1.不同交易方式之间缺乏有效衔接

　　伴随电力体制改革的日渐深化，我国绿证、绿电、碳排放权等电力交易形式快速发展，市场规模显著提升，为构建新型电力系统作出积极贡献。与此同时，由于我国可再生能源电力参与市场交易时间尚短，还未构建能够覆盖全国范围、包含所有交易方式的绿电市场交易顶层设计，导致不同交易方式之间缺乏有效连接。

　　例如，当前，我国还未建立相对明确的绿电权益流转认定和核销机制。电力市场中，还出现了一些电力交易品种“交易了可再生能源的电量，但未交易对应的环境权益”的情况，导致购售电双方以及电力交易平台对环境权益的认定存在差异，不利于绿电市场交易的顺利开展。

　　2.绿电省间交易在机制、配套建设等方面还需进一步完善

　　当前，我国“统一市场、两级运作”的电力市场框架基本建成，形成了能够衔接省间、省内，覆盖全国范围、全类型周期、不同交易品种的市场体系，支撑电力市场化交易成为配置电力资源的最主要方式。与此同时，作为电力交易体系中发展相对较晚的一员，绿电交易目前还未形成顶层设计，省间、省内市场衔接存在一定阻碍。

　　在运行机制方面，我国绿电跨省跨区“点对点”交易渠道还未完全建立，交易品种及合同周期的灵活性有待提升，以更好地满足企业对绿色电力跨省区供应的迫切需求。

　　在配套工程方面，远距离输电的实现需要依靠远距离大容量输电能力及电网调峰能力的提升，需要企业投入更多精力开展电网相关技术攻坚才可能实现技术的持续升级。不仅如此，加快特高压输电工程建设，为绿电远距离输送搭建桥梁，也已成为加快绿电省间交易发展的关键。

　　四、我国碳市场发展概况

　　近年来，为了严格控制碳排放总量，能够通过多种形式的市场经济手段帮助排放主体实现减排目标的碳排放权交易（简称“碳交易”），已成为全球各国应对气候变化的一条重要途径。

　　碳交易，指的是由政府确定碳排放总量目标及各主体碳排放配额，再由排放主体通过市场交易调整碳排放配额余缺，以达到总量减少目标。根据《碳排放权交易管理办法（试行）》的要求，当前，我国碳排放配额分配是以免费分配为主，小部分为有偿分配（主要是拍卖分配）。生态环境部会根据国家温室气体排放控制要求，综合考虑经济增长、产业结构调整、能源结构优化、大气污染物排放协同控制等因素，制定全国及各省级行政区的碳排放配额，再由省级生态环境部门向本地区内的重点排放单位分配年度碳排放配额。

　　早在2011年，我国就曾在北京、上海、天津、重庆、湖北、广东和深圳等七地开展碳交易试点工作。2013年6月18日，深圳碳排放权交易市场在全国七家试点省市中率先启动，其运行经验为其他地区开展碳市场交易提供了有益参考。

　　作为强制履约市场，碳市场的政策约束性远高于绿证及绿电交易。自2021年1月1日重新启动以来，我国覆盖全国范围的碳交易市场已开展两个履约期。第一个履约周期自2021年1月1日开始至当年12月31日共运行交易日114个，碳排放配额累计成交量1.79亿吨，累计成交额76.61亿元，履约率约为99.5%。其运行显著提升了企业碳排放管理意识和能力水平，其中2020年各类燃煤机组实际供电碳排放强度较2019年降低5%~13%，实际供热碳排放强度较2019年降低7%~12%。当前，第二个履约期的清缴工作已临近尾声，共纳入发电行业重点排放单位2257家，年覆盖二氧化碳排放量超50亿吨，截至11月15日履约完成率超过95%。

　　（一）我国碳市场分类

　　1.碳排放配额（CEA）

　　碳排放配额（即CEA，Carbon Emission Allowance），简称碳配额，指国家分配给重点排放单位的规定时期内的碳排放额度，是碳市场的主要交易产品。

　　目前，我国碳市场还处于发展初期，石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、电力、航空八大重点行业被纳入碳排放权交易的范围，而被纳入全国碳市场体系的只有发电一个行业。为保证碳市场健康平稳有序运行，生态环境部于2023年3月15日发布《2021、2022年度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）》（以下简称《配额方案》），明确了配额发放、调整及清缴履约等管理流程，为相关主体如期实现目标提供有益引导。

　　据了解，由于2021、2022年我国碳市场建设刚刚起步，碳排放核算核查水平及数据质量监管能力尚待提升，碳排放数据存在一定不确定性。为了更好地保证配额分配总量符合预期目标，《配额方案》采取了“事后分配”的方式，即在2023年才对2021、2022年度的碳配额进行明确分配。同时，配额缺口率在10%及以上且确因经营困难暂时无法完成履约的重点排放单位，可向省级生态环境主管部门申请预支2023年度部分预分配配额完成履约（预支部分会在2023年度配额核定清缴环节进行等量抵扣），但预支量不能超过年度配额缺口量的50%，且不可用于交易、抵押等其他用途。

　　实践证明，这样的分配方式能够更加精准地把控配额分配总量和行业总体减排力度，既不会因为分配总量收缩过紧造成行业减排负担过重，也不会因分配总量过于宽松导致碳市场无法更好地发挥促进减排的作用。

　　尽管目前我国碳配额份额的分配仍以免费为主，实际上，已有多个地区开始探索有偿分配。例如，早在2015年，广东省就曾组织过2015年度的碳排放配额有偿竞价发放，并最终以统一成交价16.1元/吨完成全部30万吨的2015年度配额竞拍。2023年11月，上海环境能源交易所也组织了两场上海碳排放配额有偿竞价，并在第一次有偿竞价中，实现有偿发放总量100万吨，总成交金额达6751万元。此外，湖北、北京、天津等多地也都进行过地区性碳配额拍卖探索。

　　数据显示，截至10月25日，我国碳市场碳排放配额累计成交量3.65亿吨，累计成交额达194.37亿元人民币。按照规划，未来，伴随我国碳市场数据质量及制度的不断完善、管理水平逐步提升、数据获取时效性和准确度提高，我国碳市场也将由“事后分配”逐步转为“事中分配”或“事前分配”，有助于经营主体尽早明确预期，有更充足的时间完成碳配额履约。

　　2.国家核证自愿减排量（CCER）

　　国家核证自愿减排量（即CCER，Certified Emission Reduction），即中国核证减排量，指对我国境内可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目的温室气体减排效果进行量化核证，并在国家温室气体自愿减排交易注册登记系统中登记的温室气体减排量。CCER交易，就是控排企业向实施“碳抵消”活动的企业购买可用于抵消自身碳排放的核证量，是全国碳排放权交易市场的关键补充。

　　早在2009年，我国就曾启动CCER交易规范性文件的研究和起草工作，并于2012年印发《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》两份文件，确定了CCER的交易机制及项目工作流程。2015年，国家发展改革委上线自愿减排交易信息平台，允许签发后的CCER项目进入交易所交易。然而，由于这一阶段CCER市场建设尚处于探索阶段，市场运行中出现了温室气体自愿减排交易量小、个别项目不够规范等问题，导致项目备案申请签发工作于2017年3月停止。截至此时，我国CCER备案量约为5288万吨二氧化碳当量。此后，尽管国家自愿减排交易注册登记系统于2018年5月恢复运行，但直至今日，增量项目的备案申请一直处于停滞状态。

　　在碳市场体系中，CCER是CEA的重要补充，能够为控排企业完成碳排放履约时提供更多选择。自2021年2月1日起正式施行的《碳排放权交易管理办法（试行）》明确规定，“重点排放单位每年可以使用国家核证自愿减排量（不得来自纳入全国碳排放权交易市场配额管理的减排项目）抵销碳排放配额的清缴，抵销比例不得超过应清缴碳排放配额的5%”。

　　从履约形式和减排主体来看，CCER与CEA存在明显区别。CEA是强制减排市场，以碳配额为交易对象，相关主体必须完成履约指标。而CCER则为一种市场化激励手段，交易对象为风电、光伏、沼气、林业碳汇等低碳绿色项目产生的自愿减排量，相关主体可以将项目减排量通过市场交易实现环境价值变现获得经济收益，可以看作是碳市场框架体系下对自愿减排主体的补偿和奖励。

表2 CEA与CCER规则对比




资料来源：根据公开资料整理

　　10月，生态环境部发布《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》，围绕自愿减排交易的各关键环节和参与主体，规定了项目业主、审定与核查机构、注册登记机构、交易机构等各方权利、义务和法律责任，被业内认为是我国CCER市场即将重新启动的信号。而生态环境部新闻发言人也在生态环境部例行新闻发布会上明确表示，力争于2023年年内尽早启动全国温室气体自愿减排交易市场，以有效发挥市场机制对控制温室气体排放、促进绿色低碳技术创新的重要作用。

　　（二）我国两个碳市场履约期运行机制对比

　　当前，我国碳市场已启动两轮。截至11月底，第二个履约期的总体配额履约率超过95%，上海、海南、青海等多地已提前完成清缴履约工作。

表3 我国两个碳市场履约期运行机制对比



资料来源：生态环境部

　　从运行机制来看，第二个履约期基本沿袭了前一次的总体框架。例如，两次碳市场的履约周期均为两年，配额分配的覆盖主体同为电力行业，市场运行采用强制市场的履约机制且以碳配额为交易标的。在抵消机制上，重点排放单位每年可以使用国家核证自愿减排量抵消碳排放配额，但比例不得超过应缴配额的5%。

　　同时，在第一个履约期探索、实践的基础上，第二个履约期在配额分配的年度划分、基准值、修正系数、履约方式等方面对部分细则进行了优化，以压实企业降碳责任，加快推动电力行业绿色低碳转型。

　　（三）我国碳市场发展面临发展瓶颈

　　1.碳市场交易出现明显“潮汐效应”

　　数据显示，全国碳市场第一个履约期碳排放配额累计成交量1.79亿吨，其中临近履约的11—12月合计成交量占比就达到了82%，市场交易分布呈现出明显的“潮汐效应”。

　　出现这一情况，主要是因为在我国碳市场第一履约期启动之时，企业对碳市场交易的框架及交易形式等了解还不够充足，导致市场观望情绪严重，企业“惜售”心理强，在一定程度上导致部分控排单位临近年度履约期结束才开始集中交易，使市场呈现出了年中冷淡、年尾火热的明显差异。

　　2.碳市场交易体系有待进一步完善

　　当前，我国碳市场交易的第二履约期已临近尾声，经过两轮实践，碳市场运行机制逐步完善，市场规模明显扩大，但仍存在覆盖行业有限、交易品种不足等问题。

　　首先，目前我国碳市场仅包含了来自发电行业的两千余家企业，同属高碳排放行业的水泥、钢铁、石化、化工等行业并未纳入其中，碳市场覆盖范围还有不小的扩大空间。而以国有企业为交易主体的市场结构，也导致全国碳市场的活力稍显不足。

　　其次，无论是我国碳市场发展所处阶段还是国家下发的多个“双碳”政策相关文件中，都要求碳市场运行机制中增加更多的交易方式和交易产品，以加快全国碳市场的市场化进程。例如，目前我国碳市场仅纳入了发电行业，且配额全部免费发放，市场参与主体和产品均有待进一步丰富。同时，引入碳期货、碳期权等金融衍生品，能够进一步加强市场的价格发现功能、提升市场活跃度。

　　3.价格波动无法充分反映市场信号

　　目前，我国碳市场的碳配额分配方式仍以免费分配为主。这一方式对企业的成本冲击相对较小，但无法充分反映碳配额的经济价值或企业的减排成本，难以充分体现碳价格对市场的引导作用。未来，还需逐步引入有偿分配制度，以凸显碳市场的引导作用，进一步完善全国碳市场制度体系建设。

　　同时，据不完全统计，当前大宗交易在我国碳市场中的占据绝大多数。其主要通过集团内部的配额调配、不同控排企业之间直接洽谈或居间磋商的方式实现，交易过程不够透明，会在一定程度上增加交易成本，同样无法充分反映碳配额价值或企业减排成本。




作者：伍梦尧 来源：中能传媒研究院 责任编辑：jianping