全国碳市场即将不完美开市

将于2021年6月底开市的中国碳排放权交易市场（下称“碳市场”）将超过欧盟碳市场，成为全球交易规模最大的碳市场。

碳市场起源于2005年2月生效的《京都议定书》，是以市场化手段促进温室气体减排的路径。碳市场是从实体产业里衍生出来的虚拟市场，基础建设工作量大、数据系统规模庞大，需新建众多的标准规范。

中国从2011年10月开始在北京等七省市试点区域碳市场。2017年底，国家发改委发布《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》，计划用三年时间完成全国碳市场建设。

但直到2020年9月，中国确定“双碳”目标后，全国碳市场的建设才开始加快步伐。

据主管部门生态环境部发布的消息，全国碳市场将在今年6月底开启第一笔交易，今年12月31日之前完成第一个履约周期。

多位业内人士近日对《财经》记者说，全国碳市场的准备时间不足，相关标准法规至今还没全部发布，将影响各方参与碳市场的积极性，希望主管部门早日完善。

从欧盟的经验看，碳市场很难一开始就完美运行，需不断修正和完善。欧盟碳市场早在2005年就开始运行，历经多次修改，是中国建设碳市场的重要参照物。

根据金融数据公司路孚特对全球碳交易量和碳价格的评估，2019年欧盟碳交易额达1690亿欧元，占全球碳市场份额的87%。从减排效果上来看，截至2019年，欧盟碳排放量相对1990年减少了23%。

图1：碳排放交易体系典型运行流程

图2：中国碳市场年度配额供需形势

6月底前开市

碳市场交易体系主要由碳排放权注册登记系统、交易系统和结算系统三部分组成。全国碳市场的三大系统将分属上海、武汉两地：上海是交易系统所在地，武汉是注册登记系统和结算系统的所在地。

截至发稿时，上述机构尚未组建完成，暂由上海环境能源交易所和湖北碳排放权交易中心承担相关职责。据《财经》记者综合多位业内人士的信息，虽然两大机构的股东结构、注册资金等因素尚未确定，但运营团队早已成立，可保障全国碳市场6月底顺利开市。

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。

与欧盟等其他碳市场不同，中国碳市场目前未制定总量控制目标，只是设定了相对总量目标——即以发电企业的发电量为基础，依据一定的基准值，计算出每家企业分得的配额数量;将所有企业的配额量相加，得到全国总的配额量。也就是说，发电量越多，配额总量越多。

在基准值一定的情况下，每家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。每家企业的盈余和亏损情况，决定了整个碳市场的供需情况，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。

全国碳市场第一个履约周期的基准值根据《2019-2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》确定。该方案还指出，为降低配额缺口较大的企业的履约负担，缺口量20%为企业清缴配额义务的最高限值，超过20%的配额缺口可免于清缴。

一般来说，基准值是以行业平均水平，或者较先进的水平确定。但多位业内人士对《财经》记者说，全国碳市场第一个履约周期的基准值设置不是很严苛，大多数企业获得的配额指标与其实际排放量相比相差无几。

彭博新能源财经表示，为了确保碳市场平稳启动，中国碳市场的配额分配标准稍显宽松。不过，各国碳市场刚启动时配额分配一般都比较宽松，配额价格也偏低。

中国各区域试点碳市场的碳配额交易价格差异较大，在10元-60元/吨之间，均价在20元/吨左右。

对于全国碳交易市场开市后的价格预判，多位业内人士对《财经》记者表示，预计开市初期碳价可能会在30元/吨左右，略高于试点地区的平均水平，短期内价格会有小幅波动，但从长期看来价格应该会有一定的上涨空间，与碳排放控制愈加严格的趋势相对应。

发电企业则希望初期碳价尽量低。中国最大的火电企业国家能源集团旗下共有159家火电企业纳入全国碳市场，装机规模约占据全国火电的六分之一。初步测算，国家能源集团在全国市场的首个履约期的配额情况略有盈余，不过该集团旗下单个火电企业有亏有盈。“希望全国碳市场初期碳价不高于30元/吨。”国家能源集团碳管理部门负责人肖建平对《财经》记者说。

图3：全国碳市场碳价预测

图4：全国碳市场重点碳排放行业纳入顺序及规模变化预估图

图5：2005年-2010年欧盟碳市场碳价

肖建平认为，中国未建立碳价电价联动机制，碳成本由发电企业独自承担。目前煤价已超过1000元/吨，大部分煤电企业处于或即将进入亏损状态，过高的碳价会给火电企业雪上加霜。

在碳市场的交易量方面，试点市场每年的配额交易量大概占配额总量的5%左右。中创碳投科技有限公司副总经理郭伟对《财经》记者说，按这一比例估算，全国碳市场开启前两年每年的交易量将可能保持在2亿-3亿吨左右。待碳期货品种批准上市后，按照50倍左右的杠杆放大，全国碳市场年交易量预计能达到百亿吨，达到甚至超过欧盟碳市场的交易量。

交易细则仍在制定

全国碳市场开市在即，交易中的一些细则仍在完善之中。

在交易成本方面，全国碳市场的交易手续费费率尚未确定。目前业内有两种声音：一种声音认为初期应该免收手续费，另一种声音则认为手续费应该随着交易量和碳价的提高，而逐年下降。

区域试点碳市场的手续费费率不一，最低的广东试点市场收费标准为2‰。肖建平表示，全国碳交易的交易量和交易额都超过所有试点市场之和，收费标准应低于所有试点中最低的收费标准，即低于2‰。后续随配额价格的走高，手续费还应该有所降低。

另一个备受业界关注的问题是：第一个履约周期的履约年份目前仍不明确。

一般来说，企业今年需完成去年的配额履约。今年初，主管部门会按照前年配额量的70%预发给企业。核定完成之后，主管部门再给企业发放去年的实际配额量。在履约截止日期前，企业根据实际分得的配额与排放量相比的盈亏情况，在碳市场完成履约。

目前，省级生态环境主管部门根据企业2018年度供电（热）量的70%，预发了2019年-2020年的配额。那么，在2021年12月31日前，企业是需要完成2019年一年，还是2019年和2020年两年的配额履约？生态环境部没有给出明确答案。

肖建平说，2019年度已经过去两年，财务账目基本已全部封账，对2019年的排放履约存在财务上的难题。更重要的是，一年承担两年的碳成本，加重了企业经营负担。

此外，在今年第一个履约年结束之后，未来每年配额发放的时间、基准值的高低、履约截止时间等交易相关的关键因素如何制定，目前也没有明确。

在全国碳市场开市之后，分属上海和武汉两地的“双城”模式如何运作顺畅——也是当前业内关注的焦点。主管部门原计划由上海和武汉两地为主，联合其他区域试点碳市场地区共同组建两个新的机构，运营管理全国碳市场。但各方利益难以协同，导致组建工作一直没有实质性进展，目前只能暂时由上海环境能源交易所和湖北碳排放权交易中心承担具体工作。

“这就好比孩子都要出生了，准生证还没办好。”不愿具名的一位碳市场研究人士说。他认为，一个临时机构担任组织管理工作，肯定会影响效率和运作流程。而全国碳市场分属上海和武汉两地，对参与碳市场的各方也是一个挑战。

发电企业认为“双城”模式会带来交易成本的上升。来自华东地区某发电企业的研究人士对《财经》记者抱怨说，在全国碳市场做出交易指令后，需隔天才能到账结算。比起实时交易的其他金融产品来说，碳市场交易资金的占用时间偏长，抬高了成本。

但从欧盟经验看，地理位置对碳市场运营的长期影响不大。路孚特首席电力与碳分析师、牛津能源研究所研究员秦炎告诉《财经》记者，欧盟碳市场成立之初，交易所在英国、德国、法国、挪威都有;碳市场的登记系统则分布于20多个成员国。分散的地理位置并没有影响欧盟碳市场的运行。中国碳市场覆盖的碳排放量是欧盟的三倍，“双城”模式在运行初期的协调工作的确比较费时，但运行成熟之后，难题就会迎刃而解。

顶层设计待完善

从长期来看，顶层设计的完善是影响中国碳市场发展更重要的因素。

构建全国碳市场的一系列法规里，《碳排放权交易管理暂行条例》（下称“条例”）是法律效力层级最高的一项。根据《国务院2021年度立法工作计划》，今年国务院拟制定的行政法规里即包括该条例，条例离正式发布仅一步之遥。

条例对各方在碳市场中的职责，数据采集、监测、报告及核查制度（MRV）等多个环节做出了规范和定义，但仍有几个关键因素未能明确。

首先，业内普遍认为，中国碳市场目前的配额设定方式仅为过渡方案，应尽快制定未来的绝对总量目标。

总量目标设定一般分两种方式：一是根据绝对排放量或避免排放量而设定绝对总量，二是设定相对总量目标或基于强度的总量目标。中国目前采用的是第二种方式。

配额总量设定是确保碳交易体系环境效益的关键，也是决定排放配额经济价值的主要因素。只有设定了绝对总量上限的碳排放交易体系，才能更好地实现碳市场的环境效益。

郭伟认为，2024年-2028年是中国大部分地区和行业实现碳达峰目标的关键时期，届时全国碳市场应从相对总量目标过渡到绝对总量控制阶段。同时，中国碳市场还应该制定一个涵盖近期、中期以及远期的路线图，给各方以清晰的预期，以免影响到市场的积极性。