2021年7月16日，全国碳排放权交易市场（以下简称“全国碳市场”）正式启动，开盘价为48元/吨，开盘后首笔交易即以52.78元/吨的价格撮合成功，相比开盘价涨幅达9.96%，几乎触及“涨停线”。

全国碳市场首单交易标志着全国碳市场各项准备工作已基本完成，从2021年1月1日开始的全国碳市场第一个履约周期进入实质履约阶段，全国范围内以市场化机制推动减排的工作正式拉开序幕。

2020年12月召开的中央经济工作会议将碳达峰、碳中和工作列为八项重点工作任务之一，全国碳市场交易的平稳顺利开启将成为实现这一目标的重要支撑。

一、全国碳市场背景介绍

碳市场是市场化减排工具，可以实现资源的优化配置。碳市场是碳定价机制的一种，通过市场形成的价格信号对控排企业进行低碳转型提供引导。控排企业减排成本低于碳价时，可选择减排并在碳市场上出售碳配额以获利，而减排成本高于碳价时，则可选择从市场购买配额以履约。

因此，与要求所有企业均进行减排的行政命令相比，碳市场可以帮助全社会以更低的成本实现同等的温室气体减排量。与二氧化硫等污染物具有较强地域特征不同，二氧化碳等温室气体具有高度同质性，在全球任何地方排放的二氧化碳都会为地球带来同等的温室效应，因此取得同等温室气体减排量相当于实现了相同的气候变化减缓目标。

总体而言，碳市场可以为企业长期低碳转型、低碳投资等活动提供较为确定的政策与价格信号，从而助力实现碳中和这一长期战略目标。

全国碳市场建立在试点碳市场丰富的经验基础上。2011年10月以来，我国陆续在北京、上海、天津、重庆、湖北、广东、深圳和福建8个省市开展了碳排放权交易试点。截至2021年6月，试点碳市场共覆盖20多个行业，近3000家重点排放企业，累计产生约4.8亿吨交易量，累计成交金额约114亿元。[1]

各试点碳市场对碳排放交易进行了制度设计、纳入行业与交易产品等各方面的探索，为全国碳市场的制度设计与人才培养提供了宝贵且丰富的试点经验。

全国碳市场比试点碳市场更具效率。流动性是衡量市场运行状况和市场效率的基本指标之一，全国碳市场的流动性将显著强于试点碳市场。

一方面，从规模来看，全国碳市场当前覆盖2162家电力企业所产生的约45亿吨二氧化碳当量排放，占全国总排放量的40%以上，规模远大于试点碳市场，同时也是世界上规模最大的碳市场，覆盖的排放量约为欧盟碳市场的3倍，且未来随着纳入更多行业与温室气体，这一数字将进一步增长。[2]

另一方面，各试点碳市场存在地理与行政上的分隔，导致配额无法互认，处在不同地区、参与不同试点碳市场的企业无法互相交易，导致流动性不足，这一缺点将随着全国碳市场将覆盖范围拓展至全国而得到改善，企业将可以突破属地限制进行交易，碳配额将在全国范围内流动。

二、交易机构发布公告，为全国碳市场交易提供指引

生态环境部于2021年5月公布的《关于发布和的公告》称，全国碳排放权交易机构成立前，由上海环境能源交易所股份有限公司承担全国碳排放权交易系统账户开立和运行维护等具体工作。[3]

2021年6月22日，上海环境能源交易所发布《关于全国碳排放权交易相关事项的公告》（以下简称《公告》）标志着全国碳市场各项准备工作已基本完成，相关规定将为全国碳市场交易活动的正常进行提供指引。[4]

《公告》确立了一系列规定，对全国碳市场的平稳顺利运营提供有效保障。首先确定了碳排放配额的名称为“CEA”，同时规定了交易方式包括挂牌协议交易、大宗协议交易和单向竞价，前两种统称为协议交易。

《公告》对协议交易的交易量、交易价格与交易时段等作出规定，其中挂牌协议交易单笔买卖最大申报数量应小于10万吨二氧化碳当量，价格波动限制为上一交易日收盘价的±10%，交易时间为每周一至周五上午9:30-11:30、下午13:00至15:00，与A股主板保持一致；大宗协议交易单笔买卖最小申报数量不小于10万吨二氧化碳当量，价格波动限制放宽，为上一个交易日收盘价的±30％，交易时段为每周一至周五下午13:00至15:00。

同时，《公告》也对收盘价进行了明确，为当日挂牌协议交易所有成交的加权平均价；当日无成交的，以上一个交易日的收盘价为当日收盘价。该规定同样与股市保持一致。

《公告》对风险管理工作进行补充与完善。《公告》指出，全国碳排放权交易信息由交易机构进行发布和监督，交易机构根据《交易规则》对与全国碳排放权交易有关的交易活动、交易账户管理等业务活动进行监督，并允许交易主体通过交易系统查询相关交易记录。

《公告》同时确定了风险警示与异常交易监控制度，对异常行为的相关处理措施除提醒与要求报告之外，还包括强制资金、限制账户使用与限制交易产品划转与交易等强制措施，对交易活动正常进行提供保障。

此外，《公告》还指出上海环交所将提取风险准备金，直至风险准备金余额达到其注册资本，有助于作为全国碳市场交易机构的上海环交所本身提高抗风险能力。

值得注意的是，此前5月底“绿色金融 低碳未来”主题论坛上曾预计将出现的最大持仓量限制制度与大户报告制度在本次《公告》中并未提及，《公告》也并未明确表明交易与结算时限，相关规定可能将在未来另行推出细则，以便提供更全面的风险保障。

三、碳配额价格长期来看将上涨，CCER有广阔发展空间

试点碳市场碳配额价格总体偏低，2020年平均成交价格在27.4元/吨，最高的北京碳市场达91.8元/吨，但除北京以外碳价均不高。全国碳市场首日成交均价为51.23元/吨，相比开盘价的48元/吨上涨6.73%，当天最高价达52.80元/吨，触及涨停线，最低价为48元/吨，与开盘价持平，显示了市场对碳价的良好预期。

全天交易总量为410.4万吨，约为2020年各试点碳市场交易总量的7%；交易总额为2.1亿元，约为2020年各试点碳市场交易总额的八分之一，显示了全国碳市场良好的流动性（数据来源：Wind. 中央财经大学绿色金融国际研究院整理）。

如下表所示，从当天各试点碳市场现货交易可得数据来看，全国碳市场的成交均价较高，除比碳价历来最高的北京碳市场低20%左右外，全国碳市场碳价显著高于其余试点碳市场，同时成交量与成交额均明显高于各试点碳市场。

表 1 全国碳市场首日成交情况与部分试点碳市场对比，数据来源：Wind. 各试点碳市场官网. 中央财经大学绿色金融国际研究院整理。注：截至完稿，上海试点碳市场7月16日数据尚未更新，采用7月15日数据；全国碳市场成交量采用公布的410.40万吨；其余试点碳市场成交规模过小或数据不可得。

由于目前全国碳市场配额总量设置方式为“软上限”，未做明确上限限制，企业发电量越高所获配额也越多，配额是否短缺主要和其发电能耗效率有关，先进机组会产生配额盈余，落后机组会产生配额短缺。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）》，为降低配额缺口较大的企业的履约负担，全国碳市场设置了20%的履约上限，即超过20%的配额缺口可免于清缴。

同时，配额分配方式仅“免费分配”一种，当前并未引入拍卖等有偿分配方式，企业获得初始配额并不需要付出额外成本，因此总体来看配额短缺现象不明显，短期内碳价上行压力不大。相关规定给重点排放单位适应低碳转型提供了一定时间。

长期来看，全国碳市场成本将逐步走高。一方面，全国碳市场总量设置与配额分配机制将发生改变，未来全国碳市场预计将逐步收紧配额总量，并推出拍卖等有偿分配方式，因此获取配额成本将增加；另一方面，碳价也由控排企业的边际减排成本决定，随着较低成本的减排活动逐渐完成，未来企业将被迫采用更高成本的手段实现强制减排目标，因此也将逐步推高碳价。

此外，碳价将呈现更稳定的特征。《公告》对挂牌协议交易和大宗协议交易的成交价格分别做出了10%和30%的限制，即对碳价波动范围做出限制，避免了此前试点碳市场曾出现过的一天涨跌幅超过40元、达碳价7倍左右的情况，稳定的碳价有利于市场更平稳的运行，对相关企业合理安排生产、经营活动提供保障，也更能发挥以市场机制促进低成本、高效率减排的目的。

除碳配额价格外，CCER价格也是碳价的重要组成部分。未来全国碳市场中的CCER价格有望提升。有数据显示，目前全国的CCER累计签发量为4980万吨，而可满足各试点碳市场抵消要求的CCER仅约1500万吨。

全国碳市场当前约覆盖45亿吨二氧化碳当量排放，未来随着纳入更多行业与温室气体，这一数字将进一步增长，以最高允许抵消5%的规定计算，CCER市场容量的最大规模将超过2亿吨，当前已签发的CCER项目规模远远不足，将推高CCER价格，未来CCER市场也有较大发展空间。

四、政策建议

1. 尽快完善全国碳市场法律保障

随着碳交易市场覆盖范围由试点拓展至全国，未来还将拓展至多个行业、纳入更多交易主体，对碳市场的管理难度也进一步上升，高级别立法可对各项管理工作提供强有力的法律依据，促进树立全国碳市场的权威性。

当前虽然生态环境部已有一系列部门规章出台，但无法设定严格的惩戒措施以减少违约行为。一方面，应尽快完善《碳排放权交易管理暂行条例》的内容。目前，《条例》已纳入国务院2021年度立法工作计划，且下发至地方发改委、金融监管等部门进行第二轮意见征求，应加快这一进程，在全国碳市场第一个履约期就提供有效法律保障，使全国碳市场实现有法可依。[5]

另一方面，在更高级别上我国可出台《应对气候变化法》并将碳达峰、碳中和目标写入其中，从而对全社会的低碳转型工作做出更明确的引导与更强有力的保障，推动各部门之间形成协调机制，确保全国碳市场各项政策维持长期稳定。

2. 进一步完善制度设计

当前制度框架虽然已经基本建立，但仍然不够全面、完善，未来在完善制度设计方面可重点关注以下几个方面：

第一，尽快将钢铁、水泥等碳核算工作较为完善的行业纳入，并考虑纳入甲烷等非二氧化碳温室气体；

第二，目前有偿分配机制、碳价限制机制、信用监管、联合惩戒等方面仍未明确细节内容，应尽快出台相应细则以完善制度体系建设；

第三，当前《管理办法》对CCER项目的定义与范围不甚明确，应尽快制定相关细则，进一步规范CCER发展，为相关行业建立清晰的激励机制；

第四，在交易方面，应进一步商讨最大持仓量限制制度与大户报告制度等风险管控制度，减少投机行为，避免市场风险过度集中及市场操纵，促进全国碳市场更好发挥减排履约政策工具的效果。

3. 引入碳金融产品，提高碳配额价值

全国碳市场启动初期仅包括碳配额现货一种交易品种，主要满足企业履约目标，金融属性不足，未来应通过各类碳金融产品引入提高碳配额的价值。

一方面，各试点碳市场已在碳资产托管、碳质押贷款与碳配额回购等业务方面开展了一系列探索，为全国碳市场积累了宝贵经验，未来应推动各金融机构围绕全国碳市场碳配额（CEA）设计碳质押贷款等相关金融产品，助力重点排放单位低碳转型，提高企业参与意愿。

另一方面，证监会已指导广州期货交易所开展碳期货研究，应进一步加快碳期货研究进程，适时引入碳金融衍生品。碳期货等衍生品具有风险管控、价格发现、增加市场流动性等功能，在建立健全相关监管机制后引入碳金融衍生品将有利于引导形成有效碳价，并将碳价波动控制在合理范围内，从而对减排产生持续稳定的激励，更好促进实现碳达峰与碳中和战略目标。

4. 强化MRV体系建设

全国碳市场是碳定价机制在全国范围内发挥作用的重要平台，而这一体系良好运转并使参与者测算出合理的碳减排成本与低碳投资收益的前提是真实且准确的碳排放数据。公平、公正且透明的测量、报告、核查体系（Monitoring, Reporting and Verification, MRV）是碳排放数据准确性与可靠性的重要保障，是全国碳市场的重要监管手段之一，也是科学的配额总量设置与分配的基础。

未来随着更多行业的控排企业和其他市场交易主体的加入，对MRV体系建设的要求将进一步提高。目前我国虽然已公布24个行业企业碳排放核算报告指南，《碳排放权交易管理办法（试行）》也对排放量测算、报告和核查进行了初步规定，但仍然面临着强制与惩罚力度弱以及对第三方核查机构约束不足等问题，MRV体系相关配套制度仍需进一步完善。

未来应针对电力等八大行业的配额核算方法、数据监测方法与企业碳核查方法等建立更科学且执行性更强的方法学，并完善技术支撑体系，加强能力建设，强化MRV的管理、执行、评估和监督；应强化对核查机构的培训与监管，发挥第三方核查机构在政府规则和企业执行之间承上启下的作用，确保数据的准确性和报告的真实性；在完善数据透明度和准确性的前提下，应加大对违规行为的惩处力度，引导全国碳市场形成有效的碳价信号。