全国碳排放权交易市场首个履约周期运行情况及后市展望

孙文娟，张胜军，孙海萍

( 中国海油集团能源经济研究院发展战略与管理研究中心）

建立碳排放权交易市场（简称碳市场）是利用市场机制控制温室气体排放的重大举措，也是中国实现碳达峰目标和碳中和愿景的重要抓手。中国自2011年起探索开展碳排放权交易试点工作，在试点基础上，稳步推进全国碳排放权交易体系建设。2021年7月16日，全国碳市场开市交易，中国碳市场正式从试点走向全国。全国碳市场首个履约周期共纳入发电行业（含其他行业自备电厂）重点排放单位2162家，年覆盖二氧化碳排放量约45亿吨，是全球覆盖温室气体排放量最大的碳市场。根据全国碳市场首个履约周期工作要求，重点排放单位须于2021年12月31日前完成2019－2020年度配额的清缴履约工作。

尽管中国的碳市场已有多年试点经验且规模优势显著，但全国统一的碳市场目前尚处于起步阶段，距离成熟市场仍有很长的路要走。本文通过总结全国碳市场首个履约周期运行情况，分析全国碳市场目前存在的主要问题，进而对全国碳市场进行展望并提出政策建议，以期对全国碳市场的建设完善起到借鉴和参考作用。

1 全国碳市场首个履约周期运行情况

1.1 挂牌价格总体呈“微笑曲线”

整体来看，全国碳市场首个履约周期经历了开市之初碳排放权交易价格（简称碳价）较高，中期价格走低，后期碳价上涨的过程，挂牌价格大致呈现“微笑曲线”（见图1）。2021年7月16日，全国碳市场首日开盘价为48元/吨，开市首周价格持续上扬，一度突破60元/吨，后价格呈震荡下降趋势，进入10月份后维持在42元/吨左右。12月份后，价格再次快速上涨，2021年12月31日收盘价为54.22元/吨，较启动首日开盘价上涨13%。纵观全国碳市场首个履约期的114个交易日，挂牌协议交易最高成交价为62.29元/吨，出现在12月30日，最低成交价为38.5元/吨，出现在10月27日，此外，在开市之初的7月23日曾短暂出现过61.07元/吨的高价。除这3个交易日之外，挂牌价格均维持在40～60元/吨。相较试点碳市场成交价格波动较大的情况，全国碳市场首个履约周期价格总体较为稳定，交易价格也高于试点碳市场平均水平。

图1 全国碳市场首个履约周期挂牌价格K线

1.2 成交量分布存在明显履约驱动现象

截至2021年12月31日，全国碳市场配额累计成交量为1.79亿吨，累计成交额为76.61亿元。从交易量分布来看，除开市首日成交量达到410万吨外，后期出现明显后劲不足现象。从第二个交易日开始交易量急剧下降，日交易量在数千至数万吨的低成交量水平，8月底到9月中旬的部分交易日，成交量甚至不足百吨，基本失去流动性。随着履约截止日期临近，成交量自11月下旬快速上升，在12月16日成交量甚至突破2000万吨，创单日成交量新高，12月份成交量占首个履约周期总成交量的76%（见图2）。可以看出，全国碳市场首个履约周期成交量分布存在明显的履约驱动现象，反映出当前大部分企业的碳交易策略相对被动，临近履约截止日期的时候才开始交易。履约期结束后，2022年1月份成交量明显萎缩，1月份前两周尚能维持数十万吨的日交易量，后两周交易量又降至数百吨甚至不足百吨的水平，碳市场再度失去流动性。

图2 全国碳市场首个履约周期交易量

1.3 交易方式以大宗协议交易为主

全国碳市场碳排放配额（CEA）交易方式包括挂牌协议交易和大宗协议交易。从交易量构成来看，全国碳市场首个履约周期大宗协议交易量达1.48亿吨，占总交易量的82.8%，挂牌协议占总交易量的17.2%；大宗协议交易额达62.1亿元，占总交易额的81.1%，挂牌协议占总交易额的18.9%。从交易价格来看，大宗协议交易相对挂牌协议交易存在一定的折价现象（见图3），平均折价率约为11%，最大折价率达30%，达到了大宗协议交易成交价格在上一个交易日收盘价±30%之间确定的下限。由于大宗协议交易量占全国碳市场首个履约周期总交易量的八成以上，因此，用挂牌价格衡量整体碳市场价格存在一定程度的高估。

图3 全国碳市场首个履约周期挂牌协议与大宗协议交易价格

1.4 履约率整体较高

2021年10月23日，生态环境部发布《关于做好全国碳排放权交易市场第一个履约周期碳排放配额清缴工作的通知》（以下简称《配额清缴工作通知》），要求各地确保2021年12月15日17时前本行政区域95%的重点排放单位完成履约，12月31日17时前全部重点排放单位完成履约[1]。按履约量计，全国碳市场首个履约周期的履约完成率为99.5%，履约情况整体较好。但在全国碳市场首个履约周期配额整体宽松且碳价较低的情况下，最终仍有0.5%核定应履约量未按时完成履约。对未按时足额清缴配额的重点排放单位，依据生态环境部2020年12月31日发布的《碳排放权交易管理办法（试行）》相关规定处理，责令限期改正，并处2万元以上3万元以下的罚款；逾期未改正的，对欠缴部分等量核减其下一年度碳排放配额[2]。与欧盟碳市场相比，全国碳市场对未履约单位的惩罚力度较轻。

1.5 抵销机制带动对核证自愿减排量的需求

《碳排放权交易管理办法（试行）》规定，重点排放单位可使用国家核证自愿减排量（CCER）①国家核证自愿减排量（CCER）是指对中国境内可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目的温室气体减排效果进行量化核证，并在国家温室气体自愿减排交易注册登记系统中登记的温室气体减排量。抵销其不超过5%的应清缴碳排放配额，但全国碳市场首个履约周期使用CCER抵销配额清缴的相关具体程序在2021年10月23日发布的《配额清缴工作通知》中才予以明确。根据《配额清缴工作通知》的附件1《全国碳市场第一个履约周期使用CCER抵销配额清缴程序》，在全国碳市场首个履约周期，重点排放单位可通过任意一家经备案的温室气体自愿减排交易机构（包括北京绿色交易所、天津排放权交易所、上海环境能源交易所、广州碳排放权交易中心、深圳排放权交易所、湖北碳排放权交易中心、重庆联合产权交易所、四川联合环境交易所、海峡股权交易中心）购买符合配额清缴抵销条件的CCER②CCER体系起步于2012年3月，由于存在个别项目不够规范、交易量小等问题，国家发改委于2017年3月发布公告暂缓受理温室气体自愿减排交易备案申请，但已备案的CCER仍可继续交易。，并于2021年10月26日至12月10日，向所属省级生态环境主管部门提交《全国碳市场第一个履约周期重点排放单位使用CCER抵销配额清缴申请表》，经确认后完成CCER的注销。2021年9月6日至2022年1月21日，CCER周交易量如图4所示。可以看出，2021年10月26日至12月10日，CCER市场交易量明显增加，随着全国碳市场首个履约期使用CCER抵销配额清缴工作的结束，CCER交易量又明显降低。全国碳市场首个履约期，重点排放单位累计使用3200余万吨CCER进行配额清缴抵销，成交额超过9亿元[3]，不仅降低了重点排放单位的履约成本，也扩大了碳市场对CCER的需求，有利于促进温室气体自愿减排项目的实施[4]。

图4 CCER市场成交量（2021年9月6日至2022年1月21日）

2 全国碳市场现存问题分析

2.1 市场结构较为单一

总体来看，全国碳市场目前仍然是一个结构较为单一的市场。首先，纳入行业单一，目前仅纳入了发电行业；二是参与主体单一，目前仅允许控排企业参与交易，尚未纳入机构投资者和个人投资者；三是交易产品单一，目前交易品种仅为配额和CCER现货，暂未涉及期货、期权等碳配额衍生品交易，以及碳配额质押、抵押、回购、托管、拆借等融资类碳金融产品服务。

2.2 市场流动性不足

市场结构的单一导致目前全国碳市场是一个单一的履约型市场，参与交易的企业主要以履约为目的，市场交易情况随履约周期影响呈现明显波动，交易量分布存在明显的履约驱动现象，碳市场长期流动性无法得到有效支撑，导致流动性不足。从交易总量来看，全国碳市场首个履约周期交易量仅占发电企业2019年和2020年配额总量的2%（年覆盖二氧化碳排放量约45亿吨，两年为90亿吨），换手率较低。流动性不足也使得碳价不能以较为市场化的方式显现，更无法有效传导企业减排的边际成本。

2.3 发展路径缺乏明确时间表

在2017年12月国家发改委发布的《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》中，将全国碳市场建设分为基础建设期（一年左右）、模拟运行期（一年左右）、深化完善期三个阶段[5]，但由于机构改革等原因进展落后于计划[6]。目前全国碳市场首个履约周期已经结束，之后的发展路径尚未明确。第二个履约周期纳入行业、配额总量设定与配额分配实施方案等尚未公布，CCER项目备案申请和减排量签发的重启时间也尚未明确，全国碳市场后续走势仍要看国家政策的出台时间和方向制定。发展路径的缺乏将不利于形成稳定的市场预期。

2.4 监测、报告和核查体系建设仍任重道远

碳市场是一个建立在碳排放数据基础上的政策市场，碳排放数据的真实、准确和完整是碳市场公信力的基石。全国首例公开披露的碳排放报告造假案件“内蒙古鄂尔多斯高新材料有限公司虚报碳排放报告案”，是全国碳市场延期开市的原因之一，也暴露了碳排放数据监测、报告和核查（MRV）体系中存在的一些问题。相对容易核算的发电行业尚且如此，在全国碳市场纳入能源使用更多元、生产流程更复杂、过程排放更多样的其他行业后，核算环节等将明显增多，碳排放数据质量管理将面临更大的挑战，全国碳市场监测、报告和核查体系建设仍任重道远。

3 全国碳市场展望

3.1 制度体系将进一步完善

2021年3月30日，生态环境部办公厅就《碳排放权交易管理暂行条例（草案修改稿）》向社会公开征集意见。预计该条例在经过意见征求、审议等立法程序后，将在全国碳市场第二个履约周期出台，为全国碳市场的建设运行提供法律保障。随着全国碳市场带动下对CCER需求的增加，CCER项目的备案申请和减排量签发有望在暂停近5年后重新启动，CCER抵销管理规则和交易流程将进一步完善，自愿减排市场与强制配额市场也将进一步融合，更加有效地推动全社会减排。

3.2 重点能耗行业将逐步纳入

全国碳市场覆盖行业范围将逐步扩大，预计在“十四五”期间，全国碳市场将逐步纳入其他7个重点能耗行业（石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、航空），其中建材和钢铁行业或将成为继发电行业后第二批纳入全国碳市场的行业。2021年，生态环境部应对气候变化司先后委托中国建筑材料联合会、中国钢铁工业协会分别开展建材、钢铁行业纳入全国碳市场的配额分配和基准值测算等工作。预计完成对八大高能耗行业的纳入之后，全国碳市场年覆盖二氧化碳排放量将从目前的45亿吨扩大至70亿吨[7]。在纳入更多减排成本有差异的排放主体后，碳交易将在更大程度上发挥市场导向作用。

3.3 配额设定将适度从紧

碳排放配额的供给受碳减排目标的直接影响，预计全国碳市场第二个履约期配额总量设定仍将采用“自下而上”的方式，与中国现行碳排放强度管理制度相衔接。随着中国从以碳强度控制为主、碳排放总量控制为辅的制度向碳排放总量和强度“双控”转变，配额总量设定也将从目前基于强度减排的方式向基于总量减排的方式过渡。配额分配方法短期内仍将以免费分配为主，但基准线将在首个履约期基础上适度下调，体现适度从紧的原则，防止出现配额过度超发的情况，在碳排放配额基础供求关系上保持足够张力。

3.4 市场主体将更加多元

预期全国碳市场将在第二个履约期优先引入机构投资者，之后逐步引入个人投资者，市场主体将会更加多元化。更多具有不同风险偏好、不同信息来源、不同未来预期的市场主体共同参与碳市场，有助于扩大交易规模，助推形成更加公平有效的碳排放权交易价格。金融机构、碳资产管理机构等可开展代理开户、撮合交易等碳交易服务，促进碳排放配额的流通，金融机构等各类机构投资者也可基于碳排放配额和CCER等基础碳资产开展融资服务，帮助控排企业更有效地管理碳资产，实现碳资产的保值增值。

3.5 交易品种将逐步丰富

预期全国碳市场将在“十四五”期间逐步增加交易品种，在现货产品的基础上，增加碳期权、碳掉期、碳远期等衍生交易产品，为碳市场参与者提供多样化的交易方式和有效的风险对冲手段，提高市场流动性，对冲市场波动风险。碳金融交易产品可吸引机构投资者深度参与碳交易，提高碳市场的活跃度，形成市场的规模化效应。金融化交易工具也可以帮助市场发现和形成未来的碳价格，推动全国碳市场从目前单一的履约型市场，逐步发展成为具有金融属性和投资价值的复合型市场。

4 政策建议

4.1 设置全国碳市场路线图

设置清晰的路线图有利于稳定市场预期，提高市场各方参与的积极性。建议国家有关部门尽早制定全国碳市场涵盖近期、中期以及远期的分阶段发展路线图，将目标阶段化，阶段目标与全国碳达峰碳中和进程相衔接，每个阶段的时间跨度建议前短后长，前阶段纳入企业数量有限，主要作用在于全面检验全国碳市场各要素和各环节的有效性以及市场交易能否逐步活跃，带有试错成分，时间较短可及时纠偏；待后阶段覆盖范围扩大、市场主体积累一定经验后，全国碳市场可以在较长的时间设定中实现稳定发展。

4.2 推进与电力市场联动

使用绿色电力是控排企业降低间接排放的重要途径，但目前在碳排放量核算中尚未将绿色电力相关碳排放量予以扣减。建议推动生态环境部门与能源主管部门的政策联动，实现相关数据的联接和互认，一方面将绿色电力实现的碳减排效果核算到电力用户的最终碳排放结果中，促进电力低碳转型；另一方面，应避免绿色电力的环境价值在电力交易市场和CCER市场重复计算，确保绿色电力环境价值的唯一性。通过电力市场与碳市场的有效衔接，促进电力市场和碳市场协同发展，实现碳价、CCER价格、绿色电力溢价等价格联动。

4.3 完善碳排放监测核查体系

完善的监测、报告和核查体系是碳市场扩围的先决条件，也是配额总量设定及分配方案制定的基础。建议尽快完善相关技术规范，构建统一规范的碳排放统计核算体系，并以国家统一标准的形式发布，减少模糊空间；强化碳排放数据质量管理，严格第三方机构管理，提升从业人员专业能力，为全国碳市场打好数据基础。同时，推动标准互通互认，积极进行碳关税谈判技术准备工作，通过国内的政策实践，提高中国在碳排放核算、碳定价等国际规则制定中的影响力和话语权。