碳减排市场化机制高效运行需进一步处理好“四组关系”

碳减排目标的实现既可以通过行政管制、财税政策等方式实现，也可以通过市场化机制实现，相比其他减碳方式，碳减排市场化机制的减排成本更低、市场主体选择更加灵活，是实现有效减碳、降低碳排放成本的必然选择和基本路径。目前，我国初步形成了包含碳排放权交易、碳抵销、碳普惠、碳金融工具、用能权交易、绿电绿证交易等在内的多元化碳减排市场化机制。调研广州碳排放权交易所、福建海峡股权交易中心、北京绿色交易所发现，当前碳减排市场化机制高效运行尚存在一些挑战。

碳减排市场化机制的“四组关系”有待明确和优化

（一）中央地方之间：全国碳市场深入推进下地方碳市场如何定位与发展
我国碳市场建设从地方试点开始起步，为全国统一的碳市场建设探索积累了宝贵的经验。强制减排方面，根据《碳排放权交易管理暂行条例》，在全国碳排放权交易市场运行的同时，地方试点碳市场还将存在一段时间。自愿减排方面，全国温室气体自愿减排交易市场（CCER）重启后，新签发的CCER只能在北京绿色交易所进行交易，其他交易所的CCER交易业务逐步取消。由此，地方碳市场面临着较大的转型、创新压力，且对发展前景存在不稳定预期。福建海峡股权交易中心反映，当前仅覆盖电力行业的全国碳市场已抽走了福建省40%的碳配额。为维系地方碳市场顺畅运作，福建省于2022年将地方碳市场控排单位的标准降低到5000吨标准煤。随着全国碳市场陆续纳入钢铁、有色、石化、化工等重点行业，地方碳市场的碳配额资源将更加紧缺。但持续下调控排标准并非促进地方碳市场可持续发展的可行路径。地方碳市场如何转型、创新，实现与全国碳市场的差异化发展是迫切需要解决的问题。

（二）不同机制之间：用能权、绿电、绿证与碳市场等权证如何衔接
由于建设进度不同、设立目的不同，用能权交易、碳排放权交易、绿电、绿证交易等多个具有碳减排效应的市场化机制之间在覆盖范围、交易主体、交易规则、核算标准等方面，存在不衔接不联动的问题。如企业的耗能行为与排碳行为大多数情况下同时发生，因此同一用能行为很有可能面临用能权与碳排放权双重配额的约束与履约要求，抬高企业节能减排成本。又如，当前我国电网排放因子仅根据区域发布的平均电网排放因子计算，不考虑可再生能源的环境属性交易结果，计算外购电力碳排放时若再次使用绿电、绿证所代表的可再生能源电力环境属性，就会出现绿电和碳排放在消费侧对环境属性的双重计算问题。再者，绿证与CCER存在环境属性被重复开发的问题，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。随着我国由能耗双控向碳排放双控制度的转变，各个机制间如何过渡衔接需加快研究部署。

（三）不同目标之间：碳减排全球竞争背景下如何更好统筹开放与安全
随着《巴黎协定》第6条的落定，全球碳市场开放与连接成为重要议题，既对各国碳市场建设提出了较高的透明度要求，还间接加速了各类自愿减排机制的国际化扩张。在国际减排市场合作多边主义共识难以达成的情况下，欧美等发达国家谋划碳边境调节机制（CBAM）构筑贸易壁垒，制约我国产业发展。调研反映，我国碳减排在统筹开放与安全方面至少存在三个挑战：一是出于产业安全考虑，目前我国碳核查机构尚不对外资开放，国际上对中国碳核查体系运行存在质疑；二是尽管CBAM对我国电力、钢铁、水泥等行业未造成较大影响，但相关的产业数据安全受到挑战；三是当前我国大量碳减排项目注册登记在国际自愿碳减排机制下，其中大部分国际自愿碳减排机制交易过程不透明、甚至存在场外交易洗钱风险，而我国对境内相关自愿减排项目开发及注册登记在国际自愿减排机制下缺乏必要的规范和监管，存在碳减排量无序外流风险。

（四）不同部门之间：碳排放主管部门转隶后新旧体系如何衔接
碳减排市场化机制建设涉及面广、任务紧迫，对统筹能力、人员配备、部际协作提出较高要求。调研反映，碳减排市场化机制建设涉及发改、环保、工信、财政、能源、农业、林业、人民银行、证监会等多个部门，当前部门间协作机制亟待加强，地方主管部门认为其难以高效协调同级有关部门。同时，人员配备严重不足。2017年我国碳排放主管部门进行调整，与双碳相关的职能也相应发生调整，但基层部门只有少量人员转隶，一些地方部门转隶后也未扩充人员，有的地方目前只有2～3人负责双碳工作。

妥善处理好四组关系促进碳减排机制高效运行的政策建议

（一）明确全国碳市场与地方碳市场的关系
一是尽快以法定形式明确构建“全国—区域”多层次碳市场体系，为地方碳市场持续创新建立稳定预期。鼓励地方碳市场根据发展阶段、产业结构、资源禀赋等，在覆盖行业范围、总量控制、配额有偿分配、碳金融工具创新、跨境碳交易、碳国际合作、碳人才培养等方面积极探索、先行先试。

二是健全“全国-区域”碳市场联动机制。在制度建设上，地方碳市场应以全国碳市场为基本蓝本，省级部门对地方碳市场建设承担监督指导主体责任。在减排责任认定上，全国碳市场以控排单位为主体考核对象，不考核省级部门；地方碳市场减排结果纳入全国自主贡献；对地方碳市场及省级减排责任尽可能采用约束性指标。

（二）推动用能权、绿电、绿证与碳市场协同
一是推动用能权交易向用能预算管理转变。国家编制能源消耗总量预算，并开展能源消耗总量预算与决算管理，指导地方开展能源预算管理，防止能源消耗大起大落，给双碳目标带来负面冲击。

二是推动绿电纳入CCER，用于控排企业碳排放权清缴抵消或非控排企业自愿减排购买。推动电网运行企业参与绿电购买，鼓励电网运行企业加大新能源电力消纳力度。

三是逐步推进电价机制改革，建立电-碳联动机制，形成电价与碳价有机融合的价格体系。短期内，可参照脱硫电价、脱硝电价，设定减碳电价，作为电价的构成部分。

（三）统筹安全与开放推动碳交易国际化发展
一是对标巴黎协定透明度要求和国际高标准碳减排机制（如国际航空碳抵消及减排机制，CORSIA），完善我国碳排放统计核算体系、标准认证体系等。在保障我国碳核查认证独立性的基础上，加快与国际市场标准体系的衔接。

二是探索碳数据分级分类管理。在一些非核心、非涉密、外向型不明显的领域，开放碳核查、碳认证的外资准入。充分评估CBAM等对我国产业数据安全的影响，探索碳足迹加密处理方法和应用领域，以及碳数据出境的规范标准及争议解决机制。

三是规范国际碳减排机制在我国境内业务活动，建立统一监管平台，对国内温室气体减排项目申请境内外自愿减排机制，开展申请前的审查和信息备案管理。

四是积极布局实施海外减碳项目，建立面向海外的碳减排抵消机制。在《巴黎协定》第6条框架下，积极建设“一带一路”双边或多边自愿减排机制，通过对沿线国家提供减排技术、设备、资金等支持，参与减排项目带来的减排量分配。

（四）加强部际统筹建立健全工作机制
一是扩充碳市场运行的参与部门或机构。从国际上现有的碳排放权交易市场建设的经验看，碳市场的建设不仅有政府主管部门，还有研究机构、第三方独立机构等的参与。以韩国为例，除了以环境部作为主管部门外，还建立了由企划财政部、环境部、农业部、国土交通部，以及产业通商资源部等多部门建立的部际工作委员会。建议结合我国碳市场建设的历史沿革和发展实际，进一步明确相关部门的职责职能，特别是要建立健全有关协调机制，加强其他相关部委、研究机构、第三方独立机构参与的工作机制，形成各方合力，统筹推进我国碳减排市场化机制建设。

二是打通市场化减排机制运行的各类注册登记系统。如连接电网系统与碳市场登记系统；推动CCER注册登记新旧系统衔接及与各个交易所联通，考虑将现有备案交易机构作为二级清算单位或者登记为券商机构。