将于2021年6月底开市的中国碳排放权交易市场（下称“碳市场”）将超过欧盟碳市场，成为全球交易规模最大的碳市场。
碳市场起源于2005年2月生效的《京都议定书》，是以市场化手段促进温室气体减排的路径。碳市场是从实体产业里衍生出来的虚拟市场，基础建设工作量大、数据系统规模庞大，需新建众多的标准规范。
中国从2011年10月开始在北京等七省市试点区域碳市场。2017年底，国家发改委发布《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》，计划用三年时间完成全国碳市场建设。
但直到2020年9月，中国确定“双碳”目标后，全国碳市场的建设才开始加快步伐。
据主管部门生态环境部发布的消息，全国碳市场将在今年6月底开启第一笔交易，今年12月31日之前完成第一个履约周期。
多位业内人士对记者说，全国碳市场的准备时间不足，相关标准法规至今还没全部发布，将影响各方参与碳市场的积极性，希望主管部门早日完善。
从欧盟的经验看，碳市场很难一开始就完美运行，需不断修正和完善。欧盟碳市场早在2005年就开始运行，历经多次修改，是中国建设碳市场的重要参照物。
根据金融数据公司路孚特对全球碳交易量和碳价格的评估，2019年欧盟碳交易额达1690亿欧元，占全球碳市场份额的87％。从减排效果上来看，截至2019年，欧盟碳排放量相对1990年减少了23％。
1、6月底前开市
碳市场交易体系主要由碳排放权注册登记系统、交易系统和结算系统三部分组成。全国碳市场的三大系统将分属上海、武汉两地：上海是交易系统所在地，武汉是注册登记系统和结算系统的所在地。
截至发稿时，上述机构尚未组建完成，暂由上海环境能源交易所和湖北碳排放权交易中心承担相关职责。据记者综合多位业内人士的信息，虽然两大机构的股东结构、注册资金等因素尚未确定，但运营团队早已成立，可保障全国碳市场6月底顺利开市。
首批纳入全国碳排放配额管理的是发电行业，总计2225家发电企业和自备电厂，二氧化碳排放总量约为40亿吨/年。这些企业将成为参与全国碳市场交易的主体，它们当中90％以上是首次参与碳市场，此前参与区域试点碳市场的发电企业共有186家。
与欧盟等其他碳市场不同，中国碳市场目前未制定总量控制目标，只是设定了相对总量目标——即以发电企业的发电量为基础，依据一定的基准值，计算出每家企业分得的配额数量；将所有企业的配额量相加，得到全国总的配额量。也就是说，发电量越多，配额总量越多。
在基准值一定的情况下，每家企业得到的配额与其实际排放量相比，是盈余还是亏损，主要与其机组效率、所用煤炭的品质，以及节能减排措施的实施情况等因素相关。每家企业的盈余和亏损情况，决定了整个碳市场的供需情况，有配额盈余的企业可在碳市场销售其配额，配额短缺的企业则需在碳市场购入其缺口量。
全国碳市场第一个履约周期的基准值根据《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）》确定。该方案还指出，为降低配额缺口较大的企业的履约负担，缺口量20％为企业清缴配额义务的最高限值，超过20％的配额缺口可免于清缴。
一般来说，基准值是以行业平均水平，或者较先进的水平确定。但多位业内人士说，全国碳市场第一个履约周期的基准值设置不是很严苛，大多数企业获得的配额指标与其实际排放量相比相差无几。
彭博新能源财经表示，为了确保碳市场平稳启动，中国碳市场的配额分配标准稍显宽松。不过，各国碳市场刚启动时配额分配一般都比较宽松，配额价格也偏低。
中国各区域试点碳市场的碳配额交易价格差异较大，在10元－60元/吨之间，均价在20元/吨左右。
对于全国碳交易市场开市后的价格预判，多位业内人士表示，预计开市初期碳价可能会在30元/吨左右，略高于试点地区的平均水平，短期内价格会有小幅波动，但从长期看来价格应该会有一定的上涨空间，与碳排放控制愈加严格的趋势相对应。
发电企业则希望初期碳价尽量低。中国最大的火电企业国家能源集团旗下共有159家火电企业纳入全国碳市场，装机规模约占据全国火电的六分之一。初步测算，国家能源集团在全国市场的首个履约期的配额情况略有盈余，不过该集团旗下单个火电企业有亏有盈。“希望全国碳市场初期碳价不高于30元/吨。”国家能源集团碳管理部门负责人肖建平说。
肖建平认为，中国未建立碳价电价联动机制，碳成本由发电企业独自承担。目前煤价已超过1000元/吨，大部分煤电企业处于或即将进入亏损状态，过高的碳价会给火电企业雪上加霜。
在碳市场的交易量方面，试点市场每年的配额交易量大概占配额总量的5％左右。中创碳投科技有限公司副总经理郭伟说，按这一比例估算，全国碳市场开启前两年每年的交易量将可能保持在2亿－3亿吨左右。待碳期货品种批准上市后，按照50倍左右的杠杆放大，全国碳市场年交易量预计能达到百亿吨，达到甚至超过欧盟碳市场的交易量。
2 、交易细则仍在制定
全国碳市场开市在即，交易中的一些细则仍在完善之中。
在交易成本方面，全国碳市场的交易手续费费率尚未确定。目前业内有两种声音：一种声音认为初期应该免收手续费，另一种声音则认为手续费应该随着交易量和碳价的提高，而逐年下降。
区域试点碳市场的手续费费率不一，最低的广东试点市场收费标准为2‰。肖建平表示，全国碳交易的交易量和交易额都超过所有试点市场之和，收费标准应低于所有试点中最低的收费标准，即低于2‰。后续随配额价格的走高，手续费还应该有所降低。
另一个备受业界关注的问题是：第一个履约周期的履约年份目前仍不明确。
一般来说，企业今年需完成去年的配额履约。今年初，主管部门会按照前年配额量的70％预发给企业。核定完成之后，主管部门再给企业发放去年的实际配额量。在履约截止日期前，企业根据实际分得的配额与排放量相比的盈亏情况，在碳市场完成履约。
目前，省级生态环境主管部门根据企业2018年度供电（热）量的70％，预发了2019年－2020年的配额。那么，在2021年12月31日前，企业是需要完成2019年一年，还是2019年和2020年两年的配额履约？生态环境部没有给出明确答案。
肖建平说，2019年度已经过去两年，财务账目基本已全部封账，对2019年的排放履约存在财务上的难题。更重要的是，一年承担两年的碳成本，加重了企业经营负担。
此外，在今年第一个履约年结束之后，未来每年配额发放的时间、基准值的高低、履约截止时间等交易相关的关键因素如何制定，目前也没有明确。
在全国碳市场开市之后，分属上海和武汉两地的“双城”模式如何运作顺畅——也是当前业内关注的焦点。主管部门原计划由上海和武汉两地为主，联合其他区域试点碳市场地区共同组建两个新的机构，运营管理全国碳市场。但各方利益难以协同，导致组建工作一直没有实质性进展，目前只能暂时由上海环境能源交易所和湖北碳排放权交易中心承担具体工作。
“这就好比孩子都要出生了，准生证还没办好。”不愿具名的一位碳市场研究人士说。他认为，一个临时机构担任组织管理工作，肯定会影响效率和运作流程。而全国碳市场分属上海和武汉两地，对参与碳市场的各方也是一个挑战。
发电企业认为“双城”模式会带来交易成本的上升。来自华东地区某发电企业的研究人士抱怨说，在全国碳市场做出交易指令后，需隔天才能到账结算。比起实时交易的其他金融产品来说，碳市场交易资金的占用时间偏长，抬高了成本。
但从欧盟经验看，地理位置对碳市场运营的长期影响不大。路孚特首席电力与碳分析师、牛津能源研究所研究员秦炎告诉记者，欧盟碳市场成立之初，交易所在英国、德国、法国、挪威都有；碳市场的登记系统则分布于20多个成员国。分散的地理位置并没有影响欧盟碳市场的运行。中国碳市场覆盖的碳排放量是欧盟的三倍，“双城”模式在运行初期的协调工作的确比较费时，但运行成熟之后，难题就会迎刃而解。
3、 顶层设计待完善
从长期来看，顶层设计的完善是影响中国碳市场发展更重要的因素。
构建全国碳市场的一系列法规里，《碳排放权交易管理暂行条例》（下称“条例”）是法律效力层级最高的一项。根据《国务院2021年度立法工作计划》，今年国务院拟制定的行政法规里即包括该条例，条例离正式发布仅一步之遥。
条例对各方在碳市场中的职责，数据采集、监测、报告及核查制度（MRV）等多个环节做出了规范和定义，但仍有几个关键因素未能明确。
首先，业内普遍认为，中国碳市场目前的配额设定方式仅为过渡方案，应尽快制定未来的绝对总量目标。
总量目标设定一般分两种方式：一是根据绝对排放量或避免排放量而设定绝对总量，二是设定相对总量目标或基于强度的总量目标。中国目前采用的是第二种方式。
配额总量设定是确保碳交易体系环境效益的关键，也是决定排放配额经济价值的主要因素。只有设定了绝对总量上限的碳排放交易体系，才能更好地实现碳市场的环境效益。
郭伟认为，2024年－2028年是中国大部分地区和行业实现碳达峰目标的关键时期，届时全国碳市场应从相对总量目标过渡到绝对总量控制阶段。同时，中国碳市场还应该制定一个涵盖近期、中期以及远期的路线图，给各方以清晰的预期，以免影响到市场的积极性。
秦炎表示，确定碳市场配额量逐年递减的方向和量化标准，会让参与者意识到配额的稀缺性，更重视碳成本。在此情况下，碳市场才能更好地体现碳排放的价格信号，激励发展清洁能源。
在碳市场涵盖的范围方面，未来以怎样的节奏纳入更多行业，尚未明确。首个控排行业发电行业的碳排放总量约为40亿吨，若电解铝、水泥、钢铁、化工、造纸、石化、航空等七大高耗能行业全部纳入全国碳市场，碳排放总量预计在80亿/年吨至100亿吨/年之间。
肖建平说，中国煤电技术水平和效率居世界领先水平，减排空间很小。要让碳市场发挥市场配置作用，就要引入更多碳减排空间较大成本较低的排放主体，推进全社会各行业控排减排。
其他高耗能行业已经在为纳入全国碳市场做准备了。中石化集团目前共有17家自备电厂被纳入全国统一碳市场，中石化相关负责人对表示，中石化从2012年开始连续九年开展全系统的碳排放核算统计工作。未来石化、化工等其业务也将纳入全国碳市场，碳排放的约束会越来越严，对中石化生产经营会带来一定的影响。
该负责人说，下一步中石化将顺应国际大势，主动作为。从优化产业和能源结构、提升能效水平、开展CCUS（碳捕获、利用与封存）和甲烷回收利用三方面减少温室气体排放。同时，中石化将完善碳交易管理模式，在碳市场完成履约。
在碳市场的数据采集、监测、报告及核查制度（MRV）方面，全国碳市场对数据质量提出了更高要求，目前的数据采集和监测方式还需要完善。
碳排放量的采集监测方法主要有两种：一是基于核算，二是基于连续监测，通过直接测量烟气流速和烟气中CO2浓度来计算碳排放量，主要通过连续排放监测系统（CEMS）来实现。
中国目前仅采用基于核算的方法采集监测排放量。利用CEMS实测的方式可避免因核算过程人为因素干扰造成的数据失真，不过成本稍高一些。目前，生态环境部已选择个别火电机组安装CEMS系统，试点连续监测法。
有业内人士认为，核算和连续监测法并不相互排斥，未来有可能两者共存，优势互补。
全国碳市场另一个体制上的缺失是，碳排放抵消制度仍未出台。抵消机制是指允许碳交易体系外的温室气体减排项目产生的减排量“冲抵”承担减排义务的重点排放单位的温室气体排放量，从而为重点排放单位提供除提交碳排放权（排放配额）之外的另外一种完成清缴义务的手段。
在国外诸多碳市场以及中国各地区的试点碳市场里，均引入了抵消碳排放的制度。
《碳排放权交易管理办法（试行）》规定，全国碳市场里，管控企业使用CCER抵销碳排放的比例上限为5％，但尚未出台相关细则。
4、欧盟碳市场的经验
碳市场的诞生与发展，与全球能源、工业以及经济转型息息相关。走在转型前列的欧洲，建立了欧盟碳市场这个全球规模最大、历史最长的碳市场，是中国碳市场学习的富矿。
欧盟碳市场于2005年启动，目前涵盖欧盟27个成员国以及冰岛、列支敦士登和挪威等国家。欧盟在碳市场启动之初，就设立了不同阶段运行的路线图，和其气候目标紧密结合。
第一阶段为2005年－2007年的试运行学习阶段，每年欧盟排放总量目标设定为21.1亿吨二氧化碳当量。
第二阶段与《京都议定书》的第一个承诺期同步，即2008年-2012年，其间欧盟碳市场扩大了减排范围并设定了更为严格的总量，即20.9亿吨/年二氧化碳当量。
第三阶段为2013年－2020年，2013年排放总量为20.8亿吨二氧化碳当量，此后以每年1.74％的幅度递减。第四阶段为2021年－2030年，欧盟排放交易体系涵盖更多温室气体与行业，总量目标以年度2.2％的速率递减。
除了总量目标不断降低、覆盖行业越来越多，欧盟碳市场在这四个阶段里还调整配额分配方式、碳抵消机制等因素。例如，欧盟碳市场第一阶段主要根据“祖父法”原则（以某一给定基准期的历史排放水平为主要考量的分配方式）免费分配配额，在第二阶段，配额分配改为免费和拍卖两种方式。
欧盟碳市场运行初期，配额发放较为宽松，交易量由低到高。初期碳价波动较大，后又长期处于低位。
2005年，欧盟碳市场的交易量总共为0.94亿吨；2007年翻了10倍到近10亿吨。在2008年欧盟碳市场正式启动之后，交易量更是飞速发展，到2012年高达近80亿吨。
欧盟碳交易起始价较高，2005年初从15欧元/吨价位迅速上涨到28欧元/吨。但在2006年4月底，由于核查排放数据泄露，并显示发放给成员国的碳配额总数远高于实际排放，碳配额严重过剩。导致每吨碳价从30欧元暴跌至10欧元。此后，由于配额不能存储到下一阶段导致碳价继续暴跌，到2007年底接近零。
2008年开始，欧盟碳市场的碳价上涨至接近30欧元/吨。但在2008年秋天，全球金融危机爆发，经济衰退的打击之下，企业排放量大幅减少，导致碳配额又一次严重过剩，碳价随着金融市场的崩盘而暴跌至10欧元/吨之下，后来虽然稍有反弹，但是一直低迷，到2017年才摆脱了个位数碳价，缓缓回升。
秦炎说，欧盟碳市场的历程可以看出，碳市场启动后并不会一帆风顺地发展。配额的发放情况、经济发展情况等都会影响碳价。如今，欧盟碳价已达到历史最高区间，最高值达到56.9欧元/吨，6月16日收盘价为51.1欧元/吨。
在新的能源转型形势下，欧盟碳市场也在讨论纳入更多的行业，交通和建筑这两个排碳大行业在计划之列。
秦炎表示，欧盟经验表明，机制完善的碳市场以及明确的长期减排目标，对稳定碳市场参与主体的信心和碳价有积极影响。德国对于交通和建筑行业实施25欧元/吨的固定价格，也说明不同行业需要采取不同的碳定价机制。
