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。

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？

参与企业获利吗？

参与者是谁？

全国碳交易市场架构如何？

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。

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。

碳交易

首先，什么是碳交易？碳交易其实是一种应对全球变暖气候危机的解决方案，以一定的法律和规则为约束和依据，给碳排放量定价，把它包装成一种资产或者说“商品”，建立相应的市场进行交易买进卖出，以此来控制碳排放,促进温室气体（主要是二氧化碳）排减。它对应的市场环境叫做碳交易市场，碳交易市场是由包括交易主体（控排企业）、交易产品（碳排放权）、交易流程、交易活动及监管活动（政府监督）等在内的核心要素所组成的规则化体系。

除了概念之外，更多人想知道，碳交易到底是如何交易的？其基本原理是什么？我们以图例来说明。

假设企业A经相关机构评定后，本年度给的配额量为图中的初始配额量，但企业A本年度的实际排放量超出一部分，所以它需要补足超排部分的配额；而企业B本年度的实际排放量比初始配额量少，多出一部分配额，因此企业AB之间就可以交易这部分配额量，这样就形成了碳交易。

不过，企业A和B，为什么一家有缺口一家有富余呢？图例只是为了说明问题，实际上各个企业的初始排放量不尽相等，一般都和自己历年排放量均值差不多。但实际上，由于增产扩充等各方面因素的影响，大多数企业都和A一样，实际排放量会超过初始配额量。这个时候，部分企业通过更新设备和生产技术，节能减排，使得实际排放量小于初始配额量，就像企业B。那为什么不是所有的企业都通过节能减排来控制实际排放量呢？这就需要算一笔经济账了：

不同的企业，节能减排的成本是不同的，同样是减排3000吨二氧化碳排放量，企业A要比企业B成本高出3万元。但是如果企业A这3000吨减排量通过碳交易获取呢？

碳交易使得企业A和B均节省成本15000元，如果企业AB看成一个黑盒子，最终的减排目标是6000吨，之前的成本是9万元，加入碳交易这一机制后，成本是6万元，整个黑盒子既减少成本3万元，又完成了减排目标。如果把这个黑盒子看作一个集团，一个省，一个国家呢。这就是国家大力发展碳交易的意义，通过一种市场机制的减排手段，能够低成本、高效率地实现温室气体排放权的有效配置，达成总量控制和公共资源合理化利用的履约目标。

碳交易理论基础其实是源于科斯定理，科斯定理的目的之一是讨论如何解决外部性问题。根据科斯定理，只要产权界定清晰，并且交易成本为零或者很小，市场均衡的最终结果都是有效率的，从而实现资源配置最优，使外部性因素内部化。其实这个经济学定理在现实中运用，主要是在污染物排放市场，在一定的交易成本下，谁能花最少技术成本，最大程度减少污染物排放，排污权就给谁。所以把它用于碳排放权交易，也是同样的道理。

碳达峰与碳中和

说到碳交易，先说什么是碳达峰和碳中和。所谓“碳达峰”，是指二氧化碳年排放总量在某一个时期达到历史最高值，达到峰值之后逐步降低；而所谓“碳中和”，则是指国家、企业或个人在一定时间内直接或间接产生的二氧化碳或温室气体排放总量，通过植树造林、节能减排等形式，实现正负抵消，达到相对“零排放”。

为实现全球“零碳未来”愿景，截至2020年年底，已有100多个国家或地区提出了碳中和承诺，占全球二氧化碳排放量65%以上和世界经济70%以上。

实现碳达峰、碳中和是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，由于以二氧化碳为代表的温室气体的排放具有负外部性，排放主体需要对其行为承担后果并付出相应的成本，碳定价机制顺势而生。

碳定价和碳交易市场究竟指什么？

控制温室气体排放，需要通过碳定价机制提高碳排放成本降低企业碳排放量。

据世界银行定义，碳定价是对温室气体排放以每吨二氧化碳当量为单位给与明确定价的机制，基于确定的碳价格，以“谁污染谁付费”为原则，将部分碳排放产生的社会成本内部化，从而推动低碳技术、产品的创新和产业结构的转变。

碳定价的主要方法包括碳税和碳交易市场体系。根据世界银行的统计分析，截至2020年，全球共有61项已实施或者正在规划中的碳定价机制，包括31个碳排放交易体系和30个碳税计划；覆盖46个国家和32个次国家级司法管辖区。

其中，由于其价格发现机制完善，长期效果明显，碳交易市场作为一种低成本减排的市场化政策工具，是当前各国努力发展的碳定价机制。

碳交易市场作为碳定价的机制之一，指的是以碳排放权为标的资产进行交易的市场。碳交易市场遵循“总量控制—交易”的原则，政府确定稳定或逐步降低的碳排放总额，并分配给各排放主体碳排放配额，代表各排放主体每年能够无偿排放的二氧化碳上限，1单位的配额代表1吨二氧化碳排放量（tCO2e）。各排放主体实际碳排放量须低于配额，否则将在市场上购买碳排放配额，而排放低于配额的排放主体也可以将过剩的额度拿到市场上交易。在这一市场交易的过程中，碳配额价格得以确定。

在碳交易市场上，减排成本较低的企业可以进一步加大减排力度，将额外的碳配额出售给减排成本高、碳配额不足的企业。碳交易机制下，“降碳”直接影响各排放主体的收益与成本，而拥有明确定价、可交易的碳配额将成为一种资产，可以引导更多社会资源参与到碳市场中，最终实现以经济高效的推动整体降碳目标的实现。

国际碳市场交易机制

自《京都议定书》生效后，碳交易体系发展迅速，各国及地区开始纷纷碳交易体系，还未形成全球范围内统一的碳交易市场。当前，主要流行三种灵活的产权交易机制——国际排放贸易机制（IET）、联合履行机制（JI）和清洁发展机制（CDM）。

IET：指一个发达国家，将其超额完成的减排义务的指标，以贸易方式转让给另一个未能完成减排义务的发达国家，并同时从允许排放限额（AAU）上扣减相应的转让额度。

JI：指发达国家之间通过项目级的合作，其所实现的减排单位（ERU）可以转让给另一发达国家缔约方，同时在转让方允许排放限额上扣减相应额度。

CDM：指发达国家通过提供资金和技术的方式，与发展中国家开展项目级合作，通过项目所实现的“经核证的减排量”（CER），用于发达国家缔约方完成在议定书下的减排承诺，而发展中国家获得资金与技术。世界上第一个CDM项目于2004年11月注册成功，此后2005年2月16日《京都议定书》正式生效，为CDM市场的快速发展提供坚实的基础。同时随着欧盟碳排放交易体系（EU-ETS）等需求市场的不断发展，CDM项目规模亦日益壮大。

中国碳市场建设

我国碳排放交易发展可以分为三个阶段。

第一阶段

以参与国际CDM项目为主

2004年6月30日，国家发展改革委、科技部、外交部联合签署的《清洁发展机制项目运行管理暂行办法》开始实施，北京安定填埋场填埋气收集利用项目向国家发改委报审后拿到了001号的CDM批准证书，成为我国政府批准的第一个CDM项目，标志着我国进入了通过CDM与世界碳交易市场进行互动的发展阶段。截至CDM项目市场停滞前，我国共批准CDM项目5074个。

2011年左右，由于全球经济萧条、市场与环境成本矛盾突出、后京都时代减排责任未能落实、以及各国内部政策加强等多种原因，CDM市场持续萎缩，目前已几乎停滞。在此背景下，我国开始着手在碳交易上另辟蹊径。

第二阶段

开展碳排放权交易试点

试点市场由碳排放配额交易试点市场与国家核证资源减排量（CCER）市场组成。

CCER是指由发改委审定，并在国家注册登记系统中登记的温室气体自愿减排量，主要是通过清洁能源代替化石燃料产生的碳排量，或是林业碳汇、甲烷利用等项目，可与排放配额等量兑换以抵消超排部分，抵消比率一般不高于年度配额或排放量的5%或10%。

2011年，国家发改委颁布《关于开展碳排放权试点工作的通知》，启动北京、上海、天津、重庆、湖北、广东和深圳七省市开展碳交易试点工作。截至目前，试点市场已经完成五个履约周期，已成为仅次于欧盟的全球第二大碳市场，也为全国碳市场建设积累了丰富经验。

2012年，为进一步探索全国统一碳市场的建设，国家发改委于出台了《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》，形成了规范的碳市场管理机制。

第三阶段

建立全国统一的碳市场

2014年，国家发改委发布《碳排放权建议管理暂行办法》，首次明确全国统一的碳市场总体框架。

2017年年底，国家发改委印发《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》，标志着全国碳排放交易体系完成了总体设计并正式启动。电力行业特别是发电企业具有碳排放量较大、产品相对单一、计量设备比较完备、管理比较规范等特点，因此电力行业成为碳市场的首选行业和突破口。该市场涵盖了约1700家发电企业，年排放二氧化碳约35亿吨，占全国碳排放总量的1/3左右，是迄今为止全球最大的碳市场，也是继美国区域温室气体减排行动（Regional Greenhouse Gas Initiative, RGGI）之后，第二个只有电力行业参与的碳市场。

2018年3月，国家发改委应对气候变化和减排职责划转至新组建的生态环境部。生态环境部成为我国碳排放权交易工作新的主管部门，继续稳步推进全国碳市场基础支撑工作。

2020年12月，生态环境部连续发布了《碳排放权交易管理办法（试行）》《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）》，以及配额分配方案和首批重点排放单位名单。自2021年1月1日起，全国碳市场发电行业第一个履约周期正式启动，涉及2225家发电行业重点排放单位，总排放规模预计超过40亿吨二氧化碳，约占全国碳排放总量的40%。这标志着全国碳排放交易体系正式投入运行，政府将在碳排放配额、企业参与范围、产品定价机制等方面作出系统性的安排。

2021年2月，生态环境部主要领导在湖北碳排放权交易中心和上海环境能源交易所调研期间，要求全国碳市场建设尽早实现系统运行，确保在2021年6月底前全面启动全国碳交易市场，并采用了创新型的“双城”模式——上海环交所负责交易系统建设，湖北武汉负责登记结算系统建设。交易标的目前主要由碳排放配额（CEA）和CCER组成。

2021年3月15日，中央财经委员会第九次会议指出，要完善绿色低碳政策和市场体系，完善能源“双控”制度，完善有利于绿色低碳发展的财税、价格、金融、土地、政府采购等政策，加快推进碳排放权交易，积极发展绿色金融。

2021年5月，生态环境部发布《碳排放权登记管理规则（试行）》《碳排放权交易管理规则（试行）》和《碳排放权结算管理规则（试行）》三项文件，进一步落实全国碳交易市场的管理规则体系。

2021年6月22日，上海环境能源交易所正式发布《关于全国碳排放权交易相关事项的公告》称，全国碳排放权交易机构负责组织开展全国碳排放权集中统一交易。其中，CEA交易应当通过交易系统进行，可以采取协议转让、单向竞价或者其他符合规定的方式，协议转让包括挂牌协议交易和大宗协议交易。

7月7日，国务院常务会议明确提出，在试点基础上，于今年7月择时启动发电行业全国碳排放权交易市场上线交易。下一步还将稳步扩大行业覆盖范围，以市场机制控制和减少温室气体排放。国务院常务会议还明确要求，推动绿色低碳发展，设立支持碳减排货币政策工具，以稳步有序、精准直达方式，支持清洁能源、节能环保、碳减排技术的发展，并撬动更多社会资金促进碳减排。

7月8日，生态环境部应对气候变化司司长李高表示，生态环境部正在加快推进全国碳市场建设，将在发电行业全国碳排放权交易市场上线交易平稳运行的基础上，逐步扩大行业覆盖范围，丰富交易品种和交易方式，实现全国碳市场的平稳有效运行和健康发展，有效发挥碳排放权交易市场在控制温室气体排放、实现碳达峰碳中和目标中的重要作用。据了解，下一步，生态环境部将逐步扩大碳市场覆盖行业范围，有序纳入水泥、有色、钢铁、石化和化工等高排放行业。

7月14日，国务院新闻办召开国务院政策例行吹风会，生态环境部副部长赵英民介绍，国务院常务会议决定，将于今年7月启动全国碳排放权交易市场上线交易，目前各项工作已准备就绪。

2021年7月16日，全国碳排放权交易市场鸣锣开市，纳入发电行业重点排放单位2162家，覆盖约45亿吨二氧化碳排放量，是全球规模最大的碳市场。