全国碳市场经历了前述一系列重要节点，到2021年底顺利完成履约，再到2022年7月15日的一整年里，实现了闭环运行。这标志着当前的顶层制度、MRV体系、总量目标与配额分配、强制履约、信息披露等各类市场要素，以及注册登记系统、结算系统和交易系统等信息基础设施经过了实践检验，基本都具备支撑市场运行的条件。

《碳排放权交易管理规则（试行）》规定可以采用协议转让和单向竞价两种方式。全国碳市场在过去一年里采用协议转让方式，包括挂牌协议交易（又称线上交易）和大宗协议交易（又称线下交易）。挂牌协议交易单笔配额数量小于10万吨，成交价格在上一个交易日收盘价的±10%之间形成；大宗协议交易单笔配额数量不小于10万吨，成交价格在上一个交易日收盘价的±30％之间形成。两类交易方式能够满足企业的不同需要。对于集团内部的配额调配，通常会采用大宗协议交易；对于一些没有交易对手方，存在买卖配额需要的企业，挂牌交易相对更加便捷。

全国碳市场开盘价48元/吨，到11月跌至平均约40元/吨，但从2022年1月开始成交价逐步回升，3-6月份，成交均价维持在55-60元/吨之间，2022年7月15日收盘价58.24元/吨，相比2021年7月16日开盘价上涨21.33%。全年来看，市场运行健康有序，交易价格稳中有升，促进企业减排温室气体和加快绿色低碳转型的作用初步显现。

2021年10月25日，生态环境部发布《关于做好全国碳排放权交易市场第一个履约周期碳排放配额清缴工作的通知》，要求各地12月15日前95%的企业完成履约，12月31日全部完成履约，规定对未按照足额清缴配额的企业，依据《碳排放权交易管理办法（试行）》相关规定处理。全国碳市场第一个履约期结束后，按履约量计，履约完成率达99.5%，整体情况较好。今年上半年各地生态环境主管部门陆续公布了履约完成及处罚情况，据统计全国约有100余家企业没有完成履约。按企业数量计，履约完成率约94.5%，也基本达到预期。

准确可靠的数据是碳排放权交易市场有效规范运行的生命线，针对全国碳市场在第一个履约周期就暴露出比较严重的碳排放数据造假问题，2021年10-12月，生态环境部执法局牵头组织31个工作组开展了碳排放报告质量专项监督帮扶。2022年4月8日，碳达峰碳中和工作领导小组办公室召开电视电话会议，通报碳市场数据造假有关问题，部署严厉打击碳排放数据造假行为、推进碳市场健康有序发展工作。2022年7月13日，生态环境部召开全国碳市场建设工作会议，全面总结第一个履约周期的运行经验与成效，分析当前面临的形势与挑战，会议强调要深入贯彻落实中央领导同志重要指示批示精神，深刻领会建设全国碳市场的重要意义，统一思想认识，狠抓工作落实，并再次强调要以数据质量管理为重点，加快完善制度机制建设，建立健全碳市场数据质量日常管理机制。

核证自愿减排（CCER）是全国碳市场的重要组成部分，2017年3月国家发改委发布公告暂停了CCER项目和减排量备案申请。截至CCER恢复备案前，国家发改委公示CCER审定项目累计达到2856个，备案项目1047个，获得减排量备案项目287个。获得减排量备案的项目中挂网公示254个，合计备案减排量5283万吨CO2e，其中有1342万吨水电CCER。由于各试点碳市场对可抵消的CCER类型有所要求，长期以来市场上的水电CCER供过于求。

2021年10月26日，生态环境部发布《关于做好全国碳排放权交易市场第一个履约周期碳排放配额清缴工作的通知》，明确了2021年允许企业使用CCER抵消≤5%的应清缴配额。使用的CCER除了不得来自纳入全国碳市场配额管理的减排项目，对CCER的种类和产生时间均没有任何限制，此前市场上供过于求的存量水电以及其他一些三类CCER项目等被允许进入全国碳市场。政策出台后CCER成交价格暴涨一度达到近50元/吨，市场上原本约3000~4000万吨的CCER存量大部分得以一次性集中消纳。

2019年底明确的发电行业燃煤元素碳含量“高限值”政策在一定程度上诱发或者放大了第一个履约周期内出现的碳排放数据造假问题，该政策在第二个履约周期内得到了及时修正，缺省值适当下调，“高限值”定位转变，在减弱造假诱因的同时继续对造假行为保持一定的“威慑”。2022年6月8日，生态环境部印发《关于高效统筹疫情防控和经济社会发展调整2022年企业温室气体排放报告管理相关重点工作任务的通知》（环办气候函〔2022〕229号）将燃煤元素碳含量缺省值从0.03356tC/GJ调整为0.03085tC/GJ（下调8.1%，但相较常规燃煤品种缺省值高出10%-18%），规定当燃煤元素碳实测3个月及以上时可采用其他月份算术平均值代替未实测月份数据，明确对于查实存在燃煤元素碳含量数据虚报、瞒报的企业仍采用0.03356 tC/GJ。燃煤元素碳缺省值的调整降低其惩罚性、增强代表性后，能够为发电企业提供更加清晰的减碳指引，碳排放核算结果一定程度上回归了“真实、准确”的原则，还有利于减轻发电企业保供的压力以保障经济平稳运行。

全国碳市场近两年的建设明显加速，在启动之后业内对于扩容普遍持乐观预期，认为2022年会新纳入2-3个行业。但随着2022年核查通知印发，通知未提及有关扩容的计划，基本上意味着2022年暂不扩容几成定局。全国碳市场推迟扩容主要有三方面的原因。一是碳排放数据质量基础不牢，其他行业核算指南尚未正式发布是直接的制约因素，排放机理复杂、企业对于碳排放数据质量的主体责任落实不到位、碳市场与其他机制未有效衔接是深层制约因素。二是配额分配难度较大，其他行业当前积累的数据尚不完全足以支撑确定合理的行业基准值。三是市场运行机制不成熟，总体上交易不活跃、交易集中在履约期前以及交易方式以大宗协议为主的特点反映了机制设计还不够健全。部分问题并不能简单依赖扩容改善或解决。纳入行业单一同样是造成全国碳市场交易不活跃，未充分发挥减排资源配置功能的原因之一。但扩容也需要具备基础条件。当前暂不扩容是一种不得已的选择。

全国碳市场第一个履约周期结束后，履约需求减少，2022年一季度交易量逐步陷入低迷。第二个履约周期安排迟迟未落地，市场主体观望情绪浓厚，尤其是第一个履约周期因为准备工作不足、开市推迟等因素才不得已采取两年一履约的过渡性安排，市场各方此前普遍有在第二个履约周期应该能实现以年度为周期进行常态化履约的预期，但这一预期在各类媒体报导的不同版本中都未得到验证，落空的可能性正逐步增加，进一步加剧了交易低迷的局面。在2022年第一季度尚存在部分未履约企业进行补缴从而带来少量交易，而2022年第二季度碳市场活跃度则跌至冰点。在第二个履约周期年份等前提条件都难以明确的情况下，配额分配的调整方案更是迟迟未见公布，由于关键政策及预期缺失，企业难以判断自身下一个履约周期内的配额盈缺，继而无法做出出售或购买配额的决定。此外，配额分配政策尽早明确的更重要意义在于使企业提前了解碳约束的力度，从而对生产经营活动做出调整或实施节能减排举措。如果在履约期开启到中期甚至结束后才发布配额分配方案只能起到惩罚作用，只有提前制定发布才能起到控制作用。

纵观一年来全国碳市场交易情况，可以总结出如下几个特征。

第一，市场观望情绪重，企业“惜售”心理强，导致换手率偏低。过去一年里全国碳市场配额累计交易量1.94 亿吨，相较全国碳市场两个年度的配额总量约90亿吨，自启动以来换手率（即总交易量/配额总量）约为2%，低于试点碳市场的平均换手率5%，远低于欧盟碳市场现货成交换手率约80%。此外，考虑到当前2%左右的换手率代表了未收取任何交易手续费用前提下的活跃水平，如果未来参照国内试点碳交易或者国外碳交易收取交易手续费的惯例，换手率指标可能还会受到负面影响。

第二，交易出现明显的“潮汐现象”，日常交易活跃度低，碳市场配置资源的作用未能体现。临近履约的11-12月成交量占到过去一年成交量的82%，说明企业仅仅把碳市场当作一种需要履约的强制性约束政策，还没有把碳配额当作一种生产要素纳入日常生产运营考虑，也几乎很少有以实现碳资产保值增值为目的的交易。

第三，交易以大宗交易为主，价格未能反映配额价值或减排成本，价格信号失真。过去一年，挂牌交易合计3259.28万吨，交易额15.56亿元，平均价约48元/吨；大宗交易合计1.61亿吨，交易额69.36亿元，平均价约43元/吨。所有交易中，大宗交易占比83 %。所有交易日中，大宗交易价格比挂牌交易平均低约10%。大宗交易主要通过集团内部的配额调配、不同控排企业之间直接洽谈或者通过居间磋商的方式实现，交易方式相对较复杂，交易过程不够透明，成交价格不是配额价值的体现，亦未反映行业的边际减排成本，其交易方式本身也会在一定程度上增加交易的成本。

05 CCER机制仍未能重启

除了全国碳市场创造的对CCER抵消需求，社会上越来越多的企业也在购买国家认可的减排量开展自愿碳中和活动，国际民航组织也承认CCER可作为国际民航碳抵消产品，这些都导致了市场对CCER需求不断增长。我国已经建立自愿减排机制，在2015-2017年签发超过五千万吨减排量，时至今日仍在支撑试点碳市场和自愿碳中和市场。但CCER机制改革进展缓慢，至今仍未有明确的时间表和改革方向。面对碳市场和碳中和需求，此前签发的CCER价格已经从10~15人民币/吨涨至30~40元/吨，出现供需失衡情况，亟需主管部门重启CCER机制，指导市场有序发展。

公开透明的信息披露是全国碳市场健康运行的基础支撑，对于公众监督碳排放数据质量，市场发现合理价格具有重要作用。2021年12月，生态环境部印发《企业环境信息依法披露管理办法》与《企业环境信息依法披露格式准则》，规定纳入碳市场的企业应在3月15日前披露碳排放信息。2022年3月15日发布的《关于做好2022年企业温室气体排放报告管理相关重点工作的通知》要求发电企业在3月31日前按照《企业温室气体排放核算方法与报告指南 发电设施（2022年修订版）》制定的模板披露相关信息。截止3月31日，在全国排污许可证管理信息平台披露碳排放的企业数量为1371家，占比只有63%。直到6月底，披露企业数量才超过2000家。

全国碳市场初期仅纳入发电行业就已成为全球规模最大的碳市场。在启动运行阶段的基础上，下一步要进入完善阶段、深化阶段与成熟阶段，进一步推动形成更加有效的碳市场和碳价格信号，助力经济社会实现低碳发展平稳转型。有关全国碳市场发展路线图的建议详细情况，请参见此前中创碳投研究院发表的全国碳市场系列研究文章的第一篇《全国碳市场从何而来，又会走向何方？》。

国务院《碳排放权交易管理暂行条例》的出台已经成为我国碳市场进一步完善的重中之重，目前已经纳入《国务院2022年度立法工作计划》，由生态环境部负责起草。2021年3月30日，《碳排放权交易管理暂行条例（草案修改稿）》（以下简称“条例草案”）印发，进一步对修订后的国务院碳排放权交易管理条例征求意见。虽然只是征求意见稿，和最终版仍有距离，但其中已经能够体现条例作为国务院文件的独特力量。一是明确碳市场的地位和作用，条例草案在立法目标中明确提出要推动实现碳达峰碳中和愿景，促进经济社会发展向绿色转型；二是明确开展跨部门联合监管，协调各部门共同监管全国碳市场，生态环境部自身主要负责相关的技术规范；三是着眼长远的配额总量制定和分配，条例草案提出由生态环境部会同其他有关部门，根据国家温室气体排放总量控制和阶段性目标要求，提出碳排放配额总量和分配方案；四是严格的违规处罚，条例草案作为国务院政策，能够突破生态环境部部门规章的限制，对碳市场违规行为制定严格的处罚措施。

2021年9月首次绿电试点交易顺利启动，2022年上半年绿电交易规则已正式发布。市场主体普遍认为全国碳市场将为绿电市场创造可观的需求。据了解，生态环境部征求意见的电解铝和水泥熟料两个行业的碳排放核算指南中已经作出相关规定：绿电排放因子被认定为为0 tCO2/MWh。该规定的实施需要建立起核查追溯机制，确保可再生能源项目只能在开发CCER和参与绿电交易中选择其一。

2016年，我国确定了河南、浙江、福建、四川4省开展用能权有偿使用和交易制度试点。近两年完善用能权有偿使用和交易制度的要求出现在多个政策文件中，建设全国用能权交易市场的进程正在加快。用能权与碳排放权既有关联又有区别，因为碳排放不完全产生于用能环节。在建设全国用能权交易市场过程中，既要与全国碳市场协同一致又要避免重复管控。此外，还要考虑如何与我国从能耗“双控”到碳排放“双控”的考核制度转变相衔接。

CCER机制是碳市场的重要补充，能够推动更大范围内实现减排，在目前的供需关系下亟待重启。从供给看，随着全国碳市场首个履约期结束，市场上原有的CCER存量大部分被使用，余下可交易的CCER已经十分有限。从需求看，全国碳市场未来纳入更多行业后CCER使用量上限逐步增加，以实现企业碳中和为目的的自愿抵消需求将持续增加，国际航空减排机制CORSIA下对CCER的需求量在持续增加。因此， CCER机制的重启备受各方期待，但仍有待时日，尤其是能否在2022年下半年实现，也存在一定的不确定性。

第一个履约期内全国碳市场总体配额富余，却有企业临近履约还无法从市场上购得配额，需要当地主管部门从中协调。这反映了市场主体的“恐慌”心理，与当前全国碳市场缺乏较长时期的控排目标和配额分配方案有关。需要制定行业长期减排目标和配额长期总量方案，指导行业进行长期减排，释放碳配额交易需求，促进企业将减排行动纳入战略规划。目前，从此前有关媒体披露的信息可以了解到，2021-2022全国碳市场配额分配实施方案已形成征求意见稿。该意见征求稿提到，全国碳市场第二个履约期的周期为2年，配额分配方案总体延续第一个履约周期的方案框架，继续基于强度控制设计配额分配方案的思路和配额分配的相关工作流程没有变，对于缺口较大以及燃气机组的履约减免政策也没有变。相对于第一个履约期，全国碳市场第二个履约期主要的变化体现在两点，一是调整了各类机组基准值，燃煤机组基准值大幅下降，针对部分小型机组的基准值下调幅度较大。二是对于热电联产机组，增加了负荷（出力）系数的修正系数，降低了低负荷热电联产机组的履约压力。按照该意见征求稿的方案初步推算，相对于2019-2020年（第一履约期），2021-2022年（第二履约期）将呈现出大约8%的配额总量缩减。

碳价方面，若最终配额分配方案按照上述征求意见稿发布，上半年全国碳市场活跃度低迷尤其是多个交易日无论是交易价格还是交易量都挺尴尬的局面将有可能被打破，配额发放总量的收紧将给全国碳市场配额价格上涨提供一定空间。在交易量方面，如果此前传言的2021-2022年继续延续第一个履约周期两年合并履约的政策“靴子”最终落地，在第二履约期初期碳市场整体保持较低持仓位，交易活跃度将保持在较低水平，从而导致全国碳价上行受阻。总体来说，全国碳价具有一定的上行潜力，但其涨幅将受到市场活跃性的限制，预期碳价将在55-65元/吨水平波动，期间因为政策或者人为等因素综合影响，不排除部分月份的碳价会突破上述区间的情况出现。

CCER方面，由于CCER抵消清缴条件尚不明确，全国碳市场履约完成后企业的CCER需求相对较弱。而北京、广东等地试点碳市场交易价格均达到60元/吨以上水平，相对低价的CCER将受到当地控排企业青睐。在CCER机制重启之前，由于其市场稀缺性，试点碳市场需求将继续支撑CCER价格，预计CCER价格将在40-60元左右。

本文作者：白文浩 袁帅 武学