碳融资基金，主要包括：一是创新基金，用于产业内技术创新和突破，扩充NER300计划资金数额，相当于至少4.5亿欧元排放津贴的市场价值。二是现代化基金，用投资于电力部门的现代化能源系统升级改造，并帮助十个低收入成员国的碳密集部门实现公平过渡。

欧盟碳交易市场制度体系从2005年建立，迄今已经运行17年，其制度体系不断完善。配额分配制度从最初的祖父法免费分配制度，进化到基于历史产出和实际产出为基准的免费分配制度，再进化到以拍卖为主体的市场分配制度，变得更加富有效率。在稳定碳价方面，运用长期的总量控制制度和政策，明确远期减排目标，以保护市场对碳资产价值稳定的预期。在增加碳交易市场的流动性方面，通过法律确权碳资产的合法有效性，引导金融机构投资碳交易市场和碳配额交易，以金融手段提升碳交易市场的流动性。欧盟碳交易市场制度建设中出现的问题，以及在制度创新中解决这些问题的措施，对我国碳交易市场制度的创建和完善，提供了诸多借鉴。

四、我国区域性碳排放权交易试点及其在制度体系方面的探索

我国区域性碳交易市场试点制度的建立经历了五个重要节点，主要包括：2011年发布《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，2012年发布《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》，2013年党的十八届三中全会要求发展碳排放权交易制度，2016年发布《关于构建绿色金融体系的指导意见》，以及2019年应对气候变化及减排职能由国家发展改革委调整至生态环境部。

2010年7月国家发展改革委发布的《关于开展低碳省区和低碳城市试点工作的通知》提出“组织开展低碳省区和低碳城市试点工作”，这成为我国碳交易市场发展的开端。2010年10月发布的《国务院关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》首次正式提出“建立和完善主要污染物和碳排放交易制度”，这是我国首次正式提出碳排放交易制度。2011年10月，《国家发展改革委办公厅关于开展碳排放权交易试点工作的通知》同意“北京市、天津市、上海市、重庆市、广东省、湖北省及深圳市开展碳排放权交易试点”；2012年11月26日确立了第二批29个国家低碳省区和低碳城市试点。首批的七个碳交易试点的交易机制以碳排放强度为基础，为随后进行第二批低碳试点和建立全国碳交易机制积累了交易数据和交易经验。

国家发展改革委于2012年6月印发的《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》以及国家发展改革委办公厅2012年10月印发的《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》构建了自愿减排交易市场的整体框架和系统性规范，为构建强制性碳减排市场提供了必要的补充。

2013年11月，党的十八届三中全会决议要求发展碳排放权交易制度。在2015年12月召开的巴黎气候大会上，习近平主席强调中国将建立全国碳交易市场，以减少温室气体排放和应对气候变化。2016年1月11日发布的《国家发展改革委办公厅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》提出将石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、电力、航空等重点排放行业纳入全国碳排放权交易体系，并对企业历史碳排放进行核算，为碳交易市场的配额分配提供数据支撑。碳交易市场的组织体系、资金技术和市场制度的顶层设计不断完善。2016年3月，《碳排放权交易管理条例》被国务院办公厅列入立法计划预备项目。

2016年8月31日，中国人民银行等七部门联合印发《关于构建绿色金融体系的指导意见》，强调要发展各类碳金融产品，促进建立全国统一的碳排放权交易市场和有国际影响力的碳定价中心，有序发展碳远期、碳掉期、碳期权、碳租赁、碳债券、碳资产证券化和碳基金等碳金融产品和衍生工具，探索研究碳排放权期货交易。碳金融市场的产品创新促进了碳交易市场制度的完善，有助于发挥金融在碳排放容量资源优化配置中的作用。

在制度推进的同时，我国碳交易市场的实践在制度创新的保障下落地并开始试点。国家发展改革委于2011年宣布了七个碳排放权交易试点城市。试点排放交易计划因城市和地区而异，在限额和目标部门方面有所不同，通过创建几个不同设计的试点交易系统并总结经验，从而为实施独特的全国性碳排放权交易计划提供坚实的基础（见表1）。

表1 全国首批碳交易试点基本内容

2014—2019年，七个试点城市碳交易市场配额成交量分别约为2000万吨、3000万吨、6400万吨、6740万吨、7748万吨、10282万吨二氧化碳，年均复合增长率约32%，成交量逐步扩大，场外交易成为重要组成部分。各试点市场均允许可以分为场内、场外市场。以北京市为例，场外交易的重要地位日渐突出。2014年、2015年，场内外交易量基本持平，场外交易量略高于场内交易。而2016年以来，以场外交易为主，2018年度场外交易量占总成交量的63.73%，2019年度场外交易量占总成交量的56.16%。

目前我国试点碳交易市场已经运行近十年，重点排放单位的碳排放总量和强度都实现了下降。地方碳交易试点推进了碳交易产品的丰富，取得了较好的减排效果，为全国碳交易市场的建设和运行积累了经验。例如，北京市碳交易市场重点排放单位数量多、范围广，纳入高校、医院、政府机关等众多公共机构；碳交易市场产品体系丰富，包括配额市场和众多产品构成的抵消市场。其中，抵消产品既有中国核证自愿减排量（CCER），还纳入了林业碳汇项目、“我自愿每周再少开一天车”活动等多种方式产生的经审定的碳减排量；实行交易价格预警，超过20～150元/吨的价格区间将可能触发配额回购或拍卖等公开市场操作程序。在七个市场中，北京市是唯一一个要求对制造业和服务业现有设施进行年度绝对减排的试点城市，这些行业的公司每年将获得更少的配额：从2013年的98%平均排放量开始到2015年下降到94%。其他区域的碳排放交易体系不要求绝对减排，但要求降低单位工业增加值的碳排放强度。深圳市和天津市允许个人投资者和金融机构等不在碳排放交易范围内的实体参与交易，从而导致交易频率更高，但价格波动也更大。在覆盖范围方面，我国区域性碳交易市场试点仅针对二氧化碳，覆盖了一个城市或省市总排放量的40%至60%，适用于电力和其他重工业，如钢铁、水泥和石化。

我国的区域性碳交易市场试点，在配额分配制度方面不断创新。我国分配配额的标准方法是基于过去几年历史排放数据的祖父法，同时考虑行业特征和减排成本。在大多数情况下，限额是排放强度上限。天津、上海、湖北等地为了价格管理和成本控制，会预留一定的配额。同时，在北京、天津、上海、深圳和广东试点中，拍卖可以作为小部分配额的补充方式。未来，深圳计划将比例增加到全面拍卖。湖北的独特之处在于其保留20%的初始配额用于早期行动奖励。

我国的区域性碳交易市场试点，探索了多元化的碳金融产品。随着碳交易市场的发展，我国碳金融产品不断丰富，碳资产融资产品有碳配额质押、碳减排量质押、碳债券、碳配额回购交易等；碳金融衍生服务有碳资产管理服务、碳市场信息服务、碳市场咨询服务、碳市场指数和碳信用评级等。例如，2014年5月8日，中广核风电有限公司（以下简称“中广核”）发行10亿元人民币5年期的中期票据，浮动利率部分与CCER收益挂钩，浮动利率的区间设定为5BP～20BP（基点）。中广核“碳债券”最终发行利率为5.65%，较同期限AAA信用债估值低46BP，成为中国首支碳金融衍生品，对于其他涉及CCER或配额的项目有借鉴意义。2014年9月，湖北宜化集团以210.9万吨碳配额作为质押担保，获得兴业银行4000万元质押贷款，用于企业减排改造。评估标准为每吨碳配额价格23.7元，湖北碳市场开市以来的二级市场平均价格乘以通用贷款系数0.8，最终确定贷款额为4000万元。

这些区域性碳交易市场制度体系的试验和创新，为全国碳交易市场制度体系的建设提供了很好的示范和经验，为全国碳交易市场制度体系的构建奠定了基础。在我国区域性碳排放权交易制度体系的设计中，还引入了抵消机制，开发出各种自愿核证减排机制，使自愿减排市场产品得以进入强制性减排市场，提升了区域性碳交易市场的流动性。不同的试点区域，在制度体系设计中方法有较大差异，通过比较不同制度的绩效，可为全国性碳交易市场制度建设提供较为充足的数据和经验。

五、我国全国性碳交易市场的建立和推进

2016年10月27日，国务院印发的《“十三五”控制温室气体排放工作方案》强调建立全国碳排放权交易制度，启动运行全国碳排放权交易市场，出台《碳排放权交易管理条例》及有关实施细则，完善碳排放权交易法规体系。2017年6月21日，国家发展改革委办公厅发布《关于印发“十三五”控制温室气体排放工作方案部门分工的通知》，再次明确和要求2017年启动全国碳排放权交易市场，到2020年力争建成全国碳排放权交易市场。2017年12月，国家发展改革委印发的《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》强调建立碳排放权交易市场，通过市场机制深化生态文明体制改革，降低全社会减排成本，推动经济绿色低碳转型。从2010年10月国务院首次提出要建立和完善主要污染物和碳排放交易制度，到2020年12月中央经济工作会议强调抓紧制定2030年前碳排放达峰行动方案，在这十年间我国不断开展碳排放权交易试点，为全国碳排放权交易体系建立奠定了基础。最终于2021年7月16日，全国碳排放权交易市场开市。

正如全球气候政策在过去十年中的不断演变一样，中国的气候政策也在不断演进。中国已经慢慢地从一个减排设备的卖家成长为联合国碳交易市场的主要参与者，于2013年建立了七个试点碳交易市场，并于2020年12月19日正式启动全国碳排放权交易体系，到2021年7月16日正式开市，成为全球最大的碳交易市场，排放交易超过大多数发展中国家，规模是欧盟碳交易市场的两倍。中国的气候政策注定会在全球范围内产生深远的影响。

全国碳交易市场第一个履约周期于2021年1月1日正式启动，这是我国第一次从国家层面将温室气体控排责任落实到企业，标志着我国气候政策迈入一个新时代。全国碳交易市场制度体系的核心要素包含：（1）总量控制制度：总量的确定综合考虑经济增长、产业结构调整、能源结构优化、大气污染物排放协同控制等因素；（2）覆盖行业的确认：从发电行业入手，逐步将其他领域纳入碳交易市场范围；（3）重点排放单位的纳入标准：年度温室气体排放量达到2.6万吨二氧化碳当量；（4）配额分配制度：以免费分配为主，适时引入有偿分配；（5）碳排放核查制度：监督检查碳排放和碳排放配额清缴情况；（6）国家核证自愿减排量（CCER）的抵消制度：将核证自愿减排量纳入强制性减排市场，作为其重要补偿，以提升碳交易市场的市场活跃度，规定抵消比例不超过5%的应清缴碳排放配额，且CCER项目应来自全国碳交易市场配额管理范围以外的其他减排项目。

未来我国碳交易市场机制呈如下发展趋向：在政策方面，生态环境部协同其他部门发布国家层面的碳排放交易计划条例和生态环境部门自己的碳排放交易计划管理办法等相关具体政策；在纳入行业方面，将发电行业作为突破口，“十四五”期间将实现从单一行业到多行业纳入，包括石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、电力和民航八大行业；在配额分配方面，将根据试算结果确定配额分配；在监测、报告、核查方面，根据《碳排放权交易管理办法（试行）》，核查工作将不再面向所有重点排污单位，而是由省级主管部门随机抽取检查对象，随机选择检查机构或检查人员；在履行机制方面，国家法规将出台更严厉的处罚措施；在抵消机制方面，深化完善尽早将国家核证自愿减排量纳入全国碳交易市场。

六、我国碳交易市场制度体系建构中存在的问题及其建议

十多年来，以欧盟为代表的发达国家和地区已经逐步建立碳排放交易体系，在法制建设、基础数据、技术手段、管理水平和金融创新方面提供了大量可借鉴的经验。具体包括：一是全球碳排放交易制度体系的演进普遍遵循“自上而下”的制度演进路径，国家设立机构，完善法律制度和交易规则，优化交易规则与交易体系，实施政府主导型碳交易活动；二是在碳交易活动中，初始碳排放配额往往免费发放，再逐渐推行拍卖制度；三是实施碳交易导致交易成本增加，各个国家不约而同地开展了优惠与激励举措，在保护本国产业的同时促进国内碳减排目标的实现；四是积极按照《京都议定书》原则和范畴进行交易，先以国内交易为基础，逐渐将碳交易活动扩大至国际市场；五是分步骤、分阶段地扩大减排行业以完成减排目标；六是森林碳汇和自愿减排成为许多国家强制性碳减排、碳交易市场的必要补充。

我国碳交易市场制度体系的建设，从各地区的试点，到全国碳交易市场的建构，已经经历整整十年。特别是2021年7月16日后，我国依托上海环境能源交易所建立的全国碳排放权交易市场体系，随着交易品种与交易量的增加，成为全球最大的碳排放权交易市场体系。但我国碳交易市场制度体系的建设也存在一些不完善的地方，导致我国碳交易市场碳价不够稳定、市场活跃度不够。

我国碳交易市场制度体系构建存在的主要问题包括：一是配额分配制度的不完善导致配额超额分配。在区域试点中，配额分配大部分是采取免费分配的方式，由政府核算应分配的配额额度。因为不是来自市场需求，且信息不对称，大多数情况都超额分配了排放许可，引致各试点地区碳价格的波动。二是碳交易市场相关法律和政策体系的不完善，导致进入碳交易市场的市场主体对未来碳交易市场的发展以及碳资产价值没有稳定预期。特别是，目前我国是全国性碳交易市场和试点区域碳交易交易市场并存，这就更需要完善的碳交易市场基础制度来支撑碳资产价值的有效性。目前，一些碳交易市场参与者对国家碳排放权交易的储蓄和借贷配额政策的确定性存疑。碳排放交易试点的配额持有者对于能否将配额存入或结转至国家碳排放交易系统尚不确定，市场信息缺乏透明度，以及区域试点碳交易市场如何向国家碳排放交易系统过渡的不确定性，影响了碳交易市场主体的市场行为，进而可能抑制对碳排放配额的需求，从而影响碳价。三是低流动性和低交易量。区域性碳交易市场的交易规模较小，这导致与其他限额交易项目相比，流动性处于较低水平。全国碳交易市场的流动性较低，市场活跃度不够。截至2021年12月底，全国碳交易市场配额累计成交量达到1.79亿吨，这说明全国碳交易市场已经进入正常平稳运行阶段。但是，从市场活跃度来看，还存在一定问题。2021年7月，全国碳交易市场启动，进入全国碳交易市场的有发电行业重点排放单位2162家，覆盖约45亿吨二氧化碳排放量，是全球规模最大的碳交易市场。也就是说，我国的碳交易市场有45亿吨二氧化碳排放量可以交易，但是目前配额累计成交量仅为1.79亿吨，累计交易额仅占全部可交易量的3.98%。

基于此，就构建我国碳交易市场制度体系提出如下建议：

第一，重点关注碳交易市场制度体系中配额超额分配的风险。在碳配额分配制度建设中，应逐步增加拍卖方式分配的比重，降低免费配给的比重。在拍卖方式下，企业要获得碳配额，必须付出一定的成本，如果不是真实需求，就不会通过拍卖购买碳配额。这样企业对碳配额的真实需求可以通过市场竞价反映出来，有助于解决配额免费配给存在的信息不对称问题，稳定碳价格。

第二，加速完善碳排放权交易相关立法，让碳交易市场发展有法可依。我国碳排放权交易市场试点开始于2011年，经过10年发展，关于碳交易市场的政策文件均为纲要、规划、指导意见、通知等，尚没有通过立法的形式来增强约束力。与国际上其他国家对比来看，很多国家的碳交易是由法律或法案支撑的，如欧盟的《气候变化法》，韩国的《低碳绿色增长基本法》《温室气体排放配额分配与交易法》，新西兰的《零碳法案》等。因此，为进一步规范和发展国内碳交易市场，应加速《气候变化法》《能源法》等法律的制定，为碳交易提供法制基础。

第三，发展多层次碳交易市场，通过区域协同实现减排目标，提升碳交易市场的活跃度。我国碳排放呈现排放量大、区域分散、排放源多的特点，单一类型的碳交易市场难以实现减排目标，且会导致碳交易市场活跃度不够的问题。因此，应积极鼓励社会力量加入减排领域，形成多层次、多元化的温室气体减排协同效应，提升市场活跃度。

第四，创新碳金融工具，激励绿色项目投融资，以增强碳交易市场的流动性。金融的积极参与对我国碳交易市场建设至关重要。虽然试点地区和金融机构在国家政策鼓励和引导下，陆续推出了碳基金、碳债券、碳期权等碳金融产品，但由于目前碳金融市场体系的不完善，碳交易市场流动性不足，无法满足交易主体的需求。为此，建议通过财政支持和政策引导，激发碳金融市场的发展潜力，促进碳交易市场的金融化发展，通过放大碳排放权的金融属性，提高碳交易市场的流动性和市场活跃度。此外，要不断创新碳金融工具，以增强流动性，并建立价格控制机制，以保持碳价格稳定。