中国碳市场的未来：从区域看全国

全国碳交易市场拟于今年六月底前正式上线。首批纳入发电行业重点排放单位共计2225家，约占全国碳排放总量的40%。根据生态环境部要求，2021年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日前升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。  

目前，我国碳排放权交易管理主要包括：碳排放配额分配、清缴，碳排放权登记、交易、结算，温室气体排放报告与核查。交易可以采取协议转让、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及大宗协议交易。  

2013年以来，我国建立七个碳交易试点市场。其中，北京、上海、湖北、广东和深圳碳市场表现较好，天津和重庆碳市场表现较差。截至2020年12月31日，我国各试点碳市场配额现货交易累计成交4.45亿吨二氧化碳当量（CO2e）,成交额104.31亿元。广东、湖北、深圳累计成交量位列前三位，广东、湖北、北京累计成交额位列前三位。  

从试点开市以来的交易数据看，试点碳市场普遍经历了前期碳价走低，后期价格回调的过程。即，碳价前期走低，后期回调。  

从试点成交量发生时间来看，交易活跃度“潮汐”现象明显。即临近履约截止日期前，各试点成交量显著放大；年度履约完成后，成交量明显缩小。  

展望（1）配额、CCER价格有望提升。目前，中国的碳交易地方试点交易均价约为23.5元/吨，而欧盟碳市场交易价格已突破50欧元/吨，国内配额价格与海外差距大。全国碳排放权交易市场上线后，配额长期加速收紧均价上行，CCER短期稀缺价格提升势在必行。  

展望（2）行业利润弹性较大。垃圾焚烧发电行业、餐厨处置行业、生物质发电、林业碳汇项等行业可以进行碳减排核算收入端弹性、利润弹性较大。  

风险提示：国内有关碳交易的法律法规仍在完善中  

一、我国碳排放权交易管理内容  

2020年12月25日由生态环境部部务会议审议通过《碳排放权交易管理办法（试行）》，自2021年2月1日起施行。为进一步规范全国碳排放权登记、交易、结算活动，保护全国碳排放权交易市场各参与方合法权益，生态环境部根据《碳排放权交易管理办法（试行）》，组织制定了《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）》。加上2021年3月发布《关于加强企业温室气体排放报告管理相关工作的通知》，构成了全国碳市场(发电行业)管理的纲领性文件。根据全国碳市场规划，国务院下一步将发布《碳排放权交易管理条例》作为碳市场最重要的法律依据，核心是由国务院赋予生态环境部足够的权力，突破一般部门规章的行政惩罚力度，对未履约企业执行高额处罚。同时，生态环境部将继续改革自愿减排项目体系，重启CCER项目审批和减排量签发，使重点排放单位能够购买减排量抵消其排放。  

1.1管理总则  

我国碳排放权交易管理主要包括：（1）碳排放配额分配、清缴，（2）碳排放权登记、交易、结算，（3）温室气体排放报告与核查。  

（1）办事机构：全国碳排放权注册登记机构通过注册登记系统（下面简称注册登记机构），记录碳排放配额的持有、变更、清缴、注销等信息，并提供结算服务。注册登记系统记录的信息是判断碳排放配额归属的最终依据。全国碳排放权交易机构（下面简称交易机构）通过交易系统组织开展全国碳排放权集中统一交易。  

（2）参与主体：温室气体排放单位符合下列条件的，应当列入温室气体重点排放单位（以下简称重点排放单位）名录：（一）属于全国碳排放权交易市场覆盖行业；（二）年度温室气体排放量达到2.6万吨二氧化碳当量。存在下列情形之一的，从重点排放单位名录中移出：（一）连续二年温室气体排放未达到2.6万吨二氧化碳当量的；（二）因停业、关闭或者其他原因不再从事生产经营活动，因而不再排放温室气体的。  

目前，全国碳市场在2019-2020年纳入发电行业重点排放单位共计2225家。生态环境部门于2020年12月发布了《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)》，并公布了首批纳入的2225家发电企业名单。这些企业总排放规模预计超过40亿吨，约占全国碳排放总量的40%。  

1.2碳排放权登记管理规则  

（1）碳排放配额的分配管理：生态环境部制定碳排放配额总量确定与分配方案。省级生态环境主管部门向重点排放单位分配规定年度的碳排放配额。碳排放配额分配目前以免费分配为主，用于清缴企业实际产生的碳排放量，剩余部分可交易或储备。  

（2）碳排放配额的登记管理：重点排放单位在湖北注册登记系统开立账户，进行相关业务操作。  

（3）排放核查与配额清缴：重点排放单位编制该单位上一年度的温室气体排放报告，载明排放量。省级生态环境主管部门对重点排放单位温室气体排放报告核查，核查结果应当作为重点排放单位碳排放配额清缴依据。重点排放单位通过注册登记系统向省级生态环境主管部门清缴上年度的碳排放配额。  

1.3碳排放权交易管理规则  

（1）交易设定：交易产品是碳排放配额，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，交易途径通过交易系统进行交易。  

（2）交易方式：可以采取协议转让、单向竞价或者其他符合规定的方式。  

协议转让是指交易双方协商达成一致意见并确认成交的交易方式，包括挂牌协议交易及大宗协议交易。其中，挂牌协议交易是指交易主体通过交易系统提交卖出或者买入挂牌申报，意向受让方或者出让方对挂牌申报进行协商并确认成交的交易方式。大宗协议交易是指交易双方通过交易系统进行报价、询价并确认成交的交易方式。单向竞价是指交易主体向交易机构提出卖出或买入申请，交易机构发布竞价公告，多个意向受让方或者出让方按照规定报价，在约定时间内通过交易系统成交的交易方式。  

（3）交易细则：交易主体在交易机构开立实名交易账户，取得交易编码，并在注册登记机构和结算银行分别开立登记账户和资金账户。每个交易主体只能开设一个交易账户。碳排放配额交易以“每吨二氧化碳当量价格”为计价单位，买卖申报量的最小变动计量为1吨二氧化碳当量，申报价格的最小变动计量为0.01元人民币。碳排放配额的清算交收业务，由注册登记机构根据交易机构提供的成交结果按规定办理。  

（4）风险管理：生态环境部市场调节保护机制。交易机构建立风险管理制度、实行涨跌幅限制制度、实行最大持仓量限制制度、实行大户报告制度、风险警示制度、风险准备金制度、异常交易监控制度等。  

（5）结算：注册登记机构负责全国碳排放权交易的统一结算，管理交易结算资金，防范结算风险。注册登记机构选择符合条件的商业银行作为结算银行，并在结算银行开立交易结算资金专用账户，用于存放各交易、主体的交易资金和相关款项。在当日交易结束后，注册登记机构应当根据交易系统的成交结果，按照货银对付的原则，以每个交易主体为结算单位，通过注册登记系统进行碳排放配额与资金的逐笔全额清算和统一交收。  

1.4自愿减排核证  

国家鼓励企业事业单位在我国境内实施可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目，实现温室气体排放的替代、吸附或者减少。项目的实施单位，可以申请国务院生态环境主管部门组织对其项目产生的温室气体削减排放量进行核证（CCER）。经核证属实的温室气体削减排放量，由国务院生态环境主管部门予以登记。重点排放单位可以购买经过核证并登记的温室气体削减排放量，用于抵销其一定比例的碳排放配额清缴。温室气体削减排放量的核证和登记具体办法及相关技术规范，由国务院生态环境主管部门制定。北京绿色交易所将筹备全国温室气体自愿减排管理和交易中心，具体规则有待制定。  

二、我国各试点城市碳市场交易规则  

试点工作启动以来，7个地方高度重视碳交易体系建设，根据自身的产业结构、排放特征、减排目标等情况，进行碳市场顶层设计。在此基础上，组织相关部门开展各项基础工作，包括设立专门管理机构，制定地方法律法规，确定总量控制目标和覆盖范围，建立温室气体排放测量、报告和核查(Monitoring，Reporting，Verfication，MRV)制度，制定配额分配方案，建立和开发交易系统和注册登记系统，建立市场监管体系，以及进行人员培训和能力建设等。总体来看，我国七个试点碳市场差异较大，运行效果也不尽相同，不同碳市场的配额分配机制、MRV监管机制以及违约处罚等存在较大的差异。其中，北京、上海、湖北、广东和深圳碳市场表现较好，天津和重庆碳市场表现较差。  

2.1北京市碳排放权交易关键要素  

（1）覆盖范围：覆盖行业包括热力、火电、水泥、石化、服务业和其他工业，2016年新增城市轨道交通、公共电汽车客运。行业门槛在2013~2015年度定为固定设施年排放总量二氧化碳1万吨以上，2016年度修改为固定设置和移动设置年排放总量二氧化碳5000吨以上。报告单位的标准是2000吨标煤及以上。北京市2013年纳入单位415家，2014年543家，2015年543家，2016年945家。  

（2）配额分配：2013~2016年北京市的配额总量党委每年约0.5亿吨。无偿分配采用逐年分配方式。配额核定采用历史排放法、历史强度法（电力热力的既有设施）、基准线法（新增设施）。有偿分配：预留不超过年度配额总量的5%用于拍卖，分为定期拍卖和临时拍卖。  

（3）MVP制度：发布6个行业核算与报告指南，包括碳排放检测指南，第三方核查程序指南，第三方核查报告指南编写。  

（4）交易制度：交易主体包括履约企业、非履约企业、自然人。交易产品包括BEA，CCER，林业碳汇，节能项目。交易方式包括公开交易和协议转让。公开交易的涨跌幅定位当日基准价的20%。交易费用：对于公开交易，履约机构双方各支付交易经手费7.5‰，最低10元/笔；对于协议转让，履约机构双方各支付交易服务费5‰，最低1000元/笔；对于非履约机构需要支付开户费50000元/户，年费30000元/年。市场监管方面规定了最大持仓限度和价格预警。最大持仓限制要求履约机构交易不得超过本单位年度配额量与100万吨之和，非履约机构交易不得超过100万吨，自然人不得超过5万吨。价格预警要求配额日加权均价连续10个交易日高于150元/吨时组织配额拍卖，低于20元/吨时进行配额回购。跨区交易的合作区域是河北省承德市，交易主体市承德市符合条件的机构和自然人。  

（5）履约制度：未履约按市场均价3~5倍罚款，未按规定报送碳排放报告或核查报告可处5万元以下罚款。  

（6）抵消机制：比例上限不高于其当年核发碳排放权配额量的5%。地域限制包括本市行政辖区内节能项目，来自本市辖区内的碳汇造林项目和森林经营碳汇项目。要求京外项目产生的核证资源减排量不得超过其当年核发配额量的2.5%，优先使用河北省、天津市等与本市签署应对气候变化、生态建设、大气污染治理等相关合作协议地区的核证自愿减排量。  

北京作为市场表现较好的试点之一，其纳入的控排企业最多，交易产品最为丰富，MRV监管机制对交易方式、交易地区限制、未履约处罚等进行了详细的规定。北京试点碳市场健全的机制为其良好运行提供了扎实的基础，加之以历史法和基准法相结合进行配额分配，这样有利于根据行业的发展不断调整配额分配，避免了因配额过于宽松而导致市场不活跃的弊端。  

2.2上海市碳排放权交易关键要素  

（1）覆盖范围：覆盖行业包括工业中的石化、化工、有色、电力、建材、纺织、造纸、橡胶、化纤，非工业中的航空、港口、机场、铁路、商业、宾馆、金融等。2016年新增加建筑业。行业门槛定为：工业2万吨二氧化碳，非工业1万吨二氧化碳，水运10万吨二氧化碳。报告单位的标准是1万吨二氧化碳。纳入单位数量2013年191家，2014年190家，2015年191家，2016年310家。  

（2）配额分配：一次性发放2013~2015年各年度配额。配额不可预约，但是可以跨年度使用。2016年，试点企业持有的2013~2015年度配额等量分期结转为SHEA，2016~2018年每年结转为SHEA的数量为其结余配额总量的1/3。机构投资者持有的2013~2015年度配额等量转接为SHEA。结转的SHEA可以通过本市的碳排放交易平台交易转让，也可以用于履约清缴。配额核定2012~2015年度对于公用电场、航空、机场、港口业采用基准线法，对于除电力行业外的工业、以及商场、宾馆、商务办公等建筑采用历史排放法。2016年以后，对于发电、电网和供热等电力热力行业，汽车玻璃生产行业采用历史排放法；对于航空、港口、水运、自来水生产行业采用历史强度法；对于商场、宾馆、商务办公、机场等建筑，其他工业企业采用历史排放法。  

（3）MVP制度：发布《上海市温室气体排放核算与报告指南（试行）》，提出10个行业温室气体排放核算方法，核查第三方机构管理暂行办法，发布《碳排放核查工作规则（试行）》。  

（4）交易制度：交易主体包括履约企业、机构投资者。交易方式包括公开交易和协议转让。交易产品有SHEA13、SHEA14、SHEA15、SHEA、CCER等。涨跌幅规则：公开交易2015年6月15日前为±30%，2015年6月15日后修订为10%。协议转让交易的成交价格由交易双方在当日收盘价的±30%之间协商确定；2015年6月15日后增加单笔买卖申报超过50万吨（含50万吨）的交易成交价格由交易双方各自协商确定。交易费用方面，自营类会员和综合类会员的会员资格费分别为5万元和50万元，年会费分别为0.5万元/年和3万元/年。碳排放权交易手续费为交易额的万分之八，向交易双方收取，单笔不足一元按照一元收取。最大持仓限制要求年度初始配额同一年度最大持有量不超过10万吨+100万吨；10万吨以上，不超过100万吨+300万吨，100万吨以上+500万吨；未通过分配取得配额的会员和客户最大持有量不得超过300万吨。  

（5）履约制度：未按时履约的企业由市发展改革部门责令旅行配额清缴义务，并可以处以5万元以上0万元以下罚款。虚报、瞒报或者拒绝履行报告义务的企业未改正将面临1万元以上3万元以下的罚款。无理抗拒、阻碍第三方机构开展核查工作而未改正的，将处以3万元以上5万元以下的罚款。将其他违法行为按照有关规定，计入该单位的信用信息记录，向工商、税务、金融等部门通报有关情况，并通过政府网站或者媒体向社会公布；取消其享受当年度及下一年度本是节能减排专项资金支持政策的资格；将其违法行为告知本事相关项目审批部门，并由项目审批部门极其下一年度新建固定资产投资项目节能评估报告表或者节能评估报告书不予受理。  

（6）抵消机制：2013~2015年度比例限制不得超过该年度通过分配缺德的配额量的5%，2016年度使用比例不得超过企业年度基础配额的1%。时间要求市使用产生于2013年1月1日以后产生的CCER，CCER不得用于本市的配额清缴，不包括水电类项目。  

上海碳市场的市场表现也较好。MRV监管机制包含了9个行业核算和报告指南，对纳入行业的碳排放核算办法进行了详细的规定，监管机制公开透明；其次，上海对其违约企业的处罚力度是七试点中最高的，对未能按时完成履约的企业进行5-10万元的罚款。详细的监管制度和严格的处罚力度使得上海在履约方面领跑七个试点，自开市以来除2016年度外（履约率26.99%），均实现了100%履约。  

2.3天津市碳排放权交易关键要素  

（1）覆盖范围：覆盖行业包括钢铁、化工、电力、热力、石化、石油开采。重点单位行业门槛是2万吨二氧化碳。纳入单位数量2013年114家，2014年度112家，2015年度109家，2016年度109家。  

（2）配额分配：配额核定对于电力、热力、热电联产行业采用基准法，对于钢铁、化工、石化、石油开采行业采用历史法。无偿分配的配额一次性发放，有偿分配的配额通过拍卖或者固定价格出售尽在交易市场价格出现较大波动时稳定市场价格使用。结转规则说明未注销的配额可以结转至下年度继续使用。  

（3）MVP制度：发布5个行业碳排放核算组指南，碳排放报告编制指南。  

（4）交易制度：交易主题是履约企业、投资机构、自然人。交易方式包括公开交易、协议转让、拍卖交易。配额交易限制要求配额管理单位获得的年度配额可以进行交易，但卖出的配额数量不得超过其所获得年度配额的50%，通过交易获得的配额和储存的配额不受此限制。涨跌幅要求公开交易当日基准价的±10%。交易产品包括TJEA、CCER、森林碳汇。交易费用目前对个人、机构开户免除全部费用。市场监管方面，拍卖或固定价格出售尽在交易市场间隔出现较大波动时稳定市场价格时发布价格预警。  

（5）履约制度：未按照规定履行碳排放检测、报告、核查及遵循义务将责令限期更改，公开通报其违法行为；三年之内不会优先被提供融资服务，以及不会优先被考虑以配额作为质押标的融资方式；三年之内不得优先申报国家循环经济、节能减排相关扶持政策和预算内投资所支持的项目；三年内不被本市循环经济、节能减排相关扶持政策优先考虑。  

（6）抵消机制：比例限制不得超过该年度通过分配取得的配额量的10%。地域限制优先使用津京冀地区自愿减排项目生产的减排量。天津市及其他碳交易试点省份纳入企业排放边界范围内的核证自愿减排量不得用于本市的碳排放量抵消。类型限制要求进来自二氧化碳气体项目，不包括来自水电项目的减排量。  

天津市碳市场则较为低迷，市场表现欠佳。天津市近几年来，经济增速放缓，2018年的GDP同比增长仅为1%，2019年前三季度的GDP同比增幅也均有所下降。经济发展减速加之天津碳市场宽松的配额分配方法，可能是导致碳市场表现不佳的主要原因，使其出现了持续低迷的局面。  

2.4湖北省碳排放权交易关键要素  

（1）覆盖范围：覆盖行业全部为工业，包括电力、热力和热电联产、钢铁、水泥、石化、化工、汽车、通用设备制造、有色金属和其他金属制品、玻璃及其他建材、化纤、造纸、医药、食品饮料、陶瓷共15个行业，其中热电联产和陶瓷为2015年新增行业。门槛要求：2015年度综合能耗6万吨标准煤及以上的工业企业；2016年度石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸和电力等七大行业设置的门槛为2013~2015年间任意年综合能耗1万吨标准被及以上的企业，其他行业为2013~2015年间任意一年综合能耗6万吨标准煤及以上的工业企业。报告单位为1万吨碳。纳入单位数量2014年为138家，2015年度168家，2016年度236家。  

（2）配额分配：配额总量包括年度初始配额、新增预留配额和政府预留配额，其中政府预留配额为总量的8%。2014年3.24亿吨，2015年2.81亿吨。无偿分配采用逐年发放，剩余未经交易的配额将予以收缴，未来配合现货远期交易，2015年预发了2015年数量10%配额，语法配额可用于交易，但是不能用于2015年的履约。配额核定方面，2014年对电力行业采用历史法和基准线法，对于其他行业采用历史法。2015年度对于水泥、电力、热力、热点炼厂行业采用历史法和基准线法，其他行业采用历史法。2016年度，对于水泥行业、电力、热力、热电联产、玻璃及其他建材、陶瓷行业采用历史法和基准线法，其他工业采用历史法。有偿分配方面，配额总量的2.4%（8%政府预留调整配额中的30%）可用于拍卖，启动交易之初进行拍卖，面向控排企业和机构投资者。  

（3）MVP制度：发布湖北省工业企业温室气体排放检测、量化和报告指南（试行），发布湖北省温室气体排放核查指南（试行）。  

（4）交易制度：交易主体是控排企业、投资机构者和自然人。交易方式包括公开交易、协议转让、远期拍卖。涨跌幅要求公开交易当日基准价的10%。2016年7月18日，涨幅上限10%不变，跌幅下线1%。交易产品包括HBEA、CCER、远期拍卖（2016年）。交易费用方面：采用协商议价方式实时交易的，按照不高于实际交易额的1%收取，由买卖双方各承担50%。采取定价转让方式实施交易的，按试剂交易额4%向卖方收取。市场监管方面，预留配额总额的8%，防止履约期前企业竞相购买配额而导致市场出现异常波动进行回购的条件：对连续20个交易日内累计有6个交易日配额收盘价达到日议价区间最高价或者最低价时；市场供求关系严重失衡，流动性、延续性不足时；影响市场健康运行的其他情况，决定是否采取配额投放和回购行为。  

（5）履约制度：未按时履约的按照当年度碳排放权配额市场均价，对差额部分处以1倍以上3倍以下，但最高不超过15万元的罚款。在下一年度配额分配中予以双倍扣除。省政府将违约情况提供给企业社会信用、金融征信等信用记录管理机构，违约单位将被列为诚信、信用黑名单。通过政府网站及新闻媒体向社会公布违约单位的名单。违约单位属于国有企业的，其违约情况将通报相关国资监管部门，纳入国有企业绩效考核评价体系。全省各级发展改革部门不得受理违约单位申报的有关国家和节能减排项目。未按时提交报告的企业，警告、限期接受核查。预期未接受核查的，对其下一年度的配额按上一年度的配额减半核定。  

（6）抵消机制：比例限制不得超过该年度通过分配取得的配额量的10%。地域限制：在湖北省行政区域内，纳入碳排放权配额管理企业组织边界范围外产生；与湖北省签署了碳市场合作协议的省份，经国家发改委备案的减排量可以用于抵消，年度用于抵消的减排量不高于5万吨。类型限制：国家发展和改革委员会备案项目产生。其中，已经备案减排量100%可以用于抵消，未备案减排量按不高于项目有效计入期（2013年1月1日~2015年5月31日）内减排量60%的比例用于抵消；非大、中型水电类项目产生；在会省注册登记系统进行登记。鼓励优先使用农、林类项目产生的减排量用于抵消。2016年7月8日，仅已备案的农村沼气、林业类项目产生的CCER可用于履约，同时通知还要求这类项目位于湖北省连片特困地区，项目计入期为2015年1月1日~2015年12月31日内。  

湖北碳市场是七试点中交易集中度最低的，活跃度相对较高，仅次于北京。湖北碳市场自开市以来就采取“低价起步、适度从紧”的分配策略，使用历史法和标杆法相结合进行配额分配，且行业控排系数和市场调节因子也在逐步收紧，在纳入门槛不断降低、纳入范围不断扩大的背景下，湖北碳市场的“配额收紧”策略有效地刺激了市场交易，提高了市场活跃度。  

2.5广东省碳排放权交易关键要素  

（1）覆盖范围：2013~2015年度覆盖行业包括电力、钢铁、石化、水泥，2016年新增造纸、民航。重点单位的门槛是2万吨二氧化碳。纳入单位2013年184家，2014年184家，2015年186家，2016年244家。  

（2）配额分配：部分免费发放，部分有偿发放。电力企业和其他行业免费配额比例分别为95%和97%。配额核定分为基准线法和历史排放法。2015年燃煤热电联产机组由历史排放法改为基准线法。2013~2016年度分别有偿配额计划发放1100万吨、800万吨、200万吨、200万吨，原则上每年均分四次竞价发放，面向控排企业和机构投资者。配额可以转结至后续年度使用。  

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（3）MVP制度：发布《广东省企业碳排放核查规范》、《广东省企业（单位）二氧化碳排放信息报告通则（试行）》、《广东省火力发电企业二氧化碳排放信息报告指南（试行）》、《广东省水泥企业二氧化碳排放信息报告指南（试行）》、《广东省钢铁企业二氧化碳排放信息报告指南（试行）》、《广东省石化企业二氧化碳排放信息报告指南（试行）》、《广东省企业二氧化碳排放信息报告与核查实施细则（试行）》。核查费用方面，企业委托核查的由企业承担，政府组织抽查的由政府承担。  

（4）交易制度：交易主体包括履约企业、机构投资者、其他组织和个人。交易方式包括挂牌竞价、挂牌点选、协议转让、单向竞价。挂牌竞价、挂牌点选的涨跌幅为当日基准价的±10%，单向竞价不舍涨跌幅限制。交易产品包括GDEA和CCER。交易费用方面，免除控排企业的相关费用；综合会员，每年缴纳年费15万元（含驻场费），入会费15万元；经济（代理）会员，每年缴纳年费5万元，入会费10万元；自营会员，纳入广东省碳排放权配额交易体系的企业每年缴纳年费3万元，试点期间概念费免除。其他经批准有资格直接参与碳排放权交易的法人、其他组织开户费暂免，每年缴纳年费3万元；个人开户费1000元（暂免），年费1000元/年，若个人会员累计年交易量达到3000吨，则返还年费。服务会员，每年缴纳年费3万元；战略合作会员，年费暂免。  

（5）履约制度：未按时履约，下一年扣除未足额清缴部分2倍配额，处予5万元罚款，公告违规、项目限制。虚报、瞒报或者拒绝履行碳排放报告义务的，处以1万元以上3万元以下罚款；阻碍核查机构现场核查，拒绝按规定提交相关证据的，处1万元以上3万元以下罚款；情节严重的，处5万元罚款。  

（6）抵消机制：比例上限不得超过该年度通过分配取得的配额量的10%，配额的70%以上应当是本省温室气体自愿减排项目产生。主要来自二氧化碳、甲烷减排项目，即这两种温室气体的减排量应占该项目所有温室气体减排量的50%以上；非来自水电项目，非来自使用煤、石油和天然气（含煤层气）等化石能源的发电、供热和余能（含余热、余压、余气）利用项目；非来自在联合国情节发展机制执行历史会注册前就已经产生减排量的情节发展机制项目。  

广东碳市场的配额分配方案呈“稳中偏紧”的特性，且根据行业的特性和需求采取了不同的分配方法，配额分配方法的科学性和公平性逐步提升。除此之外，广东碳市场借鉴欧盟的经验，最先引入配额拍卖机制，通过部分有偿的方式发放配额，可以提高控排企业对碳市场履约的重视程度，从而更加积极地参与减排。另一方面，拍卖会影响市场供求关系，及时补充市场供应，有助于短仓控排企业以相对合理的成本补足短缺仓位，从而实现履约。  

2.6深圳市碳排放权交易关键要素  

（1）覆盖范围：覆盖行业以第三产业为主，包括工业、建筑和交通。行业门槛在2013年度为企业5000吨碳、公共建筑2玩平方米，机关建筑1万平方米；2014年度之后，企业3000吨碳，建筑1万平方米。报告单位是1000吨碳。纳入单位数量2013年度635家，2014年度636家，2015年度636家，2016年度811家。  

（2）配额分配：配额核定采用历史强度法（部分电力）、基准法（大部分电力、水利、工业、建筑物）。既有设施原则上每三年分配一次，每年第一季度签发当年度的预分配配额。新建设施年度配额总量的2%作为新进入者储备配额。有偿分配拍卖比例“不得低于年度配额总量的3%”，市政府可以根据碳排放权交易市场的发展状况逐步提高配额拍卖的比例。配额回购：主管部门每年度可以按照预先设定的规模和条件从市场回购配额，以减少市场供给，稳定市场价格。每年度回购的配额数量不得高于当年度有效配额数量的百分之十。价格平抑储备配额包括主管部门预留的配额，新进入者储备配额和主管部门回购的配额，以固定价格出售，且只能由管控单位购买用于履约，不能用于市场交易。  

（3）MVP制度：核查机构行业指南包括深圳市组织温室气体量化和报告指南、深圳市组织温室气体排放的核查规范及指南、建筑物温室气体排放的量化和报告规范指南、垃圾焚烧发电企业温室气体排放量化和报告规范及指南、公交、出租车企业温室气体排放量化和报告规范及指南。  

（4）交易制度：交易主体包括履约企业、非履约企业、投资机构、自然人。交易方式包括现货交易、电子拍卖、定价点选、大宗交易、协议转让。涨跌幅对于挂牌竞价和挂牌交易为当日基准价的±10%，大宗交易为±30%。交易产品为SZA、CCER。交易费用：交易经手费为6%，收费对象为交易双方；竞价手续费为5%，收费对象为交易双方；交易佣金为3%，收费对象为通过经纪会员参与的投资者。价格预警：交易所应当建立大额交易监管、风险警示、涨跌幅限制等必要的风险控制制度、维护市场稳定，防范市场风险。当发生重大交易异常情况时，交易所可以采取冻结交易账户、暂停交易等紧急措施，并及时向相关主管部门报告。  

（5）履约制度：未按期履约责令限期交补与超额排放量相等的配额；逾期未补交的，由主管部门从其等级账户中强制扣除，不足部分由管控单位继续补足，处超额排放量乘以履约当月之前连续六个月碳排放权交易市场配额平均价格三倍的罚款。未按规定报送碳排放报告或核查报告，处一万元以上五万元以下罚款；情节严重的，处五万元以上十万元以下罚款。相互串通虚构或者捏造数据的，处与实际碳排放量的差额诚意违法行为发生当月之前连续六个月碳排放权交易市场配额平均价格三倍的罚款。  

（6）抵消机制：比例限制不得超过该年度通过分配取得的配额量的10%。指定了风力发电、太阳能发电和垃圾焚烧发电项目的省份，优先和本市签署碳交易合作协议的省份和地区，农业项目不受地区限制。项目类型包括可再生能源和新能源项目类型中的风力发电、太阳能发电、垃圾焚烧发电、农村户用沼气和生物质发电项目，清洁交通减排项目，海洋固碳减排项目，林业碳汇减排项目，农业减排项目。  

深圳碳市场是七试点中开市最早的，纳入门槛最低，配额分配方法采取总量控制和竞争博弈相结合的方式，在政府与企业、企业与企业的反复对策选择中，通过有效的信息传递、共享与交换，实现科学合理的配额分配。合理的配额分配方式有利于激励企业参与减排，提高市场活性。  

2.7重庆市碳排放权交易关键要素  

（1）覆盖范围：行业门槛为2008~2012年任一年度排放量达到2万吨二氧化碳的企业。纳入单位数量2014年是242家。  

（2）配额分配：无偿分配在2013~2014年一次分配，配额可以在后续年度使用或者用于交易。配额核定由企业自主申报。配额总量2014年度12519万吨，2015年度11568万吨，2016年度10037万吨。  

（3）MVP制度：发布重庆市工业企业碳排放核算与报告指南（试行）、重庆市企业碳排放核算、报告和核查细则、重庆市企业碳排放核查工作规范。  

（4）交易制度：配额管理单位、其他符合条件的市场主体及自然人可以参与重庆市碳排放权交易。交易方式为公开交易，交易产品包括CQEA和CCER。按照不超过交易成交额的7‰向交易双方分别收取碳排放权交易手续费。  

（5）履约制度：未按照规定报送碳排放报告、拒绝接受核查和旅行配额清缴义务的责令限期改正，逾期未改正的，可以采取下列措施：公开通报其违规行为，3年内不得享受节能环保及应对气候变化等方面的财政补助资金，2年内不得参与节能环保及应对气候变化等方面评先评优活动，配额管理范围属本事国有企业的，将其违规行为纳入国有企业领导班子绩效考核评价体系。  

（6）抵消机制：比例限制不得超过该年度通过分配取得的配额量的8%。没有地域限制，但是类型限制要求：减排项目应当于2010年12月31日后投入运行（碳汇项目不受此限）；节约能源和提高能效；清洁能源和非水可再生能源；碳汇；能源活动、工业生产过程、农业、废弃物处理等领域减排。  

重庆碳市场与天津碳市场类似，自开市以来处于极度不活跃状态，这与重庆配额分配机制（配额分配先松后紧）和碳交易体系设计目标（交易是减排的工具而非目标）有关。而且重庆碳市场的交易主体较为单一、纳入门槛较高，使得一般企业难以参与其中。另一方面，随着去产能政策实施，许多传统工业企业陆续关闭，使得符合交易条件的企业越来越少。几个原因共同促成了重庆碳市场持续低迷的局面。  

综合来看，我国七个试点碳市场的市场表现差异性较大，这与各地能源消费结构、经济发展水平、政府监管力度等的差异有关。全国碳市场在建设阶段，应更加注重探索七个试点碳市场出现差异的原因，为完善市场机制设计和相关政策制定提供借鉴。  

全国碳市场的总体部署仍从电力生产和供应业起步，将分阶段逐步扩大覆盖的行业和降低纳入企业的门槛，以保证碳市场的效果、效率和公平性。争取在“十四五”期间扩大到石油加工及炼焦业、化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业、造纸和纸制品业、民航业等年综合能耗达到1万吨标准煤的企业。覆盖的温室气体种类为二氧化碳，排放源类别不仅包括化石燃料燃烧产生的直接碳排放，也要包括电力和热力使用的间接碳排放，这将在我国电力市场尚缺乏价格传导机制的情况下，促进电力消费部门节电与发电部门提效的联动，这也是我国碳市场设计有别于发达国家的一个特点。  

三、我国碳市场交易情况  

3.1碳排放权配额市场交易情况  

截至2020年12月31日，我国各试点碳市场配额现货交易累计成交4.45亿吨二氧化碳当量（CO2e）,成交额104.31亿元。广东、湖北、深圳累计成交量位列前三位，广东、湖北、北京累计成交额位列前三位，天津、重庆累计成交量和成交额均相对较低。  

（1）碳价前期走低，后期回调  

从试点开市以来的交易数据看，试点碳市场普遍经历了前期碳价走低，后期价格回调的过程。具体而言，各试点碳市场开市前半年的时间内，控排企业对碳市场政策情况不熟悉，对自身配额盈缺情况了解不充分，不敢轻易开展配额交易，碳价普遍保持在开盘价格（政府指导价格）附近；2015—2016年，试点开始阶段存在的市场制度不完善、配额分配整体盈余的现象开始显现，碳价开始探底，上海碳价一度下跌至每吨5元，广东、湖北碳价也一度下跌至每吨10元以下；此后，随着碳市场制度在逐年修订中不断完善，企业对碳市场控排的长期预期形成，配额分配方法趋于细化，配额分配整体适度从紧，碳价随之开始回调。从整体来看，目前试点碳价变化逐步趋稳，呈现出自然的波动状态，表明我国碳交易市场均衡机制已经形成，市场成熟度不断提高。  

（2）交易活跃度“潮汐”明显  

从试点成交量发生时间来看，“潮汐”现象明显，即临近履约截止日期前，各试点成交量显著放大；年度履约完成后，成交量明显缩小。2020年这一现象仍有体现，加之疫情的影响，成交量集中于下半年出现。然而，成交已不再大比例集中于履约前的一个月，特别是广东碳市场成交时间明显前移，上半年也出现了不小比例的成交，反映出企业正在积极开展碳资产管理。  

3.2自愿减排市场交易情况  

2012年国家发展改革委办公厅发布《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》和《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》，这两个文件基本确立了中国自愿减排项目的申报、审定、备案、核证、签发等工作流程，意味着国内自愿减排市场跨出了实质性的一步。此后，我国温室气体自愿减排交易体系不断完善，与此同时还推动了碳排放权交易试点工作的有效实施，为全国碳排放权交易市场在制度建设、技术储备和人才培养方面作了积极准备。中国核证自愿减排量（CCER，ChineseCertifiedEmissionReduction）的入市丰富了碳市场的交易品种，降低了重点排放单位的履约成本，提升了碳市场活跃度与运行效率，也为控排企业、投资机构等碳市场参与方提供了更广阔的空间。自愿减排项目于2015年1月正式启动交易，国家发展和改革委在2017年3月发布公告暂停CCER项目和减排量备案申请，目前尚有待生态环境部明确最终的自愿减排交易改革方案，重启CCER项目和减排量审批。截至CCER恢复备案前，国家发展和改革委公示CCER审定项目累计达到2856个，备案项目1047个，获得减排量备案项目287个。获得减排量备案的项目中挂网公示254个，合计备案减排量5283万吨二氧化碳当量（CO2e）。从项目类型看，风电、光伏、农村户用沼气、水电等项目较多。  

虽然项目和减排量审批尚未重启，但已签发的CCER交易仍在继续。截至2020年12月31日，全国CCER累计成交2.68亿吨。其中上海CCER累计成交量持续领跑，超过1亿吨，占比41%；广东排名第二，占比20%；北京、深圳、四川、福建和天津的CCER累计成交量在1000万吨～3000万吨之间，占比分别在4%～10%之间；湖北市场交易不足1000万吨，重庆市场暂无成交。  

3.3减排成效  

经过多年的实践，试点碳市场减排成效初显，全国碳市场试点范围内的碳排放总量和强度保持双降趋势。与2014年相比，2015年、2016年和2017年湖北试点碳市场纳入重点排放单位碳排放分别下降了3.14%、6.05%和2.59%，完成了控制温室气体排放的目标。上海试点2019年电力热力行业、石化化工行业、钢铁行业碳交易企业碳排放量分别下降8.7%、12.6%和14%。北京试点2020年碳强度预计比2015年下降23%以上，碳强度为全国省级地区最低。此外，由于碳排放管理直接影响到企业的盈利、投资和现金流，随着试点工作的持续推进，越来越多的企业通过参与碳市场交易提高了减碳意识，节能减排成了企业的自觉行为。实践证明，制度合理、市场有效、监管有力的碳市场不仅可以减少纳管企业温室气体排放，还可以推动经济增长。  

3.4碳交易试点的实践经验和挑战  

（1）建立了企业碳排放核查体系  

各试点投入力量开发了分行业的核算报告指南或地方标准，建立了电子报送系统和核查机构管理制度，规定对企业的排放报告进行第三方核查，对第三方核查机构/核查员的准入设立标准，实行备案和监管，以确保排放数据的真实可靠。近3000家企业2013年起连续的排放数据揭示了企业和行业的排放状况与趋势，为应对气候变化决策、制定减排政策提供了有力的支撑。  

（2）建立了针对强度控制的配额分配体系  

各试点在确定配额总量时均综合考虑各时期碳排放强度下降和能耗下降目标，将强度目标转化为行业碳排放量控制目标。此外，试点还进一步考虑优先发展行业和淘汰落后产业的安排、国家及各省份产业政策与行业发展规划、产业结构改变对碳排放的影响等行业和产业因素，采用“自上而下”和“自下而上”相结合的方法来最终确定配额的总量。  

（3）建立了以自愿减排交易为主的抵消机制  

试点地区在碳交易体系设计中均引入了抵消机制，即允许企业购买项目级的减排信用来抵扣其排放量。但作为配额市场的补充，如果抵消信用过量供给，将严重冲击配额市场价格，因此各地从项目所在地、项目类型、签发时间、抵消信用使用比例等方面对抵消机制的使用均进行了严格限制。  

（4）碳金融产品市场参与度低  

尽管从2014年起，北京、上海、广州、深圳、湖北等试点先后推出了近20种碳金融产品，但由于国内有关碳交易的法律法规不健全，相关业务的财务会计处理机制缺乏，试点市场流动性不足，缺乏社会资金支撑碳金融业务的持续开展，导致大部分产品市场参与度较低。种种外部性原因导致各试点的市场缺乏创新和活力，使得整体市场表现欠缺。  

此外，我国碳市场当前缺乏自上而下的配额总量目标，不利于市场参与者进行长期投资决策，应根据国家即将出台的达峰行动方案，尽快过渡到总量控制下的碳市场。全国碳市场是一项比较新的工作，各地政府部门、监管执法队伍、控排企业、技术服务机构等的能力建设亟待跟上，以确保全国碳市场真正发挥作用。目前生态环境部主抓碳市场建设，基于本身职能的限制，其只能发展碳现货交易市场。从国际上活跃的几个碳市场的运行经验来看，期货市场才是碳交易的主要市场，期货市场给投资者提供长期稳定的预期，能丰富碳交易品种，活跃碳市场。此外，期货交易给履约企业提供可预期的履约成本信号，使其能盘活自身的碳资产，降低履约风险。  

四、展望  

我国碳市场建设提出了远期发展目标：预期2021年完成发电行业碳市场首单交易，纳入80%重点排放单位，并逐步引入国家核证自愿减排。2021-2025年间将逐步纳入其余高排放行业，探索开展配额衍生品交易和配额有偿分配。预计2020年之后，全国碳市场的配额将达到33亿吨，覆盖我国二氧化碳排放总量的30%左右。当前我国已经实现了2020年的碳强度在2005年的基础上降低40-45%的碳强度减排目标，未来全国碳市场的顺利运行，预期将对我国实现二氧化碳排放在2030年之前尽早达峰这一目标，发挥积极促进作用。依据我国宣布的碳强度（单位GDP碳排放）下降目标，即2030年比2005年下降至少65%，结合2005年的碳排放量基数推算峰值目标。我们依据2017年的碳排放量，按照已经实现的碳强度下降和65%下降的总体目标，估算2030年净排放的峰值在108亿吨。  

（1）配额、CCER价格有望提升  

CCER是指对我国境内可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目的温室气体减排效果进行量化核证，并在国家温室气体自愿减排交易注册登记系统中登记的温室气体减排量。CCER交易则是控排企业向实施“碳抵消”活动的企业购买可用于抵消自身碳排的核证量。碳市场按照1:1的比例给予CCER替代碳排放配额，即1个CCER等同于1个配额，可以抵消1吨二氧化碳当量的排放。但也不是想抵消多少就可以买回多少替代配额的，按相关规定，抵消比例不超过总碳配额的5%。据中国节能协会碳中和专业委员会预测，首批纳入全国碳市场配额管理的电厂重点排放单位排放总量预计超过33亿吨/年，按照5%的碳排放配额抵消比例，全国碳市场初期每年CCER需求量约为1.65亿吨/年。北京环境交易所预测，未来全国碳市场扩容至八大行业后，纳入配额管理的碳排放总额规模将达到70亿吨~80亿吨/年，届时CCER需求将达到3.5亿吨~4亿吨/年。碳交易过程中，交易价格是关键因素。中国节能协会碳中和专业委员会预测，全国碳排放权交易市场上线后，“配额长期加速收紧均价上行，CCER短期稀缺价格有望提升”。  

据北京绿色交易所披露，中国的碳交易地方试点自2013年启动，7年累计交易金额约105亿元，交易量约4.45亿吨，交易均价约为23.5元/吨，而欧盟碳市场交易价格已突破50欧元/吨，国内配额价格与海外差距大。从八个碳交易所2014年起市场行情走势图来看，北京配额成交均价最高，达55元/吨。北京配额价格长期在40元~100元/吨之间波动，2019年来稳步上升至2020年初约80元~100元/吨区间内。  

（2）行业利润弹性较大  

高企的交易价格背后，是控排企业可观的利润。据中国节能协会碳中和专业委员会介绍，以电力行业为例，在垃圾焚烧发电行业，度电减碳可增收近为0.04元，利润弹性约12%。统计数据显示，截至2017年底已公示的CCER审定项目中有114个生活垃圾焚烧项目，合计处理规模达11.6万吨/日，已通过备案的项目达24个，减排量备案项目5个，备案减排量为54.8万吨。从审定项目所属企业分布来看，2013~2017年，光大环境、绿色动力、伟明环保、中科环保、瀚蓝环境、上海环境等已有的审定项目规模较高，合计占整体生活垃圾焚烧公开项目规模的比例达30%。再以餐厨处置为例，通过餐厨垃圾处理可减少甲烷排放，使用沼气也可替代供热锅炉使用的燃煤、燃气，这些都可以进行碳减排核算。在餐厨处置行业，单吨垃圾减排可增收18.90元，利润弹性约19%。对生物质发电减碳经济效益的测算结果显示，CCER碳价在30元/吨情景下，度电收入达0.02元，对生物质发电项目收入端弹性达2.68%，利润端弹性达21.49%；CCER碳价60元/吨情景下，度电收入将提升至0.04元，收入端弹性增至5.36%，利润端弹性增至42.99%。而林业碳汇项目每亩储碳量为0.9吨，每亩林可增收27元，利润弹性高达66.73%。  

在未来的投资领域，光伏、风能核电、电动汽车、智能电网，包括支撑性的火电及碳捕捉利用与存储、储能系统、氢能等都具有很好的前景。“一方面，碳成本显性化会使得一些高碳行业或使用传统化石能源的行业成本变高，那么低碳的新能源产业因此将获得更大的市场份额，会有更快的发展速度。另一方面，大力发展像是新能源汽车、光伏、风电、核电等低碳产业已成为全球共识，也是全球范围内中长期产业和技术的发展与投资方向。”此外，与碳资产管理直接相关的碳足迹核算、碳核查、碳捕捉和储存等相关产业，也会迎来更大的发展机遇。

当前，面对即将到来的碳交易市场，碳配额的测算、碳交易价格的制定、企业如何参与碳交易等问题成为大家关注的重点。为此，中国水泥网将于2021年6月29-30日，在河北石家庄召开“第四届中国水泥超洁净排放技术交流大会”，探讨超低排放和碳减排领域，更经济高效实施方案，分享最先进技术理念，助力行业“十四五”绿色高质量发展。

会后将参观石家庄市曲寨水泥有限公司SCR脱硝示范项目，该项目依托清华大学烟气多污染物控制技术与装备国家工程实验室、生态环境部环境工程评估中心，进行了SCR 脱硝技术改造。