孙明春：克服碳价上涨顾虑，加快全国碳市场扩容

克服碳价上涨顾虑

加快全国碳市场扩容

从过往来看，中国主要依赖财政补贴为绿色产业的发展提供财务支持和激励。2021年7月，全国碳排放权交易市场（以下称“全国碳市场”）建立，为推动市场化减碳提供了重要的价格发现与激励约束机制，是中国迈向市场化减碳激励机制的一个重要里程碑。

2024年1月，国务院审议通过《碳排放权交易管理暂行条例》（以下称“碳交易条例”），为全国碳市场的发展奠定了更清晰的法规与制度基础。鉴于全国碳市场的巨大发展潜力和更优的激励约束机制，有必要在“碳交易条例”的框架指引下，把握有利时机，加快全国碳市场的扩容与碳配额发放机制的完善，强化低碳转型的市场化激励机制，推动尽早实现“双碳目标”。

中国碳市场未来发展潜力巨大

广义上讲，低碳转型的市场化激励机制包括针对控排企业强制减排的碳配额市场（如全国碳市场）、针对广大社会主体自愿减排的碳信用市场（如中国核证自愿减排量（CCER）市场）、针对电力消费主体的绿电/绿证市场以及针对汽车厂商的新能源汽车积分市场等。

在全国碳市场成立之前，国内已有8家区域性碳市场[1]。这些地方碳市场整体交易量较小，市场分割，导致各地碳价参差不齐。截至2023年底，这8个区域性市场累计成交金额不足200亿元。

2021年7月，全国碳市场成立。截至2023年底，全国碳市场共纳入2257家发电企业，年覆盖温室气体排放量超过50亿吨，是全球覆盖温室气体排放量规模最大的市场。成立两年多来，全国碳市场已历经两个履约周期（每个周期为两年），累计成交4.4亿吨，累计成交金额249亿元，超出8个区域性碳市场过去10年的累计交易总额。

在取得可喜进展的基础上，全国碳市场未来仍有巨大发展潜力。

首先，全国碳市场目前只覆盖电力这一个行业，尚未纳入石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、航空等其他高排放行业。如果把这七大行业都纳入，全国碳市场所覆盖企业的温室气体排放量还会大幅度增加（增幅有望在60%以上），市场成交量也有望显著提升。

其次，全国碳市场目前只有现货交易，没有期货或远期交易。企业在制定低碳转型计划时，往往需要做多年规划，因此碳期货或远期市场可帮助企业锁定碳配额的未来价格，规避碳价波动的风险，确定未来数年的转型成本或收益。从欧盟碳市场（EU ETS）的经验来看，90%以上的碳配额交易发生在期货市场，显示了碳期货市场的重要性。可见，未来中国的碳期货交易也有巨大的市场需求。

第三，全国碳市场目前仅允许控排企业参与交易，尚不允许非控排企业或金融机构参与。非控排企业参与碳配额交易，有些是出于自愿碳中和的需要，有些是出于投资或投机盈利的目的；金融机构参与交易，有些为了投资或投机谋利，有些是作为做市商为市场提供流动性，还有些则基于期货交易为客户提供碳金融衍生品或碳基金。虽然非控排企业和金融机构的加入有可能加大碳配额价格波动的风险，但也有助于提升碳市场的流动性和活跃度，增强碳市场的价格发现功能。

以欧盟碳市场为参考，2022年，其交易量高达93亿吨，是所覆盖企业年度碳排放量（13亿吨）的6.8倍（图1）。相比之下，全国碳市场成立两年多来的累计成交量（4.4亿吨）尚不足所覆盖企业年度碳排放量（50亿吨）的9%。这意味着，如果全国碳市场持续纳入更多行业、引入期货交易、允许非控排企业及金融机构参与交易，其交易活跃度和价格发现功能还会得到大幅度提升。

中国碳配额的价格还有很大上涨空间

2023年底，全国碳市场收盘价为79.42元/吨，比2021年7月14日市场成立首日的收盘价（48.00元/吨）上涨了65%，令碳市场的价格信号与激励约束功能得到了更好的发挥。

然而，与欧盟碳市场同期的收盘价（78欧元/吨）相比，中国的碳配额价格仅是其13%。按欧盟推出的碳边境调节税（Carbon Border Adjustment Mechanism）的要求，如果未来中国出口到欧盟的商品想避免被征收该税，中国商品中隐含的排碳成本需要达到欧盟的碳价水平。以此来推测，中国碳配额的价格未来还有很大上涨空间。

全国碳市场的价格整体偏低，主要是因为政策制定者担心碳价上涨过快会加大企业成本，推高电价及最终产品价格，影响经济增长和就业，因此采取了循序渐进的策略，在碳市场扩容、市场准入及产品多样化等方面步伐谨慎，碳配额发放和管理机制也相对宽松，以控制碳市场的供需缺口，防止碳价过快上涨。

具体来说，当前全国碳市场的配额发放和管理机制有以下特点：

一、碳配额的发放量没有绝对上限，而是基于碳排放强度。也就是说，发电量（及供热量）越多，企业获得的碳配额就越多。为推动减排，监管部门要求发电企业的碳排放强度（即单位发电量所获得的碳排放配额）逐年下降；同时根据发电机组的排放效率，给予先进机组更多配额，给落后机组更少配额，以推动产能的优胜劣汰。这种配额发放与压降机制给企业留出了较大缓冲余地，体现了决策者对企业减碳成本的关注，但也削弱了企业的减排压力。

作为对比，欧盟每年发放的碳配额有绝对上限（2022年上限为15.6亿吨，实际只发放了9.0亿吨），而且每年下调；2014年以来，除2020年外，欧盟每年实际发放的碳配额都小于实际排放量（图2），形成一定的供需缺口，推动碳价上涨，对企业形成强大的减排激励与约束。

数据来源：欧洲环境署。

二、碳配额全部免费发放。这意味着，对电力行业而言，碳配额并未增加行业的整体成本，碳配额交易只是造成收入（或成本）在不同企业间的再分配。

作为对比，欧盟只有一半左右的碳配额是免费发放，其余通过拍卖有偿发放；对电力行业原则上实行“零免费配额”（只有个别发电设施获得少量免费配额），欧洲电力企业所需的几乎所有配额都要通过市场购买，形成了强大的减排压力。

三、在第二个履约周期（2021年—2022年）中，新增了“豁免机制及灵活机制”。该机制对履约缺口较大的重点排放单位给予履约豁免、配额透支或提供个性化的纾困方案，以减轻困难企业的履约成本。这反映了循序渐进、量力而行的良好初衷，但也在一定程度上削弱了碳配额制度的约束力。

欧盟碳市场也有“市场稳定储备机制”（Market Stability Reserve）等灵活性安排[2]，以抑制过度投机行为、防止碳价过度波动；但企业履约具有“硬约束”，这样才能给企业施加足够压力、迫使其有效压降碳排放量。

市场化减碳激励机制

与财政补贴的比较

碳配额价格上涨是把“双刃剑”，一方面对企业减排形成更强的激励与约束，另一方面也会导致企业减排成本上升、影响经济增长与就业[3]。因此，政策制定者往往对碳价上涨存在顾虑，在减碳政策及制度安排上更倾向于使用财政补贴，而不是利用碳市场的价格发现与激励/约束机制。

从过往来看，中国主要依赖财政补贴为绿色产业的发展提供财务支持和激励。据不完全统计，历年来，通过对新能源汽车提供购车补贴、减免车辆购置税以及对可再生能源发电企业给予电价补贴等方式，中国各级政府累计为新能源产业提供了上万亿元的财政补贴（表1）。但中国的碳市场（包括全国及地方碳市场）、绿证/绿电、新能源汽车积分市场历年来的累计交易额仅有数百亿元（表2），显示出政策制定者对财政补贴的青睐以及对市场化减碳激励机制的谨慎态度。

数据来源：财政部、工信部、《经济日报》、中国能源新闻网等媒体、WIND。

* 根据绿证、绿电交易量及绿证价格、绿电溢价分别估算。

数据来源：财政部、工信部、上海环境能源交易所、第一财经、上海有色网等。

其实，碳市场、绿电/绿证及新能源汽车积分交易等市场化减碳激励也是一种补贴机制。高排放企业向低排放企业购买碳配额，实际上是前者通过市场交易（产权交易）补贴后者。在这一过程中，政府监管部门通过制定碳配额的发放标准来界定产权（碳排放权），企业通过市场交易产权，从而将温室气体排放的外部性（externality）内部化。高排放企业通过购买碳配额向低排放企业付费，相当于支付了由市场定价的外部性成本，低排放企业则获得了相应的减排收益。

在“政府界定产权+市场主体交易产权”的体制下（如欧盟的Cap & Trade体制），政府监管机构制定的碳配额发放标准越严格，碳配额的发放总量越少，碳市场的供需缺口就越大，这会推高碳配额价格，形成更强的减碳激励与约束，加速产能的优胜劣汰。

一般来说，碳配额的发放有免费发放和向政府有偿购买两种做法。在碳配额全部免费发放的制度安排下（中国目前的情况），碳价上涨只是导致收入（或成本）在不同企业之间的再分配，高排放企业的成本上升总是伴随着低排放企业的成本下降（或收入上升）。由于不同企业的生产效率不同，这种收入再分配有可能推高也有可能降低行业平均的发电成本，并不必然推高电价或最终产品价格、进而降低总需求或总就业。

当然，在需要向政府有偿购买碳配额的制度安排下（包括对未履约企业的罚款），碳价上涨会导致行业总成本增加，这会降低企业盈利，推动能源价格上涨，削弱消费者的购买力，进而影响投资、消费、就业等经济活动。

不过，如果政府把拍卖或罚款收入以补贴的形式全部返还给企业部门（如用于对减碳、碳捕获、碳封存等技术研发的补贴等）或家庭部门（尤其是补贴那些受能源价格影响最大的低收入群体），碳价上涨对经济的总量影响会大幅度减少，而是更多表现为企业间或部门间的收入再分配。这在一些实证研究中也得到了证实[4]。

需要指出的是，财政补贴并非只有利而无害，它会产生“挤出效应”。财政补贴的资金不是从天而降，而是需要增加税费或减少其他领域的财政支出来筹集，这会挤出其他领域的投资或消费。

例如，2006年以来，中国可再生能源发电补贴的资金来源主要是通过向全社会所有电力用户（不含居民、农用电和西藏地区）征收可再生能源电价附加费筹集，这直接增加了电力用户的用电成本，与电价上涨并无本质差异。对经济总量来说，此类补贴并不一定带来额外的最终支出。因此，与碳市场相比，财政补贴对经济增长的影响不一定更为正面。

毋庸置疑，财政补贴在光伏、风电及新能源汽车等新兴产业发展的早期发挥了“雪中送炭”的功能，助力企业实现了“从零到一”的飞跃。如今，中国在可再生能源发电及新能源汽车制造领域位居世界前列，应该说财政补贴功不可没。

然而，财政补贴只有激励功能，缺乏约束功能。相比之下，碳市场交易既提供了激励（对低排放企业），也强化了约束（对高排放企业），兼具“胡萝卜”和“大棒”的功能。

此外，与财政补贴相比，碳市场交易也更透明、更有效率、更可持续、更少国际争议[5]。

政策建议

近期，中国在加快推进市场化的减碳激励机制方面利好频传。

1） 2023年底，国家发改委、生态环境部等有关部门负责人表示，已就全国碳市场的扩容展开了相关研究和规划，也就全国碳市场与绿电/绿证交易机制的衔接与联动与相关主管部门进行了协调沟通。

2） 2024年1月22日，中国核证自愿减排量（CCER）交易市场重启，进一步补充和丰富了市场化减碳激励机制，为企业降低减排成本、增加减碳收益提供了更多渠道。

3） 2024年1月，四川、天津、新疆、广东、江苏等多地出现绿电交易“井喷”现象，许多地方在1月份的交易量已接近或超过2023年全年的交易量，其中天津和新疆的交易量分别达到2023年全年的2.73倍和20倍[6]。

4） 2024年1月，国务院审议通过“碳交易条例”，将于5月1日起正式施行，为全国碳市场的发展奠定了法律基础，也为碳市场扩容提供了更清晰的法规指引。

在利好不断的背景下，建议政策制定者在“碳交易条例”总体框架指导下，克服对碳价上涨的顾虑，加速全国碳市场的扩容与碳配额发放机制的完善。这不但有助于推动实现“双碳目标”，也是持续推进市场化进程、实现高质量发展的一项重要举措，是中国在绿色发展领域与国际接轨、推进高水平对外开放的重要姿态。

具体来说，我们建议决策部门加快推动以下几方面的工作：

❶“碳交易条例”第六条提出，“碳排放权交易覆盖的温室气体种类和行业范围，由国务院生态环境主管部门会同国务院发展改革委等有关部门根据国家温室气体排放控制目标研究提出，报国务院批准后实施”。

建议在碳排放的核算、监测、核查等技术条件允许的情况下，尽快扩大全国碳市场的参与主体，本着“成熟一个、纳入一个”的原则，尽快纳入更多符合条件的行业，让市场化减碳机制在更多行业发挥作用。

❷“碳交易条例”第九条提出，“碳排放配额实行免费分配，并根据国家有关要求逐步推行免费和有偿相结合的分配方式”。根据本文前述分析，我们应克服碳价上涨的顾虑，加快推动向免费与有偿相结合的分配机制的过渡。

在这方面，地方碳市场已经做了很多尝试，积累了宝贵的经验，可供全国碳市场参考。在实行有偿拍卖制度后，建议政府将拍卖收入以低碳技术研发补贴、绿色产品消费补贴或转型困难企业下岗职工安置费用等形式返还给相关行业，尽量减少对经济造成总量上的冲击。

❸“碳交易条例”第九条还提出，“国务院生态环境主管部门会同国务院有关部门，根据国家温室气体排放控制目标，综合考虑经济社会发展、产业结构调整、行业发展阶段、历史排放情况、市场调节需要等因素，制定年度碳排放配额总量和分配方案，并组织实施。”

在制定年度碳排放配额总量时，建议在技术条件允许的前提下，尽快从按碳排放强度核算配额过渡到设定碳配额绝对上限的分配机制，以充分发挥碳配额对企业减排的约束功能。

❹“碳交易条例”第七条提出，“纳入全国碳排放权交易市场的温室气体重点排放单位（以下简称重点排放单位）以及符合国家有关规定的其他主体，可以参与碳排放权交易。”这为全国碳市场纳入非排放企业（如金融机构）留出了空间。

2023年初，中国证监会已给6家国内证券公司发出有关“自营参与碳排放权交易的无异议函”。建议尽快以试点的形式选择少数金融机构进入全国碳市场，以增加市场交易主体及需求的多样性，积累经验，活跃市场，增强全国碳市场的价格发现功能。

❺“碳交易条例”第六条提出，“碳排放权交易产品包括碳排放配额和经国务院批准的其他现货交易产品”。这意味着，碳配额期货等衍生品不在全国碳市场的交易范围。但这并未排除在国内的金融期货市场以全国碳市场的碳排放配额作为底层产品开发相关金融衍生品市场（主要是碳期货）的可能性。

建议有关金融交易所抓紧开展相关可行性研究，并与金融监管部门沟通协作，尽快以试点的形式开展相关的衍生品交易，积累经验，以便未来给企业提供更丰富、多元的套期保值工具，便利企业做好中长期的碳减排规划。