全国碳交易系统上线！这是你需要知道的一切

目前全国碳市场第一个履约周期（2021年1月1日至2021年12月31日）预分配额已完成下发，预计最终核定配额和覆盖温室气体排放量均将超过40亿吨，我国将成为全球规模最大的碳市场。

为啥我国要搞碳排放交易？

中国建设碳交易体系将在全社会范围内形成给碳排放定价的信号，为整个社会的低碳转型奠定坚实基础，以实现中国政府对国际社会作出的“力争2030年前碳达峰、2060年实现碳中和”的承诺。

那么，为啥要给碳排放定价？这还要从国际形势说起。

近些年来，随着全球变暖问题日益受到重视，气候变化问题逐渐演变为政治问题。欧洲屡次重提“碳边界”问题，各国碳排放密集型产品将来极有可能在国际贸易中被征收碳关税，这直接导致越来越多国家甚至企业考虑措施来降低关税风险，我国也不例外。

各国控制温室气体排放的政策一般分为三类：命令控制、经济刺激、劝说鼓励。其中，经济刺激型手段由于灵活性好、持续改进性好受到各国青睐。

在经济刺激手段中，最重要的就是碳定价机制。本着“谁污染谁付费”的原则，想要排放CO2等温室气体，那么就应该首先获得碳排放的权利，然后再为这个权利支付费用，这个过程被称为碳定价。

碳定价机制一般分为两种。一种是政府强制型手段，就是开征碳税；另一种是通过市场手段，也就是建立碳排放权交易体系。

这两种机制在减排机理上有本质区别。以下介绍来自华宝证券：

碳税指政府指定碳价，市场决定最终排放水平，故最终排放量的大小具有不确定性；碳排放权交易体系指政府确定最终排放水平，由市场来决定碳价，故碳价大小是不确定的。

正是由于这种区别，两种手段具有不同的特点。开征碳税更适用于管控小微排放端，碳排放权交易体系则适用于管控排放量较大的企业或行业。这两种政策是可以结合使用的。

中国选择采取碳定价机制来实现碳排放、碳中和承诺。截止2020年4月，全球实行碳排放权交易政策的国际气候协议缔约国有31个，其余包括欧盟、韩国、加州等。实行碳税政策的缔约国有30个，主要位于北欧、日本、加拿大。

各个国家和地区碳减排、碳中和承诺目标：

什么是碳排放交易市场？怎么运行的？

碳排放交易市场，是指将碳排放的权利作为一种资产标的，来进行公开交易的市场。

也就是说，碳交易的核心是将环境“成本化”，借助市场力量将环境转化为一种有偿使用的生产要素，将碳排放权这种有价值的资产作为商品在市场上交易。

至于碳市场的运行机制，首先，政府确定整体减排目标，采取配额制度，先在一级市场将初始碳排放权分配给纳入交易体系的企业，企业可以在二级市场自由交易这些碳排放权。

其次，受到经济激励、减排成本相对较低的企业会率先进行减排，并将多余的碳排放权卖给减排成本相对较高的企业并获取额外收益。减排成本较高的企业则通过购买碳排放权来降低碳排放达标成本。

按照华宝证券的分析，有效碳市场的碳排放权的价格就是企业的边际减排成本。在企业微观决策上，主要是将碳减排成本、超额碳排放成本、购买碳配额的成本与超额排放生产带来的收益进行比较，并作出相应决策。

碳交易的国内外格局是怎样的？

从全球范围看，当前尚未形成全球统一的碳交易市场。

欧盟碳市场是碳交易体系的领跑者，拥有全球最大的碳交易市场。根据路孚特对全球碳交易量和碳价格的评估，欧盟碳交易体系的碳交易额已达1690亿欧元左右，占全球碳市场份额的87%。

在北美洲，多个区域性质的碳交易体系并存。在亚洲，韩国是首个启动全国统一碳交易市场的国家，已成为世界第二大国家级碳市场。在大洋洲，作为较早尝试碳交易市场的澳大利亚目前已基本退出碳交易舞台，仅剩新西兰，该国碳排放权交易体系目前稳步发展。

就我国而言，目前还处于碳排放交易的试点阶段，一旦全国性的碳交易体系启动，将步入碳排放交易的市场阶段。

目前，全国共有8个地区在开展碳排放权交易试点，包括：北京、天津、上海、重庆、湖北、广东、深圳、福建。

从价格上看，当前，全球碳排放价格处于上升趋势，各碳市场的碳价差别较大。据华宝证券，欧盟碳市场碳价最高，中国试点碳交易市场价格最低。

华宝证券称，我国试点碳价历史最高点为122.97元/吨（深圳），最低点为1元/吨（重庆）；欧盟EUA碳配额现货碳价历史最高点为47.91欧元/吨（折合人民币约380元/吨），最低点为2.68欧元/吨（折合人民币约22元/吨）。截止4月29日，我国碳试点碳价为 5.53-42.02元/吨之间（其中深圳碳市场碳价最低，为6.44元/吨，北京最高，为47.6元/吨），而同一天，欧盟EUA 碳配额现货结算价为47.91欧元/吨（折合人民币约380元/吨），为我国碳试点碳价的9-68倍。

我国碳市场潜力多大？

“全国统一碳市场将带来千亿级市场规模，”东方证券新能源分析师卢日鑫这样估算。

在碳排放交易量上，卢日鑫认为，我国目前碳排放总量超过100亿吨/年，以2025年纳入碳交易市场比重30%-40%测算，未来中国碳排放配额交易市场规模将在30亿吨以上，与欧盟总排放量水平相当。

在碳排放交易额上，卢日鑫认为，基于中国碳论坛及ICF国际咨询公司共同发布的《2020中国碳价调查》的研究结果，2025年全国碳排放交易体系内碳价预计将稳定上升至71元/吨，全国碳排放权配额交易市场市值总规模将达到2840亿元。

按照目前设计规模预测，国融证券认为，全国碳市场市值可能达到1500亿元左右，如若考虑到碳期货等衍生品交易额，规模可达6000亿元左右。

其中，在碳配额远期交易方面，根据刘杰的介绍，截至2020年底，上海碳配额远期累计成交量达到433万吨，并且几乎每年都有稳定增长。

格林大华期货研究员纪晓云认为，以欧盟碳期货交易量是现货的30倍的标准测算，我国碳期货的交易量可能达到4000亿吨左右。以当前试点碳市场平均50元/吨的价格测算，碳期货年交易额将达到20万亿元，体量上与橡胶、铁矿石、铜等品种大致相当。

目前，全国共有8个地区在开展碳排放权交易试点，截至2020年11月，各试点碳市场累计配额成交量约为4.3亿吨二氧化碳当量，累计成交额近100亿元。

参与企业获利吗？

对于直接参与碳排放交易的企业，卢日鑫测算：以5%的抵消配额的上限测算，目前CCER（国家核证自愿减排量）项目年减排量的缺口在1.5亿吨左右，参与开发的新能源企业及碳资产开发管理企业将获利。

具体而言，以15元/吨的CCER价格估算，风电、光伏及生物质单位发电毛利润将增厚4.8%、2.5%和6.4%，生物质最为显著。

对于碳核查机构，卢日鑫测算：企业履约需通过自身碳盘查及第三方机构碳核查进行排放量审核，企业自身进行碳盘查的工作费用在12万至18万元/次。据北京财政局公布的碳核查招标公告，单次碳核查费用在3万元/次左右。全国碳市场初期拟纳入1万家企业，预计业务规模将达到20亿元。

参与者是谁？

电力行业是碳排放交易市场的先行军。

电热力生产及工业集中用煤、交通领域大量耗油是导致中国碳排放量较大的主因。根据英国BP的2019年数据，中国93%的碳排放来自于化石燃料的使用，其中68% 来自于固体燃料如煤炭，23%来自于液体燃料如石油等，9%来自于气体燃料如天然气等。

根据上海环境能源交易所总经理刘杰的说法，目前，共向首批参与交易的电力行业发放了两年的配额，电力行业年度碳排放量约40亿吨。参与首批开户的电力企业共计2225家。

刘杰表示，全国碳市场首批以发电行业起步，“十四五”期间，预计石油、化工、建材等八大重点能耗行业都将被纳入到碳市场，未来八大行业控排企业大约有8000至10000家。

全国碳交易市场架构如何？

即将运行的碳交易系统是全国碳排放权集中统一交易平台，汇集所有全国碳排放权交易指令，统一配对成交。交易系统与全国碳排放权注册登记系统连接，由注册登记系统日终根据交易系统提供的成交结果办理配额和资金的清算交收。重点排放单位及其他交易主体通过交易客户端参与全国碳排放权交易。

全国碳市场建设采用“双城”模式，即：上海负责交易系统建设，湖北武汉负责登记结算系统建设。

全国注册登记系统落户湖北，将汇聚大量金融资本和产业资本，带动湖北绿色金融业和低碳产业快速发展，有利于湖北建设全国碳交易中心和碳金融中心。

在股权架构方面，碳市场交易将分别以上海和湖北指定的实施机构为主导，其他联建省市自愿共同参与的方式。

为何要建设统一的全国碳交易市场？全国八大试点碳市场的规则不统一、政府干预程度不一、碳配额价格差异较大等因素，因此，建立全国统一的碳交易市场已经成为一个必须事项。

在全国统一的碳排放权交易市场建成之后，地方碳排放权交易试点将何去何从？

按照刘杰的介绍，上海区域市场现有发电企业将直接划入全国碳市场，全国性市场和现有地方试点市场将并存。

在全国碳市场启动后，尚未被纳入全国市场行业的企业将继续在试点市场进行交易，纳入全国碳排放权交易市场的重点排放单位不再参与地方碳排放权交易试点市场。

赵英民也在7月14日的新闻发布会上称，在全国碳交易权交易市场开启后，不再支持新增试点，现有试点须做好向全国碳市场过渡准备。

在参与企业方面，根据湖北碳排放交易中心相关负责人的介绍，“在首批电力行业启动交易后，八大重点行业的企业将逐步从试点市场划入全国碳市场。”

目前，湖北碳市场有十几个行业的企业继续在区域市场里运行。

下一步执行计划是什么？

根据生态环境部有关要求，4月30日前企业要完成2020年度温室气体排放数据填报，6月30日前省级部门要完成核查工作，9月30日前省级部门要完成配额核对工作，企业将于12月31日前完成配额的清缴履约。

刘杰还称，上海将逐步探索推出碳金融衍生品，如推出配额质押、碳基金、碳信托，以及借碳业务、碳远期产品等金融产品交易，推进形成多层次碳市场。

据央视新闻7月14日报道，根据国务院批准的全国碳市场建设方案，在市场运行初期，只在发电行业重点排放单位间开展配额现货交易。

结合我国目前实行的碳排放强度管理制度，首批配额分配采用了基准法对全国发电行业重点排放单位核发配额，目前全国碳市场第一个履约周期（2021年1月1日至2021年12月31日）预分配额已完成下发，预计最终核定配额和覆盖温室气体排放量均将超过40亿吨，我国将成为全球规模最大的碳市场。

目前，我国利用全国排污许可证管理信息平台建设了重点排放单位温室气体排放信息管理系统，指导推动湖北省、上海市完成了全国碳排放权注册登记系统和交易系统建设任务，通过系统运行测试和验收。

下一步，还将稳步扩大全国碳市场行业覆盖范围，丰富交易品种和交易方式。

据第一财经，赵英民还称，分行业完善配额分配方案，在发电行业碳市场完善之后，进一步扩大碳市场覆盖面。

下一步制度规划是什么？

全国碳市场启动在即，进一步完善制度规则，加快推进顶层设计乃当务之急。

刘杰认为，应加快完善立法体系和管理机制，推动全国碳排放权交易管理暂行条例尽快出台，加强多部门协调。应合理确定配额总量和分配制度，结合“3060目标”考虑国家配额总量设定，尽可能采用比较合理的配额分配方法，适时引入配额有偿发放机制。

厦门大学中国能源经济研究中心教授孙传旺表示，全国碳交易市场建设需以政府的顶层设计为依据，自上而下地构建控排体系，包括构建统一的市场规则，明确统一体系下的各级主管机构监管职能，建立统一的标准化核算体系。

在碳定价机制和交易机制方面，中金公司首席经济学家彭文生认为，基于绿色溢价的分析表明，对高排放、低溢价的电力、钢铁行业而言，其碳排放合计占总排放量的62%，更适合采用碳市场定价机制。对低排放、高溢价的交运、化工等行业，可能更适合采取碳税定价机制。他建议，构建以“拍卖+期货”为核心的碳市场交易机制，在配额分配环节推行以拍卖为主的交易机制，在配额交易环节引入期货等衍生品。

彭文生表示，统一的碳市场可能带来的一些问题值得关注，如污染物可能会随着碳排放的地域性转移而发生流动，可能导致污染物排放扭曲；全国统一碳市场与环境政策可能存在激励不相容问题。如何实现碳市场与电力电价改革协调推进，可能需要进行审慎的价格机制设计，考虑额外研究出台具有针对性的监管政策。因此，在通过碳市场推动碳减排的同时，也应尽快联合分析各类相关市场交互效应，评估各类监管内容真实成本，避免对某个专一市场的监管造成事与愿违的外部性。