pg电子平台党的十八大以来，以习同志为核心的党中央大力推进生态文明建设，我国生态文明建设取得历史性成就，生态环境质量持续改善，碳排放强度显著降低。“十四五”时期，我国生态文明建设进入了以降碳为重点战略方向、推动减污降碳协同增效、促进经济社会发展全面绿色转型、实现生态环境质量改善由量变到质变的关键时期，也是碳达峰的关键期、窗口期。

　　碳排放权交易市场（以下简称碳市场）作为碳减排的市场化途径，通过配额管理制度，将温室气体控排责任压实到企业，并设置相应的经济激励机制以推动企业加强碳排放管理，是以最具成本效益的方式实现减排目标的重要政策工具。自“十二五”以来，我国为了应对气候变化、促进经济可持续发展、提升资源利用效率、推动低碳转型，开始进行碳排放权交易（以下简称碳交易）试点，推进全国碳交易体系建设。目前，我国碳市场的发展取得了长足进步，全国碳市场已成为全球覆盖碳排放量最大的碳市场。但与国际先进碳市场相比，我国碳市场仍处于发展培育期，存在很大的发展空间。

　　*本文隶属于高金智库成果简（要）报系列，执笔人为上海交通大学中国金融研究院毛诗倩。受版面所限略去参考文献。

　　我国碳市场建设经历了从无到有，采取先进行地方碳市场试点，再稳步推进全国碳市场发展的思路，目前处于地方试点与全国碳市场并行阶段。除配额交易外，项目申请还可使用国家核证自愿减排量（CCER）抵消碳排放。CCER于2013年1月启动，但前期受多种因素制约发展相对缓慢，国家发改委于2017年暂停了对CCER项目的审批备案。

　　2010年9月，国务院发布《关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》，首次提出要建立和完善主要污染物和碳排放交易制度。2011年3月，国务院印发《中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》中提出逐步建立碳市场，推进低碳试点示范。2011年10月，国家发改委发布《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，批准在北京市、天津市、上海市、重庆市、广东省、湖北省、深圳市进行碳排放权交易试点，各试点在两年内陆续开始交易，之后市场建设稳步推进，2018年在福建成立了第8个碳交易试点市场。试点市场广泛纳入包括电力、钢铁、水泥等20多个行业，近3000个重点排放单位，为全国碳排放权交易体系的建设和实施奠定了坚实基础。这一系列试点市场为我国在碳市场领域积累了宝贵经验，同时对推动试点省市控制温室气体排放、探索“双碳”目标实现路径发挥了积极的作用。

　　截至2023年7月27日，从碳交易量来看，我国地方碳市场共完成碳交易总量44905.18万吨，于2019年达到交易峰值7090.25万吨，之后逐年下降，仅福建、上海和湖北碳市场的成交量近两年有所增加。从各碳市场交易总额来看，我国碳交易市场交易总额约为123.18亿元，于2022年达到交易峰值22.07亿元（见图1）。由于我国的各地环保政策、经济发展、以及行业结构等差异以及各试点的建设进度不同，各个试点省市的碳交易市场情况差异性很高。其中广东碳交易试点市场的成交总量和成交总额最多，均超各地方碳市场总和的40%，是唯一成交总量吨数过亿的碳交易试点市场。从各碳市场成交均价来看，我国碳交易市场配额均价涨幅明显，2022年达51.85元/吨，同比增幅54.69%。从配额价格情况来看，北京碳交易试点市场的成交均价是所有碳交易试点市场中最高的，达66.88元/吨，远高于其他地方碳市场。随着全国碳市场的启动与发展，各地方碳市场的发展情况正在逐步靠拢，2022年市场规模差距同比明显减少。

　　在七个试点碳市场启动后，2013年11月党的十八届三中全会进一步提出推行全国碳交易。2014年底，国家发改委发布《碳排放权交易管理暂行办法》，首次明确了全国统一碳交易市场的基本框架。2017年12月，国家发改委印发《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》，标志着全国碳市场正式启动。2020年12月生态环境部发布《全国碳排放权交易管理办法（试行）》，对全国碳交易及相关活动进行了全面规范，进一步加强了对温室气体排放的控制和管理，为新形势下加快推进全国碳市场建设提供了更加有力的法洽保障。2021年1月1日起，我国正式启动全国碳市场第一个履约周期，标志着全国碳市场的建设和发展进入了新的阶段。2021年5月生态环境部发布《碳排放权登记管理规则（试行）》、《碳排放权交易管理规则（试行）》和《碳排放权结算管理规则（试行）》，进一步规范全国碳排放权登记、交易、结算活动。2021年7月16日，全国碳交易在上海环境能源交易所正式启动，纳入发电行业2000余家。全国碳市场第一个履约周期年覆盖的二氧化碳排放量约为45亿吨，占全国碳排放量约40%，成为全球覆盖碳排放量最大的碳市场。

　　建立两年来，全国碳市场已经构建起基本的框架制度，市场运行总体平稳，交易价格稳中有升，交易情况符合全国碳市场基本定位。截至2023年7月31日，碳排放配额累计成交量2.41亿吨，累计成交额110.77亿元，日均成交量为48.63万吨，成交均价46.02元/吨，大宗协议成交量约占总成交量的80%。建立两年来，全国碳市场基本框架初步建立，市场运行总体平稳，成交价格稳中有升，交易规模逐步扩大，市场流动性有所提升，有效发挥了引导企业碳减排和碳定价功能，符合全国碳市场基本定位。

　　目前我国碳市场有两类基础产品，一类为政府分配给企业的碳排放量配额，是指政府通过设定碳排放配额的上限直接约束重点排放企业的排放量，从而减少碳排放总量；另一类为CCER，是根据国家发展改革委印发的《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》，企业自愿减排项目实现的减排量，经主管部门核证并在“国家自愿减排交易登记系统”进行备案后可获得CCER。CCER交易市场与碳排放配额交易市场互为补充，共同构成碳交易体系。

　　CCER于2013年1月启动，2013-2017年间，经过审定公示的CCER审定项目共2871个，备案项目861个，减排量备案项目254个，减排量备案约5000多万吨。但由于交易量小、个别项目不够规范等原因，新项目审批已经自2017年3月起暂停。已备案的项目仍可运行交易，主要在国家各地区试点碳市场进行交易，其中累计成交量最多的为上海碳市场。随着全国碳市场开市，2021年CCER成交量显著增加，各地方性市场的CCER成交总量骤然提升一倍有余，导致存量项目供给相对紧张、主体捂盘惜售。据IIGF《2022中国碳市场年报》统计，2022年全国CCER成交总量回落至795.9万吨，同比2021年下降高达95.46%；CCER价格区间从2022年初的35元/吨附近上涨至年末的60元/吨附近。

　　2023年2月，北京绿色交易所宣布将承建全国CCER交易中心，并宣布已完成CCER注册登记和交易系统的开发，为CCER重启签发做好基础设施准备。2023年3月，生态环境部发布《关于公开征集温室气体自愿减排项目方法学建议的函》，向全社会公开征集温室气体自愿减排项目方法学建议，表明我国将进一步加快重启CCER交易的进程。

　　一是监管法律法规不完善。我国的碳市场仍处于建设初期，需要统一的制度框架和法律政策体系，以确保市场的顺利运行。首先，目前我国缺乏碳市场国家层面的立法依据和行政法规，全国碳市场的制度基础仅限于生态环境部颁布的《碳排放权交易管理办法（试行）》，监管制度和体系建设上也尚未完善。其次，当前我国碳市场的处罚力度不足，导致企业对碳排放重视不够，一些企业为了追求利益可能会冒险违规操作pg电子平台，影响了市场中其他参与者的利益，从而降低了参与碳市场的动力。第三，我国尚未明确碳配额的法律属性，碳资产目前并不属于民法上的“物权”，这限制了碳资产在市场中的流通和交易，阻碍了碳市场的繁荣发展。

　　二是碳排放的监测核算/报告/核查（MRV）体系亟待建设。碳资产的形成依赖于准确可靠的碳排放数据，因此建立完善的测量、报告和核查（MRV）体系以确保企业碳排放数据的真实性、完整性和准确性，对于碳市场的规范运行至关重要。在监测方面，目前我国的企业碳排放统计核算规则可以分为三类。然而，不同行业之间核算规则的不统一以及监测技术相对滞后的问题导致了核算口径的差异，同时也影响了企业对碳排放问题的重视程度。在报告方面，当前的报告要求往往超过了企业的报告能力，导致企业披露的成本较高，同时信息公开披露的水平仍然相对有限。在核查方面，当前对核查机构和人员的监管制度尚不健全，核查要求不明确，核查机构的独立性不够，进而影响了碳排放数据质量。

　　一是我国碳市场交易存在履约驱动现象。为实现双碳目标，我国采用以强度控制为基本思路的配额分配方法设定碳排放控制目标，并以碳排放配额的形式进行免费初始分配。在履约周期结束时，要求重点排放单位向政府清缴上年度的碳排放配额。然而，因为大多数控排企业对于碳减排的重要性认识不足、对市场预期缺乏明确性、缺乏足够的碳交易经验等，导致企业仅为满足政策要求而进行碳配额交易，而非出于主动减排的动机。因此，企业自发交易意愿不强，仍以履约为核心驱动力，导致碳市场交易活跃度不高。从换手率来看，全国碳排放权交易市场第一个履约周期的换手率仅有2%，地方性碳市场平均换手率5%。相较于欧盟碳市场高达758%[1]的换手率，我国碳市场流动性明显不足。从交易时间来看，成交主要集中于配额清缴月份附近，2021年和2022年企业均集中于临近交割期12月左右（见图3），其余时间成交很少，导致市场流动性不稳定。从成交量看，因2022年底并无履约清缴要求导致市场活跃度下降，2022年的成交量同比下降超60%。

　　二是地区发展不均衡。目前，在我国碳排放权交易仍然采用八个试点市场与全国碳市场并行的格局。从政策角度来看，各地区的经济结构、能源结构、减排压力、生态环境等因素使得各地的监管规范和交易规则方面有所不同，导致了一些高排放产业将其生产转移到政策执行较为宽松的地区，从而削弱了全国减排的效果。从碳价角度来看，各试点地区之间存在较大差距。以2022年为例，北京市碳交易成交均价最高达96.74元/吨，而福建省仅为23.57元/吨，两者相差约3倍（见图2）。这样的碳价差异不利于全国碳市场的互联互通，阻碍了市场流动性的发展，同时也影响了碳交易的公平性和有效性。因全国碳市场与各地方碳市场之间的发展水平存在差异，导致各市场有效衔接仍然面临难度，碳市场无法充分发挥碳市场在优化资源配置、实现统一碳价、提升减排效率方面的作用，限制了碳交易市场的整体发展潜力。

　　三是覆盖行业相对单一。在全国碳市场的第一个履约周期中，实际负有履约义务的重点排放单位仅包括发电行业总计2011家企业。相较于我国庞大的制造业规模而言，这一覆盖范围稍显狭窄，钢铁、化工等高耗能行业尚未纳入其中，限制了碳减排政策的全面发挥作用。根据生态环境部的数据，全国碳市场第一个履约周期年覆盖的二氧化碳排放量约为45亿吨，而我国在2022年的二氧化碳排放量为114.8亿吨，可见全国碳市场仅覆盖了不到一半的排放量。同时，由于参与碳市场的企业主要集中在单一行业，导致了碳减排成本的相似性，行业间优势互补作用尚有待发挥，难以形成合理的碳价格，从而影响了市场的流通和运作。

　　目前我国的碳市场采用以强度控制为基本思路的行业基准法，实行免费分配碳配额，暂未设定总排放量上限导致碳配额相对较为宽松。然而，由于控排企业获得了充足的免费配额，甚至超过其实际温室气体排放需求，导致无需通过“配额交易”等二级市场行为来履约。加之企业对自主交易的意愿不强，导致碳市场配额价格相对较低，碳市场中的碳价无法准确反映真正的减排成本和碳市场的长期供需关系。与此同时，碳税作为具有极强法律约束力的另一重要的碳定价机制，直接影响企业和个人的经济行为。然而，我国目前尚未出台碳税政策，缺乏与碳市场互补支撑的机制，进一步导致碳价低迷。

　　目前2022年全国碳市场平均碳价为55.3元/吨，而同期欧盟的碳价约为88.36欧元/吨，差距仍然较大。根据《2022年中国碳价调查报告》的预计，碳价预计将在2025年升至每吨87元，在2030年之前将达到130元/吨。根据碳价格高级别委员会的估计，为实现《巴黎协定》的目标，碳价在2020年前至少需达到40-80美元/吨二氧化碳，2030年前达到50-100美元/吨，我国发展预期仍与目标存在一定差距。

　　在煤电成本上升的背景下，碳交易价格远低于节能减排的成本，难以对控排企业节能减排和低碳投资发挥足够的激励和约束作用。同时，这也难以吸引机构及投资者参与碳市场，进一步制约了碳市场的发展和成熟。此外，由于碳价低迷，排碳企业和用户没有承担相应的成本，导致大部分成本仍由社会承担，难以解决碳排放的负外部性问题。

　　一是金融机构参与较少。《碳排放权交易管理办法（试行）》和《碳排放权登记管理规则（试行）》均未对机构及个人投资者参与全国碳市场的资质做出明确规定，导致全国碳交易市场目前仅允许排控企业参与交易。而金融机构、碳资产公司和个人投资者目前尚不能直接参与全国碳市场交易，金融业只能在某些领域开展碳金融基础服务和融资贷款。这种现状不利于资金规模的扩大，也难以发挥出金融市场促进碳配额有效定价、提升市场流动性的重要作用。

　　二是交易品种相对单一。国际经验表明，碳交易因其较强的金融属性，引入碳金融产品尤其是期货与远期，有助于形成有效的市场定价机制，提升碳交易活跃度，降低碳资产的投资风险。从地方试点市场来看，2016年8月，中国人民银行、财政部、国家发改委等七部门联合出台《关于构建绿色金融体系的指导意见》，明确碳金融是绿色金融体系的重要一环，并进行了部署。我国金融机构以碳配额为标的，相继开展了一系列的碳金融产品服务和探索，碳远期、碳掉期、碳期权、碳借贷、碳回购、碳指数等均有涉及。然而，我国碳金融的发展仍未形成规模，大部分产品发行数量规模较小，目前仅处于零星试点阶段。此外，区域间的发展不均衡，开展力度偏低，缺乏系统完善的碳金融市场，这导致无法满足控排企业对碳资产的管理需求。从全国碳市场来看，交易产品仅限于碳排放配额现货。因此，我国碳市场仍然以碳配额现货交易为主，交易品种相对单一，缺乏有效的价格发现和风险对冲工具，控排企业和金融机构难以管理碳资产和碳市场价格波动带来的风险。

　　一是制定完善的框架性的法律。碳市场作为一个由政策引导的强制减排市场，在未来的发展中需要建立一个完善的框架性法律，以确保其顶层设计明确清晰。为此，应完善国家层面的立法，确保碳市场规则的公开性、透明性和权威性。同时，建立全国统一的碳交易标准规范与碳市场交易监管机制，从严制定碳排放交易法律责任的同时鼓励减排成本低的企业超额减排。

　　二是加快建设碳排放的MRV体系。MRV体系是碳交易市场的基石，需根据我国国情构建健全有效的MRV体系，并完善MRV体系的政策法规以增强其法律效力，规范工作流程和技术标准，全面提升碳市场数据的质量管理。在监测方面，应制定统一规范的监测计划模板，并加强对监测执行的监管以确保企业严格按照计划进行监测工作。在报告方面，应优化并明确碳排放报告的要求，并建立统一的信息披露平台以加强信息的公开与共享。在核查方面，需进一步完善核查制度规则，并加强核查机构及人员的培训，以提高碳市场数据的质量和可信度。

　　一是完善碳配额分配机制，逐步转向碳排放总量和强度双控制度。“十四五”规划中提出，实施以碳强度控制为主、碳排放总量控制为辅的制度，支持有条件的地方和重点行业、重点企业率先达到碳排放峰值。近期召开的中央全面深化改革委员会第二次会议上习强调，要立足我国生态文明建设已进入以降碳为重点战略方向的关键时期，完善能源消耗总量和强度调控，逐步转向碳排放总量和强度双控制度。因此，应建立国家碳排放总量控制制度，制定合理的碳排放总量控制目标并完善考核制度，同时考虑各地区和行业的特色制定差异化的总量目标，助力“双碳”目标实现。

　　二是持续扩大全国碳交易行业覆盖范围。建议进一步扩大全国碳市场纳入行业范围，逐步将石化、化工、建材、钢铁、有色金属、造纸、航空等高耗能行业纳入其中，以提升碳市场的碳排放覆盖量，同时吸引更多的投资者和交易参与者。这将有利于推动碳交易市场的规模和活跃度的不断提高，提升市场的透明度和效率，提高碳排放价格，促进碳市场的发展和成熟。

　　三是CCER市场亟待重启。加速推进CCER相关技术文件等政策的出台，重启并打造全国统一的CCER市场，尽快完善CCER交易市场基础设施建设确保市场运行顺畅，制定市场交易明确规则，充分激发更多企业开展自主自愿减排项目的交易积极性，并降低控排企业在碳市场中的履约成本。

　　一是加快引入碳排放配额的有偿分配。为更好地推动价格发现，稳定碳价持续上涨趋势，增加企业碳排放成本，并提高企业降碳积极性，建议参考国际先进经验和地方试点碳市场在有偿拍卖方面的实践经验，同时考虑市场接受度和执行有效性，适时引入和推广拍卖等有偿分配机制，并逐步提高有偿分配的比例，促进企业绿色转型发展，推动中国绿色创新迅速发展。引导企业朝着低碳发展的方向迈进。

　　二是适时引入碳税政策。综合考虑我国国情和发展实际，借鉴国际先进经验，适时推出我国的碳税制度，构建“碳市场为主、碳税为辅”协同互补运行机制。根据不同地区的发展情况和不同行业的降碳成本，科学合理地制定差异化的碳税征收范围和强度，合理设定碳税与碳交易调控范围并探索碳税优惠的配套制度，全面覆盖碳排放主体。

　　三是推动我国碳市场与国际碳市场接轨。为提高我国在全球碳市场体系中的地位和竞争力，以及更好地对全球碳减排合作做出积极贡献，应加强我国碳市场政策与国际碳市场政策之间的协调和衔接，以更好地参与全球碳市场合作与交流；制定与国际接轨的碳市场标准，有助于提升我国在全球碳市场中的认可度和可信度；不断提升国际碳定价能力，尽快推动我国碳价与国际碳价接轨。

　　一是丰富交易品种。借鉴国外碳市场经验以及地方碳市场实践经验，结合我国国情以及发展现状，建立完善的碳金融衍生品体系。通过设计符合我国碳市场的需求与特点的碳期货、碳期权、碳掉期、碳债券等金融衍生品，提高碳资产的流动性和价值发现能力，增加碳交易市场活跃度，降低价格变动风险，优化碳减排资源配置，为投资者和企业提供更多交易选择和风险管理工具。

　　二是丰富交易主体。适度放松商业银行、证券公司等金融机构以及个人投资者准入，鼓励并引导其提高参与程度。一方面，金融机构可为市场参与者开发并提供碳排放权、碳保险、减排项目融资等多元化碳金融服务业务，推动碳金融体系创新发展。另一方面，机构及个人投资者的参与能够为碳市场带来更充足的流动性，有利于增强价格发现能力和平抑价格波动，从而提高市场的效率和公平性，促进交易市场健康运行。