2019年中国碳市场要如何发展？

作为一种市场机制，碳排放权交易能有效减少减排成本、控制温室气体排放，并促进技术进步和产业结构升级。当下，业内期待碳市场、特别是中国碳市场可以发挥更大作用。

2018年12月15日，在延期22个小时后，《联合国气候变化框架公约》第24次缔约方会议在波兰卡托维兹落下帷幕。根据媒体报道，会议延期是因为对部分问题的讨论难以达成一致，碳市场机制是其中之一。

作为一种市场机制，碳排放权交易能有效减少减排成本、控制温室气体排放，并促进技术进步和产业结构升级。2014~2016年，全球多国一度实现了经济增长和碳排放脱钩，排放量连续三年持平。然而，根据国际能源署(IEA)的统计，从2017年开始，全球排放量又有所上升，2017年全年排放增长1.6%，2018年，排放量或将持续增加约0.5%。因此，在卡托维兹气候大会上，与会者期待碳市场可以发挥更大的减排作用，特别对中国碳排放权交易的前景给予厚望。12月10日上午，国际能源署署长法提赫·比罗尔在“中国角”举办的碳市场边会上表示，中国碳排放权交易市场全面建成后将成为世界最大的碳市场，可为全球其他发展中国家树立榜样，并为它们建立碳市场提供灵感。

截至2018年12月，中国全国性统一碳市场正式启动已满一年。在过去一年中，碳市场建设的工作主要围绕机构研究制定碳排放报告管理办法、碳市场交易管理办法、“发电行业配额分配技术指南”等相关配套规章和技术规范等进行。

根据国家发改委《全国碳排放权交易市场建设方案(发电行业)》制定的“三步走”计划，未来一年，我国碳市场将从“基础建设期”进入“模拟运行期”，也是较为关键的时期。要对切实推进市场机制形成，实现落实减排目标，统筹“新旧制度”“供需双方”和“国内国外”三方面关系尤为关键。

新旧制度要统筹

新旧制度，指的是既有减排制度和当下推进的碳排放权交易制度。两者不应各自为政，而应配合国家战略调整和更新，将能源消费总量控制与碳排放总量控制协调统筹，形成减排制度的“组合拳”。

“十二五”开始，我国能源战略从保供给为主，向合理控制能源消费总量转变。能源消费总量控制的内涵主要体现为控制煤炭消费总量，以规范性措施促进能源节约和二氧化碳减排。通过政策激励、政府补贴、税收减免、问责机制等一系列手段，倒逼市场参与者实现节能减碳目标。

与能源消费总量控制不同，碳排放总量控制是指用市场化手段与政府规制性措施相结合，激发和倒逼参与主体的积极性，以实现对二氧化碳排放量的总体控制。这种模式不仅能够同样起到促进其节能的作用，还可以促进能源结构优化，强化能源体系的低碳化，让系统的整体运行更为科学和高效。

将既有减排制度和碳市场交易制度结合，既能保留业已运行的奖惩机制和补贴机制，还可以利用市场的手段激发参与者，促进行业减排，有利于中国碳市场的初期培育和健康运行。

具体看，碳市场的引入将带来两方面明显变化，形成激发市场参与主体实现自我升级、实现减排目标的动力。

首先，碳市场建立后，参与主体将会主动形成严格的碳排放检测报告核查体系(简称MRV体系)。这个体系的建立将保障企业、行业碳排放的真实性和可信度，也会增加其碳排放的透明度。

其次，碳市场建设后，稳定和可预期的碳价格信号将会出现，这将引导参与主体及时转型升级，采用先进的低碳技术。同时，碳价格引导社会投资的导向，有利于减少全社会长期减排成本。此外，通过碳价格的引导，可以使可再生能源发电技术具备与火电竞争的可能性，这将加快可再生能源发电量替代传统能源的过程。

供需双方要统筹

供需双方的统筹，则是指在当前推进碳市场建设的过程中，要加强发电方和用电方的联动，多方面推进减排。

发电是首个被纳入我国全国性碳市场的行业。根据标准，年排放达2.6万吨二氧化碳当量或综合能源消费量1万吨标煤及以上、装机容量6000~7000千瓦级以上的独立法人火电厂都会被纳入全国碳市场。按此推算，发电行业的整体碳排放量约为30亿吨二氧化碳。

但近十年，发电行业已经通过技术升级，提高了发电效率，加强对污染物的治理;通过增加新能源装机，优化整体行业的碳排放水平。2016年，我国火电单位发电量二氧化碳排放约844克/千瓦时，比2005年下降19.5%。到2017年底，我国非化石能源发电装机容量6.9亿千瓦，占总发电装机容量的比重为38.7%。

减排技术和清洁装机的双领先，给发电行业参与碳市场带来了先天优势，但凡事总有两面，作为吃螃蟹的“第一人”，发电行业也面临减排技术潜力和减排成本两方面问题。

从技术潜力看，火电企业的供电煤耗和净效率已达到世界先进水平，但继续减排的潜力已经较小。根据中电联的研究，在被纳入碳市场的30亿吨二氧化碳中，如果仅靠火电技术减排，可以挖掘的潜力约只有5亿吨。因此，单纯从技术上寻求突破难度较大。

从减排成本看，在现行电价机制之下，发电行业减排成本无法传递给终端用户，难以激励用户主动参与减排。在一个能源系统中，如只有某个环节单独发力，可能会带来整体市场不活跃的结果，长此以往或将出现碳价扭曲等风险。

欧盟碳市场就是典型的例子。欧盟的规则是是计算直接排放，不计算间接排放，即只计算发电端的排放情况，而不计入下游企业用电情况。这种只靠电价传导的机制则难以有效促进终端部门通过节约用电减少碳排放。

要避免上述两点带来的问题，碳市场需要在建设的过程中统筹发电端和用电端。除发电排放外，还应同时关注终端用电需求减排，特别是石化、水泥等高耗能行业。一方面，这些行业的节能潜力大，可以挖掘出更好、更大的减排效果;另一方面，上下游联动可以提升整体减排的效率，避免长期单一行业孤军作战带来隐患。

国内国外要统筹

国内国外的统筹，即积极推进中国碳价制度和碳市场的国际合作。

自全球首个碳排放权交易系统 (ETS) 在2005年投入运营之后，截至2018年12月，已经有51个国家和地区实施了或即将启动碳定价政策。与此同时，全球范围内有关碳排放交易体系连接工作正在持续进行。

2017年11月，欧盟与瑞士签署了实现其碳市场双向链接的协议，如果协议后续进程顺利，瑞士需要修改其碳市场相关法规，并在2020年1月1日正式生效。

在北美，美国加州和加拿大魁北克省自2014年开始共同运行同一个碳市场，两地互相认可对方的碳配额和碳抵消信用，共享登记系统、拍卖平台，市场运营和监管信息等。但两个市场保持对各自体系运行的绝对控制权。2018年1月，加拿大另一个净出口省安大略省也加入了这个碳市场，这个市场成为全球仅次于欧盟和中国的第三大碳市场。

在亚洲，日本东京在2010年建立了世界上第一个城市级的强制排放交易体系，推出东京都排出量取引制度(Tokyo Cap-and-Trade Program，简称TCTP)。一年后，东京附近的琦玉县也建立排放权交易体系。由于琦玉县的体系主要是对东京交易系统的复制，因此两者在2016年实现了碳交易体系的链接。

当前，中国和日本、韩国正在形成一个对话机制，来探索东北亚碳市场发展和碳市场的合作。从积极一面看，三国各自在碳市场建设都具备5-10年的经验，且在“MRV 的稳健性”等链接形成的关键要素上基本一致，但在执行的严格程度、注册登记系统设计和配额跟踪方面存在较大差异。

因此，中、日、韩对于碳市场链接的沟通和探讨仍然停留在理念层面，并未形成实质的合作机制，但已经形成每年进行交流的合作机制。区域碳市场之间的链接是未来国际碳市场的发展趋势，但从此前的经验看，碳市场要形成跨国、跨地链接需要克服政治因素、经济程度、市场细节等诸多问题，因此，链接讨论需要设定分段目标，并设置充足缓冲期，给予三方足够的时间进行调整和适应。

原标题：2019年中国碳市场要如何发展？