亚洲地区碳定价机制发展的国际经验及对我国的启示

■刘婵婵 邹雪 毛丽莉

气候变化已成为全球关注的热点问题，多数发达国家在碳排放治理方面经验丰富并取得了一定的成效。2020年9月22日，习近平总书记在第75届联合国大会上提出“碳达峰”“碳中和”目标，充分体现了中国应对全球气候变化和向低碳经济转型的决心。2021年2月1日，《碳排放权交易管理办法（试行）》开始施行，明确规定了交易主体、交易方式等细节。2021年7月16日，全国碳排放权交易市场正式启动，标志着我国碳排放治理进入了新的阶段。中国地处亚洲，亚洲国家间在气候、环境、能源需求等方面较为相似。亚洲各国碳定价机制的发展经验对我国未来稳步推进碳交易市场建设、探索实施碳税政策具有一定的借鉴意义。

一、碳定价机制的概念与内涵

碳定价机制是指对每吨二氧化碳排放设置明确的价格，通过价格信号的作用来减缓经济主体的二氧化碳排放，引导社会朝低碳方向转型，从而实现协调可持续发展。碳定价机制主要包括两种形式——碳排放权交易和碳税。碳排放权交易是指为排放者设定相应的碳排放限额，允许其通过交易碳排放配额的方式进行履约，碳排放权交易具有减排量确定、价格机制完善以及促进跨境减排协调等优势，但其设计难度较大、运行成本较高，需对其进行持续监测、评估并做出相应的调整。碳税则是指对生产、生活中排放的二氧化碳征税，具有见效快、实施成本低、税率稳定以及可实现收入再分配等优势，但其在实施过程中也存在开征阻力大、税率设定难度高等问题[1]。因此，这两种机制各有优劣，不同国家应根据其国情采取不同的碳定价机制。据世行统计，截至2021年4月，全球有64项碳定价机制正在实施，3项计划实施，包括32项碳排放权交易和35项碳税，已实施的碳定价机制覆盖11.65GtCO2e（十亿吨二氧化碳当量），占全球温室气体排放量的21.5%[2]。

二、亚洲地区碳定价机制的国际经验

亚洲发达经济体碳定价机制日益成熟。日本碳交易与碳税相结合的复合机制在激励市场主体减排方面发挥了重要作用。韩国率先建立了国家层面的碳交易市场，通过立法自上而下推动实施，并在配额分配、履约方式和市场功能等方面不断完善。新加坡分阶段实施碳税，新加坡碳税具备税率低、覆盖广的特点，不可豁免的制度措施向市场释放公平、统一和透明的价格信号。与此同时，印尼、泰国、越南等东南亚国家也在积极筹备全国碳交易市场。

（一）日本

作为亚洲地区较早着手推动低碳发展战略的国家，日本碳定价机制由碳排放权交易市场和碳税制度组成。

1.碳交易。地区碳交易体系和联合信用机制JCM 是日本碳交易市场的重要组成部分。其中，地区碳交易体系由东京碳交易体系（东京ETS）和琦玉碳交易体系（琦玉ETS）组成。地区碳交易体系是日本碳交易制度的创新之处，两地区均采用强制参与的总量交易模式（Cap&Trade），两者之间既独立又相互链接。同时，日本通过其创设的JCM 机制广泛参与国际碳交易，充分实现了灵活履约。

（1）东京ETS。2010年4月，东京ETS 启动，这是日本第一个地区级强制性碳交易体系，也是世界第一个城市级强制性碳交易体系。该体系与琦玉ETS挂钩。

（2）琦玉ETS。2011年4月，琦玉ETS 启动，这是日本第二个地区级强制性碳交易体系。该体系参照东京ETS设计，在启动时便与东京ETS相链接，实现了跨系统交易。

（3）联合信用机制JCM。JCM 于2012年成立，是指日本与东道国直接签订双边协议，由日本向东道国提供资金和技术支持，实施减排项目，并获得该项目实现的减排量，从而履行日本自身减排义务。JCM本质是项目型交易，与清洁发展机制CDM类似，被认为是对CDM的有益补充。目前，日本已与17个国家①签订双边协议，项目覆盖能源效率、可再生能源和交通运输等行业，签发碳信用0.03MtCO2e（百万吨二氧化碳当量），其中绝大部分来自可再生能源项目。2013—2020年，JCM 项目预算达630 亿美元，预计到2030年，该项目将累计减少二氧化碳约0.5亿～1亿吨。与此同时，为推动JCM项目发展，2014年日本政府出资7110 万美元设立联合信用机制基金，由亚开行进行管理。该基金旨在为亚开行中的发展中成员国提供资金支持，并鼓励在亚开行进行融资和管理的主权和非主权项目采用先进的低碳技术。截至2019年，该基金已向5 个采用先进低碳技术的项目提供了3160万美元的资金支持[3]。

表1 东京ETS发展阶段

表2 琦玉ETS发展阶段

图1 JCM机制示意图

（4）碳价。东京和琦玉ETS的初期碳价较高，随后呈不断下降且逐渐平稳的趋势，这主要是市场需求量减少导致的。一方面，ETS 只允许参与设施出售按年计算的剩余排放限额，因此参与主体往往以完成自身减排任务为主，导致配额和信用额交易量减少；另一方面，碳税与碳交易相结合的复合机制充分激励了参与企业提高自身的环保意识，在政府的支持和鼓励下，参与企业积极改进设施设备，不断提高能源使用效率，逐步减少对含碳量较高的化石燃料的依赖，缓解了其减排达标压力。

图2 日本碳税税率及征收方式

2.碳税。2007年1月1日，日本开征碳税，最早也被称为环境税，作为独立税种征收，征税对象包括煤炭、天然气、液化石油气、汽油、柴油、燃料油、煤油、城市煤气、电力和喷气燃料，计税依据为化石燃料的二氧化碳含量，税率为2400日元/吨碳[4]。2011年，日本对碳税征收方式、对象和税率等进行改革。碳税更名为全球气候变暖对策税，税种由独立税改为附加税，征收对象改至与石油煤炭税②一致，计税依据由化石燃料的二氧化碳含量改为化石燃料的二氧化碳排放量，税率降至289日元/吨碳，并于2012年10月1日正式实施[5]。实际征收时，每单位化石燃料需根据对应的折算率计算其应缴纳的碳税。此外，为更好地应对气候变化以及减弱碳税政策对产业的冲击，2012—2016年间日本碳税税率分三阶段进行了上调[6]。

表3 日本碳税阶段调整表

3.主要特点。一是通过建立相应的法律制度，如《全球气候变暖对策基本法》等为其低碳发展筑牢基础；二是日本碳交易市场建立了较为成熟的面向国内外的碳信用抵消机制，为其灵活履约创造条件；三是采用碳交易与碳税相结合的复合机制，为其实现减排目标提供保障。

（二）韩国

韩国碳定价机制仅由碳排放权交易市场组成。目前，韩国碳交易市场已经历了2 个履约期，并于2021年正式进入第3个履约期。

1.碳交易。韩国碳交易市场由韩国碳排放权交易体系（KETS）与抵消信用机制组成。

（1）KETS。2015年，韩国启动全国碳排放权交易体系，成为东亚地区第一个建立全国统一碳交易市场的国家。截至目前，KETS 涵盖电力、工业、建筑、交通、废弃物和公共部门等6大部门③共685个参与实体，较上一阶段增长12.3%。从排放限额的分配方式来看，配额由第一阶段的全部免费分配过渡到第三阶段的“90%免费分配+10%有偿拍卖”，同时抵消上限也更为严格，比例由10%降至5%。从参与主体看，第三阶段参与主体进一步扩大，允许证券公司和个人等其他参与者进入二级市场。

表4 KETS发展阶段

（2）抵消机制。韩国抵消信用机制由韩国抵消信用计划（KOCs）与清洁发展机制（CDM）构成。第一阶段仅允许使用国内信用（KOCs）抵消排放，第二阶段起允许使用国际信用（CERs）抵消排放，并且，国内与国际信用均需转化为韩国核证减排量（KCUs）才可进行履约。据统计，2015—2019年，韩国共有461 个项目登记为KOCs 项目，为171 个KOCs 项目发放16MtCO2e（百万吨二氧化碳当量），其中68%来自清洁能源项目[3]。

表5 韩国抵消机制

2.碳价。2015—2019年，韩国碳价逐步上涨，平均价格由9.1 美元升至23.46 美元，涨幅达157.8%，随后价格有所下降，2020年降至18.8美元。市场价格得以缓和的主要原因有两方面：一是2019年由于引入指定银行“做市”机制，市场流动性和活跃度得到进一步提升；二是2020年受新冠肺炎疫情的影响，参与企业碳排放量有所下降，配额需求减少。

3.主要特点。韩国碳交易市场在立法、配额分配、履约方式和市场功能等方面都取得显著成效。一是建立完备的法律制度。《低碳绿色增长基本法》《温室气体排放配额分配与交易法》等为碳交易的有序开展提供了制度保障。二是制定阶段性配额分配方式。根据不同阶段不同行业制定不同的分配标准，由初期的免费分配逐步过渡到有偿分配，并分阶段提升有偿分配比例。同时，配备市场稳定储备配额，为维护碳价稳定做足准备，三个阶段市场稳定储备配额分别为14.3MtCO2e、14MtCO2e、14MtCO2e。三是增加履约方式的灵活性。自第二阶段起允许使用国际抵消信用（CERs）履约，进一步增加市场活力。四是提升市场功能。通过引入指定银行“做市”机制、允许证券公司和个人进入二级市场、引入衍生品等方式，进一步增加市场流动性，稳定了碳市场价格。

（三）新加坡

新加坡碳定价机制仅由碳税制度构成。2019年1月1日，新加坡开始征收碳税，是唯一且第一个征收碳税的东南亚国家。

1.碳税。现阶段，新加坡碳税税率为每吨温室气体5新元，征税主体主要是工业能源用户，覆盖范围为年内碳排放量达2.5万吨及以上的设施设备，这些设施设备的碳排放量约占新加坡总排放量的80%[7]。碳税制度呈现出税率水平低、覆盖范围广的特点。新加坡碳税制度的实施可分为三个阶段：

（1）准备阶段（2010—2018年）。一是广泛征求意见。广泛向个人、企业等社会公众征求碳税实施的意见，以获得社会公众支持，减少政策阻力。二是建立相关法律制度。先后出台《节能法案》和《碳定价法案》，逐步完善相关法律体系，促进碳税机制建设。三是实施积极应对气候变化的国家战略。《2012国家气候变化策略》提出车辆排碳量税务计划、最基本耗能标准计划、绿色建筑标志等策略；2016年发布的《气候行动计划》则制定了未来节能减排和应对气候变化的各项措施[8]。

（2）过渡阶段（2019—2023年）。一是明确低税率过渡期，给予企业时间以调整发展计划和提高能源效率。二是采用没有豁免权的碳税制度，以确保公平、统一和透明的价格信号。三是加大力度支持企业减排，新加坡政府将利用碳税收入支持绿色项目发展，并在此基础上加大资金投入，助力企业节能减排。

（3）成熟阶段（2023年以后）。2023年后新加坡将重新评估和调整碳税制度，逐步提高碳税税率，计划由过渡期的每吨温室气体5 新元提升至每吨10～15新元。

图3 新加坡碳税实施过程

2.未来碳计划。2021年5月，星展银行、渣打银行、淡马锡控股和新加坡交易所宣布，将于2021年底在新加坡共同成立全球碳交易所，旨在提供“高质量碳信用”。同时，新加坡还将在《2025年研究、创新和企业计划》框架下鼓励国内企业加大创新力度，并吸引外资企业在新加坡开展研发活动，为可持续发展提供新的解决方案。

3.主要特点。一是强化顶层设计。2020年3月，新加坡提交了长期低碳排放发展战略，承诺在2030年左右将温室气体排放量控制在6500 万吨的顶峰水平，并在2050年之前降至3300 万吨[9]。2021年2月，《新加坡2030绿色发展蓝图》发布，明确了城市绿化、可持续发展和绿色经济等方面目标。二是逐步推进碳税政策实施。合理设置低税率“过渡期”，为下一阶段碳税税率的制定积累经验。三是加大财税政策对低碳发展的支持力度。为鼓励创新和绿色技术研发，新加坡对经营范围属于生产力及创新优惠计划（Productivity and Innovation Credit）的项目提供税收减免和现金奖励，并推出绿色和持续挂钩贷款津贴计划、绿色债券津贴计划，以推动清洁能源和可持续金融产品发展。

（四）其他亚洲国家

1.印尼。2021年3月，印尼宣布启动自愿碳排放权交易计划，80 座燃煤电厂参与其中，参与企业的碳排放量占印尼电力行业总排放量的75%以上。该计划有助于让利益相关方了解碳市场的运行和履约流程，并为全国碳交易市场的建立（预计2024年启动）奠定基础。

2.泰国。2015年，泰国启动自愿碳排放权交易计划，通过该计划制定市场运作规则，并测试其监测、报告和核查（MRV）系统，为建立国内碳交易市场积累经验。该计划分为两个阶段：第一阶段（2015—2017年）侧重于在四个碳密集型工业部门（水泥、纸浆和造纸、钢铁和石化）测试MRV 系统。第二阶段（2018—2020年）扩大MRV系统测试范围，额外增加五个工业部门（炼油厂、玻璃、塑料、食品和饲料、陶瓷），并开展注册和交易平台试点工作。2021年，泰国国家温室气体办公室与泰国工业地产管理局工业促进部合作，共同为碳交易市场的启动制定相应的战略计划，包括碳交易市场的架构设计和交易平台的搭建。

3.越南。2020年，越南市场准备伙伴计划（VNPMR）基本完成，有效提高了各部门、行业、企业等有关各方对碳定价、碳市场的认识，为其国内碳交易市场的形成与发展作好准备。2020年11月17日，越南国会通过《环境保护法》修正案，明确构建国内碳交易市场和MRV体系的要求，同时补充了温室气体排放总量、配额分配方式和碳信用抵消机制的有关规定。该修正案于2021年7月1日生效，但尚未明确碳交易市场的实施时间表。

表6 部分亚洲国家碳定价机制实施情况表

（五）国际经验借鉴

通过对部分亚洲国家碳定价机制的分析，本文得到以下几点启示：一是完备的法律法规是实现碳减排目标的重要保障。为应对气候变化、推动碳减排，日本、韩国、新加坡均建立了相应的法律制度框架，强化顶层设计，以此保障碳定价机制的有效实施。二是完善的交易体系是保证碳市场有序运行的重要前提。日本、韩国碳交易体系均经历了较长的发展期，其中韩国碳交易体系较为完善，免费与有偿拍卖相结合的分配方式保证了配额的稀缺性，适当的市场储备配额保障了市场的稳定性，丰富的市场主体、多样的交易产品、灵活的履约方式极大提升了市场活力。三是充分发挥复合碳定价机制优势。碳交易以某一总量控制目标为前提，将碳排放权作为商品在不同经济主体之间分配，是一种数量导向机制；碳税则通过税收手段，将因碳排放带来的外部环境成本转化为内部生产经营成本，是一种价格导向机制，两者相互补充。日本综合运用ETS 与碳税相结合的复合机制促进碳减排，充分发挥了复合机制减排效率高、政策灵活性强、实施成本低等优势。四是充分运用国际合作加大减排力度。国际合作加强了国与国之间碳减排技术交流，能在更大范围内优化减排安排，进一步提高市场流动性。日本、韩国分别通过JCM、CDM 机制广泛参与国际碳交易，实现灵活履约。

三、我国碳定价机制发展现状及存在的问题

（一）碳交易市场发展现状

2011年起，我国先后在北京、天津、上海、重庆、广东、湖北、深圳等7 个省市开展碳排放权交易试点，在试点地区之外，四川联合环境交易所和福建海峡股权交易中心也自愿开展温室气体减排交易。各试点地区的碳交易体系均包括政策法规体系、配额管理、报告核查、市场交易和激励处罚措施；配额交易多采用公开竞价、协议转让等方式。2021年7月16日，全国统一碳排放权交易市场（以下简称“全国碳市场”）正式启动，标志着我国碳排放治理进入了新的阶段。首批交易主体为2225 家发电行业重点排放单位，覆盖超40 亿吨二氧化碳。据规划，全国碳市场行业覆盖范围将进一步扩大，逐步涵盖石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、航空等行业。目前，企业碳排放配额采用基准法设定，全国配额总量由各企业配额“自下而上”汇总确定，且配额实行免费分配，未来将适时引入有偿分配。在履约方面，允许使用国家核证自愿减排量（CCER）抵消，抵消比例不超过5%。截至2021年12月31日，全国碳排放配额（CEA）收盘价为54.22 元/吨，较首个交易日开盘价上涨12.96%；累计成交量为1.79 亿吨，较2020年9家地方碳交易所交易量多增1.01亿吨；累计成交额76.61亿元，较2020年9家地方碳交易所交易额多增54.59亿元。

碳金融发挥其跨区域、跨时空资源配置等作用，有力地推动了碳市场建设[10]。目前，我国金融机构尚无法直接参与全国碳市场交易，但部分金融机构通过创新碳金融产品、提供碳交易中介服务等方式积极参与碳市场。一是碳金融产品创新日趋多元化。随着国内碳交易市场建设的稳步推进，我国金融机构陆续开发了碳金融理财、碳排放权质押融资、碳债券、碳远期、碳期权、碳基金等产品。截至2021年末，我国绿色贷款余额为15.9 万亿元，同比增长33%；绿色债券余额超过1万亿元，居世界前列。二是提供碳交易中介服务。部分银行通过向其他实体提供交易平台、根据客户需求提供自愿减排交易咨询、碳交易系统开发及交易资金清算存管等一揽子服务，为碳交易提供了服务中介。例如：兴业银行推出首个基于银行系统的碳交易代理开户系统，为重点排放单位在履约交易中提供交易主体对接、中介代理等服务。三是在货币政策推动下碳减排和绿色发展效果持续显现。2021年11月，人民银行创新推出碳减排支持工具和2000 亿元煤炭清洁高效利用专项再贷款两项政策工具。截至目前，已发放第一批碳减排支持工具资金855 亿元，支持金融机构为2817家企业发放符合要求的碳减排贷款1425亿元，带动碳减排约2876万吨。

图4 全国碳市场成交量及成交价格走势图

（二）存在的主要问题

我国碳市场稳步发展的同时，也在制度安排及运行中存在一些不足：一是高阶立法欠缺，部分业务的法律性质暂不明确。《碳排放权交易管理办法（实行）》确定了全国碳市场的基本框架，但普适的相关立法缺位，对碳交易的约束力不足。同时，少数金融机构尝试开展的碳排放权抵质押业务也未明确其法律性质，碳排放权是否属于可抵质押物尚不明晰。二是运行机制不成熟。一方面，总量管控较为宽松，尚未设定阶段配额上限目标，且“自下而上”的总量确定方式不利于从整体层面控制碳排放。另一方面，碳交易未配备适当的市场稳定条款，不利于防范碳价格的大幅波动。三是碳市场缺乏金融属性。目前我国碳市场的参与主体单一，金融机构及合格投资者未获准参与碳交易，无论在体量上还是活跃度上，我国碳市场都不及发达国家，还需要进一步推动碳市场高效发展。同时，碳市场交易产品以现货为主，而碳期货、碳远期、碳期权等金融产品匮乏，未能形成现货与衍生品相结合的多层次发展路径，难以保证有效定价和充分发挥碳价对资源配置的引导作用。四是抵消机制尚不完善。一方面，由于存在温室气体自愿减排交易量小、个别项目不够规范等问题，自2017年3月起，我国温室气体自愿减排相关备案事项已暂缓，现行可使用的CCER 均为2017年3月前产生的减排量，存量仅约0.5亿吨，不利于活跃交易市场及调动参与者的积极性。当前存量CCER仅在试点地区交易，且大宗交易以协议方式为主，成交价与成交量不完全透明。另一方面，目前国际信用暂不可用，履约方式灵活性稍有不足。与此同时，我国暂未创设具有本国特色的面向国际的信用抵消机制。在我国经济规模大、产业结构复杂的国情下，由于受覆盖面和调控范围限制、碳市场价格形成机制构建难度大等一系列因素影响，仅靠碳交易一种手段难以有效解决碳减排的所有问题。

四、进一步推动我国碳定价机制建设的对策建议

（一）健全相关法律法规及政策配套措施

完善顶层设计。在现有的《碳排放权交易管理办法（试行）》基础上，加快推进碳交易法、气候变化法等一系列高阶法律制度建设。在法律层面明确碳排放权的抵质押属性，进一步规范业务行为，为碳交易市场稳健运行提供明确的法律依据和保障。同时，出台细致、可操作、可执行的政策配套措施，加强监督管理，规范并强化信息披露制度，建立交易监管机制、风险管理机制，制定相应的风险管理预案。另一方面，加大对违法违规行为的惩处力度，建立有效的问责机制，为碳交易活动的有序开展提供强有力支持。

（二）进一步完善碳交易体系

一是合理确定碳排放总量并从严分配配额。结合我国双碳目标与发展实际，分阶段设置清晰、明确的配额上限，并实现阶段配额总量的逐步压降。逐步提高有偿分配比例，最终实现以有偿竞拍为主、免费发放为辅的配额分配方式。此外，制定并实施行业差异化配额分配方案，以便后续纳入行业更好地落实碳减排政策。二是引入“市场稳定储备机制”。制定市场稳定条款并配备市场稳定储备配额，强化对碳价的稳定和调节作用。三是强化市场监管。在市场准入方面，遵循“严准入、强监管”原则，对参与主体的资质进行严格审核，同时强化碳排放监测、报告、核查等各个环节的监管，保障碳排放数据的真实性。四是推进碳市场金融创新。进一步扩大碳市场参与主体，适时引入符合条件的金融机构及合格投资者进入全国碳市场，为低碳发展提供更多的资金支持；全力构建多要素、多层次的碳金融体系，注重碳金融产品创新，开发碳远期、碳期货、碳掉期等碳金融衍生产品，积极开展配额抵质押融资、碳债券、碳基金、碳保险等金融创新业务。五是完善信用抵消机制。新修订符合我国实际的CCER 管理办法，简化项目审批流程，缩短项目申报周期，进一步完善备案管理机制和交易机制，并将CCER 交易纳入全国碳市场，提高交易的透明度，推动基于CCER的碳衍生品发展，同时，适时引入国际抵消信用，丰富履约方式。

（三）合理设计碳税制度

一是加强制度设计，择机征收碳税。加大碳税研究力度，立足实际，设计出符合我国国情的碳税制度并择机推出。在税基的选择上，为方便计算和管理，可以化石燃料消耗量折算的二氧化碳排放量为计税依据；在碳税税率的设定上，借鉴国际经验，以低税率起征再逐步提升到适宜的水平，给各行业充足的缓冲期进行调整；在征税环节的考虑上，可在能源最终使用环节即消费侧征收，根据“谁使用、谁排放、谁缴纳”的原则计算消费者应缴碳税额度。二是制定适当的税收优惠政策。如在征收碳税后，对部分税费负担较大的经济落后地区和关键、重要行业实施碳税返还等措施，以减轻此类地区和行业的碳税负担。同时，对自愿签订减排协议并达到要求的企业、积极采用国家支持的减碳技术和节能减排设备的企业、新能源开发企业等主体适当减免碳税，以鼓励该类企业更好完成绿色转型。三是利用税收收入投资绿色低碳技术。合理规划税收用途，充分利用该部分收入支持绿色项目发展，加大对节能减排技术研发的投资力度，同时，引进先进技术设备，助推碳密集型行业转型升级。

（四）加强国际合作

加强与国际平台的合作交流，借鉴国际先进经验，不断完善我国碳交易机制。一是加强国内外碳交易市场合作，扩展外部需求，吸引国际资本广泛参与我国碳交易市场的投融资项目。二是加强相关技术标准、管理经验和人才的合作交流，为我国碳交易市场建设培养更多高水平的专业人才，为我国碳交易市场与国际碳交易市场顺利接轨奠定基础。三是探索建立面向国际的信用抵消机制，明确机制性质、管理机构、覆盖范围、计算方式、项目认证等细则，积极发挥机制作用，加强与周边国家合作，拓展碳减排渠道。■

注 释

①包括蒙古、孟加拉国、肯尼亚、埃塞俄比亚、印度尼西亚、越南、老挝、柬埔寨、马尔代夫、帕劳、哥斯达黎加、墨西哥、智利、沙特阿拉伯、缅甸、泰国和菲律宾。

②1997年，日本开征石油煤炭税，它是针对原油和石油产品、气态烃类、煤炭三类化石燃料征收的独立税种。

③根据第二阶段分配计划，废弃物处理进一步拆分为废弃物和公共部门。