全国碳排放交易市场正式启动已三年。
全国碳排放权登记结算系统（中碳登记）数据显示，自2021年7月16日全国碳市场启动以来，截至2024年7月15日，全国碳市场碳排放配额累计交易量超过4.6亿吨，累计交易金额近270亿元，总体运行平稳，促进发电企业绿色转型。
碳市场启动三年来，随着更多减排技术和措施得到充分应用，全国电力行业总体减少减排成本约350亿元，每吨碳的价格由启动之初的40多元上涨至90元左右，历史最高超过100元。
“今年国家将进一步扩大全国碳市场的行业覆盖面，预计钢铁、水泥、电解铝等行业也将纳入全国碳市场。”7月21日，2024中国碳市场大会在武汉召开。碳排放权登记结算（武汉）有限公司总经理朱国辉在接受21世纪经济报道等媒体采访时表示。
谈及碳市场未来的变化，朱国辉表示，未来行业拓展会逐渐增多，参与者和交易对象也会增多，比如金融机构、合规投资者等，交易价格将发生明显变化，呈现缓慢上涨的趋势。
近年来，全国碳市场建设逐步提速，今年1月，全国核证减排量（CCER）市场正式重启。此前，生态环境部公布了首批方法论，国家认监委公布了首批CCER认证核查机构。
多位接受21世纪经济报道采访的业内人士表示，全国碳市场虽然实现了交易量、碳价等方面的提升，但碳市场并未完全达到市场预期，碳市场活跃度、规模化、CCER方法论、碳金融发展等问题仍需进一步解决。
钢铁、水泥、电解铝行业即将扩张
全国碳排放交易市场从发电行业起步，于2021年7月启动上线交易，现涵盖2257个重点排放单位，涵盖二氧化碳年排放量约51亿吨，占全国二氧化碳排放量的40%以上，是全球涵盖温室气体排放的最大市场。
中国碳认证中心的数据显示，全国碳排放交易市场第二轮履约成交量比第一轮增长了19%，成交额增长了89%。参与企业数量也增长了50%，碳配额价格也由开始时的48元/吨上涨到90元/吨左右，涨幅约87%。今年4月，我国碳市场碳价首次突破百元大关。全国碳交易数据显示，7月19日，全国碳市场最高价格为89.17元/吨。
自3年前电力行业开始参与碳市场以来，碳市场交易量和碳价均有所增长，不到3年时间，我国碳价一度突破100元/吨。不过，不少业内人士表示，碳市场目前尚未取得预期效果。
厦门大学中国能源政策研究中心主任林伯强在接受21世纪经济报道采访时表示，全国碳市场仅有电力行业明显不足，发电企业无法有效将碳成本从上游转嫁到下游，这一功能现阶段可能还无法充分展现。接下来要思考如何合理纳入其他行业，实现碳成本向下游的转移。
今年生态环境部还发布了《铝冶炼行业企业温室气体排放核算与报告指南》、《水泥熟料生产企业温室气体排放核算与报告指南》等多份征求意见稿，而下一个被纳入碳市场的行业，市场也有很多猜测。
香港中文大学（深圳）教授赵俊华在接受21世纪经济报道采访时表示，未来一两年碳市场极有可能扩大，这意味着钢铁、水泥、电解铝等行业的企业有望在下一批进入碳市场。对于这些企业来说，现在就迫切需要做好相关准备，积极学习全国碳市场的各项市场规则，组建专业团队，将内部碳减排管理工作纳入日常工作日程。只有这样，当这些企业真正进入碳市场时，才能凭借扎实的碳减排表现获得更大的竞争优势。
世和炭素（北京）科技有限公司总经理金鑫在接受采访时表示，将新产业纳入碳市场的原则是，成熟一个产业，纳入一个产业，逐步扩大市场覆盖面。成熟的条件包括配额分配方案、对企业的影响程度等。值得注意的是，在经济下行压力下，企业普遍盈利较差，如果强行纳入，也会对企业造成一定影响。他认为，除了配额分配科学、公平外，扩大碳市场的相关政策也应在企业可承受的范围内落实。
2023年、2024年全国碳市场总配额缺口约为5000万吨。
近日，生态环境部印发《2023、2024年全国碳排放交易电力行业配额总量及分配方案（征求意见稿）》（以下简称《方案》），全国碳市场正式进入第三个履约周期。
21世纪经济报道记者发现，《方案》在保持制度连续性和稳定性的同时，进行了调整优化。《方案》延续了第二轮履约周期分配方案的总体框架，2023年、2024年的配额全部实行无偿分配，按供电量分配的配额调整为按发电量分配的配额。此外，间接排放不再纳入管控，履约周期由两年改为一年。
多位接受21世纪经济报道记者采访的业内人士均认同，《方案》对部分内容作出了调整，使碳市场运行更加高效。以发电量为基础的配额更加容易确定，间接排放占发电企业碳排放比重相对较小，间接排放不再纳入管控，减少了企业排放核算工作量。此外，履约周期的缩短，体现了监管部门工作更加精细化。
配额分配制度是全国碳市场的重要基础制度，是保障碳市场健康、稳定、有序运行、实现政策目标的基石。
本次《方案》总体框架与以往保持一致，但在具体内容上，《方案》在前两个履约周期实践的基础上做了一些重大调整和优化。中节能生态产品总经理廖原在接受21世纪经济报道记者采访时表示，总体来看，全国碳市场前两个履约周期重点提升企业碳排放数据管理能力，夯实碳市场数据基础。本次《方案》在借鉴前两个履约周期经验的基础上，简化排放和配额核算，引入鼓励交易的新机制。这对企业碳资产交易运营能力提出了更高的要求，也将推动企业从碳排放管理逐步向综合碳资产战略规划与管理转型升级。
《方案》中，所有配额仍为免费分配。中国碳中和50人论坛副秘书长吴宏杰在接受21世纪经济报道记者采访时表示，全国性碳市场配额有偿分配制度尚待建立，地方碳市场已有先例可借鉴，北京、武汉、深圳碳市场在配额有偿分配机制探索方面已有十余年经验，国际上多数成熟碳市场都已进行了免费与有偿分配相结合的做法。他认为，适时推出有偿分配、逐步提高有偿分配比例，可以促进企业碳减排意愿，加大减排技术创新力度。
基准值是配额分配方案的核心。21世纪经济报道记者注意到，相较于公布的2022年基准值，2023年、2024年碳排放基准值均有一定程度的下降。《方案》编制说明指出，一方面，《方案》将配额由以供电量为基准调整为以发电量为基准，发电量大于供电量，导致基准值较小；另一方面，间接排放不再纳入配额控制范围，基准值也相对下调。
据披露，按照《方案》提出的2023年基准值，行业2023年配额缺口率约为0.5%，各类机组2024年发电、供热基准值较2023年基准值下降约0.5%。中节能生态产品总经理廖原对21世纪经济报道记者表示，考虑到2023年发电行业实际碳排放强度较2022年下降约0.6%，预计2024年的配额缺口率与2023年持平。
廖原进一步指出，若参照第二个履约周期覆盖每年50多亿吨排放量的规模，2023年0.5%的配额缺口率相当于配额缺口约2500万吨，2023年和2024年的配额缺口合计约5000万吨。
此外，《方案》还引入了新的配额结转政策，允许市场主体保留配额在以后年度使用，以鼓励有剩余配额的企业出售配额，释放配额供应。吴宏杰表示，受履约要求影响，部分电厂不愿出售配额，出台这一政策旨在促进全国碳市场的流动性和交易活跃度。
自愿碳市场谨慎推进
去年生态环境部公布了造林碳汇、并网太阳能热发电、并网海上风电、红树林建设等4个项目方法论，近日国家认监委公布了首批CCER认证核查机构名单。
中关村绿色碳汇研究院院长李怒云表示，碳市场是实现“双碳”目标的重要调控手段，碳汇可以作为抵消机制的一部分，在全国碳市场进行交易。
未来还有哪些领域有望参与自愿减排交易？李怒云表示，很多方法论不可能在短时间内发布，气候主管部门将根据经济社会发展、产业结构调整、行业发展阶段、气候变化应对政策等因素，及时修订，并在条件成熟时纳入国家标准体系。
她告诉21世纪经济报道记者，从清洁发展机制（CDM）传承下来的国际公认的减排项目领域共有15个，现在首批公布的4个方法论只收录了其中两个，即第一类“能源行业”和第十四类“造林和再造林”，每个类别发布2个方法论。接下来，生态环境部将对其他领域的方法论逐步进行评估和遴选，按照成熟后逐一发布的原则，逐步扩大纳入范围。
上海大学文化新经济研究院秘书长吴华认为，以造林碳汇为例，主要以2015年新增的公益林为基础，在额外性条款的约束下，能够纳入核算范围的林地面积相对较少。“比如一个县域190万亩的林地面积，主要是原始森林，其中能利用CCER方法论开发的只有10万亩左右。”她说。
吴华认为，目前生态环境部在方法论发布上相对谨慎的步伐是好事。她解释道，如果短时间内项目数量过多，专家和第三方评审机构的评审速度跟不上，可能会出现数据造假而不被发现。
对此，李怒云表示，自愿碳市场目前面临信任危机，由于缺乏清晰的数据和透明度，以及对碳信用额的发放和监测缺乏监管，一些碳补偿项目被认为是企业“漂绿”的工具。“如果要继续发挥自愿碳市场在碳减排中的作用，那么科学制定方法论、加强管理、增加透明度、开拓创新是未来需要解决的重点问题。”
吴华表示，CCER对我国实现“双碳”目标具有重要积极推动作用，本质上是一个国内碳定价平台。“目前，很多企业都推出了自己的碳清单，碳定价在下一阶段非常重要。”
吴华表示，根据世界银行的统计，截至2024年4月，全球共实施了75种碳定价工具（其中39种为碳税工具，36种为ETS，按各辖区划分），这些工具共计覆盖130亿吨碳排放，相当于全球排放量的24%。
吴华表示，短期内，国内与国际碳市场相互认可很难实现。她解释称，欧盟设置的碳关税是一种新的贸易壁垒，目的是增加企业的生产成本，利用市场优势，将企业的环保和碳排放成本提高到与欧盟同等水平。
碳价方面，虽然我国碳市场碳价一度突破百元，但与国际碳价相比仍相对较低。吴华认为，国内外碳价差距较大，欧盟碳价几乎是国内碳价的8倍。原因在于，基于方法论计算出来的碳和碳资产，能帮助企业“走出去”解决问题，涵盖的内容广度不一样，形成的碳价也有高有低。未来随着国际社会对碳中和、解决全球气候问题的共识加强，碳价也会逐步走高。
从国内外自愿碳市场发展情况来看，李怒云用数据解释，2021年全球自愿碳市场总交易额达到20多亿美元，相比同年强制性市场8500亿美元的交易额，自愿碳市场规模相对较小，尤其是2023年，较2022年下降了61%。
不过，多数市场观察人士预测，随着企业加大应对气候变化和实现碳中和及净零排放的承诺，相应的碳信用需求也将增加，推动自愿碳市场的增长。波士顿咨询集团和麦肯锡估计，到2030年，自愿碳市场规模可能达到100亿至500亿美元。
碳金融创新仍需耐心
随着碳市场日趋成熟，加之2024年CCER重启，以及强制与自愿碳市场机制的共同推进，近年来，创新型碳金融产品在全国各地陆续推出并落地。
中央财经大学绿色金融国际研究院气候金融研究中心执行主任刘慧欣对21世纪经济报道表示，全国碳市场启动三年来，碳金融在标准规范、产品创新、主体多元等方面展现出诸多亮点。
一方面，碳金融标准规范进一步加强。随着证监会《碳金融产品》和中国银行间市场交易商协会组织各界专家编制的《中国碳衍生品交易定义文件（2023年版）》的发布，人们对碳金融产品的概念和认识明显加强。此外，各地试点碳市场相继出台碳排放权回购业务、远期业务、配额质押登记等相关规定，碳金融创新规范化水平不断优化。
另一方面，碳金融产品维度进一步丰富。近三年来，金融机构积极参与碳金融产品创新，全国各省市涌现出以碳配额抵押贷款为主的碳资产抵押贷款创新案例。随着碳市场建设日趋成熟，各方也认可了碳资产抵押贷款的增信作用。同时，银行间市场也创新出了一批与碳市场相关的债务融资工具，有的将票面利率与碳配额交易收益挂钩，有的将利率与CCER减排量挂钩。碳债券产品创新案例日益丰富。
三是银行、证券、信托、保险、基金等各金融业态纷纷加大对碳金融的关注，并创新了相应的产品，碳金融在满足实体经济低碳转型中将逐步发挥更加重要的作用。
而电力行业以及未来有望纳入全国碳市场的水泥、电解铝、钢铁行业均属于高碳排放行业，这也为后续的过渡性金融创新提供了更多的弹药。
赵俊华告诉21世纪经济报道记者，钢铁等行业进入全国碳市场，将为转型金融的发展提供动力。一方面，全国碳市场要求这些高碳排放企业履行义务，另一方面，欧盟碳关税等海外绿色贸易壁垒也将相继实施，为企业推进低碳转型提供新动力。转型金融是高碳企业向低碳转型的手段，企业有转型动力，转型金融才能发展。
除了传统的信贷、债券相关的产品创新外，碳期货等衍生品相关的金融产品创新也备受金融业内人士关注。多位业内人士表示，目前欧盟80%以上的碳交易以期货形式进行，碳期货已成为成熟的大型碳市场中重要的价格发现工具。未来若能实现碳期货与现货的联动，将为碳金融带来更多创新机会。
但现行全国碳市场交易管理暂行规定仍然仅侧重于现货交易，我国尚未形成包括碳金融衍生品在内的碳金融产品创新的制度规范。
赵俊华认为，碳期货等衍生品能否上市，还需观察未来2至3年内，能否有更多的行业纳入全国碳市场、能否有更多的企业参与到碳现货市场。
刘慧欣还称，参照国际成熟碳市场发展经验，良好的市场预期、稳定的碳价是碳金融稳定发展的前提。另外，我国碳市场在控制排放行业覆盖、交易主体类型、交易活跃度、碳价或配额调整措施等方面仍需逐步优化，在完善的机制设计下逐步形成符合市场供需的碳定价机制。因此，对碳期货等衍生品的创新仍需保持耐心。
发电企业碳排放总量或将继续上升
据《中国电力行业年度发展报告2024》显示，我国风电和太阳能发电、非化石能源发电装机容量、新能源新增装机容量均呈现快速增长趋势。
到2023年底，非化石能源发电装机容量将达到1万千瓦，同比增长24.1%，占总装机容量比重首次超过50%，达到53.9%。2023年基础设施非化石能源发电装机总量将达到30762万千瓦，同比增长96.2%，占新增发电装机总量的83.0%。
21世纪经济报道根据发电企业ESG报告公开数据发现，多家被要求披露信息的上市发电企业碳排放总量仍在逐年上升。同时，近年来发电行业碳排放强度呈现逐年下降趋势，2023年发电行业实际碳排放强度较2022年下降约0.6%。
吴宏杰表示，所谓碳排放强度，是指单位国内生产总值产生的二氧化碳排放量，是碳排放量除以经济GDP得到的值，碳排放强度越小，说明企业绿色发展水平越高。
例如，去年该电厂的碳排放量为1吨，而今年的排放量为2吨。碳排放量确实在增加，但从对应的经济效益来看，去年每吨碳排放对应的经济效益为1元，而今年对应的价值为3元。碳排放强度的大幅下降，表明企业的低碳绿色发展水平明显提高。
碳排放总量是指一定时期、一定区域产生的二氧化碳总量。吴宏杰表示，我国目前追求的是碳排放强度的下降，而不是碳排放总量的绝对减少。碳排放总量的减少，在一定程度上会影响企业的发展。在关注上市发电企业碳排放总量的同比增幅的同时，也要看企业的碳排放强度是否有所下降。
林伯强表示，碳排放强度的下降可能也意味着风电、光伏等清洁能源的增加，碳排放强度往往也会随之下降。碳排放总量是否会增加，主要取决于电力系统的发展，在2030年实现碳达峰目标之前，很多火电企业的碳排放还会继续上升，而不是下降。
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