国际碳市场实践及对我国建设碳市场的启示

魏琪峰 李晓华 刘吉臻

（华北电力大学）

1997年，《京都议定书》首次提出碳排放市场可作为减少温室气体排放的机制，之后全球碳市场探索步伐不断加快，市场机制逐渐完善，减排成效显著。据世界银行的统计，截至2021年4月，全球已有30个碳市场机制正在运行之中，遍及美洲、欧洲、亚洲和大洋洲，覆盖全球超过16%的温室气体年排放量。根据相关数据，2020年，全球碳市场交易额高达2290亿美元，比2019年增长20%，超出2017年交易总额的5倍[1]。越来越多的国家和政府选择将市场机制作为减缓温室气体排放的核心政策措施。

目前，我国拥有8个试点区域碳交易市场。2021年7月，全国碳市场正式启动，首批纳入全国碳市场企业二氧化碳排放超过40×108t，成为全球覆盖温室气体排放量规模最大的碳市场[2]。经过10年发展，我国碳市场逐步形成全国和区域、一级和二级、现货和衍生品的多层次碳交易市场体系。但相比国际成熟碳市场，我国碳市场建设仍然任重道远。

1 欧盟碳市场实践

欧盟碳市场无论是在减碳成效还是在运营机制方面都是全球碳市场的佼佼者，其实践经验值得我们研究。

1.1 欧盟碳市场的发展阶段

作为长期政策性减排工具，欧盟碳市场在实际操作过程中分阶段推进，可明确分为4个发展阶段[3]。

第一阶段，2005—2007年。《京都议定书》发布后，欧盟谨慎启动对碳市场的探索和经验积累。在这一阶段，参与碳市场的行业仅仅有电力部门和一些能源密集型工业部门，例如钢铁、化工；市场运营方将碳配额的95%免费发放给参与方。由于技术手段还不足以支持提供可靠的排放数据，导致市场碳排放相关数据存在偏差，以能源部门为主要参与方的碳市场配额供大于求，碳市场流动性较差，碳价一度大幅下跌[4]。

第二阶段，2008—2012年。航空部门的部分航线被纳入碳市场，交易品种不再局限于二氧化碳的排放权，还包含其他种类的温室气体，例如全氟化碳。而且，由于交易限额下调，碳配额的发放量低于市场碳排放的需求量；碳配额的免费发放数额降至90%左右，而违约罚款额较上一阶段提升150%[3]。一系列调节政策使欧盟碳价开始上涨，但是受金融危机的影响，碳配额发放仍然出现盈余，欧洲碳价不增反降。

第三阶段，2013—2020年。欧盟碳市场开始新一轮改革，为特定行业设定了履约年度单位生成碳排放上限，确定了排放上限逐年递减的动态机制。在碳排放配额方面，拍卖成为市场配额分配的主要机制。自此，欧洲碳价开始快速上涨，虽然受新冠肺炎疫情影响，碳价一度下滑，但在市场稳定储备机制的支撑下，欧洲碳价止跌企稳，当前已冲上历史最高水平。

第四阶段，2021—2030年。欧盟将把交通运输纳入碳市场；碳排放限额上限递减速率提高；在碳配额供给形式上，基于反映技术进步的原则，维持免费分配配额，以保障特殊工业部门的国际竞争力。将实施创新低碳融资机制，投资帮助工业和能源部门低碳转型。

1.2 欧盟碳市场的交易平台和主体

欧盟建立了许多碳交易平台，起初有欧洲气候交易所、欧洲能源交易所、BlueNext交易所、奥地利能源交易所、Climex联盟、北欧电力交易所、未来电力交易所、绿色交易所，以及意大利电力交易所共9家主要场内碳交易所；整合后发展成5个主要碳交易平台：欧洲气候交易所、欧洲能源交易所、Climex 联盟、绿色交易所，以及被收购但依然独立运行的北欧电力交易所[5]。不同交易所业务各有侧重，例如，欧洲气候交易所专门从事二氧化碳排放权交易，拥有现货和期货交易；全氟化碳等衍生品交易多在其他能源交易所挂牌；北欧电力交易所是全球首个交易欧盟配额的平台，以现货交易为主[6]。

经过多年发展，欧盟碳市场培育出多元化投资主体，包括企业交易主体、机构和个人，使欧盟碳市场拥有持续热度。例如，对于碳排放企业，不仅可以在现货市场解决碳配额需求，也能参与期货市场的多空博弈获利，实现风险对冲；对于金融机构，参与碳市场交易，可以丰富市场金融产品。

1.3 欧盟碳市场的金融属性

欧盟碳市场不断创新推出多元化的碳金融衍生品，由于碳配额发放和市场交割之间存在时间差，参与碳排放配额交易企业对风险对冲等衍生品存在较大需求。早在2005年，欧盟就在推出碳排放现货的同时，推出了期货等衍生品。目前，碳市场衍生品有期货、期权、价差、碳指数等，其中碳期货的交易规模最大[7]。与现货相比，碳期货、碳远期等金融衍生品提高了市场活跃度，增加了市场流动性，也能够实现碳配额的价格发现，降低价格波动给参与方带来的风险。金融机构参与，大大活跃了碳交易市场，为碳市场参与者提供金融中介服务，推动了碳市场的碳金融产品的设计和碳金融服务的发展[8]。

为实现碳减排目标，欧盟推出了创新基金（Innovation Fund）和现代化基金（Modernisation Fund），资金主要源于碳排放配额拍卖收入。创新基金为创新低碳技术的商业化试点提供支持，已经覆盖了欧盟大型项目一半的资本和运营成本支出。与创新基金目的不同，现代化基金主要帮助欧盟收入较低的国家实现能源系统现代化并提升能源效率。

1.4 欧盟碳市场的经验教训

欧盟碳市场的成功，不仅在于良好的减排效果，还在于整个社会的经济结构优化。欧盟碳市场建立15年来，有效降低了企业乃至整个社会的碳排放。

依据欧盟官方数据，2005年欧盟的碳排放量近 40×108t，2020年下降到 30×108t[9]。在行业碳排放量方面，首批进入碳市场的电力及能源密集型工业部门，碳排放量下降最为显著，累积降幅高达30.6%。更重要的是，未来电力部门或将成为欧洲最早脱碳的行业。欧盟碳市场有力地推动了域内国家能源结构转型与清洁能源发展。2005年，欧盟初级能源消耗约占世界的23.2%，2020年这一数字降至10.93%；同期，欧盟化石能源消耗显著下降，煤炭、石油、天然气生产量分别下降了36.4%、30.2%、46.7%。可再生能源方面，截至2020年底，在欧盟清洁能源结构中，风电占比为24.45%，增长超过6倍；光伏占比为8.57%，增幅超过9倍；生物质能占比为6.95%，增幅将近7倍[10]。

欧洲的产业结构优化与经济结构升级，与碳排放之间存在明显的因果关系，表现为欧洲制造业向制造服务业转型。产业结构升级也带动了低碳消费，新能源汽车销量增长明显，2020年欧盟电动车销量在全球高居首位。受益于服务业与消费的双重驱动，过去16年，欧盟GDP的高速增长伴随着二氧化碳排放量的大幅降低，这种局面十分难得[11]。

在经历第三阶段的改革后，尽管欧盟碳市场制度较为完善，因受金融危机余波和欧债危机影响，欧盟碳市场改革成效并未完全显现，主要体现在3个方面。

一是配额过剩局面难以扭转。由于金融危机，第二阶段有大量未使用配额，2012年累计配额盈余20.55×108t，这些配额在第三阶段仍然有效。受欧债危机影响，第三阶段的实际排放远低于预期，配额过剩现象无法在短期内扭转。欧委会曾多次尝试消除配额过剩的风险，包括提议将减排承诺提高到30%、延迟新的配额拍卖、永久减少配额等，但这些提议都要等待立法机构批准。

二是碳价受挫，投资兴趣低迷。2013—2016年，碳价在3～9欧元/t间震荡，平均价格为7欧元/t。低碳价无法吸引市场进行低碳投资，已有的低碳示范项目价值比预期大大缩水，需要公共部门加大投入支持。而如此低的价格势必导致政府拍卖收入减少，财政支持乏力。

三是碳泄漏行业认定过于宽泛。欧盟在第三阶段核定的碳泄漏行业包括4类：（1）碳市场引起生产成本提高5%以上，且贸易强度为10%以上的行业；（2）碳市场引起生产成本提高30%以上的行业；（3）贸易强度达到30%以上的行业；（4）其他补充行业。按照欧盟产业体系划分，欧盟制造业共有258个，碳泄漏行业包括其中151个，庞大的碳泄漏行业规模将获得按年递减比例的免费配额，无疑会对实现碳减排目标造成不利影响。

2015年，欧委会开启了新的改革进程，主要内容包括：（1）降低配额总量，加速减排步伐，规定自2021年开始，配额总量将以每年2.2%的比例减少，相当于在2030年以前额外减排5.56×108t；（2）优化碳泄漏行业清单，大幅缩减碳泄漏行业列表；（3）将配额拍卖收入用于成立创新基金和现代化基金。

2 其他国家碳市场实践

目前全球有30个碳市场，除了欧盟碳市场，还有美洲、亚洲和大洋洲的碳市场在运行中。

2.1 美国碳市场

美国的碳排放量在全球居第二位，其中加利福尼亚州（简称加州）的碳交易体系最为典型。该州碳市场也是全球第一个以拍卖方式分配全部配额的交易市场。加州碳排放量在全美各州中位居第二，工业部门碳排放占比近1/4，交通运输部门碳排放占比近1/2。2013年，加州碳交易体系覆盖了全州约85%的碳排放和绝大部分经济部门，交易气体几乎覆盖了《京都议定书》划定的全部温室气体类型。

加州碳市场分两个阶段纳入排放源。第一阶段（2013—2014年），纳入大型工业设施，包括水泥生产、发电、玻璃生产、钢铁生产、制氢业、石油提炼等12种产业，以及电力生产设施和电力进口商，覆盖范围达35%。第二阶段（2015年以后），减排排放源从上游延伸至下游，纳入天然气供应商、液化石油气供应商、混合燃料供应商等，覆盖范围增加至85%。加州碳市场的纳入门槛为年排放不小于2.5×104t二氧化碳当量的排放源，不符合要求的以上行业实体也可申请加入[12-14]。

2.2 韩国碳市场

韩国碳市场于2015年启动，是亚洲第一个国家层面的总量交易体系。根据韩国《温室气体排放配额分配与交易法》，年总排放量大于12.5×104t二氧化碳当量的企业和温室气体年排放量达到2.5×104t的单一业务场所都必须纳入该系统。2015年，韩国碳市场的配额总量为5.73×108t二氧化碳，是仅次于欧盟的第二大碳市场，覆盖韩国约2/3的碳排放量[15]。

但韩国碳市场制度的设计存在一些缺陷，主要体现在以下两个方面：

（1）排放监测成本过高。韩国碳市场覆盖了《京都议定书》规定的全部气体，由于程序非常复杂，一些气体难以直接准确监测，导致社会排放监测成本过高。

（2）减排力度大，企业负担加重。韩国政府的减排目标雄心勃勃，韩国碳市场的减排力度比其他碳市场大，碳价因此被推高，给控排企业带来过高的减排成本。

2.3 新西兰碳市场

新西兰将碳交易作为温室气体减排的主要政策工具。新西兰碳市场是大洋洲唯一的强制性碳排放权交易市场，将林业部门纳入碳市场是其特色。研究新西兰林业部门的碳市场制度，对于我国林业部门未来纳入碳市场具有重要价值[16]。

新西兰碳市场规定林地所有者进入碳市场必须经过以下程序：（1）林地所有者在指定系统登记，管理机构对登记的林地、林权和运营权限进行审查，审查通过后发放唯一账号密码；（2）划定参与碳市场的林地区域范围；（3）按照政府指定方法核算碳汇，填报林地核算范围的变动情况；（4）申请与碳汇量相应的碳排放免费配额。

3 我国碳市场建设实践

2021年7月16日，全国碳排放权交易市场正式上线交易，之前在多个地区域市场进行试点。

3.1 区域碳市场试点的特点

2012年9月，广东碳排放权交易试点率先启动，参与企业涉及九大高耗能行业，包括陶瓷、石化、纺织、钢铁、有色、塑料、电力、水泥、造纸。

2013年6月，深圳排放权交易所启动，被纳入碳排放权交易试点的有635家工业企业和200家大型公共建筑；11月，上海碳排放试点交易正式启动，试点阶段有191家企业参与交易；同月，北京碳排放权交易市场正式启动，强制纳入碳排放交易的企业有400多家；12月，天津排放权交易所启动，包括电力热力、石化、钢铁、化工、油气开采的5个行业共114家企业纳入试点。

2014年4月，湖北碳排放权交易中心启动，涉及电力、热力、钢铁等12个行业共138家企业纳入试点；6月，重庆碳排放权交易中心启动，年碳排放超过2×104t二氧化碳的254家工业企业进行试点交易。

2016年12月，福建省碳排放权交易启动，初期试点企业涵盖电力、石化、有色、造纸、航空、化工、建材、钢铁、陶瓷9个行业[17]。

我国区域试点碳市场运行具有以下特点：（1）交易量分布过度集中。试点碳市场的交易量平时有限，而在履约前约一个月集中交易，在有些试点碳市场，甚至超过当月交易量65%，表明大部分控排主体的交易策略只是被动完成履约。（2）交易价格波动明显。大部分试点碳市场都出现过碳价暴跌，配额过剩是导致碳价波动的主要因素。（3）市场投资者多元。湖北和深圳试点市场对参与主体最为开放，除机构和个人投资者外，境外投资者也可入场交易，其他碳市场暂未允许境外投资。市场投资者的多元化可以丰富碳市场投资层次，提高市场的流动性。（4）碳金融产品发展迅速。各试点碳市场已开通各具特色的碳金融产品，例如北京的碳配额质押融资、广东的互换型碳交易、湖北的碳保险等。这些金融产品进一步降低企业的减排成本，摊低减排市场风险，拓宽减排融资渠道，增强了碳市场活跃度。

3.2 碳市场试点存在的问题

当前，中国经济发展仍处于中高速增长阶段，在碳排放尚未达峰的环境下，7个碳交易市场试点涵盖中国东、中、西3个地区，发展阶段不同、产业结构多样，试点效应明显。但也存在如下问题：

一是参与行业受限。发电行业成为首个纳入全国碳市场的行业，这是由于发电行业二氧化碳排放量较大，且排放数据易得、准确。交易首日，全国碳排放权交易市场碳排放配额总成交量为410.4×104t，总成交额超过21000万元。随着碳市场的不断完善，将会逐步覆盖石油炼制、化工、有色金属加工、建筑材料、钢铁、纸浆和造纸、航空等行业的大型企业。但高碳排放行业尚未明确参与碳市场的时间表，且产品相对单一。未来，全国碳市场范围将逐步扩大[18]。

二是交易手段单一。目前，我国碳市场较多关注现货交易，而期货等多种交易手段还比较受限。除了交易价格受到涨跌幅比例限定外，配额的产生是基于企业减少的单位二氧化碳排放量。政府部门根据企业实际产量免费分配碳排放额度[19]。企业单位排放越少，富余配额越多，就可以在碳交易市场上转让配额。可以认为，我国的碳排放交易体系是为了减少单位产出的碳排量，而不是仅仅追求总碳排量的减少。

三是碳价的形成与波动。从宏观和长远看，我国碳价将由经济发展基调和行业发展总体状况决定；从短期看，碳价将通过市场情绪的博弈形成。短期内，碳价波动属正常现象，但是过高或者过低都不利于碳市场的长期稳定运行。碳价过低将使企业丧失减排积极性，碳价过高将导致高碳企业负担过重，不利于维持国际竞争力。因此，国家须采取积极的政策措施，引导碳市场健康发展，维持合理、稳定的碳价。

4 中国碳市场建设任重道远

结合我国区域碳市场试点实践，借鉴国外碳市场的经验与教训，对我国碳市场建设提出以下建议。

4.1 以社会整体利益为出发点推进碳市场建设

相比成熟的碳市场，我国碳市场还有较长的路要走。需要着眼于整个社会的绿色发展，坚持“全国一盘棋”,利用好碳市场工具，处理好发展和减排、整体和局部、短期和中长期的关系；把碳市场的发展规划纳入经济社会发展全局，从推进碳达峰、碳中和目标的整体角度，考虑我国碳市场的功能定位及发展路线，逐步明确我国碳减排的中长期路径，推动碳金融试点建设；不仅控制碳排放总量，还要推进绿色技术创新与应用，推进全社会共担共建共享碳减排。

4.2 建立碳中和社会基金

基金可帮助企业开展能源服务、能源系统现代化升级，提升能源效率，还可用于支持创新低碳技术的发展和商业落地，包括碳密集产品的替代品、碳捕集及存储的建设与运营；帮助高度依赖化石能源地区低碳转型，促进区域可再生能源发电与应用、能源网络现代化改造；开展低碳零碳负碳和储能新材料、新技术、新装备攻关；推进高效率太阳能电池、可再生能源制氢、可控核聚变等前沿技术攻关；研究绿色能源发展，包括支撑风电、太阳能发电大规模友好并网的智能电网技术；加强电化学、压缩空气等新型储能技术发展和应用，加强氢能生产、储存、应用关键技术发展和应用；建立完善绿色低碳技术评估、交易体系和科技创新服务平台。

4.3 建立协同推进的碳市场建设工作机制

充分发挥金融监管机构在碳市场中的指导和监管作用，推进金融机构参与碳市场建设，完善碳市场价格发现机制，形成多层级、多产品的碳金融市场，提高全国碳市场碳配额配置效率。适时扩大碳交易覆盖行业范围，整合交易、登记、结算等市场基础设施，逐步形成统一的碳现货及衍生品市场，提升市场流动性和运行效率。完善投资政策，积极发展绿色金融，构建与碳达峰、碳中和相适应的投融资体系，完善支持社会资本参与政策，激发市场主体绿色低碳投资活力。统筹推进绿色电力交易、用能权交易、碳排放权交易等市场化机制建设。依托公共资源交易平台，加快建设完善全国碳排放权交易市场，逐步扩大市场覆盖范围，丰富交易品种和交易方式，完善配额分配管理。加强电力交易、用能权交易和碳排放权交易的统筹衔接。发展市场化节能方式，推行合同能源管理，推广节能综合服务。

4.4 实施循序渐进、稳健的市场制度安排

将减排目标分阶段制定，同时考虑企业和社会的承接能力以及可能对经济增长的影响，碳排放企业分批准入碳市场，给企业缓冲时间以做好必要的调整与准备。在碳配额供给制度上，实施由松到紧、无偿到有偿的分配方式。随着配额供给市场化程度不断加深，监管机构应在每一阶段及时总结市场运行经验，完善修补市场制度安排，及时采取行政干预，确保碳市场平稳健康发展。

4.5 建立碳市场价格运行机制

逐渐提高控排标准，形成碳配额压缩趋势，驱动碳排放配额价格上涨。同时实施市场稳定储备机制，引发市场对碳配额不断减少的预期，向市场传递配额递减与稀缺的信号，制造出碳价上涨的预期，构成碳价上涨的推力，有效激发市场活力。

4.6 加强碳市场及绿色低碳领域国际合作

共建“一带一路”碳市场，共享绿色发展成果。深化与各国在碳市场基金应用于绿色技术、绿色装备、绿色服务、绿色基础设施建设等方面的交流与合作。坚持我国发展中国家定位，坚持共同但有区别的责任原则、公平原则和各自能力原则，积极参与应对气候变化国际谈判，主动参与气候治理国际规则和标准制定，推动建立公平合理、合作共赢的全球气候治理体系。建立健全碳市场标准体系，加强国际国内标准衔接。加快建立统一规范的碳市场及碳排放统计核算体系，完善碳市场排放数据管理和发布等制度。