编者按：《中共中央国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》10日发布。自2011年开始，中国在北京、天津、上海、重庆、湖北、广东、深圳等七个省份开展了碳排放权交易试点，去年全国碳市场开始之后，7大地方碳市场仍然在继续，对区域内减少温室气体排放发挥着重要作用。

环境、气候具有明显的外部性，在国家明确建设全国统一的碳排放权交易市场的前提下，未来地方碳市场会何去何从？为方便了解洞察未来，特别从《文化纵横》、《第一财经日报》、《中国电力企业管理》选取了三篇文章对此进行梳理。

引言 

国内市场分割现象一直是政产学各方面普遍关注的重要问题，中国改革从冲破计划经济体制的条块分割伊始，就一直在努力地形成市场体系并发挥市场对资源配置的调节作用。1980年，《国务院关于开展和保护社会主义竞争的暂行规定》就明确提出，开展竞争必须打破地区封锁和部门分割。此后相继制定并实施了《中华人民共和国反不正当竞争法》《中华人民共和国反垄断法》，等等。2013年党的十八届三中全会指出，“建设统一开放、竞争有序的市场体系，是使市场在资源配置中起决定性作用的基础。”实践中我们发现，计划体制遗留下来的市场分割问题，尤其是要素市场的建设问题，迄今为止并没有得到根本解决。

全国统一大市场中的所谓“碳排放权”，是指企业依法取得向大气排放温室气体的权利。经当地发改委（现由环保部门负责）核定，企业会取得一定时期内排放温室气体的配额。当企业实际排放量超出配额时，超出部分需花钱购买；当企业实际排放少于配额，结余部分可以结转使用或者对外出售。

截至2021年3月，碳交易试点地区碳市场覆盖钢铁、电力、水泥等20多个行业，近3000家重点排放企业，累计覆盖4.4亿吨碳排放量，累计成交金额约104.7亿元。试点范围内，企业碳排放总量和强度实现“双降”，显示出碳市场以较低成本控制碳排放的效果。而鉴于全国碳市场覆盖排放量超过40亿吨，中国将成为全球覆盖温室气体排放量规模最大的碳市场。

十年试点是一个得失相伴的实践经验，这对接下来的全国碳交易市场建设，将是一笔宝贵的财富。

试点与创新

碳市场起源于2005年生效的《京都议定书》，目的是以市场化手段促进温室气体减排的路径。这一年，《京都议定书》确立了CDM（清洁发展机制交易体系），让发达国家为了履行减排义务，可以通过减少其在国内的温室气体排放量，或从其他发展中国家购买温室气体减排放额度的方法来履行自己的义务。

2007年，中国成立国家应对气候变化及节能减排工作领导小组，并公布了《中国应对气候变化国家方案》。2008年，国家发改委成立应对气候变化司，承担国家应对气候变化及节能减排工作领导小组有关应对气候变化方面的具体工作，节能减排的工作则由资源节约和环境保护司负责。

在《京都议定书》执行完毕的前一年，2011年10月，国家发改委下发《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，同意北京、天津、上海、重庆、湖北、广东和深圳开展碳排放权交易试点。

2014年，时任国家发改委副主任解振华在接受媒体提问时说，这7个试点地区既有东部，也有中部和西部，目的是想在不同发展地区能够探索中国进行碳交易的制度、机制，为建立全国碳交易市场做准备。

2013年6月18日，深圳试点率先启动交易。

2016年，在首批7个试点后，福建和四川也启动建设本省碳排放权交易试点工作。

作为市场主体，企业在十年试点的过程中不断进行探索、创新。

“通过这些年的摸爬滚打，我们的碳交易队伍得到了磨练，现在完全可以进行独立的数据核算和交易工作。”郑运昌是华润电力（00836.HK）参与CDM碳交易的主要人员之一，他对第一财经1℃记者说，“当时，华润电力一共有46个CDM清洁能源项目参与碳交易，从中获得了不错的收益。”从2008年到2012年，和中国众多电力企业一样，华润电力也参与了CDM碳交易。

包括华润电力在内，一些企业逐渐建立了一套相对完善的碳交易体系，更多的是摸索中的创新。

以华润电力为例，该公司目前已经建成碳资产管理系统，可以对每个电厂每个月的碳排放数据、盈缺等情况进行实时查看，还可以通过系统进行内部平衡，比如A和B电厂之间的调剂。

交易的方式也在发生变化，比如，华润电力在华润集团内部进行了跨业态的协同交易，在广东省进行了一笔金额高达1200万元的协同交易——华润电力把一家关停的电厂结余下来的碳配额指标卖给了集团内另一家上市公司。

华润电力尝试了碳金融方面的创新——托管。据郑运昌介绍，所谓托管，是指控排企业委托托管机构代为持有碳资产，以托管机构名义对碳资产进行集中管理和交易。类似的金融创新，还有置换、借碳等，未来随着碳市场稳步提升，二级碳金融市场规模将不断扩大。

和华润电力一样，申能碳科技也在进行金融创新。申能碳科技执行董事兼总经理刘弦在今年早些时候表示，未来市场可以探索的碳金融产品，包括碳远期、碳基金、碳配额质押，等等。碳金融产品有利于发现和稳定碳的价格，同时也为碳市场带来流动性。随着碳市场运转日趋成熟，碳金融将在其中发挥越来越重要的作用。

业内普遍认为，目前中国碳市场主要是由具有真实碳排放需求的控排企业进行现货交易，导致活跃度较低、价格不连续。反观发达国家的碳市场，绝大部分的成交都来自于以现货为标的的金融产品，银行、保险、基金等金融机构可以通过碳金融产品参与到碳市场中。

值得关注的是，央行研究局的一份报告指出，培育交易活跃、全国统一的碳排放权市场，在交易方式方面宜给予交易机构更大的灵活性，在严格监管的前提下探索碳排放权交易场所开展连续交易和集合竞价；同时适当放宽准入，鼓励相关金融机构和碳资产管理公司参与市场交易、创新产品工具。

问题不少

十年来，这些试点各具特色，依据自身情况探索了行业覆盖范围、配额总量设定和分配、履约机制等碳市场的核心要素，为全国碳交易市场提供了丰富的实践经验，也留下了一些未能完善的问题。

2013年，首批七个省份试点正式启动碳交易之后，迎来的当头一棒是市场交易异常冷清。

“市场交易不活跃的原因很多，首先电力企业作为主要参与方，近年来受到电价下降、煤价高企影响，生存困难，配额缺口企业只有在履约季才参与交易。”郑运昌告诉第一财经1℃记者，“有的试点省份受交易规则限制，机构投资者较少、交易品种不完善，这种情况下市场是很难活跃起来的。”

与此同时，试点当地的经济结构、交易规则、排放量计算方法等因素也各不相同，各试点之间亦无法进行跨区域交易，让原本并不活跃的市场更加萎靡不振。

通过对各个碳交易试点及国际碳交易市场的对比调研，国家气候变化专家委员会委员、中国电力企业联合会原专职副理事长王志轩也发现，国内试点出现了碳交易不活跃、流动性低、碳价市场化与电力市场化发展不协调等问题。

“在个别试点，碳价有时候高到80多元/吨，但由于（有的）试点所在（地区）自身工业企业较少，市场交易规模小，价格虽然很高，但市场不具有代表性。”郑运昌认为，从试点来看，国内碳交易规则还存在改善空间，整体来看，国内试点省份碳价相较于欧洲成熟碳交易市场较低，中国碳权配额价格与国际接轨还存在空间，但也有个别地区出现价格虚高的情况，这又需要合理的调控。

试点以来，各试点市场的碳配额交易价格差异大，每吨价格在10元至60元之间，均价在20元/吨左右。

在王志轩看来，碳价格不应该存在较大的波动性。“波动性往往与市场的炒作和投机紧密连接在一起的。”市场亟须合理定价，“如果碳价格过低，会给人一种减少二氧化碳排放可以用很低的成本就可以做到的错觉，这样对节能降碳不利。但如果价格太高，对国家低碳转型也不利。”

配额分配是碳市场的核心，也是更好发挥政府作用的关键环节。目前，较为合理的配额分配方法为基准法，即“碳排放强度行业基准值”，是政府根据年度排放管理目标和行业整体排放水平，确定某行业单位活动水平允许碳排放量，主要用于碳交易机制中的配额分配。但在实际操作中，由于试点各省份的设计不同，对于基准线的认定也不同。

理想的状态是，在基准值一定的情况下，企业得到的配额与其实际排放量相比，是盈余还是亏损，主要与其机组效率、所用煤炭的品质，以及节能减排措施的实施情况等因素相关，有配额盈余的企业可在碳市场销售其配额，配额短缺的企业则需在碳市场购入其缺口量。但在试点的现实操作过程中，由于有的地方基准过高，导致部分已经将能耗控制得不错的企业，其价值在配额上得不到认可。

“我们有一个电厂，效率高、煤耗低，但即便如此，每年还要花一两千万元去购买配额。”某电力集团一位负责人在接受第一财经1℃记者采访时表示，“建立碳市场的目的不是从企业身上割肉，而是鼓励效率高、煤耗低的企业多发电，同时做一些投资来降低煤耗、提高效率。”

另外，也有受访者向第一财经1℃记者介绍，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。

弄虚作假的现象在试点过程中也有发生。比如，王志轩介绍，在此前相关检查工过中，曾发现个别企业或第三方机构碳排放数据作假的问题。

此外，有的试点省份，无论发电企业缺多少配额，都将履约上限设定为20万吨的配额。“从市场来说这是不合理的，但这样做的目的是减轻受管控企业的负担，目前很多火电厂的经营举步维艰。”一位受访者对第一财经1℃记者说。

由于以上种种原因，试点以来，个别省份的碳交易断断续续，有的甚至出现过首笔交易后再无交易的现象。

有受访者向第一财经1℃记者表示，市场交易异常冷清造成不少企业的专门负责碳交易的部门可有可无，负责碳交易人员中不少是兼职，缺乏专业性。有的企业当初为了进行碳交易还成立了专门的公司，结果只能去做一些与碳交易关系不大的副业。

小步快走

十年来，因为市场过于冷清，那些在前期参与CDM和中国碳权交易试点的一大批人，有的已经转到了其他岗位，有的甚至已经彻底离开了这个行业。

但随着全国碳交易市场即将上线，不少人的积极性又得到了调动。一些企业开始重新组织新的交易结构，成立新的交易部门，兼职人员逐渐由专职人员替代。

所有这一切都在为建立全国碳交易市场做准备。

谈及全国碳市场选择此时上线交易，作为全国碳市场机制的设计参与者，王志轩认为是“恰逢其时”，“太早了之前的问题还没有得到很好地解决，太晚了又不利于中国低碳经济的推动。”他希望，接下来的全国碳交易市场的发展步伐，能够平稳并快速发展，这样能给企业、投资者以及更多的相关方释放一个促进碳减排的积极信号。

王志轩最期待的是，全国碳交易市场上线后，能够既平稳又活跃，并尽可能减少剧烈波动。“过去十年试点过程中存在的一些问题，或许还会在全国碳交易市场上线后交易出现，这需要在实践中不断解决。”他表示，即便是在完全市场经济的模式下进行的欧洲碳市场，在发展过程中也经过了好几个阶段，目前仍然在完善之中。

“从过去十年的试点经验来看，市场交易的活跃度反映了碳减排政策的力度和预期。在全国碳交易市场建成后，也可能存在一些企业拿到配额以后，为减少风险，交易意愿弱的情况。”王志轩认为，目前的另一个问题是，碳价格波动较大，且与相关碳减排要素的关联性不大，主要还是碳市场机制与减碳宏观政策之间关联性不高所致。

不少受访者认为，今年是全国碳交易市场的元年，配额可能相对宽松，但随着市场的发展，企业届时需要投入更多真金白银去购买。“所以大家现在非常重视，努力做好一切前期准备。”郑运昌说。

首批纳入全国碳排放配额管理的是发电行业，总计2225家发电企业和自备电厂，二氧化碳排放总量约为40亿吨/年。这些企业将成为参与全国碳市场交易的主体，它们当中90%以上是首次参与碳市场，此前参与区域试点碳市场的发电企业共有186家。

在郑运昌看来，“在未来一段时间里，全国碳交易市场将以小步快走的节奏前行。在这个过程中，对企业而言，需要有更多的人才投入到市场中来，才能抓住市场机遇。”

自“十二五”（2010年）开始，碳强度下降目标正式成为我国五年发展规划的约束性指标。2011年10月，国家发改委启动我国碳交易试点工作，选择北京、上海、天津、重庆、深圳、广东、湖北（五市二省）作为碳交易试点省市，开始我国地方碳市场的探索。2021年7月，全国碳市场鸣锣开市，共纳入火电行业2162家企业、45亿吨配额。自此，我国形成了地方碳市场和全国碳市场并存的局面。随着“双碳”目标相关工作的逐步深入，碳市场对“双碳”目标的贡献和助力成为社会各方关注的焦点话题。在此背景下，我国地方碳市场和全国碳市场并存的现实也成为社会各方关注的焦点之一，其核心问题是“在并存现实下如何发挥地方碳市场和全国碳市场协同创新的功能，为全国和地方碳减排工作提供最大助力。”笔者就上述问题，从碳市场关联性、差异性，以及地方碳市场和全国碳市场如何协同创新三个方面提出建议。

地方碳市场和全国碳市场的关联性

地方碳市场和全国碳市场秉承推动企业绿色低碳转型的共同使命，在机制设计、管控对象、价格信号等方面存在较强的关联性。

机制设计

地方碳市场自2011年开始筹建，2013年开始陆续启动，经历了我国碳市场从无到有的过程，在碳市场的法律基础、碳排放监测、报告与核查体系（MRV）、配额总量设定和分配方法、交易制度安排与信息化平台建设、抵销机制和履约机制设计、市场运行管理、碳金融创新等方面不断填补国内空白，积累了丰富的经验。全国碳市场在地方碳市场8年探索尝试的基础上不断推陈出新，设计适合全国碳市场的法律制度、总量设定、配额分配、信息系统、抵销机制、监督管理等机制安排，但总体来看，全国碳市场的机制设计仍然大量借鉴地方碳市场的经验、吸取地方碳市场的教训，特别是在配额分配方法、MRV标准体系和市场运行管理等方面尤其明显。这种机制设计上的关联性将有利于地方碳市场和全国碳市场的协同创新。

管控对象

除北京和深圳两个碳市场以外，其他地方碳市场的管控对象主要以电力、钢铁、水泥、建材等传统高耗能、高排放行业为主，且传统高耗能、高排放行业管控对象的配额规模占据地方碳市场的绝大部分，这也是北京和深圳两个碳市场管控的配额规模在地方碳市场名次落后的原因。而按照全国碳市场的设计，地方碳市场纳入管控的传统高耗能、高排放行业也是全国碳市场的管控行业。目前全国碳市场将电力行业纳入管控后，原先在地方碳市场纳入管控的电力企业已经进入全国碳市场，不再受地方碳市场的约束。因此，随着全国碳市场管控范围的不断扩大，地方碳市场管控的传统高耗能、高排放行业将脱离地方碳市场，进入全国碳市场，这将大幅降低地方碳市场的管控数量及配额规模。而管控数量，尤其是配额规模的大幅降低将对地方碳市场产生较大影响。

价格信号

全国碳市场启动至今，价格始终稳定在40～60元。这个价格水平大约为地方碳市场平均价格的两倍。地方碳市场和全国碳市场价格水平的极大差异，必然对碳市场的交易参与者产生心理影响。全国碳市场的高碳价水平将提高地方碳市场的交易参与者对地方碳市场价格水平的心理预期，并潜在影响地方碳市场的交易参与者的交易行为。2021年下半年大部分地方碳市场碳价水平的大幅上涨，受此心理影响的可能性很大。因此，虽然地方碳市场和全国碳市场在管控对象上完全脱钩，但在碳价格信号的关联上是不可避免的。

地方碳市场和全国碳市场的差异性

地方碳市场和全国碳市场既存在上述关联性，也存在较大的差异性，主要体现在地域范围、未来管控对象、机制灵活性等方面。

地域范围

地方碳市场服务的地域是地方省市，全国碳市场服务的地域是全国。从全国碳市场的角度，碳市场的设计要充分考虑碳市场对不同行业、不同地域管控对象的减排措施、经营成本和成本转嫁等方面的影响，通常要求碳市场设计更加平衡、更加包容。从地方碳市场的角度，地方省市之间存在能源结构、产业结构、贸易结构和生态环境等较大的差异性，地方碳市场的设计可以更好地从本省市的实际需要出发，以完成本省市的环境保护、能源和碳强度约束性指标为主要目标，创新发展的空间更为广阔。

未来管控对象

按照目前全国碳市场的设计，未来主要的高耗能、高排放行业将全部纳入全国碳市场，留给地方碳市场纳入的管控对象将以制造业、建筑业和交通业为主。管控对象的变化将对地方碳市场产生较大的影响，主要表现在以下三个方面：一是管控对象的数量可能增长较多，对行政管理的成本提出挑战；二是单个管控对象的碳排放量将大幅降低，对参与碳市场的驱动力产生影响；三是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。

机制灵活性

未来，全国碳市场将覆盖全国碳排放主体的行业和企业，覆盖的配额规模大、纳入管控的企业体量大，体制机制的稳定性要求通常压倒灵活性要求，碳市场主动创新的风险大。而地方碳市场规模更小、市场反应更加灵敏、碳市场主动创新的风险小，因而可以探索制定更加灵活的市场机制。

地方碳市场和全国碳市场协同创新的困难和建议

地方碳市场和全国碳市场协同创新，既存在一定的难度，也具有较大的空间。

协同创新的困难

推动地方碳市场和全国碳市场协同创新，目前存在以下现实障碍：

一是地方碳市场的存在年限未定。按照2021年3月30日生态环境部《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》的规定，“本条例施行后，不再建设地方碳排放权交易市场。本条例施行前已经存在的地方碳排放权交易市场，应当逐步纳入全国碳排放权交易市场。具体步骤和办法由国务院生态环境主管部门制定。”按照此规定，国务院通过《碳排放权交易管理暂行条例》后，地方碳市场将逐步纳入全国碳市场，纳入的节奏由生态环境部确定。在此情况下，地方碳市场继续存在的时限不确定，将严重影响地方碳市场的创新发展。

二是全国碳市场纳入其他高耗能、高排放行业的节奏未定。全国碳市场纳入其他高耗能、高排放行业，必然对地方碳市场产生较大的影响。在全国碳市场未确定纳入节奏的情况下，地方碳市场考虑未来将纳入全国碳市场的管控行业在市场机制优化完善和创新发展方面，存在设计和操作难度。

协同创新的建议

地方碳市场和全国碳市场协同创新存在较大空间，机制创新性、互补性较强，能够为全国和地方省市实现“双碳”目标提供助力。为充分发挥地方碳市场和全国碳市场协同创新的主动性、积极性和首创性，建议如下：

一是充分肯定地方碳市场在推动地方减排发挥的作用，明确地方碳市场在未来全国碳交易体系中的位置。通过8年以来的实践，地方碳市场既证明了在本地减排目标实现、绿色低碳理念倡导、节能低碳产业促进方面发挥的积极作用，也为全国碳市场的建设提供了碳市场机制设计参考、碳市场参与者的能力培育以及碳交易理念的接受等方面的重大支撑，地方碳市场的作用应当得到肯定。面对“双碳”目标新形势，各省市正积极扛起主体责任，为实现本地区的“双碳”目标不懈努力。碳市场作为低成本、长动力的减排机制，将在各省市减碳工作中发挥更大的作用，尤其是在各省市碳达峰后的减排过程中发挥更加积极的作用。因此，建议参照资本市场“主板—创业板/科创板/新三板”等多层次资本市场的设计体系，明确地方碳市场在全国碳交易体系中的地方属性，和全国碳市场共同构成服务不同管控对象和地区的碳交易体系。

二是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。通过明确全国碳市场纳入其他行业的时间安排，地方碳市场能够在管控对象调整、市场规模变化和制度设计变更方面掌握主动权，减少创新难度。

在上述困难得以解决的情况下，地方碳市场可以在以下方面和全国碳市场产生协同创新的效应，具体建议如下：

一是地方碳市场可以根据本省市碳达峰的时间节点，做好将地方碳市场从目前强度型碳市场向总量型碳市场转变的准备。我国地方碳市场和全国碳市场目前均为强度型碳市场，而国际碳市场主流为总量型碳市场。与强度型碳市场相比，总量型碳市场在控制碳排放总量、低成本减排效果、促进绿色低碳技术和产业发展方面的作用更强。随着各省市碳达峰目标的提出，部分地方碳市场在本省市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。而全国碳市场在我国碳达峰的前提下也需要逐步向总量型碳市场转变，这无疑为全国碳市场提供了极为有益的借鉴。

二是地方碳市场可以根据高耗能、高排放行业纳入全国碳市场的节奏，转向纳入制造业、交通业和建筑业碳排放大户，补充全国碳市场管控范围的不足。德国2021年新启动的国内碳市场可作为借鉴。在欧盟碳市场自2005年开始纳入电力、钢铁等行业的情况下，德国决定自2021年开始启动其国内碳市场，纳入交通业和建筑业，以补充欧盟碳市场未将上述行业纳入管控的不足，实现更大力度的减碳目标。未来地方碳市场可在全国碳市场管控范围以外的行业中探索建立碳市场，既是对全国碳市场的有益补充，也有利于本省市“双碳”目标的实现。

三是地方碳市场可以继续完善和探索更多的配额有偿分配方法。配额分配方法向有偿分配过渡是全球碳市场的共性要求。目前全国碳市场尚未开展有偿分配，地方碳市场除广东碳市场以外也仅有少量尝试。未来可以鼓励地方碳市场更多地开展配额有偿分配的探索和实践，在此基础上总结经验和不足，为全国碳市场开展有偿分配提供借鉴。

四是地方碳市场可以开展更多的碳金融创新实践。从全国碳市场开市以来的碳金融创新来看，地方碳市场的碳金融创新在全国碳市场有较好的应用场景，例如配额或者CCER抵质押贷款等。因此，可以鼓励地方碳市场继续开展碳金融创新，例如碳市场的MRV机制如何服务管控企业的绿色融资等。

五是地方碳市场可以开展跨境碳市场创新实践，特别是粤港澳大湾区碳市场。粤港澳大湾区绿色发展是国家战略目标，粤港澳大湾区碳市场的建设有利于为粤港澳大湾区绿色发展提供统一的抓手和平台，与粤港澳大湾区的绿色金融实践相互补充、相互促进，能够极大增强粤港澳大湾区绿色低碳发展的动力，实现我国碳市场与境外碳市场在一定程度上的互联互通，为全国碳市场走向全球探索道路。

（本文来自中欧碳中和，内容有删减）