郑徐光：对全国碳市场建设的三点期许

十年铸市场，待交易。从2011年启动试点筹备建设，到试点陆续交易、探索实践经验，再到全国碳市场启动首个履约周期，年内实现线上交易，全国碳市场一路走来，恰是十年。全国碳市场的从无到有、从市场设计到实际交易，成之惟艰。

进展和意义已无需赘言，面对实现碳达峰、碳中和目标的紧迫性和艰巨性，现有建设成果距离其承担的责任还有很大差距。对于全国碳市场能否及时启动交易、能否持续平稳运行，我们有太多期待；对于可能遇到的风险挑战，我们需要未雨绸缪，做好充分准备。

其一，期待全国碳市场尽快实现线上运行，发挥实质作用，释放碳价信号。

全国碳市场首先纳入发电行业，涉及2225家发电企业，尚未启动首笔交易，未来几年还有待陆续纳入石化、钢铁、水泥等其他重点排放行业。运用好这一低成本减排机制，支撑全国2030年前碳达峰，仅剩10年时间。市场先用起来，再到用得好，有限时间要求制度设计、技术支撑等工作加快推进。即使启动交易，根据试点市场运行多年的经验，全国碳市场短时间内流动性和活跃度难言激活。试点市场纳入多个不同行业，尚且存在此问题，全国市场纳入单一发电或较少行业，企业同质性高，碳减排成本差异小，问题或更为突出。若市场只在履约考核前某段时间活跃，而平时交易寥寥，形成的碳价信号无法有力引导社会低碳转型。

科学设定不同阶段的碳排放权交易配额总量并合理分配，是确保碳市场流动性、碳价格合理的关键，配套建立“配额储备机制”，以应对特殊情况下配额供需失衡导致碳价过低或过高问题。可借鉴《可再生能源法》立法和执行情况，加快推动应对气候变化相关立法，让减少二氧化碳排放成为全社会共同的责任，为全国碳市场建设运行提供充足的法律依据和约束，并支持碳金融相关创新，为市场注入活力。

其二，期待全国碳市场与其他市场机制、政策工具有效衔接与协同，形成合力。

当前，与能源环境、碳减排相关的市场机制（体系）很多，包括全国碳市场、区域试点碳市场、自愿减排机制、电力现货市场、绿证交易市场、可再生能源电力消纳保障机制、用能权市场等。这些市场机制、政策工具之间既有交叉又各具特色，亟需开展政策协调和机制协同，否则市场主体受多种市场规则约束和多个价格信号引导，容易左右为难、不知所措，推进市场建设的资源也容易分散化，增加改革成本和管理成本。

从全国碳市场与试点碳市场的衔接看，按照规定，区域碳市场中符合纳入标准的行业将无条件划入全国碳市场，这意味着，目前区域市场中发电行业企业要移至全国市场开展配额交易。这种变化既会让区域市场失去重要参与主体而面临运行挑战，也会让区域市场的发电企业从与多个行业企业竞争，到与同类企业竞争配额。需要更精细化设计，推动试点碳市场向全国碳市场平稳过渡。而且，多市场协同最好由更高层面的组织力量保障，辅以多元化、专业化智力支撑。

其三，期待全国碳市场有相对清晰的远期目标框架，提振各方信心。

全国碳市场只纳入发电行业，其规模都可成为全球最大的碳市场，在碳达峰前市场规模会越来越大。但随着全国碳排放达峰后逐步下降直至碳中和，市场配额规模将趋于萎缩，从百亿吨级降至一二十亿吨，届时全国碳市场归途何处？要充分考虑碳达峰、碳中和目标实现后，全国碳市场的角色会发生哪些变化，提前规划好远期目标框架，保持政策的连续性，让全国碳市场达成政策目标、作出应有贡献后，仍看得见光明与价值，以提振市场建设方的信心。

原文首发于《电力决策与舆情参考》2021年1月29日第4、5期