中国碳排放权交易市场：成效、现实与策略

陈星星

“碳排放权”是指企业依法取得向大气排放温室气体的权利，是一种特殊的、稀缺的有价经济资源，紧密联结金融与绿色低碳经济，是绿色金融体系的重要组成部分。建设和完善碳排放权交易市场是实现“双碳”目标的重要途径，是构建国内绿色金融体系的内在要求，是争取国际碳排放定价权、推进人民币国际化的重大举措。(1)Wang Q., Xue Y., “Imbalance of Carbon Embodied in South-South Trade: Evidence from China-India Trade”, Science of the Total Environment, 2020, 707(C), pp.134-473.习近平总书记在2022年1月24日主持中共中央政治局第三十六次集体学习时强调，要充分发挥市场机制作用，完善碳定价机制，加强碳排放权交易。2021年7月，我国统一碳排放权交易市场启动线上交易，现已取得积极成效，但仍面临不少问题。目前我国碳排放权交易市场碳价整体稳中有升，交易量有所放缓，2022年1月日均成交量为78.1万吨，较2021年12月日均成交量588.7万吨下降86.7%。(2)中金资管：《“碳”策中国(8)：破立并举促双碳》，2022年1月21日，https://caifuhao.eastmoney.com/news/20220121160848480389110。系统分析国外碳交易市场主要做法，有助于我国进一步完善碳交易市场的体制机制，对于如期实现“双碳”目标具有重要意义。

现有文献大多集中于碳排放权交易试点建立以来试点省份的碳减排效应，在此基础上进一步分析碳减排是否会造成区域间投资转移，导致出现“碳泄漏”等问题。(3)余珮、吴珂晗：《市场激励型环境规制是否引致对外直接投资——基于中国碳排放交易试点政策的准自然实验》，《生态经济》2022年第5期。Wang等采用 PSM-DID方法实证分析了中国碳排放权交易试点对制造业高质量发展的影响，发现虽然试点政策显著提升了制造业的高质量发展水平，但政策效果明显滞后。(4)Wang L.H.,Wang Z.,Ma Y.T., “Does environmental regulation promote the high-quality development of manufacturing? A quasi-natural experiment based on China's carbon emission trading pilot scheme”, Socio-Economic Planning Sciences,2022,81.Lu等进一步分析了碳排放权交易(CET)市场对发电企业的影响，认为CET市场的运行将使低排放机组在电力市场中更具竞争力。(5)Lu Z.L.,Liu M.B.,Lu W.T.,Lin S.J., “Shared-constraint approach for multi-leader multi-follower game of generation companies participating in electricity markets with carbon emission trading mechanism”,Journal of Cleaner Production,2022,350.另一些学者从碳排放权交易市场的有效性入手，研究了碳排放权交易市场碳配额的价格机制，(6)王军锋、张静雯、刘鑫：《碳排放权交易市场碳配额价格关联机制研究——基于计量模型的关联分析》，《中国人口·资源与环境》2014年第1期。以及碳排放交易制度对企业研发创新的影响。(7)刘晔、张训常：《碳排放交易制度与企业研发创新——基于三重差分模型的实证研究》，《经济科学》2017年第3期。本文以“政策举措—实施成效—发展现实—存在问题—政策思考”为研究框架，系统梳理了全国和试点省市碳排放权交易市场的主要政策举措和实施效果，在分析中国碳排放权交易市场发展现实的基础上，进一步分析了全国和试点省市在碳排放权交易市场建设运行中存在的问题，并对完善全国碳排放权交易市场建设提出策略思考。

一、中国碳排放权交易市场的政策举措及实施成效

(一)试点省市碳排放权交易的主要政策举措

中国碳交易试点自2011年建立以来，覆盖20多个行业，近3000家企业，累计成交金额超过100亿元。(8)第一财经：《全国市场开放，碳排放权交易十年试点有哪些得失》，2021年7月15日，https://baijiahao.baidu.com/s?id=1705354970382793130&wfr=spider&for=pc。各试点省市在碳排放领域取得重大经验，实践探索不同地区碳交易的制度和机制，实现了碳排放总量和强度双降。(9)蓝虹、陈雅函：《碳交易市场发展及其制度体系的构建》，《改革》2022年第1期。试点省市碳排放权交易市场建立初期，政策举措集中在构建完善碳排放权交易、碳排放管控、碳配额管理等制度建设方面，通过法律法规形式完善碳交易行为，规范和保障碳排放权交易市场的有序发展。比如2012年10月深圳市出台的《深圳经济特区碳排放管理若干规定》，明确了深圳市碳排放管控制度、配额管理制度、碳排放抵消制度和碳排放权交易制度。2013年11月北京市发改委发布《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，明确北京市碳排放权交易试点市场交易机制。2014年3月湖北省政府通过《湖北省碳排放权管理和交易暂行办法》。2014年5月重庆市发改委制定《重庆市工业企业碳排放核算报告和核查细则(试行)》和《重庆市碳排放配额管理细则(试行)》，保障重庆市碳排放权交易市场有序发展。2014年5月北京市发改委颁布《关于印发规范碳排放权交易行政处罚自由裁量权规定的通知》，规范碳排放权交易行政处罚自由裁量权。

随后，碳交易试点出台系列办法和实施方案，进一步制定质量管理、数据核查、配额分配、投诉处理等碳排放权交易制度。比如2017年2月，广东省发改委印发《广东省企业碳排放核查规范(2017年修订)》以指导企业碳排放信息报告与核查；同年4月，印发《广东省发展改革委关于碳普惠制核证减排量管理的暂行办法》以加快推进广东省碳普惠制试点。同年3月，重庆市发改委公布《重庆联合产权交易所碳排放交易细则(试行)》，规范重庆市碳排放交易行为。2018年5月，天津印发《天津市碳排放权交易管理暂行办法》，完善天津碳排放市场交易管理。同年5月，湖北省发布《关于2018年湖北省碳排放权抵消机制有关事项的通知》，完善湖北省碳排放权交易制度体系。2019年7月，湖北省生态环境厅出台《湖北省2018年碳排放权配额分配方案》，明确湖北省2018年碳排放权配额分配方案。同年7月，北京出台《北京环境交易所碳排放权交易客户投诉处理暂行办法(试行)》，完善碳市场客户投诉处理流程和控制程序。

近年来，各试点省市陆续完善碳排放权交易管理规定，助推试点省份碳排放履约清缴工作。2020年6月，天津市政府完善《天津市碳排放权交易管理暂行办法》以规范天津市碳排放权交易制度。2021年8月，上海市生态环境局依据《上海市碳排放管理试行办法》和《上海市2020年碳排放配额分配方案》有关规定，开展2020年度碳排放配额第一次有偿竞价发放，发放总量为80万吨。2021年10月，上海市政府印发《上海加快打造国际绿色金融枢纽服务碳达峰碳中和目标的实施意见》，推动上海市金融市场与碳排放权交易市场的合作与联动。2021年3月，深圳市生态环境局出台《关于做好2020年度碳排放权交易试点工作的通知》，调整深圳市碳排放管控单位，并对统计数据、核查报告、质量管理、配额履约等碳排放权交易工作做出安排。2021年12月，广东省生态环境厅印发《广东省2021年度碳排放配额分配实施方案》，明确广东省控排企业2021年配额总量和配额分配发放方法。

(二)全国碳排放权交易的主要政策举措

2011年3月第十二个五年规划纲要提出，要求逐步建立碳排放交易市场。2012年6月，国家发改委出台《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》，保障自愿减排交易有序开展，调动碳减排活动积极性。随后，国家发改委陆续出台系列政策法规，推动建立全国碳排放权交易市场，确保碳排放交易有序开展。2014年12月，国家发改委出台《碳排放权交易管理暂行办法》，推动建立全国碳排放权交易市场。为发挥试点省市示范作用，形成全国上下联动、互相配合的工作机制，2015年6月国家发改委进一步发布《关于落实全国碳排放权交易市场建设有关工作安排的通知》。2016年1月出台的《关于切实做好全国碳排放权交易市场启动重点工作的通知》，确定2017年启动全国碳排放权市场交易，发挥市场机制作用。2019年5月，生态环境部印发《关于做好全国碳排放权交易市场发电行业重点排放单位名单和相关材料报送工作的通知》，确定全国碳排放权交易市场发电行业重点排放单位名单，要求做好配额分配、系统开户和市场测试运行的准备工作。2020年，生态环境部连续印发《碳排放权交易管理办法(试行)》《纳入2019—2020年全国碳排放权交易配额管理的重点排放单位名单》等文件，发电行业被率先纳入碳排放配额管理。其中，《碳排放权交易管理办法(试行)》在准入标准、配额分配、排放交易、排放核查与配额清缴等方面进行了规范。《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)》在配额分配、配额发放、配额清缴等方面做出了规定。《2021年国务院政府工作报告》再次将其列入年度重点工作。2021年7月16日，全国碳排放权交易市场正式开市。2021年10月，生态环境部印发《关于做好全国碳排放权交易市场第一个履约周期碳排放配额清缴工作的通知》，确保各省市碳排放权交易市场完成第一个履约周期的配额核定和清缴工作。

(三)碳排放权交易政策实施成效

全国碳排放权交易市场自启动线上交易以来，市场运行有序，交易价格平稳，履约完成率达99.5%，促进了企业温室气体减排和绿色低碳转型。截至2021年12月31日，试点碳市场碳排放配额累计成交量4.83亿吨，成交额86.22亿元。试点碳市场将与全国碳市场持续并行，逐步向全国碳市场平稳过渡。

一是履约率高，促进碳排放总量下降。经过试点省市碳排放交易的十年探索，全国及试点省市碳排放权交易政策减排成效显著，重点排放单位履约率高，有效促进了温室气体减排，推动了省域低碳城市建设和碳普惠平台搭建。(10)李平、陈星星：《中国新能源全要素生产率的实证测度及驱动因素》，《东南学术》2021年第2期。2021年12月31日，全国碳排放权交易市场第一个履约周期结束，北京、天津、上海、广东和深圳完成履约8次，湖北、重庆完成履约7次。2022年1月，甘肃平凉开建西北首个碳普惠城市，(11)九派新闻：《甘肃平凉开建西北首个碳普惠城市：公交出行、垃圾分类等将获“低碳奖励”》，2022年2月7日，https://baijiahao.baidu.com/s?id=1724067391540188112&wfr=spider&for=pc。搭建碳普惠统一平台，强化了社会各界的低碳意识，为全国碳市场发展提供有益经验，实现了区域碳排放总量下降。二是推动产业结构调整，期初免费配额客观上抑制了“碳泄漏”行为。在碳达峰、碳中和目标的双重驱动下，高载能产业因高能耗需承担更多碳排放成本，应向低能耗、高附加值优化升级。由于中国碳排放权交易市场的发展仍处于平稳起步阶段，借鉴欧盟碳交易体系的先进经验，期初的免费配额能够降低企业碳排放成本，实现碳交易的平稳过渡，客观上起到抑制区域间和国家间“碳泄漏”行为的作用。因此，企业的期初免费配额方案仍将持续一段时间，但随着碳交易市场的逐渐成熟，未来将降低免费配额比例直至停止免费配额发放。三是通过CCER机制助推欠发达地区发展和乡村振兴。碳源大多位于经济发达地区，而碳汇多位于生态良好的欠发达地区。经济发达地区的企业通过水电、光伏和森林碳汇等方式从欠发达地区获得中国核证自愿减排量(CCER)，助推欠发达地区发展和乡村振兴。自全国及试点省市碳排放权交易市场实施以来，CCER机制在碳源(买碳)和碳汇(卖碳)之间架起“桥梁”，具有生态补偿功能和助力欠发达地区发展的功能。(12)《湖北碳交易体系设计专家孙永平：碳市场作为新的政策工具，在实施中仍面临诸多挑战》，《潇湘晨报》2021年3月30日，https://baijiahao.baidu.com/s?id=1695688511333356430&wfr=spider&for=pc。四是加速煤电机组运营绩效分化，推动社会低碳化发展。引入碳排放权交易市场后，碳排放的外部成本显化，转化为排放主体的内部成本。高能效机组通过出售剩余碳排放配额以降低综合供电成本，低能效机组需额外增加碳排放履约成本。如南方区域燃煤高能效机组每年可通过出售配额盈利2750万元以上，折合度电成本降低0.006元；而低能效机组则需额外支出750多万元购买碳排放配额，折合度电成本增加0.008元，从而碳排放权交易加速了不同能效燃煤机组的运营绩效的分化。在碳达峰、碳中和目标驱动下，高载能行业的碳排放成本显著增加，其依赖低端产业规模扩张的粗放增长模式难以为继，这从另一方面助推经济产业结构向低碳化转型发展。

二、中国碳排放权交易市场发展情况及存在的问题

(一)试点省市碳排放权交易市场发展情况

1.试点市场在覆盖行业、控排门槛、减排战略和免费配额方面存在差异

试点省市碳排放权交易在覆盖行业、纳入控排企业门槛等方面存在差异。(13)赵领娣、范超、王海霞：《中国碳市场与能源市场的时变溢出效应——基于溢出指数模型的实证研究》，《北京理工大学学报》(社会科学版)2021年第1期。从覆盖行业看，试点省市碳排放权交易市场以电力、建材、化工、石化、钢铁、有色金属、造纸和民航业等8个高能耗行业为主，但各试点市场根据自身的产业密集度、市场规模和排放效率，设置了不同的行业范围。其中，北京、上海、广东纳入了航空等服务业，深圳专门纳入了公共及机关建筑，而湖北、广东等省则以钢铁、水泥等高耗能工业为主。从纳入门槛看，深圳、北京第三产业占比高且三产企业排放量相对较小，其纳入控排企业门槛分别为年碳排放量3000吨和5000吨；上海、广东、天津、重庆纳入控排企业的门槛为年碳排放量2万吨；湖北的门槛值为综合能耗6万吨标准煤及以上；其他试点市场纳入控排企业的门槛为年碳排放量2万吨或综合能耗1万吨标准煤(详见表1)。

表1 碳排放权交易试点省市初期发展概况

2.试点市场碳配额交易价格差异较大，较成熟市场碳价偏低

各试点市场的碳配额交易价格差异较大，以北京和上海碳排放权成交均价为例，北京碳排放权成交均价高于上海碳排放权成交均价，每吨价格在24元～1000元，均价为70元/吨左右。北京碳排放权成交均价波动较大，可能与市场炒作和投机相关，市场价格仍期待回归更加合理的区间。2020年各试点市场成交均价在10元/吨～70元/吨范围之内，远低于欧盟碳排放配额价格78元/吨～708元/吨。国内试点市场价格呈现先升后降再回升的特征，市场交易初始价格小幅上升，随后一路走低，直至2020年有所回升。总体来说，国内试点市场交易不连续，市场活跃度较低，价格代表性有限。

3.试点市场碳配额交易量波动显著，交易时间较为集聚

截至2022年6月6日，广东、湖北、深圳的累计成交量分别为18477.41万吨、8122.47万吨和5083.87万吨，累计成交额分别为41.30亿元、19.38亿元和12.03亿元，在试点市场中排名前三位。其中，广东的累计成交量和累计成交额最多，明显高于其他试点市场。各试点市场每日交易量变化波动显著，交易量较多的时间段集中于履约期前后。如2020年北京市场的履约期为7月31日，因此成交量最多的时间段集中于6月前后。可见现阶段重点控排企业的出发点大多是应对履约而非交易，金融机构参与度较低，碳交易市场流动性欠佳(试点市场碳配额交易量及成交额详见表2、表3)。

表2 试点省市碳排放权配额累计成交量 单位：吨

表3 试点省市碳排放权配额累计成交额 单位：元

续表3

(二)试点省市碳排放权交易市场存在的问题

一是交易市场流动性不足，惜售现象严重，市场活跃度低。全国碳排放权交易市场主要是电力行业，交易主体主要为大型央企和国企等火电企业，集中履约的直接碳配额现货交易导致市场流动性不足，市场活跃度不高。一些大型央企、国企将持有的碳配额视为国有资产，合理配置碳资产能力不足，“惜售、限售”等情况较为普遍，甚至出现“谁出售、谁负责”的现象，非履约期交易总量在配额总量中的占比较低，换手率较低。(14)Yu H.C.,Wang L., “Carbon Emission Transfer by International Trade: Taking the Case of Sino-U.S Merchandise Trade as an Example”,Journal of Resources and Ecology,2010, 1(2), pp.155-163.2021年全国碳市场交易换手率约为3%，而欧盟碳市场换手率高达400%以上。部分企业和地方政府还存在地方保护主义思想，不允许跨省交易等行为影响了碳市场的活跃度和流动性。二是CCER机制建设缓慢，MRV制度和履约规则落实不到位。碳排放权抵消机制是丰富碳市场交易品种，拓宽碳市场履约渠道的重要途径。目前，中国核证自愿减排量(CCER)机制建设不够完善，新项目审批时间长制约了抵消机制的作用。2021年我国碳市场覆盖的碳排放量约为45亿吨，如果按照中国核证自愿减排量规定的可抵消配额5%的比例测算，中国核证自愿减排量的年市场需求量逾2亿吨，目前交易量显然无法有效满足碳市场的容量。部分试点省市的碳排放监测核算/报告/核查(Monitoring Reporting and Verification，简称MRV)制度和履约规则存在落实不到位的现象，可能与试点市场的法律制度不够完善、对ETS政策影响经济发展存在担心、MRV规则的可操作性不够强以及企业对ETS的认识和准备仍不充分等原因相关。三是商业银行参与有限，碳金融政策激励不足。国内商业银行早在2009年就开始探索发展碳金融业务，早期以参与清洁发展机制(CDM)项目为主，2012年银行与试点交易所建立合作，提供碳交易资金结算清算及存管服务。一些试点省市开发了碳基金、碳债券、碳远期等碳金融产品，但整体规模较小，地区发展不均衡，可持续性不高。(15)鲁政委、叶向峰、钱立华等：《“碳中和”愿景下我国碳市场与碳金融发展研究》，《西南金融》2021年第12期。2021年全国统一碳排放权交易市场运行期初，市场波动和风险较大，商业银行参与有限。从EU-ETS的成功实践看，碳期货交易总量占90%以上，碳衍生品较为丰富，主要包括碳排放权的远期、期货、期权、掉期、价差、碳指数等产品，衍生品交易量为现货交易量的10倍左右。碳金融的发展需要国家通过配套政策加以扶持，并出台系统政策加以引导。

(三)全国碳排放权交易市场发展情况

2012年以前，我国参与碳排放交易的唯一方式为参与国际CDM项目。2012年北京、上海等试点省市在试点地区参与CCER交易。2021年7月16日，全国碳排放权交易市场正式线上交易，市场成交量周期性显著，碳价阶段性波动，控排企业碳交易意愿显著增强。

1.以发电行业为突破口，助推构建减污降碳管控体系

全国碳排放权交易市场以发电行业为突破口，涉及约7500家电力企业，可交易碳排放量超过50亿吨/年。发电行业以煤炭消费为主，首批纳入全国碳市场的发电行业共计2162家，排放规模约40亿吨，约占全国碳排放总量的40%。发电行业排放数据自动化管理程度高，设施完备，管理较为规范。

2.市场成交量周期性显著，交易存在“羊群效应”

全国碳排放权交易市场在成交量和成交规模方面存在明显的周期性特征。进入履约周期清缴月，履约期内超出排量的企业需要在碳排放权交易市场中购买额外的配额来抵消过量的排放量，造成总成交量和市场活跃度显著提升。然而履约期之外，市场活跃度较低，主要原因在于：一方面，市场参与主体为发电企业，同业约束方式相同，操作方式相近，在相同的政策条件下容易交易集中，引发“羊群效应”；另一方面，现阶段碳排放配额分配以免费分配为主，宽松且免费的配额发放使得企业利用交易推动减排的内生动力不足，积极性欠佳。随着从事碳交易的主体增多，市场免费额度发放收紧，市场活跃度预期得到改善。

3.碳价阶段性波动，量价交易受政策影响明显

截至2022年3月，全国碳市场碳排放配额(CEA)挂牌协议交易累计成交量为1.89亿吨，累计成交额为82.08亿元。(16)资料来源：上海环境能源交易所发布的全国碳市场每日成交数据。2021年8月碳市场成交量与交易活跃度低位运行，9月有所回升。目前，重点排放单位完成约45亿吨二氧化碳年排放量的履约，参与交易的企业数量较少、占比较低，企业对进入市场从事碳交易持观望态度。(17)周林、刘泓汛、曹铭等：《全国碳排放权交易市场模拟及价格风险》，《西安交通大学学报》(社会科学版)2020年第3期。2021年10月26日，各行政区域95%的重点排放单位已于12月15日完成第一个周期履约。时间线公布后，碳市场交易活跃度尤其是交易量明显回升，2021年11月和12月，全国碳市场碳排放配额(CEA)成交量分别为104.59万吨和588.72万吨，远高于7—10月31.85万吨的平均水平，碳市场整体交易活动受履约政策影响显著(详见表4)。

表4 全国碳市场碳排放配额(CEA)成交量及成交金额

4.控排企业碳交易意愿增强，碳金融交易成为新兴市场

控排企业碳交易意愿增强，比如碳交易市场的“老兵”龙源电力2006—2013年通过CDM(18)CDM指发达国家政府或发达国家政府企业通过购买发展中国家减排项目产生的减排量，完成减排义务。业务获取利润22.5亿元，(19)新浪财经，《龙源电力：“双碳”目标下公司主业料迎快速增长，碳交易业务有望贡献新增量》，2022年1月29日，https://baijiahao.baidu.com/s?id=1723271812483522636&wfr=spider&for=pc。最高时期占龙源电力净利润总额的1/4。2021年全国排放交易市场上线后，龙源电力完成全国碳市场第一单，碳配额25万吨。随着未来钢铁建材等行业纳入碳交易市场，CCER冲抵量将显著增加，碳金融交易成为新兴市场，控排企业碳交易意愿预期进一步增强。2021年4月19日广州期货交易所正式成立，碳排放期货成为重点上市品种，计划于2022—2023年推出。央行披露数据表明，2021年第3季度中国投向具有碳减排效益项目的贷款占绿色贷款的66.9%；(20)丘斌：《“双碳”目标下中小银行的发展》，《中国金融》2022年第2期。2021年我国绿色债券发行规模达到4600亿元，绿色债券累计发行规模超过1.6万亿元，跻身世界前列。国家气候战略中心的数据显示，我国长期碳金融资金缺口年均在1.6万亿元以上，由此说明金融机构尤其是中小银行发展机遇广阔。

(四)全国碳排放权交易市场存在的问题

1.配额总量设定较为宽松，未能体现配额的稀缺性

当前，全国统一碳排放权交易市场配额总量设定较为宽松，履约主体通过初始分配取得的碳排放配额数量超过其实际的温室气体排放需求，造成配额过度分配，导致配额价格低迷。欧盟碳排放权交易体系和美国区域温室气体行动(RGGI)在碳市场初建阶段曾因为配额过度分配导致配额价格几乎跌至零。从配额总量设置来看，我国的碳配额总量设置较为宽松，企业不需要通过“配额交易”等二级市场行为来完成履约，无法激励企业积极参与节能减排。从2020年以来的数据看，各试点市场成交均价除北京外主要在10元/吨～70元/吨左右(北京地区价格偏高，达到100元/吨以上)，远低于欧盟碳排放配额价格(欧盟同时期碳期货结算价格在10欧元/吨～90欧元/吨之间，用2020年欧元兑换人民币平均汇率，欧盟碳期货结算价折合人民币在78元/吨～708元/吨)。

2.配额分配方式仍以免费分配为主，不利于节能减排和技术进步

《碳排放权交易管理办法(试行)》明确提出，全国碳市场关于配额分配方式的总体思路是初期免费分配，适时引入有偿分配。2016年国务院批复同意的《全国碳排放权配额总量设定与分配方案》进一步指出，全国碳市场在启动初期采用基准法和历史强度法免费分配配额，适时引入有偿分配，待市场机制完善后提升有偿分配的比例。现阶段基于历史法确定未来排放量的分配方式，导致即使高排放企业减排成效和效率较高，但由于历史排放量高使其仍面临较高的减排任务，“鞭打快牛”的方式不利于企业节能减排和技术进步。

3.市场成交量和价格政策性特征显著，控排企业碳交易意愿不强

2021年10月生态环境部发布重点排放单位清缴碳排放配额的通知后，碳排放权市场交易活跃度明显提振，交易量和价格明显回升。2225家电力企业是我国碳排放市场的参与主体，这些企业约束相同，操作方式相近，交易集中，易引发“羊群效应”。我国的碳市场以强制性参与为主，市场交易以政府为主导，控排企业以履约为主要目的参与碳市场，因此会出现以履约期碳成交量起伏较大，非履约期碳成交量均偏小的“潮汐现象”。(21)张晶、崔瑛麟：《我国碳交易市场价格走势特征比较研究——基于湖北、广东、深圳三个区域碳交易市场样本数据分析》，《价格理论与实践》2021年第5期。由于市场调节作用不足，控排企业交易意愿不强，市场流动性不足，由此形成恶性循环。

4.碳市场核查体系和信息披露制度尚未完善

目前中国碳市场核查服务主要采取由省级生态环境主管部门委托第三方核查机构的方式进行核查，这可能会导致独立性受损和寻租行为的产生，难以保证核查数据和结果的真实性和有效性。政府对核查工作的过多干预会造成碳市场调节机制失灵，降低碳市场运行效率。当前全国碳排放权交易市场仍处于建设初期，对未履行控排义务的企业惩罚力度偏低，比如对未按要求及时报送温室气体排放报告，或者拒绝履行温室气体排放报告义务的企业，处5万～20万元的罚款。仍有部分企业尚未建立完善的内部质量控制和碳排放监管体系，一些企业甚至出现篡改、虚报碳排放报告的行为。

5.碳金融产品的创新与推广力度不足制约碳市场的规模化发展

目前我国碳交易方式主要为现货交易，尚未构建期权或者期货交易，相关碳金融产品的创新尚显不足，这在一定程度上制约了我国碳交易的活跃程度。部分试点省份开展了碳金融衍生产品和涉碳融资工具的尝试，涌现出碳债券、碳基金、配额回购融资、碳排放权抵质押贷款、碳结构性存款、碳保险等碳金融产品，但发行数量较少、金额较小，仍属示范性质和零星试点状态，规模化交易尚不多见。从全国统一碳排放权交易市场来看，碳金融产品尚未开发，做市商制度尚未引入。中国的碳金融市场还处于发展的初级阶段，碳金融产品种类少，区域发展不平衡，金融机构难以有效介入碳市场开展规模化交易。全国统一碳排放权交易市场的活跃度较低，市场流动性明显不足。

三、完善中国碳排放权交易市场建设策略思考

未来中国碳排放权交易市场应进一步完善市场机制，通过释放合理的价格信号，引导社会资金的流动，降低全社会的减排成本，进而实现碳减排资源的最优配置，推动生产和生活的绿色低碳转型。

(一)坚持碳排放权市场总量设置适度从紧，提高资金利用效率

随着全国碳排放权交易市场机制和运行日趋完善，以及碳达峰、碳中和政策目标下碳减排力度的进一步增强，我国碳配额总量设置应坚持适度从紧原则，从目前基于强度减排的配额总量设定方式，向基于总量减排的配额总量设定方式过渡，将碳排放内化为企业生产成本，提高企业碳减排活动的积极性。通过外部环境成本显性化和内部化，以“市场—金融—技术”三引擎驱动能源绿色低碳转型，实现碳减排效益最大化。(22)陈星星：《非期望产出下中国省域能耗效率评估与提升路径》，《东南学术》2018年第1期。从碳定价机制中筹集到的资金按照一定比例划拨到环保专项基金中，对高排放地区、高排放企业开展针对性扶持，提高资金利用效率。分阶段推进全国碳排放交易体系建设，灵活调整不同阶段下的碳排放交易政策，在保证公平的条件下激发碳排放市场活力，保持碳价格稳定。

(二)鼓励商业银行拓展碳市场业务，构建多层次碳交易市场和碳金融市场

碳金融是碳市场的有益补充，可以提高碳市场的流动性，为碳市场健康发展提供资金保障。2022年1月，中国农业银行率先与中国碳排放权注册登记结算有限责任公司达成合作，利用“农银碳服”系统助力完成全国碳排放权交易市场第一个履约周期配额清缴工作，是国有大型银行推动碳排放交易，丰富碳金融产品的首次尝试。建议放宽金融机构准入，允许金融机构参与碳金融衍生品市场的交易，强化碳价格发现功能，平抑碳价格波动，促进碳金融体系多元化发展。监管机构可以制定相应的激励政策，制定碳市场发展指引，适当减免开展碳金融业务金融机构的税收行为。在立法先行、监管体系健全的前提下，联合银行、证券、期货、基金等金融机构，实现碳现货市场、期货/期权市场以及碳融资市场等共同发展，构建多层次立体的碳交易市场和碳金融市场，更好地激发碳市场活力，充分挖掘碳排放权这一特殊资源的价值，从而确保我国“双碳”目标顺利达成。

(三)延长发电行业碳排放配额全额免费实施周期，保持生产环节征收碳税

在全国碳排放权交易市场中，发电行业作为能源供应端被率先纳入碳市场。当前电力市场化改革已让发电企业面临较大竞争压力，煤电企业等难以内部消化碳排放成本，而要将碳排放成本疏导至终端用户难度较大。因此建议适当延长发电行业碳排放配额全额免费实施周期，建立畅通的成本疏导或价格传导机制，保障能源电力供应安全和行业可持续发展。电力是生产生活的必需品，单纯提高电价会导致全社会用能成本增加，易引发广泛关注和不满，不利于提高人民群众的幸福感，因此建议在生产环节征收碳税，尽管最终可能终端用户使用成本会更高，但更易于群众接受。对电力、水泥和钢铁产业，碳税可以在价值链的较早环节征收，而不必面向所有家庭、企业或机构。对于牲畜产生的甲烷排放，可以在屠宰场的环节征税。随着未来全国碳排放权交易市场主体增加，免费配额逐步缩减，碳价将逐步走高，也将推高燃煤等化石能源综合发电成本。

(四)建立多功能、一体化的全国碳排放权交易市场数据分析平台

增强科技支持和资金配套，借助人工智能、大数据、区块链等信息技术，建立多功能一体化碳排放权交易市场数据分析平台。整合现有的“广东碳交易”“中国碳市”“四川环境交易”“沈阳碳交易”等地方碳交易用户终端APP，建立多功能一体化碳排放权交易市场数据分析平台，构建全国统一的碳交易用户终端。通过金融科技实现对目标客户的个性化管理，打造精准化碳排放权市场交易服务模式。同时，培训碳排放交易专业人员，对碳交易市场、控排企业、金融行业碳排放交易从业人员进行全国统一规范化管理。

(五)构建区域协同碳排放权交易中心，探索碳排放权交易市场国际合作

从EU-ETS的发展历程看，碳金融产品关系到中国碳排放权交易市场的流动性和交易规模，因此，构建完备的碳金融体系，大力发展中国碳配额期货是未来中国碳排放权交易市场发展的必然方向。大湾区碳排放权交易所的成立，可作为加快构建全国区域协同碳排放权交易中心的有益探索，推广至京津冀、长三角、泛珠三角、粤闽浙沿海区域碳排放交易合作，打通碳排放权交易试点省份的“点”与全国统一碳排放交易市场“面”之间的“线”联系，促进全国碳排放交易市场的顺利开展。中国碳排放权交易市场应加深与全球碳市场的合作，探索国际化道路。2021年9月，中国-加州碳市场联合研究项目正式启动，以共同应对气候变化挑战，实现碳达峰、碳中和目标。未来中国碳市场要进一步加强与全球各碳市场的合作，借鉴国际碳市场的发展经验，协调中国与国际碳排放权交易机制间的差异，加快中国碳排放权交易市场国际化进程。