碳排放权交易是实现碳中和目标的重要手段。2021年7月16日，全国碳市场正式开始交易，3年来市场运行初具成效，提供全国范围的价格信号，引导碳减排资源优化配置。在完成第二个履约周期后，我国正着眼于将全国碳市场范围扩大到不同行业，科学设计配额基准值，并借鉴国际经验出台合理的配额结转政策。本文梳理了我国强制减排市场的构建逻辑、自愿减排市场的改革思路，并对未来电碳协同发展进行思考，以提供决策参考。
1．强制减排市场构建逻辑
碳中和是全球新的价值共识，我国作出力争于2030年碳达峰、努力争取2060年碳中和的承诺，是人类气候合作领域的里程碑式事件。碳排放交易体系是国际上常见的碳减排政策工具，其核心优势在于灵活性以及能够实现全社会减排成本效益最优。
经过近10年的地方试点和建设准备，2021年7月全国碳排放权交易市场实现了电力行业的交易运行。截至2023年底，全国碳市场完成了第二个完整的履约周期各项工作任务，共纳入发电行业重点排放单位2257家，年覆盖二氧化碳排放量超过50亿吨，占我国碳排放总量的40%以上。根据历史产量和基准值，政府向控排单位免费发放所有配额，因此全国碳市场暂时没有产生任何收入。此外，全国碳市场仅限现货交易，尚未推出碳排放权期货及衍生品工具。截至2023年底，全国碳市场累计运行598个交易日，累计成交量4.4亿吨，累计成交额超过249亿元。
现阶段，全国碳市场尚处于发展初期，其运行旨在降低所覆盖设施生产活动的碳强度，而非减少碳排放总量，其本质是一种可交易的绩效标准（Tradable Performance Standard, 简称TPS）。传统基于总量的碳市场（Cap-and-trade），其配额总量与分配方案是根据历史数据提前设定的，可以直接控制整个交易体系的排放上限，然而，由于经济预期偏差、能源价格波动、技术创新存疑等因素，其总量上限的设定可能偏离实际。相比之下，全国碳市场向控排企业发放的配额总量并不提前设定，而是取决于政府事后设定的行业碳排放绩效基准与企业在履约期内的实际生产活动水平，由此形成的灵活总量机制有助于在经济繁荣时期发放更多的配额、在经济衰退时收紧配额分配。此外，TPS不仅鼓励企业提高能效水平，而且其净税收效应仅存在于排放强度超出基准值的企业，因此对产品价格和产量的影响相对较小，更符合我国国情。
2．自愿减排市场改革思路
国际层面，碳抵消正在被视为高风险政策工具。原因有二：其一，碳抵消的环境经济效益能否实现取决于其环境完整性，而确保其具有环境完整性的管理规则和流程设计极易出错；其二，若上述错误出现并导致低诚信的碳抵消，则会造成糟糕的气候结果，因为碳抵消是在补偿项目减少了排放量的前提下颁发的污染许可。
澳大利亚最新的研究成果证实了碳抵消的高风险和减排局限性：研究基于182个评估项目，分析了澳大利亚碳抵消计划下的人类诱导原生森林再生项目（HIR）的表现，研究表明HIR项目区域内并未实质性增加木本植被覆盖，然而这些项目却获得了2740万吨的碳信用；通过与项目外相邻区域对照，发现HIR项目区域森林和木质覆盖的变化主要受到项目活动以外的因素影响（很可能是降雨变异性）。
监管机构也逐渐对碳抵消市场给予更多关注。其中，国际可持续发展准则理事会（ISSB）要求企业披露气候目标在多大程度上依赖碳抵消，欧盟《为绿色转型而赋能消费者指令》禁止产品或服务提供者作出基于温室气体排放抵消的环境影响声明。企业使用碳抵消遭遇强监管，我国对欧出口企业再难利用CCER等碳抵消宣传输欧产品的低碳优势。
尽管如此，仍有诸多政策制定者认为碳抵消是必不可少的。最典型的是《巴黎协定》第6条，其构建了两种国际碳市场机制，缔约方可利用这两种市场机制开展合作减排以帮助其达成国家自主贡献，并进一步提升减排力度。再比如国际航空碳抵消和减排机制（CORSIA）。而在我国，“碳汇交易纳入全国碳排放权交易市场”被写入碳达峰碳中和顶层设计文件，足以窥见碳抵消在我国温室气体减排一揽子工具中的重要地位。
2024年1月，全国温室气体自愿减排交易市场正式重启。CCER市场与全国碳市场互为补充，共同组成我国完整的碳交易体系。当前，全国碳市场仅覆盖电力行业，且只允许电力控排企业参与交易。CCER的重启，一方面通过抵消机制给控排单位提供更多履约选择，另一方面支持林业碳汇、可再生能源、甲烷减排、节能增效等项目发展，也有利于激励更广泛的行业、企业参与温室气体减排行动。
吸收国际经验，CCER重启迎来多重变革。一是方法学管理由备案制转为审批制，作为数据质量管理的前置事项。首批发布了4个方法学，嵌入额外性论证工具，明确免于论证的项目条件，以避免财务造假问题。二是突出自愿属性，项目行政备案逐步过渡到“公示+登记”，第三方审核机构成为数据质量管理的关键环节，引入市场监管总局严格管理其资质和职业规范。三是加强数据质量管理，实行项目业主和第三方审核机构“双承诺”机制。
3．碳市场与绿证市场协同发展经验
2023年7月，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合印发《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作 促进可再生能源电力消费的通知》（以下简称《通知》），实现绿证对可再生能源电力的全覆盖。在现有机制下，部分并网海上风电和并网光热发电项目既可以获得绿色电力证书，也符合CCER项目开发要求，部分国际规则质疑这两类项目的环境属性存在重复开发和计算，我国部分外向型企业甚至被海外客户禁止使用绿证证明其可再生能源电力消费。
与欧盟碳市场不同，中国碳市场正在考虑将电力间接碳排放纳入监管，理由是当前碳价无法通过电价传导至用户侧。为鼓励用户侧节能减排和消纳非化石能源电力，应当将电力间接碳排放也纳入碳市场。由此，“绿电消费能否核减碳排放”便成为电解铝等高耗能行业的关注焦点。根据生态环境部最新发布的《企业温室气体排放核算与报告指南 铝冶炼行业（征求意见稿）》，自发自用非化石能源电量和通过市场化交易购入使用的非化石能源电力消费量的碳排放将被核减为零，“证电合一”的绿证得到全国碳市场认可。 同时，市场对“双重计算”的质疑也随之而来，其中一类“双重计算”就是指CCER和绿证的重复计算。事实上，《通知》明确指出，“绿证是可再生能源电量环境属性的唯一证明”，其代表的环境属性是指可再生能源发电量排放为零，体现的是可再生能源发电机组本身的物理排放特性，而CCER是一种基于基准线计算的减排量，是在补偿项目减少了排放量的前提下颁发的污染许可，两者并不存在重复计算。部分并网海上风电项目、并网光热发电项目，既能够出售绿证获得兜底补贴，又能够出售减排量获得正向激励，这是出于对可再生能源发展的鼓励和支持。
第二类“双重计算”是指绿电消费与基于位置的电网排放因子的重复计算。如果从电网采购绿电的碳排放被调整为零，意味着这部分可再生能源电力的环境属性已经被使用，那么该部分电量应当从电网排放因子计算公式的分母中扣除，以避免环境属性在消费侧被“双重计算”。此前，我国发布的电网排放因子是基于位置的电网排放因子，仅根据区域发布平均电网排放因子。参考国际经验，我国应当考虑可再生能源的环境属性交易结果，补充发布基于市场的电网排放因子，这是构建电碳协同机制的关键环节。
2024年4月12日，生态环境部、国家统计局发布了2021年电力二氧化碳排放因子，其中全国电力平均二氧化碳排放因子（不包括市场化交易的非化石能源电量）即是基于市场的电力排放因子，也可称之为“全国电力剩余排放因子”。这表明主管部门正在采取措施消除第二类“重复计算”。4月26日，国家能源局发布《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则（征求意见稿）》，明确绿证有效期2年，超过有效期或经绿色电力消费认证的绿证将被核销。由此可见，欲科学计算基于市场的电力排放因子，还有诸多细节问题需要处理，例如绿证时效性与电网排放因子更新频率匹配、基于绿证的转移量还是签发量计算、市场化交易的非化石能源电量与经绿色电力消费认证的绿证匹配等。
总体上，我国的经济发展阶段决定了碳市场的构建逻辑。TPS在政府、企业、消费者层面的阻力较小，因此初期全国碳市场是基于强度的市场。不同于欧盟碳市场，全国碳市场计划覆盖电力间接碳排放，以更好地发挥消费侧的减排潜力。此外，作为全国碳市场的补充机制，CCER将改革重点放置于环境完整性和数据质量管理，CCER制度体系在方法学管理、项目公示登记、第三方审定核查等方面迎来重大变革。
展望未来，我国碳排放权交易体系与绿证体系方兴未艾，然而，国际“绿色壁垒”日益盛行，为提升碳市场与绿证的国际认可度、破解外向型企业面临的“绿色困局”，我国亟需构建电碳协同机制，着力解决两套工具协调不畅问题，推进完善碳市场与电力市场的衔接机制，加强绿电绿证与碳市场的有效联动，为推动经济体系绿色低碳转型发展扫清障碍。
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