国际碳交易实践对我国的启示

吴昌政，谢全模，刘 可，闫志成，万金泉，林逸宁

(1.华南理工大学环境与能源学院，广州 511400；2.广东亿鼎环保工程有限公司；3.东莞市交通投资集团有限公司)

政府间气候变化专门委员会(IPCC)发布的调查数据显示，相比于1850—1900年，21世纪前两个十年全球地表温度升高约0.99 ℃[1]。近年来国际社会对气候变化问题高度重视，为承担《联合国气候变化框架公约》下各国“共同但有区别”的责任，全球的127个国家已经陆续做出碳中和承诺，中国也于第七十五届联合国大会一般性辩论上宣布了“30·60双碳目标”。2020年的新冠肺炎疫情给全球造成了经济影响和社会动荡，也对各地碳市场的运行造成了一定程度的冲击。但在碳定价方面，全球主要碳市场都在这场危机中表现出了极高的韧性，多数政府仍持续提高自身的碳定价目标，可见碳市场作为政策工具在全球碳中和之路中具有巨大潜力[2]。

1 碳交易的国内外现状概况

碳交易市场体系自1997年《京都协定书》开启序幕以来，截至2021年3月已经覆盖全球33个司法管辖区。这些地区的GDP占全球总数的54%，覆盖了全球约16%的温室气体排放[2]。

目前国际碳交易市场主要根据《联合国气候变化框架公约》下的各国责任划分及《京都协定书》下的3种减排机制[分别是清洁发展机制(CDM)、联合履行机制(JI)和排放交易机制(ET)]，以配额型和项目型两种形态进行交易。各大碳排放交易体系在多年的探索和实践中不断改革完善，同时随着社会经济的发展和《巴黎协定》所设定的温度目标的临近也有了一些新进展和版图演变。中国于2021年初启动的国家碳排放交易体系是一个重大举措，至此超越了欧盟碳排放交易体系(EU-ETS)成为了全世界最大的碳交易市场。

碳交易在中国的发展可以中国试点碳市场的建立和全国统一碳市场的建立为时间节点，分为以下3个阶段：

第一阶段为2005—2011年，中国还没有建立国内的碳排放交易市场，简单以CDM项目的供应国身份单向参与国际碳交易实践，是世界上最大的核证减排量(CER)供应国，由于碳交易的市场和标准都在国外，中国在整个碳交易链中比较被动。

第二阶段为2011—2021年，中国提出2020年的单位GDP碳排放将比2005年减少40%到45%。国内各省开始学习国外碳交易市场的基本框架和模式，建立了北京、上海、广东、深圳、湖北、重庆、天津七大地方碳交易试点，并逐步部署全国统一碳排放权交易市场。自2012年《京都协定书》第一协定期到期，欧盟提出新开发的CDM项目只能来自全球最不发达的国家，国外碳市场对中国的CDM市场买方市场急剧萎缩，CDM价格较为低迷[3]。中国便开发了属于国内的国家核证自愿减排量(CCER)项目，于2014—2016年审批备案近千个，但因过度供给和规范程度较差于2017年3月起暂缓审批。

2021年进入第三阶段，全国统一碳排放交易体系正式建立，最初覆盖范围为发电行业的2 225个实体，二氧化碳年排放量共计约为4.0 Gt，将成为推动中国实现“30·60双碳目标”承诺的重要工具[3]。目前全国以“7大试点+2大自主交易平台+1大全国统一市场”的格局存在，全国与地方碳市场交叉重叠的部分逐步纳入全国市场。我国碳交易市场中主要交易两类基础产品：一类为国家分配给重点控排企业的碳排放配额，管理时依照生态环境部发布的《碳排放权交易管理办法(试行)》；另一类为CCER项目，以2012年国家发改委发布的《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》为参照标准，该办法自2017年宣布暂停项目受理后一直在持续修订中，最新版本还未公布。

2 国外碳交易实践经验

2.1 国外碳交易实践中遇到的问题和解决方法

国外的碳交易实践在不同阶段遇到过很多问题，通过对各大型碳交易所出现过的问题和解决措施进行梳理发现，问题主要集中于配额过量、碳价波动、纳入行业受到影响等。

(1)配额过量。出现碳排放权分配过量情况，一般是由于碳市场初期采用由各区域上报自身所需配额再统一汇总、调整的分配方法，如欧盟EU-ETS的第一阶段(2005—2007年)和美国区域温室气体倡议(RGGI)的第一阶段，各区域为保护自身产业发展或是对历史经验预估值把握不够准确，最大限度上报了所需配额[4]；也可能受到了不可预料的外部冲击，如2008年金融危机和2020年新冠肺炎疫情，严重打击了企业的生产，市场对配额的需求大幅降低导致配额过量；或是CDM等自愿减排项目过多扰乱了市场供求平衡。

为解决配额分配过量问题，EU-ETS在第三阶段中取消了国家分配方案，配额转为直接发放，并逐步降低对CDM的支持，转为推动航空业和海运业等行业减排体系；RGGI将2014年碳配额降低45%，往后每年配额总量都比上一年减少2.5%，并引入了清除储备配额机制[5]；在碳交易市场逐渐成熟的后期各交易体系大都由成员地区上报所需配额的方式转为了直接发放配额，而韩国等交易体系则是开始就采用了直接发放配额的方式。

(2)碳价波动。碳价是碳市场最重要的指标之一，碳价的波动有碳价过高、过低两种情况，波动幅度过大展现出的碳市场风险会令参与者望而却步。碳价波动通常是由于外部冲击、监管不确定和市场不完善引起的，目前碳交易市场应对价格过度波动风险的普遍做法是价格或供给调整机制(PSAMs)，它能够在帮助碳市场实现基本减排目标的同时抵御外部冲击，为排放价格提供一定程度的确定性。欧盟采用的市场稳定储备机制(MSR)，能够避免市场价格大幅上涨和大幅下跌，该机制在新冠肺炎疫情后碳价下跌后转而迅速反弹中起到了关键性作用[6]。此外还有RGGI为解决碳价过高和供求失衡问题引入的安全阀机制、防止拍卖价格过高引入的成本控制储备(CCR)机制[5](同时也是司法辖区最常采用的机制)、防止配额价格剧烈波动引入的碳抵消触发机制，新西兰碳排放交易体系(NZ-ETS)为防止以明显低于二级市场的价格进行拍卖规定的拍卖时保密底价机制等，都是能够对抗碳价波动的有力措施。澳大利亚碳排放交易体系和新西兰碳排放交易体系(NZ-ETS)还分别设定了三年和五年的固定碳价过渡期，逐渐转为弹性价格再转为完全市场浮动价格[4]，从而稳定碳价。

(3)行业受限。为保护行业发展不受太大影响，在配额发放形式上，大部分碳交易体系在建立初期都采用了免费发放的形式，以消除企业的抵触情绪，帮助其进入碳市场，并在后期逐渐转为拍卖方式。美国加州总量控制与交易体系(CCTP)对90%的工业企业施行免费配额发放[7]，澳大利亚碳交易市场对碳密集性出口行业分配较高的免费配额，并用40%碳税收入进行补贴，欧盟EU-ETS则通过以行业技术基线为标准的形式，淘汰落后产能，鼓励先进产能，帮助行业进行能源转型和技术升级。制造业部门在至少最初几年通常都要免费分配，而电力行业则是一个典型的适合采用竞拍方式的行业，因为它相比于其他行业更不容易发生碳泄露[8]。

(4)政策缺乏可预见性及适应性。除了合理的配额分配、碳价控制以及行业发展保护，还需要注意政策的可预见性以及适应性。韩国碳交易体系(K-ETS)中长期政策不确定导致第一个承诺期碳市场流动性和交易水平极低[9]，政策制定者在设计排放交易系统时就需要考虑该系统将在司法管辖区的长期过程中发挥什么作用，将气候治理目标和碳排放市场的设计结合起来，才能明确碳排放市场的准确定位，从而做出合适的运行机制判断和相关配套政策的选择。如欧盟一开始就明确EU-EST是欧盟达成2050年气候治理目标的核心，从第一阶段就设立总量的限额目标。而新西兰一开始只想要充分利用本国丰富的森林碳汇资源，使用《京都协定书》框架下的国际碳信用项目开发森林活动的碳封存，所以没有设定硬性排放上限，直到2019年决定设立“2050年前实现净零排放”的目标，才开始设置绝对总量上限以助力目标达成。政策的可预见性也能给企业、机构、投资者带来进入碳市场的信心，让利益相关方都参与进来，在情况发生变化时识别并对碳交易系统给予广泛持久的支持，提高控排企业对于碳市场的重视程度。

具有适应性的政策则可以为碳市场注入活力，日本东京都总量控制和交易计划(Tokyo-CAT)在面临CDM机制审批和发行需2年且日本主要购入地区的碳排放配额涨价的情况时，设立了双边碳抵消机制(BOCM)，该机制比CDM范围更宽泛，审定更简单，也帮助日本在核泄漏事故时缓解了碳减排压力[10]。

2.2 国外碳实践的其他相关经验

(1)框架设计、监管范围及国际链接经验。就国外碳交易的基本制度、框架设计而言，包括拍卖比例、配额分配、覆盖范围等，大部分碳交易市场都具有分阶段循序渐进、交易范围不断拓宽、配额总量不断收缩、免费转为有偿拍卖、违约惩罚力度不断提高的发展特点。分阶段的方法提供了建立覆盖较小或较复杂的部门的时间和能力，这些特点能够帮助碳市场安全转型。

就监管范围而言，现有的碳交易体系之间存在巨大差异，但几乎全部正在运行和计划运行的碳交易市场都覆盖了电力和工业部门。所有系统都覆盖了CO2，许多也覆盖了其他气体；美国加州、新西兰等已经将监管重点放在了燃料燃烧的排放上，以降低行政成本，欧盟等其他国家则选择在排放产生时进行监管。韩国因为能源价格受到政府监管，供应链不能传递碳价格信号[8]，所以选择了混合覆盖。

就不同碳排放交易市场之间的链接问题而言，美国加州碳市场已在2014年和2018年分别完成了与加拿大两个碳交易市场的对接；澳大利亚于2015年与欧盟排放体系对接；日本东京碳交易系统于2016年成功与琦玉市的碳交易系统进行联接；2020年欧盟与瑞士碳排放交易体系建立了临时链接以便两个系统之间的配额转移；弗吉尼亚州于2021年加入RGGI碳市场，使其规模得到了进一步的扩大；宾夕法尼亚州因电力部门的高碳排放量也在考虑加入RGGI。碳市场的链接可以提高市场流动性，帮助解决碳泄露的问题，并促进国际间气候政策方面的合作，但同时也会使司法管辖区对碳价格和碳交易特征设计的控制程度降低。如新西兰和欧盟就曾就链接问题讨论过，但因新西兰拒绝在林业抵消机制上向欧盟靠拢而选择了放弃。所以是否进行国际碳市场的链接需要谨慎考虑，至少要做到系统之间相互信任、正确理解并接受双方彼此目前和未来的目标水平，并提前调整设计元素和政策，在系统的自愿性、强制性以及上限的类型上达成一致，才可以考虑对接。而PSAM、补偿抵消的使用，借款和银行津贴的规则、与其他系统链接的可能性等其他要素方面虽不要求严格兼容，但也必须提供具有可比性的结果[8]。

(2)碳信用、碳抵消机制的实践。根据信用的产生方式和管理方式，世界银行组织将信用机制分为3类，分别是受国际气候条约和国际机构约束和管理的国际机制(包括京都议定书中规定的清洁发展机制CDM、联合履行(JI)等)、由各自的司法管辖政府约束和管理的国内机制(包括澳大利亚减排基金、加拿大联邦温室气体抵消系统、墨西哥信用机制、西班牙FES-CO2等)和由私人和独立的第三方非政府组织管理和约束的独立机制(包括黄金标准、核证减排标准等)。

受监管的实体可以利用碳信用抵消来履行合规义务，既降低合规成本，又能使受监管的实体排放量更高而不损害整体环境后果，同时可以将缓解激励措施扩大到涵盖的行业部门以外，并产生共同效益[8]。但一定要控制可用于抵消配额的数量和比例，否则会本末倒置，影响碳交易市场价格，欧盟就曾因CDM项目供应高峰产生过多的CER，导致碳配额价格大幅下跌、市场失灵。因此国外各碳交易市场都吸取了教训，限制能够用于碳信用抵消配额机制的抵消比例。如RGGI仅允许使用3.3%的比例进行配额总量抵消，韩国第三阶段允许控排企业通过抵消机制抵扣的碳排放上限是5%，美国西部气候计划直接拒绝CDM项目，欧盟第四阶段也直接取消了碳抵消机制。

尽管2020年出现了新冠肺炎疫情和经济低迷，碳信用市场仍出现了显著增长，各国关于实现净零排放和实现巴黎协定温度目标的雄心壮志增强了各方企业对于碳信用市场的兴趣。目前全球各地区的信用机制覆盖最多的行业是林业和可持续能源；市场上最活跃的买家来自能源、消费品以及金融和保险行业；绝大多数信贷交易项目都是针对亚洲、拉丁美洲和非洲的；热度高的项目主要集中于通过保护或可持续管理面临风险的森林、草原和其他生态系统来减少排放[11]。但值得注意的是，黄金标准和核证减排标准这两个独立碳信用机制从2020年1月起只接受来自最不发达国家的可再生能源项目的登记，因此预计未来几年，买家对这类碳信用的兴趣可能会有所降低[12]。近年来注册的所有类型项目和发放信用的数量都在大幅增加，标志着碳市场开始从十年前合规主导的市场将逐渐转向自愿主导的市场[3]。

(3)碳金融衍生品的实践。碳交易市场除了作为碳达峰、碳中和的重要工具，碳价格的发现功能外，还具有很强的金融属性。EU-ETS在建设之初就同步施行现货和期货交易，与碳排放配额(EUA)相关的碳期货产品是其中最主流的交易产品，多年来始终保持快速增长的势头。2008年金融危机时碳现货价格大幅下跌，但碳期货处于稳定状态，一定程度上带动了现货价格重新趋于稳定[13]。在美国芝加哥碳交易体系和RGGI碳交易体系中，期货交易甚至早于现货出现[14]，韩国第三阶段也开始将期货等衍生产品引入碳交易市场[15]。CDM项目产生的CER通常采用碳远期的形式进行交易，碳排放配额单位(EUAs)通常采用标准化交易工具碳期货的方式进行交易[16]。目前全球碳市场主要交易的碳金融衍生产品有碳远期、碳期货、碳期权等。

碳金融衍生品能够增强市场流动性、提高市场活跃度，还能够揭示市场对未来价格的预期从而降低风险[14]。由于各国政府都在设定更加严格的气候目标，配额价格可能会随之上涨，因此吸引了各投资基金重新燃起参与碳排放交易的兴趣，一些重要碳排放交易体系正在向金融参与者开放。然而金融部门的参与也带来了波动风险，司法辖区需要确保对金融市场有足够有力的额外监督，以防止碳排放交易体系中出现投机等不当行为。也有部分司法辖区继续拒绝其未覆盖的实体参与碳排放交易体系[3]。

3 对中国碳交易的启示

对比我国和国外发达国家的碳交易国情可以发现，二者的碳排放和控排主体都是重点能耗企业，减排范围都以循序渐进的方式逐步扩大；在能源和资源分布上，欧盟各成员国之间存在能源资源禀赋差异，中国的能源资源分布也呈现西富东贫的不均衡状态[17]；在全球碳舞台的地位上，由于碳排放的历史累积效应，发达国家需要承担主要责任，而中国具有很大的排放量级，对全球碳减排产生巨大影响，都具有参加碳交易的必然性，也都选择了碳交易市场作为实现碳中和、碳达峰目标的工具，应对国际气候变化。

但同时二者在发展阶段上又有所不同，发达国家经过了城镇化和工业化时期，已经跨越了人均CO2排放峰值，进入了经济低稳增长阶段，第三产业占比大，工业部门能源消费贡献占仅30%左右；而中国属于发展中国家，还在持续进行工业化，碳排放强度不均衡，仍处于经济中高速增长阶段，第二产业占主要地位，能源使用上多煤少油气，减排空间巨大。因此发达国家碳减排的侧重点集中于减少人均碳排放和大幅减少碳排放总量，从而争当全球低碳先驱，对其他国家进行制度辐射；而中国的减排目标重点在于降低碳排放强度和单位GDP碳排放，履行共同但有区别的责任，缓解生态环境对经济社会发展的约束，争取国际话语权。

从相同点中吸取国外经验的合理性，从不同点中明确自身的独特情况，能够帮助建设具有中国特色的碳交易体系。

3.1 选择合适的排放上限

碳交易市场的排放上限有基于总量(绝对减排目标)和基于强度(相对减排目标)两种，总量上限能够为碳减排提供足够的确定性，而强度上限则可以在经济产出不确定的情况下提供相对的灵活性[9]。

到目前为止的大多数碳交易系统，包括美国加州、欧盟、韩国、RGGI、日本东京都政府、改革后的新西兰等，都设立以总量为限制的绝对减排目标，并同时辅以一些灵活性的津贴供给维持价格的可预测性[8]。而中国作为发展中国家，目前在电力的产业结构和人均GDP等指标上距离发达国家的碳达峰进程还有一定差距[18]，GDP仍依赖能源消费和碳排放行业的增长，不能盲目设定绝对减排目标，而应该参考同为大型排放国的加拿大联邦碳定价支持政策[19]，在实现GDP增长与能源消费和碳排放行业增长双“脱钩”之前，持续采用基于强度的目标，从而更灵活地适应经济状况的变化[10-11]。张希良等[20]在关于中国碳市场方案设计的研究结果也印证了这一点，指出在2020—2025年间全国碳市场初期运行阶段都会持续保持基于强度的控排目标，而2026—2030年的发展完善阶段则将发展成为一个具有强度与总量混合目标属性的碳市场。但是从国际上看，目前选择强度上限的司法管辖区总体数量还较少，在考虑关联时可能会面临挑战。

3.2 结合国情，发挥优势

在碳市场的设计上要充分考虑国情，利用自身优势。新西兰就是一个很好的例子，因为国家森林资源非常丰富，一开始就只纳入了林业行业参与国际碳信用，甚至没有设置排放上限。中国因为工业水平与国外发达国家相比相对落后，减排潜力巨大，在2012年之前充分发挥这项发展中优势，积极参与CDM项目的建设和交易，成为CERs的最大供应国。后因买方市场萎缩，又开发了国内自愿碳减排机制。吸收消化了国外碳信用的抵消经验，我国广东、深圳、天津、湖北的碳交易市场都做出了最高抵消比例不得超过10%的规定，重庆允许抵消8%的碳排放额定总量，北京、上海和国家碳排放交易所仅为5%。

而接下来也需要考虑碳市场新的突破方向。国内一开始建设碳市场的时候为了避免风险，没有加入碳金融衍生产品，明确碳市场作为控制温室气体排放政策工具的工作定位，不允许有过多的金融衍生产品出现，因此碳市场流动性较低、成交活跃度不高，呈现出安全但“冷清”的局面。2021年1月中国人民银行研究局课题组[21]发文，表明国家对于碳金融产品的态度由谨慎转向鼓励，这或许会成为中国碳市场未来的突破方向，为市场注入新的活力，但同时也要注意加强法律规范和监管机制保障市场安全。

3.3 全面统筹，平衡调控

中国由于有着与国外不同的特色政治体系，可以更好地发挥全面统筹作用，管理碳交易市场。在收集地方数据从下往上的汇总过程中，出现欧盟或美国那样的国家之间或地区之间竞争带来的虚报额度的问题相对更少，但是也要因此额外注意政府宏观调控和市场自身调控之间的平衡。可以使用委托拍卖，使用含有间接排放、消费收费、气候导向的调度规则，设立碳投资委员会和定价委员会等[9]方法，更好地反映系统的碳价格信号。

3.4 制定价格稳定机制

2008年全球金融危机引发过碳排放交易体系的剧烈动荡，2020年新冠肺炎疫情虽然也对经济生产产生了一定影响，但与全球金融危机时相比，碳市场经受住了此次巨大冲击。优秀的市场韧性和抗风险能力是源于过去几年各大主要碳市场都实施了价格稳定措施，同时各国政府将碳市场的改革过程纳入到总体的气候政策框架中的举措也给予了市场信心[2]。目前针对价格过高和过低，福建省试点已有了市场稳定储备，湖北省有了价格走廊机制，深圳专门针对碳价低价制定了排放控制储备、拍卖低价机制，针对碳价过高设置了成本控制储备机制[3]，其他试点和全国统一碳市场也要抓紧制定PSAM相关机制，以此来维持碳价格的灵活性和确定性，应对突然变化的市场动态。

3.5 循序渐进，安全转型

韩国的排放交易制度一开始就采用基于总量的限制方式，配额分配不足且未履约的处罚太高，因此引发了工业行业的强烈竞争担忧和反对[9]。而澳大利亚采取的每三年为一阶段逐步收严的政策则取得了很好的过渡效果，最终成功与国际对接。中国正处于一系列转型变化期，由免费配额发放转向市场拍卖，由地方试点转向全国统一碳市场，由单一基础的碳排放配额和自愿核证减排量交易转向可能拥有多种碳交易产品、甚至混合碳金融衍生产品，未来还会经历从基于强度的相对减排目标设计转向强度、总量混合的目标设计，由纯碳交易市场的减碳方式转向辅以碳税的方式等，这些转变过程一定要充分吸取国际碳市场分阶段发展的经验，注意循序渐进和安全转型。同时考虑到中国具有煤资源丰富的国情，没有必要在能源转型上完全消灭煤的存在，可以将更多的煤用于发电而非发热，在大力发展绿电的同时把煤电转变作为储备电，传统能源的逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础之上。中国电力行业的碳中和，不仅要减少CO2排放，还要同时进一步满足电力需求总量的持续增长。

3.6 留有接口，国际合作

国外的碳市场链接目前主要集中于各市场与EU-ETS的链接，以及北美地方司法辖区之间的链接。我国的碳市场在考虑与国际碳市场的链接问题时，也可以多考虑地理位置临近的碳交易体系，同时提前在建设和发展中就充分考虑兼容性问题，留有接口以进行国际合作。中国的全国统一碳交易市场体系正式建立完成后，体量巨大，和其他发展中国家有相似的背景，更可能在系统的自愿性、强制性以及上限的类型上达成一致。进一步有效完善和规范国内的碳市场后，与欧盟、美国等西方发达国家的碳权交易市场对接，形成亚太片区的发展中国家的先进示范并逐渐达成亚太经济片区的链接，或许是一个良好的选择。

4 结束语

我国的碳交易实践由简单供应CDM项目，到区域性建设地方试点，再到建立全国统一碳交易市场体系，基础框架逐渐完善，交易范围和纳入主体范围均在不断扩大，整体发展态势良好，但活跃度不足，发展不均衡。国外大部分碳交易市场在发展初期都遇到过配额过量、碳价波动、行业受限、政策缺乏可预见性及适应性等问题，结合自身国情吸取国外碳交易市场处理此类问题的先进经验，有助于未来国内碳交易市场的安全、活跃和蓬勃发展。

在实现经济增长与能源消费、碳排放增加双“脱钩”之前，持续使用排放强度作为控排目标，并在未来逐渐转向排放总量混合的限制目标，能够在保证行业发展的同时促进企业的绿色能源转型和技术转型；CCER项目重启在即，规范项目范围、严格审查、限制其对碳配额的抵消比例，并加快价格稳定机制的设定，能够减少碳价的波动；加快制定碳排放信息披露制度，出台有力的监管和惩罚制度，能够通过确定性的市场政策给予市场充分的信心；加之适时引入碳期货等金融产品，绿色金融市场的介入能够吸引更多企业和投资者自发参与进来，为碳交易市场注入新的活力；在完善和规范国内碳交易市场的同时，还要注意协调与国际碳交易市场间的差异，保留国际接口以兼容未来的区域链接。相信随着国内碳交易市场的日益成熟，中国将在国际碳市场中展现规模优势，交出优秀的答卷。