全国碳排放权交易市场运行已满三年。

四年前，中国在联合国大会上作出将力争于2030年前达到峰值、2060年前实现碳中和的庄重承诺。

一年后的7月16日，全国碳排放权交易市场（下称碳市场）正式上线交易，首批纳入了2162家发电企业，覆盖全国碳排放总量约40%。截至2023年底，碳市场已纳入2257家发电企业，累计成交量约4.4亿吨，成交额约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覆盖温室气体排放量最大的碳市场。其发展速度迅猛，正在通过逐步扩大行业覆盖范围和完善市场机制，展现出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。

碳市场价格强劲上涨

去年7月，全国碳市场挂牌协议交易最高价达到65元/吨，自此之后，碳市场价格一路走高；今年4月24日，全国碳市场收盘价为100.59元/吨，首次突破百元关口，较交易首日的开盘价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俊对界面新闻表示，碳市场价格上涨主要由供需关系决定。

过去中国碳市场试点的交易价格相对较低。例如，天津仅为20多元，北京约在30-40元，广东和深圳稍高，为50多元。这种低价与碳排放配额发放的宽松程度有关。如果配额严格，碳价就会偏高；如果宽松，碳价就会偏低。

“供需关系的背后则是政策的影响。”石敏俊表示。

在碳市场中，政府通常会设定一个碳排放配额的总量(CEA)，然后将其分配给各个排放实体，如工厂、发电厂等。这个配额总量为人为设定，反映了政府对于减排目标的承诺和决心。

此外，市场预期也会驱动碳市场价格变化。

石敏俊指出，从历史数据看，第二个履约期的价格高于第一个，第三个履约期的价格又高于第二个，显示出一个明显的上升趋势。这种趋势背后，市场预期扮演了重要角色。

在履约期内，参与碳市场的企业需要根据实际排放量向政府或交易中心提交相应数量的碳排放配额，以证明它们已经为排放的温室气体支付了成本。

“通常在履约期即将结束时，碳市场交易价格会上涨，而在其他时间，交易量和价格都相对较低。这种周期性模式表明，市场参与者在履约期临近时会增加交易活动，从而推高价格。”石敏俊解释道。

自2021年7月中国国家碳市场启动以来，中国已经经历了两个履约期。2019-2020年是中国碳市场的首个履约周期，标志着中国碳市场的正式启动。

2021-2022年，在第一个履约周期的基础上，第二个履约周期继续推动碳市场的发展。

“目前，全国碳市场即将迎来第三个履约期。”石敏俊表示。

2024年7月2日，生态环境部下发《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）》，公开向社会征求意见，这标志着全国碳市场第三个履约周期进入正式启动前的最后阶段。

界面新闻注意到，近两个多月来，碳市场交易价格已经回落到90元/吨左右。截至7月15日，收盘价87.05元/吨，较前一日下跌3.47%。

但在石敏俊看来，“随着我们对气候变化和双碳目标认识的加深，碳市场交易价格上升是大势所趋。”

整体来看，2023年全国的平均碳市场交易价格为68.15元/吨，相较于2022年上涨了23.24%。在2023年最后一个交易日收盘价达到了79.42元/吨，相较于2022年上涨了44.4%。这些数据表明，2023年全国碳市场活跃度较2022年有显著提升。

石敏俊同时指出，与欧盟等地区相比，中国碳市场的交易价格仍较低。

例如，欧盟碳市场2023年平均碳市场交易价格为85.32欧元/吨（约合674.56元人民币/吨），最高为100.29欧元/吨（约合793元人民币/吨），最低为66.73欧元/吨（约合528元人民币/吨）。

欧盟2023年平均碳市场交易价格约为中国的10倍。

“今年的价格可能会比去年略有上升。但即便如此，从碳成本的角度来看，当前交易价格还没有达到应有的水平。”石敏俊说。

此外，石敏俊提出，即使碳交易价格逐步上升，也不足以反映整体碳排放市场的真实情况，因为目前这一价格主要反映的是电力行业碳排放成本。

在石敏俊看来，碳市场交易价格实际上并不等同于碳价。碳价是指碳排放造成的外部成本，也就是其社会成本。碳市场是碳定价的一种方式，但不是唯一方式。例如，碳税也是形成碳价的机制之一。

“这些机制并不一定能准确反映真实的碳价。例如，许多国家的碳税税率可能偏低，并不能完全真实地反映碳排放的社会成本。同样，碳市场的交易价格也受到多种因素的影响，可能不等同于理论上的碳价。”他说。

因此，碳市场的交易价格和碳价虽然有联系，但它们并不等同。碳市场交易价格只是发现碳价的一种手段，这个过程并不一定能反映出市场的均衡价格。

碳市场扩容在即

今年3月，国务院总理李强在《政府工作报告》中部署2024年政府工作任务时明确，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》（下称《条例》）发布，并于5月1日起正式施行。这一政策的出台为全国碳市场的有序发展提供了法律保障，对碳排放权的分配、交易、核查、清缴等环节进行了详细规定，并设立了更加严格的监管框架。

生态环境部副部长赵英民表示，《条例》是中国应对气候变化领域的第一部专门的法规，首次以行政法规的形式明确了碳排放权市场交易制度，具有里程碑意义。

在《条例》的推动下，全国碳市场正加速升级扩容。

上海环交所董事长赖晓明在接受界面新闻采访时表示，中国的碳排放主要集中在发电、钢铁、建材、有色、石化、化工、造纸、航空等八大重点行业，这八个行业也是全国碳市场最初计划覆盖的行业，占到了中国二氧化碳排放的75%左右。目前，全国碳排放权交易市场只纳入了发电行业。

据石敏俊介绍，中国碳市场建设采取了分步走的策略。从电力行业先着手是因为该行业在数据和技术方面的基础较好，同时市场规模和排放量都较大，这使得它成为碳市场的理想起点。

据国网能源研究院发布的《中国能源电力发展展望2020》显示，2020年工业和电力部门占全部能源消费产生二氧化碳排放量的70%。

石敏俊认为，如果碳市场仅限于电力行业，随着大型火电机组的普及，发电企业之间的技术差异缩小，度电煤耗水平普遍降至300克以下，各煤电企业的减排成本差异也将缩小。这可能导致碳排放成本的同质化，减少了企业之间因减排成本差异而进行碳交易的积极性，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。

“为提高市场活跃度，碳市场扩容是必要的，这将增加市场的多元化和差异化，为碳交易增强动力。”石敏俊称。

他进一步解释称，理论上，碳市场交易的驱动力在于企业间减排成本的差异。如果一家企业的减排成本较高，它可能会选择购买配额；相反，如果减排成本低，企业就可能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，碳市场才能激励企业投资和发展低碳技术。市场活跃度和价格信号是引导企业关注和采纳低碳技术的关键因素。如果碳市场不活跃，或者碳价过低，那么它就无法达到预期的目的。

CCER市场重启

今年1月22日，全国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，全国碳市场迈入由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。

温室气体自愿减排交易是指通过市场机制控制和减少温室气体排放，其突出“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与全国碳排放权交易市场共同组成我国碳交易体系。”生态环境部等部门联合于2023年10月发布的《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》（下称《办法》）中曾明确指出。

《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，项目减排效果经过科学方法量化核证并申请完成登记后，可在市场出售，以获取相应的减排贡献收益。

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、节能增效等项目发展，有利于激励更广泛的行业、企业和社会各界参与温室气体减排行动，对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，主要是为了消化之前清洁发展机制(CDM)留下的减排量。”石敏俊指出。

1992年5月，为应对气候变暖问题，《联合国气候变化框架公约》通过。1997年12月，在该框架公约下，缔约方大会在日本通过了《京都议定书》。

清洁发展机制(Clean Development Mechanism, CDM）正是《京都议定书》中引入的三个灵活履约机制之一，其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的认证，这些减排量可以用于发达国家履行其减排承诺。

其中，发展中国家交出的排放权被称为核证减排量(CER)。CDM项目主要集中在新能源、生物质发电、垃圾填埋气体发电等领域。

1998年，中国加入了《京都议定书》的缔约国行列。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，中国首个CDM项目诞生。此后，一直到2012年，中国获欧盟批准的CDM项目总数超过3000个，总数居全球首位。

但2012年正值欧洲经济低迷以及《京都议定书》第一阶段结束，CER供大于求，价格不断下跌，中国参与国际CDM机制受限，此后中国开始筹建CCER市场。

2017年，由于市场交易量小、部分项目不够规范等原因，国家发改委暂停了对CCER项目的审批备案。但签发暂停后，存量的CCER仍可在地方碳市场上交易。

界面新闻注意到，2020年12月发布的《碳排放权交易管理办法（试行）》中曾指出，CCER“抵消比例不得超过5%的经核查排放量”。

这意味着在中国的碳市场中，排放单位可以使用CCER来抵消其一定比例的碳排放配额清缴义务，但这个抵消的比例有一个上限，即不超过它们经过官方核查确认的年度温室气体排放总量的5%。

“5%的比例并不高，在促进碳市场交易方面的直接影响有限，但它确实为市场开了一个口子。”石敏俊表示。

他认为，设置的比例不高主要是为了避免市场过热和潜在的风险。此外，虽然5%的配额在整体交易量中占比不大，但它标志着强制减排市场和自愿减排市场之间有了理论上的联系和交易衔接。

此外，石敏俊还指出，由于交易量有限，CCER要进入碳市场并不容易。

“CCER市场仍然需要其他动力机制来推动其发展。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赖于更多元化的激励措施和政策支持。”他说。

仍待逐步完善

全国碳市场是推动中国实现“双碳”目标的重要手段之一。过去十几年间，中国一直在积极构建和完善碳市场。

2011年，中国首次宣布利用排放权交易管理二氧化碳排放的提议；同年，国家发展改革委选择北京、天津、上海、重庆、湖北、广东及深圳七个省市开展试点碳排放交易市场建设。

中国碳市场在逐步扩大覆盖范围和深化市场机制中稳健发展，但在运行中也暴露出一些问题。

“作为一个仍处于起步阶段的新生事物，和发达国家成熟的碳市场相比，全国碳市场目前面临着行业覆盖范围单一、交易要素单一、市场调节机制尚不完善、市场活跃度不足等问题。”赖晓明指出。

具体来看，截至2023年12月31日，全国碳市场自建立以来的碳排放配额累计成交量为4.42亿吨、累计成交额为249.2亿元。作为对比，欧盟碳市场仅2023年内的成交量便达约75.39亿吨、成交额约6248.8亿欧元。

此外，全国碳市场的换手率仅在3%左右，欧盟碳市场的换手率则高达417%。碳市场换手率是指在一定时间内市场中配额或碳信用的买卖交易的频率，它能够反映碳市场的活跃程度。

石敏俊认为，“欧盟碳市场与中国碳市场存在本质区别，尤其在减排目标和发展阶段上。这一差异也影响了两个市场的政策设计和操作方式。”

欧盟碳市场(European Union emission trade System，EUETS）于2005年开始进行交易，是全球第一个碳市场，也是目前规模最大、成熟度最高的碳市场。

2023年，欧盟排放交易体系占全球碳市场总价值的约87%。其覆盖了发电和供热、能源密集型工业、航空和海上运输等多个行业。

中国碳市场起步较晚，尚在逐步完善和发展中。

石敏俊表示，欧盟在七八十年代已经达到了碳排放峰值，现在要努力实现碳排放总量的减少，即实行的是总量减排策略。中国尚未达到碳排放的峰值，目前的政策重点是控制碳排放强度，也就是降低单位GDP的碳排放，而不是减少碳排放的总量。

他进一步解释道，中国碳市场的设计基于碳排放强度，这是一个相对的度量，与经济活动的规模有关。碳排放强度是通过碳排放量除以国内生产总值(GDP)来计算的，也就是指单位GDP的二氧化碳排放量，反映了经济活动的碳效率。

因此，“只要碳排放量的增长速度慢于经济活动的增长速度，碳排放强度就可以实现下降。”

石敏俊表示，在达到碳排放峰值之前，中国处于碳排放总量增加、但强度下降的阶段。一旦总量达到峰值后，中国将转向总量减少的阶段。随着时间的推移，中国碳市场的政策和做法也可能随之调整，以适应新的减排目标和国际承诺。

为进一步建设和完善中国碳市场，赖晓明给出了建议。一是持续加强顶层设计，全面贯彻落实《条例》的有关要求，进一步加大相关政策配套制度完善。二是按照“成熟一个，覆盖一个”的原则，稳步扩大行业覆盖范围。

三是丰富市场功能，逐步引入有偿分配，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，保障碳市场健康平稳有序运行。