张中祥
《中共中央 国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》(以下简称《意见》)是建设全国统一大市场、实现新发展格局、助力高质量发展的重要基础。《意见》将能源和生态环境市场与土地和劳动力市场、资本市场、技术和数据市场一起，纳入统一要素和资源市场体系，并结合能源资源安全保障、碳达峰碳中和目标任务提出了建设统一能源市场和统一生态环境市场的举措。碳市场机制是推进碳达峰、碳中和工作的关键引擎，建设全国统一的碳排放权市场作为建立全国统一的能源和生态环境市场的重要组成部分，将对落实“双碳”战略部署、引导资源合理配置、撬动资源向绿色低碳项目倾斜、推动经济社会发展全面向绿色发展转型起到重要作用。
然而，从国家发改委2011年10月批准在深圳、上海、北京、广东、天津、湖北、重庆等七个省市启动碳排放交易试点工作、试水碳排放权交易市场建设，直至2021年7月全国碳市场才开张实现线上首单交易，而且目前全国碳交易仅局限于电力行业。这个漫长曲折的过程说明，全国统一大市场不是“一蹴而就”的统一市场，建设全国统一的碳排放权市场是一个循序渐进的过程。对中国碳试点和全国碳市场运行和发展如何评价？统一大市场的“统”对碳市场建设意味着什么？全国碳市场启动后，地方试点碳市场下一步该怎么做？在加快建设全国统一大市场的背景下，就上述问题的认识对加快建设完善全国碳排放权交易市场，建成以全国碳市场为主、有鲜明特点的区域碳市场为辅的中国碳市场至关重要。
2013年我国在深圳、上海、北京、广东、天津、湖北、重庆等七个省市启动碳排放交易试点，旨在通过市场手段把外部效应内部化，更有效率完成节能目标。七个省市的碳排放交易试点的设计、运行和履约为试点向全国碳排放交易体系推进提供了有价值的参考，但各试点碳市场成交规模较小，流动性严重不足，碳价偏低，严重影响对节能减排和绿色投资的激励。
从寄希望碳市场在未来实现“双碳”目标发挥作用角度上讲，建立全国碳市场具有重要的现实意义和紧迫性。2021年7月16日，全国碳市场交易系统实现线上首单交易。全国碳市场首批纳入电力行业2162家重点排放单位、年覆盖温室气体排放量约45亿吨二氧化碳，占全国碳排放总量的45%。启动当天的成交量达到410.4万吨，但从第二个交易日起成交量开始下降，部分交易日成交量不足百吨。根据生态环境部的要求，各地要确保2021年12月15日前本行政区域95%的重点排放单位完成履约，12月31日前全部重点排放单位完成履约。随着履约期限临近，全国碳市场日趋活跃。从2021年11月底开始，量价齐升，12月16日成交量突破2000万吨，12月成交总量达1.36亿吨，是前5个月交易量总和的3.2倍，成交量达到首个履约周期整体交易量的76%，最高成交价达62.29元/吨，最后一个交易日收盘价为54.22元/吨，较上月最后一个交易日上涨26.24%。截至2021年12月31日，全国碳排放权交易市场第一个履约周期结束，全国碳市场累计运行114个交易日，碳排放配额累计成交量1.79亿吨，累计成交额76.61亿元。2021年12月31日收盘价为54.22元/吨，较首日开盘价48元/吨上涨了13%。
总体上讲，全国碳市场第一个履约周期市场运行平稳有序，碳价并未出现大幅涨落，挂牌价格在40～60元/吨范围内波动，整体履约率高，按履约量计，履约完成率为99.5%，即使按履约的企业数计，履约完成率也超过90%。首个履约周期，无论按总交易量还是按总交易额计，交易以大宗协议交易为主，大宗协议交易占81%以上。从交易价格来看，大宗协议交易相对挂牌交易存在一定的折价现象，平均折价率约为11%(大宗协议交易均价41.96元/吨，而平均挂牌交易价46.8元/吨)，最大折价率达30%。参与交易的企业主要以履约为目的，成交量存在明显履约驱动现象，2021年12月成交总量达到首个履约周期整体交易量的76%，履约周期配额清缴工作结束后交易量又明显降低。此外，换手率较低，首个履约周期交易量仅占发电企业配额总量的2%，而欧盟碳市场换手率高达758%。与碳配额成交以履约为目的类似，配额清缴工作结束，国家核证自愿减排量(Chinese Certified Emission Reduction, CCER)交易量也明显降低。
中国全国碳排放交易体系覆盖的碳排放量高达45亿吨二氧化碳，而2021开始第四阶段(2021～2030年)的欧盟碳交易的碳配额总量为16.1亿吨，并且每年削减2.20%，说明中国碳排放交易体系覆盖的碳排放量是全球最大的，且中国碳市场在快速发展。但2021年中国碳市场和碳交易试点合计交易额仅为13.9亿欧元，距离世界最大“碳市场”——交易额高达6830亿欧元的欧盟碳交易市场还很远。因此，在建设全国统一大市场背景下，全国统一碳市场建设和发展任重道远。
《意见》明确，加快建立全国统一的市场制度规则，打破地方保护和市场分割，打通制约经济循环的关键堵点，促进商品要素资源在更大范围内畅通流动，加快建设高效规范、公平竞争、充分开放的全国统一大市场，为建设高标准市场体系、构建高水平社会主义市场经济体制提供坚强支撑。具体到碳市场建设，统一大市场的“统”意味着建立全国统一的制度规则，意味着各种相关市场的协同发展，意味着全国碳市场建设不断扩容，交易主体不断多元化、交易品种和交易方式不断丰富，意味着即使在全国性碳市场起步和区域性碳市场试点共存的阶段，地方碳市场与全国碳市场也能形成协同增效。
(一)统一大市场意味着规则的统一
碳市场是一个政策市场，政府发放配额的方式和宽松程度对碳价影响较大。因此，对碳市场建设，碳配额分配是碳市场的核心。在碳试点地区，不少行业的碳配额分配是基于基准法，行业碳排放强度基准是当地政府根据年度排放控制目标和行业整体排放水平，确定某行业单位活动水平允许的碳排放量。但在实际操作中，试点地区的设计不同，对于基准线的认定也不同。有的试点地区基准线的认定标准较低，执行相对宽松，导致部分企业进行配额履约时过于容易；
而有的地方基准定得过高，导致部分将能耗控制得不错的企业在节能减排方面的努力在配额上没有得到认可，鞭打快牛，反而要比效率低、能耗高的企业在碳市场上支付更多来购买配额。各地区碳市场价格差异很大，到底是减排成本差异所致，还是因为试点地区分配到不同部门和企业的配额的宽松程度以及碳排放数据的测量、报告和核实执行的严厉程度不同？这一问题值得探究。
因此，从碳排放配额分配这个碳市场的核心角度讲，全国碳市场建设，首先要加快建立全国统一的制度规则，这不仅使各地同行业碳价有一定的可比性，也有利于下一步推动全国碳市场与地方碳市场连接、碳配额在全国和区域碳市场开展交易，形成覆盖行业和地区更多更大的全国碳市场。
(二)统一大市场意味着各种相关市场的协同发展
全国碳交易目前仅包括电力行业。碳价太低不利于节能减排，但碳价涨得太快太高，煤电企业承担不起，因为在目前的电力体制下，生产侧的碳成本由发电企业独自承担，难以向下游传导。碳的成本不能传导到下游，碳价格信号也就无法真正在电力消费侧发挥作用，达到倒逼下游产业与企业进行结构调整与转型升级的目的。从国家的角度讲，应充分利用全国碳市场建设的机会，推进电力价格机制改革，让电价反映市场供需及碳减排成本，形成电价与碳价有机融合的价格体系，促进碳市场和电力市场协同发展。
绿电和国家核证自愿减排量(CCER)也是有效降低排放和履约成本的手段。《碳排放权交易管理办法(试行)》规定，重点排放单位可使用CCER抵销其不超过5%的应清缴碳排放配额，2021年10月23日发布的《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》要求，重点排放单位应在2021年10月26日至12月10日间提交CCER抵销配额清缴申请。在全国碳市场首个履约周期，重点排放单位累计使用3200余万吨CCER，成交额超过9亿元，CCER均价28.13元/吨，明显低于碳配额平均价格。可见，允许使用CCER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。但国家发改委自2017年暂停签发CCER之后，就再没有签发新的CCER。那么，CCER何时重启，如何重启，CCER交易规则设定及是否会签发新的减排量，这些都对CCER供求平衡、碳市场交易量和流动性产生影响。
欧洲议会2022年6月通过的碳边境调节机制(CBAM)修正案，纳入了制造商使用的外购电力产生的间接排放，以反映产业链上涉及电力的二氧化碳排放。可以预计，纳入电力间接排放将加大绿电消费需求，因为对于出口欧盟的企业而言，在生产中使用绿电，将降低企业的间接排放量从而降低企业的CBAM成本，是化解CBAM对出口到欧盟产品影响的有效途径。近期，国家电网和南方电网两大电网集团所在区域都有了绿电交易的实施细则，绿电交易的组织、价格、结算、绿证划转等方式及流程都有了比较细化的规则可依，绿色电力交易从区域试点向常态化开展迈出了重要一步。但参与市场化交易的来自无补贴项目数量还非常有限，在绿电价格出现上涨趋势的同时，绿电电量供不应求，离期待值还很远。另外，绿电和CCER在相关的减排量上是有重合的，需要厘清责任，尽快明确这部分是由国家发改委还是生态环境部负责，同时剔除有重合的减排量以避免重复计算减排量、高估减排责任。
(三)统一大市场意味着全国碳市场建设不断完善不断扩容
虽然全国碳市场目前交易规模不大，但其在全社会范围内形成碳价信号倡导市场化节能减排，已在影响行业和企业的发展与资产管理。从首先纳入的电力行业看，企业已在形成全国一盘棋的统筹视角管理碳资产。五大发电集团的电厂分布在全国各地，在没有全国碳市场之前，各地电厂的碳配额只能在本地区进行流通。全国碳市场开启运行，集团内的发电企业可以在全国范围内对各地电厂的碳配额进行统一管理和调剂，有利于集团内企业以更低成本实现节能减排目标。另外，碳价增强了清洁能源的经济性和竞争力，不少电力企业加快可再生能源发展步伐，全面布局清洁能源技术、储能技术、节能减排技术以及碳捕集与封存技术，构建新能源占比不断增加的新型电力系统建设，推进整体电力结构向低碳化无碳化转型和深度调整。
目前，全国碳交易仅包括电力行业，扩大碳市场的参与行业有助于平稳碳价。如果碳排放的度量、报告和核实有保证，覆盖的行业越多，企业异质性也越大，企业减排成本之间的差距可能越大，相互间的碳交易会越多，有利于在总的减排目标下降低总的履约成本。然而，全国统一大市场不是“一蹴而就”的统一市场，建设全国统一的碳排放权市场是一个循序渐进的过程。那么哪些行业第二批应优先考虑纳入全国碳市场呢？
钢铁、水泥行业既是国民经济中重要的基础产业，同样也是碳排放大户，钢铁、水泥两个行业的碳排放大约占全国碳排放总量的25%，因此这两个行业是实现“双碳”目标的重点碳减排行业，建议钢铁、水泥行业优先纳入第二批全国碳市场。针对欧盟委员会和欧洲议会有关碳边境调节机制提案已涵盖欧洲碳市场中的电力、钢铁、水泥等领域生产过程中的碳排放，也有必要把欧盟碳边境调节机制覆盖的行业，如钢铁、水泥，作为优先考虑的部门，减少对相关行业和产品出口的影响，在“十四五”期间逐步覆盖石化、化工、建材、有色金属、造纸、航空等其他六个高能耗行业。在逐步扩大市场覆盖范围的同时，不断丰富交易品种和交易方式，逐步推出碳金融衍生品，探索引入个人和机构投资者入市进行交易，助力提升市场流动性。
笔者曾在2015年发表在ClimatePolicy上的文章中指出，全国碳市场不可能一蹴而就，区域与全国碳排放交易体系需双轨运行过渡。现在的全国碳市场，的确是区域碳市场和全国碳排放交易体系双轨运行。在全国碳市场建设的背景下，各地或者已有的碳试点下一步该怎么做、怎么发挥作用是需要认真考虑的。
2021年3月30日生态环境部发布的《关于公开征求〈碳排放权交易管理暂行条例(草案修改稿)〉意见的通知》曾提出，条例施行之后将不再建设地方碳排放权交易市场，全国碳市场建立以后，地方碳市场涉及的行业与全国碳市场管控范围是一致的，必须纳入全国碳市场。地方碳市场将不再向纳入全国碳市场的重点排放单位发放配额，这些重点排放单位将不再参与区域碳市场。已被区域碳市场纳入但全国碳市场没有覆盖的行业、全国碳市场覆盖行业里达不到排放量要求的排放单位，仍留在区域碳市场，继续由区域碳市场负责碳配额的分配和清缴。按照目前全国碳市场的设计，未来上述八个主要高耗能高排放行业将全部纳入全国碳市场，且全国碳市场的优先级更高，这不可避免地会压减试点地区碳市场的规模。地方碳市场覆盖的重点排放单位的数量可能增长较多，但单个排放单位的碳排放量将大幅降低，导致地方碳市场总体配额规模可能大幅下降，对地方碳市场的流动性带来冲击。国家应尽快明确其他高耗能、高排放行业纳入全国碳市场的时间安排，这样地方碳市场可以根据这些行业纳入全国碳市场的节奏，转向纳入其他对本地实现“双碳”目标具有关键作用的行业碳排放大户，助力实现本地“双碳”目标。
2021年7月全国碳市场虽然正式启动上线交易，但无论是覆盖范围、制度设计，还是市场运行方面都尚不完善，这就需要地方试点碳市场继续为全国碳市场提供先行先试的经验借鉴。事实上，全国碳市场处在全国性碳市场起步和区域性碳市场试点共存的阶段，这为地方碳市场主动作为，寻找创新发力点，持续发挥地方试点碳市场推动本地节能减排、经济转型升级提供了发挥的空间。不过，既然是并存，就要明确各自目标定位，笔者认为地方碳市场可以在以下方面与全国碳市场形成协同增效的效应。
一是地方碳市场可以继续探索和完善更多的机制设计。碳市场是一个政策市场，政府发放配额的方式和宽松程度对碳价影响较大。例如，目前全国碳市场尚未开展碳配额有偿分配，地方碳试点除广东碳市场以外也仅有少量尝试。但经验显示，有偿分配有助于形成较高的碳价，更有效地降低排放总量和排放强度，也可以有效应对外部政策变化，如欧盟碳边境调节机制对中国出口的可能影响。全国碳市场2021年市场的交易活跃性较低，这既与碳市场运行机制有关，也受到发电企业所获配额整体供大于求、控排企业存在惜售现象的影响。通过拍卖有偿分配碳配额可以解决一些企业惜售行为。因此，地方碳市场应更多地开展配额有偿分配的探索和实践，为全国碳市场开展有偿分配提供借鉴。即使是碳配额免费分配，地方碳市场配额分配坚持排放总量适度从紧控制原则也为收紧全国碳市场配额分配基准线提供了借鉴。例如，2019年湖北采用碳排放强度下降法的111家企业中，73%的企业排放强度下降；
采用历史法分配的228家企业中，60%的企业排放量下降。湖北的经验表明，企业获得的免费排放配额逐年递减，配额缺口企业占比逐渐增大，可有效倒逼企业减排。全国碳市场第二履约期配额分配方案截至目前还没有公布，不过与第一履约期一样，仍然是两年一履约，第二履约期配额分配的基准线多大程度收紧关系到能否有效解决第一履约期配额整体供大于求等影响碳市场运行的问题，这方面地方碳市场的经验可提供参考。
二是区域性碳市场可将更多行业和排放单位纳入其中。每个地区经济发展阶段和产业结构不同，可立足本地实际，把全国碳市场计划纳入但还没有明确时间表的行业提前纳入地区试点碳市场(如，湖北试点碳市场目前纳入16个行业，涵盖了上述全国碳市场计划的8个行业)，把那些至少短期内不可能纳入全国碳市场的排放单位(如，产业结构以服务业为主的北京，高校、医院等机构都是北京碳市场覆盖的重点单位)，纳入地区试点碳市场，先行先试、积累经验，为全国碳市场提供有益探索。
三是探索区域碳市场早于全国率先向总量型碳市场转变。无论地方碳市场还是全国碳市场，目前均为强度型碳市场。国家鼓励有条件的地区率先碳达峰，像上海、北京、深圳等碳交易试点地区已明确提出2025年提前碳达峰，这些区域碳市场在本地区碳达峰年份确定的情况下，将具备从强度型碳市场向总量型碳市场转变的条件，可早于全国率先向总量型碳市场转变，探索地方减排路径和地方碳市场的紧密结合，在总量控制、覆盖范围、配额分配等方面与地方年度减排目标相结合，这无疑为全国碳市场提供了极为有益的借鉴。
四是以粤港澳大湾区碳市场为试点，探索跨行政区域的区域碳市场的建设。现在的地方碳市场，都是局限于现有的省市行政区划，还没有跨越省市的区域碳市场。国家现在强力推进粤港澳大湾区战略，那么如何全方位、多角度来推进其建设？一方面，广东既是排放大省，又有8年多开展碳交易试点的市场基础；
另一方面，港澳难以形成独立的碳市场，因此，建立粤港澳大湾区统一碳市场的确可以推动粤港澳大湾区深度合作，如果能够建成粤港澳大湾区统一碳市场，就可以融合粤港澳、深圳金融/碳排放交易机构与广州的期货交易所、碳排放交易所，真正实现强强联合，把碳市场做大。
粤港澳大湾区碳市场至少可以在以下几方面发挥作用。除了像上述区域性碳市场可先于国家碳市场将更多行业和排放单位纳入，还可以先于国家碳市场创新一些规则，包括与国际对标的标准。全国的碳市场建设是比较谨慎的，全国碳市场的流动性和波动性会受到严格的限制。鉴于此，粤港澳大湾区碳市场可以以流动性为目标，把碳金融作为发展重点，先于国家碳市场试点一些金融工具、交易品种，使交易产品和服务更加多元化。充分利用港澳的国际信誉，先行开展国际碳排放交易，发挥与国际碳市场互联互通的窗口作用，为今后全国开展国际碳排放交易奠定基础。推动这项工作，可以在现有广州、深圳碳排放交易所和广州期货交易所基础上，建立一个粤港澳三方投资负责运行管理的粤港澳大湾区统一碳市场的主体，兼顾更多的企业、金融机构，也能够让港澳地区更好地发挥作用，把它作为加强粤港澳大湾区深度合作的国家战略组成部分真正推下去。
五是探索全国碳市场与区域碳市场之间的连通，允许全国碳市场与区域碳市场之间进行碳配额交易。即使有全国碳市场，中国的碳市场仍然是区域分割的市场，区域碳市场之间不连通，全国碳市场也与所有区域碳市场不连通，因此中国碳市场仍然不是统一的市场。全国碳市场启动至今，价格稳定在40～60元/吨，这个价格水平大约为区域碳市场平均价格的两倍。研究表明，全国碳市场价格预期将继续升高，这将对区域碳市场价格水平产生一定的碳价格信号关联上的心理影响。2022年绝大部分试点地区碳价格都是在上涨，2月广东试点的碳价格一度达到95元/吨的历史新高，远高于全国。长期来看，大部分试点地区的碳价格会随着全国碳价格的升高而升高，但地方碳市场平均价格仍会远低于全国碳市场价格。考虑到全国碳市场覆盖的碳排放要远高于区域碳市场，从降低全国碳市场重点排放单位履约成本的角度考虑，国家应考虑允许全国碳市场重点排放单位从区域碳市场购买碳配额，有利于降低其总的履约成本。全国碳市场与区域碳市场之间的连通，可以首先在碳排放数据测量、报告和核实方面做得好的区域碳市场进行交易开始，逐渐扩大到满足排放数据要求的其他区域碳市场。随着全国碳市场纳入更多的行业和排放主体，与更多区域碳市场进行交易，现有区域碳市场可能就会聚焦于特定参与主体，如没有纳入全国碳市场的行业的排放单位，中小排放企业(单位)和个人。也可利用区域碳市场开发更多的碳金融产品和服务，如自愿减排交易、碳普惠、碳基金、碳抵质押贷款、碳期货、碳期权等的创新实践，为在更大范围的全国碳市场平稳实施积累经验。按照上述的发展，将形成以全国碳市场为主、有鲜明特点的区域碳市场为辅的中国碳市场。
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