全全国国碳碳市市场场发发展展现现状状、、趋趋势势及及建建议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。一、首个履约周期运行情况一、首个履约周期运行情况（一）总体情况（一）总体情况全国碳市场于2021年7月16日正式启动上线交易，首个履约周期于2021年12月31日结束。首期全国碳市场共纳入发电行业重点排放单位2162家，覆盖除西藏、香港、澳门、台湾以外的全国31个省（区、市），首次将温室气体控排责任压实到企业。首个履约期碳排放配额累计成交量1.79亿吨，累计成交额76.61亿元。全国碳市场总体情况向好，首期覆盖范围较广，运行机制稳健，形成了一系列的成熟经验，为纳入更多行业奠定了基础。（二）履约情况（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。表表1五大发电集团碳配额清缴及碳资产管理公司情况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（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。表表2碳市场首个履约周期交易情况碳市场首个履约周期交易情况（单位：亿吨、亿元、元/吨）（四）存在的问题（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。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交易主体和交易品种单一1，无法实现行业间优势互补。，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。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。二、全国碳市场发展趋势二、全国碳市场发展趋势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：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：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：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：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。三、电力市场和碳市场协调发展三、电力市场和碳市场协调发展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，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，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，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。四、相关建议四、相关建议一是尽快完善形成科学的碳价形成机制。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。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。三是尽快建立完善三是尽快建立完善CCER抵消机制。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。1.欧盟碳市场中，交易品种以期货为主，期货、债券、期权、质押等金融衍生品交易额是现货交易额的约60倍，可有效发挥风险规避和价格发现功能。2.2021年，欧盟碳市场平均碳价约54欧元/吨，其中12月接近80欧元/吨，约为我国碳市场12月平均碳价的13倍。3.国家发展改革委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》发改价格〔2021〕1439号。