中国碳交易市场制度困境与完善——从区域试点到全国市场的制度变迁

胡 勇，楚广义，郑 勇

（1.北京师范大学 人文和社会科学高等研究院，广东 珠海 519087；2.北京师范大学珠海分校 国际商学部，广东 珠海 519087）

碳排放权交易（简称碳交易）机制作为目前较为有效的缓解气候变化手段，得到各国广泛认同。[1]当前欧盟碳交易制度经验证明碳定价机制能够有效控制温室气体排放。[2]2011 年，国家发改委正式批准北京、天津、上海、重庆、湖北、广东及深圳开展碳排放权交易试点工作，并于2013 年起陆续投入试运行。2016 年，福建和四川也启动建设本省碳排放权交易试点工作。为加快推动中国绿色低碳经济社会转型，2021 年7 月16 日中国正式启动全国碳排放权交易市场。从区域试点到全国碳交易市场启动，中国借鉴了大量欧盟经验。由于中国和欧盟在法律、政治及经济结构方面差异较大，前期区域试点出现若干制度设计不足在所难免。鉴于此，前期试点市场积累的大量成功制度经验及不足值得总结与反思。为助推2021 年全国碳交易市场启动，国家于2020 年前后陆续出台《碳排放权交易管理办法（试行）》等核心配套文件。在全国碳交易市场已启动的背景下，作为全国碳市场启动的法律基石，上述文件及相关配套规则是否针对前期试点市场制度设计不足给予有效回应值得探讨。

为回答以上问题，本文拟通过观察若干碳交易试点运行现象剖析相关制度不足及成功经验，并重点对全国碳交易市场核心规范性文件作深入解读。具体而言，本文首先对我国碳交易市场制度构建状况作简要回顾并评析；接着以微观视角观察天津及重庆碳交易试点的制度不足，对湖北、上海试点的市场制度的成功经验进行总结；随后从碳配额总量目标及分配、碳交易管理、应对碳价失灵三个方面对现行全国性碳交易市场制度细则不足展开分析；最后提出制度完善建议。本文研究旨在通过分析及总结典型试点市场制度设计存在的不足及成功经验，为政策制定者进一步完善全国碳交易制度设计提供有价值的理论参考。

一、中国碳交易市场发展现状

自2007 年起，中国碳排放量已超过美国，成为全球碳排放最大国家。由此可见，中国在应对全球气候变化问题上起着至关重要的作用。中国近年来持续推进碳交易市场制度构建进程（见表1），从区域碳交易市场试点到全国性碳交易市场，历经近十年摸索，我国碳交易市场从制度构建到市场实践均取得丰富的经验及成果。

表1 中国碳排放权交易市场配套政策

我国碳交易市场制度构建可概括为三个阶段。第一个阶段为 2011-2012 年。2011 年 12 月 1 日国务院颁布《“十二五”控制温室气体排放工作方案》（以下简称《十二五方案》），提出建立碳排放交易市场的建议①《国务院关于印发“十二五”控制温室气体排放工作方案的通知》第三点和第五点指出：开展低碳发展试验点，探索建立碳排放交易市场。。《十二五方案》的出台既是我国积极响应《巴黎协定》的具体体现，也是推动我国转变经济发展方式的政策基石。[3]2012 年6 月13 日国家发改委发布《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》，规定了碳排放交易主体、管理细则等。经过一系列准备工作之后，2013 年起7 个试点碳市场陆续上线交易。第二个阶段为2013-2020 年，是我国碳交易市场试点实践阶段，国家陆续发布指导性文件，进一步规范及完善碳交易试点市场交易管理规则。第三阶段为2020 年至今。2020 年对于我国碳交易市场制度构建具有里程碑意义。2020 年9 月22 日，中国政府提出在2060年实现碳中和的目标，这意味着中国将加快推进由碳交易试点市场向全国性市场转变的进程。基于试点近十年制度及实践经验的总结，2020 年12 月31日，生态环境部发布《碳排放权交易管理办法（试行）》，针对全国碳配额分配、注册、登记、交易、结算、核查及监管等确立指导性规范，并提出“除发电行业之外，将引导其他高能耗行业加入碳交易市场”。该文件为后期出台全国性的碳排放权登记、交易及结算行为细则奠定了法律基石。同时，为加快推动全国性碳交易市场的启动，生态环境部于2021 年5 月19日发布关于《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）》的公告。这三份实施规则基于《碳排放权交易管理办法（试行）》，内容表述更具流程性特点，对相关交易规则给予了更细化和可操作性的规定。

中国碳交易市场历经以上三个阶段制度演变，各试点减排效果显著，已初步形成具有一定科学性、可执行性的碳交易规则体系。各试点依据自身经济结构及产业规划目标，积极出台一系列碳交易实施方案、碳配额分配及交易规则。特别是第三阶段，国家层面出台一系列指导性文件，有效推动了我国碳交易市场由单一行业被动参与向多行业主体入局的竞争性路径转型，促进市场交易多元化的同时，提出一系列科学风险管控机制，有助于提高全国性碳交易的效率和安全；同时，为多方参与主体提供清晰的市场信号，有利于增强市场透明度，确保碳交易由区域试点向全国市场平稳过渡。

二、中国碳交易区域试点实践：制度设计不足解读

由于各试点区域经济基础、产业结构、营商环境、政府执行力、碳交易管理规则不尽相同，难免出现某些市场异象。由于天津及重庆属于首批试点中最不活跃的两个地区①依据近年来试点地区碳市场配额累计交易情况、定量指标来判断。详细讨论参见李丰《低碳经济战略视角下碳排放交易市场研究》，载《四川轻化工大学学报（社会科学版）》，2020 年第2 期，第53-69 页；管志贵、钟若愚、赵袁军《中国碳交易机制的作用机理及优化路径研究》，载《贵州社会科学》2019 年第 6 期，第 124-133 页。，下文选取天津及重庆两个试点，从微观角度对其市场运行中的典型问题展开制度剖析。

（一）天津试点制度解读

天津市于2013 年12 月启动碳排放权交易市场。该试点不断摸索并完善市场制度建设，其配套规范性文件《天津市碳排放权交易管理暂行办法》先后于2013 年、2016 年、2020 年多次修订，对碳配额管理、碳排放检测、碳排放权交易、排放量核查、履约注销结转配额、违约处罚方式等作了明确规定。碳配额分配制度方面，天津碳交易市场以无偿分配为主，并按年度计算配额；企业获得碳配额后可自主决定是否参与碳拍卖交易。[4]尽管2015-2018 年期间该试点参与碳交易的企业履约率均为100%，但其出现的典型现象表明该试点碳交易制度需进一步完善。

具体而言，第一，初始免费碳配额超发导致一二级碳交易市场缺乏联动机制。目前天津碳交易市场采用以一级市场为主、二级市场为辅的模式开展交易。然而市场交易信息显示：一级市场异常活跃，二级市场交易较为低迷。[4]究其原因，天津规定碳排放分配方式为有偿/免费比例为0/1，且政府在分配方案中起决定性作用。由于初始碳配额超发严重，导致市场价格机制无法发挥其应有的功能。第二，鼓励排放企业参与市场交易的激励规则有待完善。与其他区域试点相比，天津碳交易累积量与累计金额较低。[5]2020 年天津以公开招标方式对企业碳核查项目实施政府采购，仅7 家企业参与碳核查项目，交易总额与企业参与程度均处于较低水平。以上市场现象说明该地区碳交易制度缺乏有效激励机制，无法吸引更多企业参与碳交易市场。第三，碳排放计量规则有待进一步完善。由于天津主要排放行业均为传统重工业，第三产业规模较小，在现有碳排放计量规则下，参与碳交易企业数量较少。2014 年，天津市发布的参与碳排放权交易市场的114 家企业名单中，所有企业均涉及电力热力、钢铁、化工和石油石化开采行业。行业单一化势必导致行业垄断碳市场，抑制市场活跃度及阻碍交易主体多元化发展。第四，该试点市场制度执行力有待加强。与其他多数区域试点情形相似，天津碳交易配套制度是通过当地政府规章形式出台，执行力受较多不确定因素影响。2013-2017 年交易数据显示，该试点交易价格波动异常。一方面，该市场信号说明当前市场交易机制下存在较大交易风险，抑制企业参与市场交易。另一方面，导致价格异常波动的因素之一是区域试点缺乏执行力较强的上位法。如由于缺乏统一的全国性碳排放核算规则，各试点具体碳排放配额核算规则不尽相同，导致该地区企业及投资者多处于市场观望状态。

（二）重庆试点制度解读

重庆于2014 年启动碳交易试点，为规范试点碳交易行为，相关机构陆续出台《重庆市碳排放权交易管理暂行办法》《重庆市碳排放配额管理细则》等配套性文件。以上地方规范性文件为重庆碳市场配额管理、核查标准、核查规范、交易结算方法等提了供市场交易及管理依据。同时，重庆地区改进碳核查方法以及相关制度规则，及时构建交易平台，强化对异常交易的监管，并进一步公开市场操作规则，增强市场交易透明度。与天津试点市场出现的某些典型市场现象相似，重庆碳交易制度也存在若干不足。

首先，缺乏科学规范的碳配额总量控制及分配细则。受全国及各区域试点碳交易总量控制与配额方案不确定性因素影响，重庆同样出现碳配额超发、交易价格波动较大、交易风险偏高等现象。另外，由于该地对所有减排企业配额确定均采取历史排放法，致使企业参与碳交易的积极性低迷。与同期其他试点交易数据相比，该试点交易价格总体偏低，活跃度较弱，且在年末和年初时交易额达到顶峰。其次，强制性履约制度有待完善。该地区累计碳配额成交量较低，与其他区域试点相比差距甚大。究其背后原因，重庆监管机构尚未出台针对碳配额缺口企业的强制性规范文件，在一定程度上削弱了企业减排动机。再者，碳交易会计处理制度的规范性有待完善。由于我国《碳排放权交易有关会计处理暂行规定》直至2019 年12 月才正式发布，此前各地无统一的碳交易会计处理准则，参与排放企业无法科学合理计算碳排放权购买额，其真实市场价值亦无法显现，继而导致该地区碳交易低迷。最后，碳金融创新制度不足。该地区碳金融交易产品仅涉及碳配额权为主导的现货交易，其他与碳配额相关的期货、期权、掉期等非传统金融产品无法上市。以上制度不足导致碳配额金融价值难以体现，进而难以吸引更多市场投资者入场，不利于提高市场交易活跃度。[6]

三、中国碳交易区域试点实践：制度成功经验解读

为落实国家碳减排目标，有效执行《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》各项规则，各试点积极探索碳交易市场制度构建。7 个试点地区中，上海和湖北的交易机制运行效率表现最优①参见管志贵、钟若愚、赵袁军《中国碳交易机制的作用机理及优化路径研究》，载《贵州社会科学》2019 年第6 期，第124-133 页。。鉴于此，下文针对上海和湖北两个试点的市场机制构建现状进行解读，总结其制度设计的成功经验。

（一）上海碳交易制度经验总结

上海是碳交易首次履约试点中唯一实现完全履约的地区，且交易价格较为稳定，波动较少，减排效果明显。上海的成功实践与其相对完善的碳交易管理制度密不可分。

2013-2017 年期间，上海出台《上海市碳排放管理试行办法》《上海市碳排放配额分配方案》等12 项文件，这些配套文件极大提高了企业对碳配额的认知度及交易价格的稳定性。上海试点制度设计的成果经验有以下几点：第一，上海在制定碳配额规则时重视制度规则与企业激励因素相结合。为激励企业参与碳市场，消除企业超额排碳的顾虑，上海规定企业本年度排放额与上一年度相差20%以上的情况下可将其差额部分纳入配额管理；且对未按期履约企业给予罚款额度较小的一次性处罚。配额分配方式方面，上海结合本地企业排放数据实际情况实时调整和改进[7]，采取历史排放法为主、基准线法为辅相结合的方式确定各企业配额。并且，上海除实施免费配额机制，还针对履约到期前未完成履约任务的企业提供配额购买机会。第二，上海采用相对宽松的管理方式和以市场为主、政府为辅的手段，充分发挥市场机制在碳交易中的作用。上海碳交易价格由政府与排控企业在充分咨询协商机制下确定；对于政策预期范围内碳价短期波动不采取价格调控措施，由市场机制自发调节，以实现价格机制调配碳配额的最大功效；当碳交易价格浮动超出正常预期范围，则采取干预碳价的风险管理机制。第三，上海在碳交易主体准入方面采取由严格到宽松的路径。在碳交易运行初期，政府仅允许符合条件的控排企业参与交易，为企业及监管机构提供试点摸索的过渡期。自2014 年9 月初起，依据《上海环境能源交易所碳排放交易机构投资者适当性制度实施办法（试行）》，上海允许机构投资者进入碳交易市场。由于个人投资者对新生金融产品了解度较低，以上规则既保护个人投资者，又可避免市场初期因个人投资风险而引起的市场波动。

（二）湖北碳交易制度经验总结

2013 年2 月26 日，湖北省颁布《湖北省碳排放权交易试点工作实施方案》，标志该地区碳交易市场准备工作正式启动。此后陆续发布了关于碳排放权、企业注册、配额分配等相关配套文件，并于2015 年正式开市。为引导市场主体适应碳交易政策，合理分配企业碳配额，湖北在试点运行期间保持相关配套政策的稳定性和连续性，此措施对稳定该地区碳交易价格意义重大②2020 年湖北省碳交易现货成交额为3.84 亿元，成交量为1 386 万吨，成交量位居各试点前列。数据来源于湖北省碳排放权交易中心官网。。

在碳交易产品创新方面，湖北充分发挥碳交易的金融属性，围绕碳排放权设计现货交易与远期交易的期货组合。排控企业可通过期货交易来制定短期和长期需要的碳排放量，促使企业有效实现节能减排目标，并提升市场交易量与丰富交易方式。同时，该地区推出CCER 期货交易，由此碳交易不再受时间限制，使碳市场活跃度大大增加。此外，湖北碳交易市场推出不同的碳金融产品，例如碳基金、碳资产质押融资、碳债券、碳资产托管、碳金融结构性存款、碳排放配额回购融资等。一系列碳金融产品的诞生，使碳交易从“企业—交易所—企业”模式转变为“企业—第三方金融机构—交易所—企业”模式，拓宽了企业获取碳配额的渠道，提高了市场活跃度。金融机构的参与，有利于减轻交易所的交易压力，加快市场交易信息的处理速度，提升企业交易效率。碳配额总量控制及分配模式方面，全国其他试点前期均以免费分配为主，而湖北是首个开展政府预留碳配额拍卖机制的试点。为逐步引导和激励企业参与碳交易，湖北借鉴欧盟经验，采取配额总量动态调整机制，一方面给予企业一定政策红利，通过市场价格机制向企业施加减排压力；另一方面能够有效应对市场价格波动异常。政策执行方面，该地区在建立金融机构与交易所的双重监管模式的同时，实施包括行政处罚、新建项目审批受限、黑名单机制等多样化强制执行措施，有效保障碳排放合约的有效履行。

四、全国碳交易市场制度困境分析：宏观视角

为配合全国碳交易市场启动，国家相关机构于2020 年末前后数月陆续发布相关配套核心法律文件。下文我们将从宏观视角针对全国性碳交易市场配套制度中存在的若干困境展开详细分析。

（一）碳配额总量设定及分配细则有待完善

与欧盟及其他国家采取的“总量管制和交易”（cap-and-trade rules）模式不同，中国碳交易试点并未设置绝对排放总量上限，各试点排放量可适时灵活调整。在合约履约期间以免费配额为主，合约期终止后可依据企业年度实际排量给予一定配额调整。免费配额可为市场主体提供激励信号，并为企业提供由无偿向有偿配额机制的过渡期。然而，某些试点的重点排放企业获得免费配额却未积极转变生产方式。另外，若企业往年碳排放量数据和所获配额差距较大，且国家未出台应对此类问题的全国性规范性文件，必将导致碳交易秩序混乱。特别需要说明的是，碳配额超发甚至会导致碳交易价格为零的结局[6、8]。依据欧盟ETS 经验，若成员国基于企业实际排量需求免费发放碳配额，无异于向企业提供公共补贴，对于通过拍卖等付费方式获取碳配额的成员国及其企业极不公平。从欧盟竞争法规则而言，该配额方式虽可降低减排企业成本，激励企业积极参与碳交易，但某些成员国个体减排企业竞争效率受损，最终抑制企业开展低碳环保技术创新活动。

为进一步有效规范碳配额活动，我国于2020 年底发布《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）》（简称《配额分配方案》），对配额上限设定及实施规则进一步规范，但该文件依然缺少配额总量设定与分配实施细则。由于各试点缺少碳排放历史数据及统一核算规则，全国及地区碳配额总量控制和分配细则依然存在技术性障碍，势必导致各地区整体分配方式、分配额度以及总体减排目标等关键参数具有不确定性。另外，依据《配额分配方案》第四条，初始配额基准数据基于企业历史排放数据，但由于全国企业整体历史排放数据缺失严重，以至于前期区域试点不同行业碳配额短缺或剩余现象极为普遍；同时，不同行业排放基准存在多样化情形。以上要素客观上导致不同地区不同行业存在配额分配不公现象。最后，中央与地方所获取的排放数据不一致、排放量重复计算、总量控制目标模糊以及缺乏对企业减排潜力和减排成本分析等抑制性要素，使得当前全国碳排放总量控制目标设定存在较大制度性困境。[9]

（二）碳交易及管理规范细则科学性不足

为助推全国碳交易市场顺利启动，生态环境部于2020 年12 月发布《碳排放权交易管理办法（试行）》，规定了温室气体重点排放单位标准。由于我国现阶段温室气体排放单位主要为火力发电企业，因此将其作为参与碳排放交易的初始行业。总体而言，该文件表述多为宏观指导性规则，并未提供具体可操作性规范。直至2021 年5 月生态环境部公布《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）》三份实施规则，中国碳交易市场统一性配套交易管理规则的可操作性才有所改善。尽管相关配套试行文件的实施效果有待市场后期检验，但从法理角度而言，以上现已生效的规范性文件依然存在若干规则表述、可操作性方面的不足。

国家核证自愿减排量（CCER）交易制度方面，依据《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》，排放企业可使用CCER 抵消其部分经确认的碳排放量，但由于相关机构并未出台有关CCER 碳配额准入量的统一规定，各试点对CCER 限制使用比例、地区范围、时间、项目类型、技术类别等规则各有不同。并且，各试点运行以来，过度开放的CCER 导致其交易价格浮动异常，交易时间和交易量不具备明显特征，对碳交易机制产生一定负面影响。为进一步完善CCER 交易规范，2017 年3 月国家发改委组织修订《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》，同时决定暂缓CCER 相关业务受理程序。直至2020 年《碳排放权交易管理办法（试行）》发布，对CCER 抵消比例及用于抵消的配额给予了指导性规范。但仔细研究该文件依然可发现若干不足，如文件第二十九条与三十一条明显存在冲突。由于CCER 必须用于抵消“经核查排放量”，这显然与该文件中所提出的“双随机、一公开”原则存在冲突。如果重点排放企业拟使用CCER 进行抵消，但并未接受随机核查程序，CCER 抵消程序将变得繁琐复杂。另外，“双随机、一公开”原则实施也存在一定困境，执行过程中所涉及的随机抽取程序、实施检查程序、结果公开程序细则以及以上程序的相互衔接规则仍处于空白状态。最后，CCER 登记管理方面，即便2021 年5 月生态环境部发布的《碳排放权登记管理规则（试行）》对CCER 登记管理有进一步规定①参见《碳排放权登记管理规则（试行）》第十九条。，但“有关注销证明材料的规定”“有关抵销登记的规定”等模糊表述依然不利于CCER 抵消程序简化。

温室气体报告与核查方面，为提高温室气体排放报告与核查的有效性，2021 年3 月发布的《企业温室气体排放报告核查指南（试行）》和《关于加强企业温室气体排放报告管理相关工作的通知》对排放企业核算和报告进行统一规范，新版指南虽在旧版基础上增加了大量程序性规定，但依然存在若干规范不足。例如，关于第三方核查机构资质认证标准及机构信用并无详细规定，势必影响核查数据的准确性。新版核查指南关于行业划分与真实市场行业划分存在一定冲突，导致核查计算公式与企业实际工艺流程无法匹配，缺乏碳排放核查统一标准。另外，相关文件均要求核查机构采取排放因子法进行核实，但由于行业技术标准、生产规模、能源消耗类别的差异性，导致默认排放因子和实际排放因子差异较大。最后，在全国性碳排放核查行业未建立的情况下，新版指南及前文提及的规范性文件中有关核查机构监管程序也处于制度空白。

从立法技术角度而言，最新发布的实施规则存在着若干模糊性表述，不利于全国碳交易市场的有效运行。例如，“风险管理方面”中如何界定“价格异常波动”，“不同交易方式的涨跌幅比例”的设定依据，“风险准备金制度”的资金来源、风险准备金的财务担保和弥补亏损的额度及受益主体如何界定等，都处于规则空白。依据以上分析可见，目前国家发布的相关交易管理及风险管控等配套规则的科学规范性有待进一步完善。

（三）应对碳价失灵的配套制度有待完善

碳价格是配额总量控制与市场供求两股力量共同博弈的结果。目前全国性碳排放和碳交易数据尚未统一，中央及地方两级政府机构及排放企业获得的排放信息若不充分或真实，必然导致信息不对称，配额总量设定偏离市场实际需求，进而引发价格机制失灵现象。另外，有效价格的形成必须建立在竞争且开放的市场环境基础上，而中国碳市场初期七试点交易平台运作、配额发放及具体总量控制受行政机构影响较大，且无合规路径引入个人投资者。交易主体单一导致市场无法形成竞争机制，不利于碳交易市场形成长期有效的价格机制。《碳排放权交易管理规则（试行）》第二章中虽明确将机构和个人纳入全国碳交易主体范围②《碳排放权交易管理规则（试行）》第二章“交易”第四条：全国碳排放权交易主体包括重点排放单位以及符合国家有关交易规则的机构和个人。，但在目前相关条款未出台实施细则的情况下，机构及个人仍无法参与市场交易。

导致某些区域试点出现价格失灵现象的另一重要因素是《碳排放权交易有关会计处理暂行规定》（2019）存在一定规则困境。依据该文件规定，企业对无偿碳配额无需进行财务处理；计量碳排放配额应当主要采纳历史成本和账面价值，忽略公允价值、重估和减值等机制；会计期末不再根据企业资产的公允价值开展账面调整。显而易见，以上规则降低了企业参与全国碳交易的入市成本，大大简化了会计计量过程。但另一方面，该会计简化程序将导致企业财务报表中碳资产与现实市场价值不符。从长期来看，以上规则不利于市场机制实现碳排放配额的金融特性，阻碍碳价发现机制的有效运行。

五、完善中国碳交易制度的建议

依据“十四五规划”，我国碳中和目标分为三个阶段，第一阶段为2021-2030 年，实现碳排放达峰；第二阶段为2031-2045 年，实现快速降低碳排放；第三阶段为2046-2060 年，落实深度脱碳，实现碳中和。为保障以上各阶段战略目标的实现，国务院于2021 年10 月24 日印发《2030 年前碳达峰行动方案》，明确我国将继续进一步完善并健全碳排放权交易机制。结合当前政策及上文分析，笔者对未来我国碳交易市场机制提出以下完善建议：

（一）渐进式统一碳配额实施细则

为提高全国碳交易减排效率，应给试点及非试点地区向全国碳市场过渡的适应期。笔者建议依据“碳中和”战略第一阶段实现碳达峰的目标，采用灵活且统一的过渡性碳配额机制。具体而言，由于我国前期碳排放数据严重缺失，建议第一阶段（2021-2030 年）全国碳交易试运行期间采用“历史排放法”为主、“基准线法”为辅相结合的计量工具，该配额认定模式是欧盟ETS 运行初期确定企业碳排放额的常用手段，且该模式在上海等试点实施效果良好。由于2030-2045 年相关行业碳排放基准值数据将相对完善，建议第二阶段采取“历史排放法”为辅、“基准线法”为主相结合的计量工具。建议第三阶段（2045 年后）完全实行基准线法。碳配额获取方式方面，目前各区域试点采用“免费配额为主”这种类似于政府补贴的配额方式，既减轻企业减排压力，又可提高企业参与市场的活跃度。但长期而言，为实现碳配额的稀缺性和市场流动性，免费配额无疑无法有效实现碳交易的减排目标。结合“碳中和”路径规划及最新全国《碳排放权交易管理办法（试行）》（2021）第十五条规定①《全国碳排放权交易管理办法（试行）》第十五条：碳排放配额分配以免费分配为主，可以根据国家有关要求适时引入有偿分配。，政策制定者应当结合市场激励要素，在全国碳交易市场履行期初期以免费配额为主，后期逐渐缩减免费配额总量的同时，逐年按总量比例递增模式开展配额拍卖机制，最终实现市场主导型的碳价机制。具体而言，结合上海等试点成功经验以及欧盟市场实践，建议我国在第一阶段（2021-2030 年）的前5 年采取免费配额占95%、有偿配额占5%的模式，后5 年逐年调整至免费配额占75%和有偿配额各占25%的模式；第二阶段（2030-2045年）按5%的额度逐年调整至完全有偿配额模式。

（二）分阶段逐步扩大碳交易行业覆盖范围

全国碳交易市场机制构建的关键要素之一是行业覆盖范围，且该要素与碳配额总量设定密切相关。综合考虑欧盟ETS 渐进式行业覆盖模式、国家碳中和战略及总体经济发展目标，我国目前碳交易市场覆盖主体行业仅以排放总量大和排放强度高的第二产业为主，涉及电力、钢铁、水泥等传统重工业。此做法基于“我国当前依然属于高碳结构特征的经济体”的事实，且该做法对我国分阶段稳步实现减排目标最为有效。随着全国碳交易市场的逐步推进，为保障“碳中和”战略顺利实现，建议按不同行业标准分阶段逐步扩大碳交易覆盖行业。具体可行做法是在第一阶段（2021-2030 年）逐步将所有重点排控企业纳入行业覆盖，第二阶段（2030-2045 年）逐步覆盖第三产业，第三阶段（2045 年后）结合前期行业覆盖推广实践经验，逐步过渡至全行业覆盖。另外，由于不同行业排放特征不同，建议以行业标准为依据纳入覆盖，具体考虑各行业的排放量、产能及排放强度指标，以有效增加潜在交易主体，提升市场交易活跃度。

（三）结合市场激励要素引入市场稳定储备机制及配额临时调整机制

由于新兴产业企业进入碳市场前并无历史排放数据或可参照排放指标，若依然采取历史排放法和基准线法确定新进企业配额，明显不利于相关新兴产业发展。为此，中国可引入市场稳定储备机制（MSR），通过相对灵活的碳排放额储备工具为新兴产业企业提供免费碳配额，以实现多样化产业目标。此外，MRS 可激励投资者增加绿色能源供应产业的投资，以保障国家能源安全，还能缓解新兴产业因碳交易引起电力价格上涨的成本压力。再者，MRS 在碳市场出现供需危机时能起到稳定碳价的作用。最后，MSR 碳配额免费预留可满足绿色环保型企业的实际生产需求，激励其增加低碳技术创新投资。

为提高碳配额机制的减排效率，促进市场有效碳价的形成，建议我国引入配额临时调整机制。具体来说，当减排企业实际产能下降至一定浮动区间，低于其所获配额相应水平的生产产能时，该机制可对企业所获配额以递减方式进行调整。简而言之，如果企业实际产能降幅小于50%，该企业碳排放权不会削减；当企业实际产能降幅达到50%-75%时，该企业最初设定的配额将减少50%。若企业实际产能降幅达到75%-90%，该企业最初设定的配额将减少75%；当企业实际产能降幅达到90%以上时，该企业最初设定的配额将全部取消。反之，若企业实际产能回升，按以上幅度变化相应提高其配额。配额临时调整机制能够结合企业实际的生产情况，有效激励企业开展减排，提高碳交易市场效率，最终引导市场有效碳价的形成。

（四）完善碳金融创新制度

由于碳交易市场与传统金融市场极其相似，借鉴传统金融市场产品创新工具及制度创新有助于纠正碳价机制失灵现象，实现有效减排目标。[10]换而言之，碳市场能否有效实现减排目标，关键在于市场能否发挥碳排放权的金融属性，包括流通性、交易模式以及产品种类的多样性。鉴于此，为增强碳配额金融属性的流通性，助推碳金融创新活动，并结合湖北地区碳金融创新成功经验，建议国家出台政策文件鼓励开展相关碳金融试点探索。具体包含以下内容：一是鼓励各地区交易所与金融机构合作开展与碳排放权相关的期货、期权等非传统金融产品业务。具体可操作性方案可参考湖北碳排放期货交易机制，并向全国推广。二是出台金融机构进入碳交易市场的准入细则，并采用补贴政策工具激励金融机构参与碳市场；允许商业银行参与碳金融衍生品交易，积极扩充碳交易模式，在条件适当的情况下逐步引入场外交易试点，为中小企业和个人投资者拓宽投资渠道。

（五）完善碳核查制度

碳核查是碳交易市场中的关键要素，为保障碳核查数据的可靠性和可信度，未来应该从以下几个方面进一步完善现行《企业温室气体排放报告核查指南》。一是效仿证券交易所组织框架组建全国及区域性碳核查行业协会，依托行业协会起草制定核查机构信用评级、碳核查模块、关键性核查参数等细则，通过核查机构资质分级管理模式提升核查及复查活动的规范性和效率。同时，通过碳交易全国性行业协会与区域性行业协会联动机制构建碳核查信息平台。二是细化碳核查机构的行业标准，科学规范核查流程；出台统一的排放企业行业划分标准；针对企业收购、兼并、改制等影响产量重大变化情形出台相应碳计算参数调整规则；针对不同行业的工艺生产类型出台统一详细的核查项目和计算方法，并形成独立统一的统计口径。三是为保障核查机构的独立性，建议采取财政补贴与企业会员缴费相结合的模式为核查机构提供运行经费，制定详细明确的企业会员收费标准，出台政府购买核查机构服务的招投标程序及配套核查经费审查制度。

气候变化是人类现代经济史中面临的最大规模“市场失灵”现象，能否借助碳交易机制缓解气候变化危机，需要市场资本、企业、政府、法律政策、科学技术等多方资源投入与整合。习近平在2020 年12 月中央经济工作会议中明确指出，加快建设全国性碳交易市场。目前全国碳交易市场处于试运行阶段，在重视前期区域试点运行已取得的制度设计成功经验的同时，不可忽略出现的制度不足。由于区域试点在行业范围、总量控制、配额机制、交易及管理等制度方面均存在差异，未来政策制定者将面临“如何通过完善制度设计平衡各区域市场主体利益，平稳推动区域碳市场向全国碳市场过渡，最终实现区域碳市场与全国碳市场的协同可持续发展”的挑战。