全国碳市场发展现状、趋势及建议

全国碳市场发展现状、趋势及建议

杨素   张晓萱  王钰  阮文婧

（国网能源研究院有限公司）

建立全国碳排放权交易市场是实现碳达峰、碳中和目标的重要政策工具。2021年7月16日全国碳市场上线交易启动，发电行业成为首个纳入全国碳市场的行业，我国碳市场是第一个在发展中国家建立的国家级碳市场。2021年12月31日全国碳市场首个履约周期顺利结束，首期共运行114个交易日。全国碳市场健康有序运行，促进温室气体减排和绿色低碳转型的作用初步显现。

（二）履约情况

全国碳市场首期履约情况较好，按履约量计，全国碳市场首个履约周期履约完成率为99.5%。五大发电集团、“三桶油”等能源央企纷纷打造碳管理平台，开展碳资产运营管理。表1为五大发电集团碳配额清缴及碳资产管理公司情况。碳排放权交易对环境治理的贡献程度不断增强，全国碳市场有望在碳减排领域发挥核心作用。

表1  五大发电集团碳配额清缴及碳资产管理公司情况

（三）交易情况

首期全国碳市场交易价格总体保持在40～50元/吨区间波动。多方面因素导致全国碳市场交易价格波动，但从目前情况来看，碳市场的价格发现机制并不完善，所以应密切关注碳市场的价格，必要时可以实施一些合理的干预手段。从交易量的变动趋势来看，全国碳市场日常交易并不活跃，需要进一步激发市场活力（见图1）。

图1  碳市场首个履约周期成交量及成交价格走势

碳市场首个履约周期以大宗协议交易为主，挂牌协议交易较少。为了更好地完善全国碳市场，需要更多的交易主体积极参与，提高挂牌交易量，通过供需关系形成合理价格。表2为碳市场首个履约周期交易情况。

（四）存在的问题

碳排放统计核算体系有待完善，碳排放数据质量仍有较大提升空间。企业碳排放统计数据的真实性、完整性和准确性是确保碳市场稳健运行的基础，应进一步规范碳排放统计核算的统计标准和统计口径等。

交易主体和交易品种单一¹，无法实现行业间优势互补。全国碳市场首期仅纳入电力行业，由于单一行业内的企业在技术水平、要素结构、风险因素等方面较为相似，导致碳市场潜在的结构性风险较大。当前碳市场的交易品种仅为配额现货，未来碳市场应积极开发多种碳金融产品。

全国碳市场以大宗协议交易为主，日常交易不活跃。交易集中于履约最后期限，日常交易量较少，导致市场无法在长期动态供需关系中形成合理的碳价。大宗协议交易中买方具有一定的垄断地位，降低碳市场的竞争性水平。

碳市场价格发现功能尚未完善，市场价格失真。碳市场还未真正发挥价格发现的功能，碳价偏离碳减排的边际成本，特别是在煤电成本升高的背景下，碳市场中价格扭曲程度更加严重。

与欧盟等起步较早的碳市场相比，我国碳市场存在市场主体与交易品种单一、市场活跃度较低、价格机制不完善等阶段性问题，还需进一步发挥碳市场的价格发现功能。此外，考虑我国电力行业发展实际，全国碳市场的配额分配相对宽松，一定程度上导致碳价相对较低²。考虑到我国碳市场尚处起步阶段，以上均可认为是发展中的问题，也将在发展中逐步得到解决。

展望未来，我国碳市场将呈现以下发展趋势：

趋势一：碳市场覆盖范围从单一发电行业逐步扩大到八大重点行业。全国碳市场扩大重点行业覆盖范围，有助于扩大市场范围，提高资源配置效率；有助于利用行业间减排成本差异，降低总体成本；纳入重点排放行业，碳市场可激励重点行业企业率先达峰。预计“十四五”期间，石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、航空等高排放行业将逐步纳入。综合考虑减排潜力、数据基础、产业政策及欧盟碳关税影响等，建材（水泥）、有色金属（电解铝）、钢铁行业将较先纳入。

趋势二：在配额现货交易基础上逐步发展碳金融。交易品种将从当前的以碳配额为主、CCER为补充，逐步引入期权、期货、远期、互换等碳金融衍生品，不断完善碳交易金融体系。

趋势三：引入投资机构和个人资本进入碳市场。未来，专业碳资产公司、金融机构和个人投资者有望参与全国碳市场，从而提高市场交易流动性。

趋势四：碳排放配额总量或将逐步收紧。目前碳配额总体相对宽松，一定程度导致碳市场交易低迷。立足国情实际，我国或将借鉴欧盟经验，按照“稳中有降”的原则，适度降低配额上限，稳步提高碳排放基准线水平，利用拍卖机制进行配额分配，通过增加排放成本倒逼市场活跃度提升。

我国电力市场化改革与全国碳市场的建设，都处在逐步推进、逐渐完善的阶段。由于两者在总体的建设思路、促进清洁能源发展和减排目标上，具有一致性的关系，且都对电力企业具有深远影响，因此需要考虑两个市场的同步推进，发挥相互促进的作用。

“双碳”目标下，电力市场与碳市场的协同目标是在保障电力安全可靠供应的基础上，加速能源电力低碳转型，推动电力行业尽早达峰、峰值更低，利用市场机制优化资源配置，以最小化成本实现碳中和目标。目前我国电力市场和碳市场建设均在推进完善中，两个市场应重点在市场空间、价格机制方面加强协同，在绿色认证方面加强联通。

具体来说，需要在以下三个方面做好电力市场和碳市场在改革进程中的衔接：

在市场空间方面，电力市场是随着GDP增长而实现发展的，碳市场则通过强制碳配额形成，两个市场要能够相互促进，而非相互制约。随着国民经济发展，电力行业发展空间仍在上升，如果碳排放总量空间过紧，可能影响电力发展和电力安全供应。

在价格机制方面，随着我国全面深化电力体制改革，市场化交易电量占比已近全社会用电量的一半。根据中电联统计，2021年全国电力市场化交易电量37787.4亿千瓦时，占全社会用电量45.5%。2021年10月，1439号文³将市场化电价上下浮动范围进一步放开至20%，标志着“能涨能跌”的市场化电价机制初步形成。但居民用户和其他公益性电价在目前及未来一定时期内仍然管制，即一定时期内，存在价格双轨制。市场化定价的部分，碳价计入发电成本后，部分会传导到销售侧。对于管制价格，需要参考碳价和市场电价，建立碳价和管制电价传导机制。

在绿色认证联通方面，我国绿电交易试点已顺利开展，未来随着钢铁、水泥、石化等高耗能产业纳入碳市场，绿电消费需求会进一步提升。目前，碳市场核算体系对企业绿电消费尚未做精细化考虑，需探索抵扣办法，将用户购买的绿电直接体现到碳排放核算中。

一是尽快完善形成科学的碳价形成机制。加强全社会和重点行业减碳成本研究，指导形成合理碳价。碳市场初期配额约束不宜过紧，碳价不宜过高。全国碳市场平稳运行后，可选择钢铁、电力等特定行业，尝试一定比例的拍卖模式。市场成熟后，逐步降低免费分配比例，并同步提高拍卖比例。借鉴欧盟和国内试点碳市场经验，建立市场储备和调节机制，在配额严重过剩时从市场中撤回，在配额严重短缺时投放到市场。

二是尽快纳入其他重点行业，降低总体减排成本。火电企业同质化程度高、碳减排成本差异不大，应尽快纳入钢铁、水泥等高耗能行业，市场主体增加有助于扩大资源配置范围、降低减碳成本。

三是尽快建立完善CCER抵消机制。应尽快明确CCER抵消机制，逐步提高CCER使用比例，明确CCER项目适用类型，向非水可再生能源、新型储能、CCUS、智能电网技术等新兴低碳技术倾斜，开发并探索CCER参与国际碳市场。