中国2060年碳中和目标的提出使中国煤炭、钢铁、可再生能源等多个行业面临巨大的机遇与挑战。2021年是实现碳中和目标倒计时的开始，也是步入一个更加繁荣多变、绿色可持续的新时代的起点。碳交易市场作为低成本减排的市场化手段，已在全球29个大大小小的司法管辖区运行，可成为中国碳中和目标达成的有效工具。本文将在我国碳市场试点现状、排放权交易对电力市场的影响、我国碳市场机制未来如何完善三个角度带领大家全面认识碳市场。
我国碳市场试点现状
中国试点碳市场从2013年相继启动交易以来，根据当地节能减排实际情况，对碳交易机制进行个性化探索，在交易机制设置、配额分配方法、CCER抵消机制、系统运行设置、对外交流合作等方面积累地方经验，供全国碳市场参考。其中，广东碳市场交易活跃，机构投资者表现抢眼，且广东碳市场针对不同行业进行不同比例的配额有偿分配尝试，2020年度广东碳市场电力企业免费配额比例为95%，钢铁、石化、水泥、造纸企业的免费配额比例为97%，而航空企业则100%免费分配，探索在同一碳市场下对不同行业的节能减排力度进行调整，以更好发挥碳市场推动行业低碳转型目标达成的作用。
2020年其他省市也进行了碳市场交易机制的探索。2020年6月，沈阳市生态环境局公布《辽宁省碳排放权交易市场沈阳市试点建设工作方案(征求意见稿)》向社会征求意见，该《工作方案》中制定了沈阳市试点工作的整体路线图，规定在2020年12月启动运行沈阳市碳排放权交易市场的总体目标，并要求到2022年没实现碳排放权交易市场稳定运行，覆盖范围扩大至城市基础设施、交通运输、公共建筑等领域;到2025年基本建成覆盖各行业、具有老工业基地特色、健康平稳运行的碳排放权交易市场。
截至2020年12月31日，我国8个碳市场配额共成交4.55亿吨，成交金额105.5亿元，其中，线上成交1.88亿吨，成交金额48.52亿元。
图为国内各试点省市线上均价(来源：天津排放权交易所)
各个试点省市因地制宜地制定政策，与各类改革的路径逻辑相承接，制度差异性较大。各试点省市初次碳分配的模式、各种模式所占的比例、分配依据的方法及碳市场所覆盖的行业范围都有所不同。从配额分配方式来看，大多数试点省市初次分配都采用了免费的形式。市场参与者包括履约企业和机构投资者，湖北、深圳、福建等试点省市还允许个人进行碳投资。
从碳排放权交易量和成交额度来看，湖北、广东、北京和深圳的碳排放权交易量和成交额较大，这四个碳市场包括的行业广、参与的企业较多。天津、重庆和福建的碳排放权交易量、成交额和碳市场活跃程度相对不高。
各个试点市场的运行状况也有较大差别。从碳排放权交易价格来看，北京碳市场的价格最高;天津、重庆和福建的碳排放权交易价格较低，且价格的波动性较强;其他试点市场的价格整体水平为20～50元/吨。
从交易种类和方式上看，我国目前碳市场的种类以碳现货为主，碳金融衍生品尤其是碳期货的交易比较少。推出碳远期产品的试点省市有广东、上海和湖北。广东省采用非标准化协议的场外交易形式，湖北和上海则采用标准化的碳远期协议。这与标准化的期货比较接近，但是这些交易持续的时间短、占总交易量的比例极小，是一种实验性的市场行为，且监管模式尚不成熟。
碳排放权交易对电力市场的影响
1、发电企业：火电企业受碳市场的影响，参与电力市场交易时要考虑综合供电成本。
发电企业根据上网电量，计算免费碳排放配额(不考虑供热配额)。对于拥有先进技术的电厂，排放水平低于行业基准值，将产生富余配额，可以对外销售。排放水平高于行业基准值的发电企业，需要从市场上购买配额或CCER，填补自己的碳配额缺口。发电企业配额交易度电收益和排放强度的关系如下图：
图1 配额交易的度电收益和排放强度的关系
配额价格对发电企业经济效益影响如图2所示。
图2 碳配额价格对发电企业收益的影响
火电机组的热耗率随负荷率的升高而降低：
图3 火电机组热耗率-负荷率曲线
假设入炉煤低位发热量、入炉煤含碳量和入炉煤燃烧氧化率不随负荷变化，那么可以得到供电排放强度和负荷率的关系图：
图4 火电机组排放强度-负荷率曲线
虽然机组在实际运行中，不同负荷下，燃煤掺烧方式不同，导致上述参数发生改变，但是供电排放强度随负荷率变化的整体趋势是相似的。
在未来电力现货市场中，火电企业售电报价方案需要考虑综合收益。在用电低谷时段，用低电价换电量，提高负荷率，降低供电排放强度，从而增加配额销售量或减少配额购买量。售电的损失通过碳交易弥补，实现综合收益最大化。
2、售电公司：碳市场对售电公司没有直接影响，但是可以为售电公司带来新的增值服务机会。
售电公司不承担碳排放控制的责任，但是其代理的用电企业将来可能会被纳入到全国碳排放市场中，或者目前已经被纳入地区碳排放市场中。售电公司可以为重点排放单位(电力用户)提供碳减排咨询、碳市场价格趋势预测、碳交易策略建议、绿电采购等增值服务。
3、电力用户：未来纳入重点排放单位范围的用电企业，将需要综合考虑碳市场和电力市场，购电策略需要调整。
纳入重点排放单位范围的用电企业，需要通过新技术和管理水平的提高，或通过购买绿电(需要新政策支持)的方式减少碳排放量。也可以通过市场交易，提早制定碳排放配额和CCER的交易策略，降低碳排放履约成本。对用能企业来说，碳排放权交易政策，将增加企业用能成本，但是这种影响对所有用能企业来说是非对称的。对用能效率高的企业，成本增加少，反而有利于提高企业竞争力水平。通过市场引导，可以有效促进节能减排技术发展和应用，淘汰落后产能。
我国碳市场机制未来如何完善
碳金融专业人员技能尚需提高
在实操过程中，相应的碳金融人才相对匮乏。从业人员对碳排放权交易规则和交易绩效等研究不足，导致全国碳市场的标准化程度较低，相关工作较难开展。应增强相关专业技能培训，提高碳金融专业人员能力，尽快建立全国碳排放交易平台和相关标准体系，提高碳排放权交易的效率。
推动电力与碳交易两大市场建设
“碳中和”将推动风能、太阳能等零碳新能源发电进入规模化“倍速”发展，而新能源发电的规模化发展又依赖于两大市场建设：
一是电力市场建设。受体制改革不到位、市场机制不健全、市场化程度低等影响，我国新能源发电一直存在限电、弃电等消纳难题。因此，未来应加快建设电力中长期电力市场、现货市场、辅助服务市和可能的容量市场等，出台新能源市场化发展政策，在全国统一电力市场设计中统筹新能源市场机制，使各种电力资源都能市场交易中实现其经济价值，以促进新能源在更大范围、全电量市场化消纳。
二是碳交易市场建设。碳交易市场作为一种低成本减排的市场化政策工具，已在全球范围内广泛运用。它主要有两个功能：一是激励功能，即激励新能源产业或非化石能源产业，以解决减排的正外部性问题;二是约束功能，即约束抑制化石能源产业，解决碳排放的负外部性问题，从而最低成本、最高效率地改变能源结构，提高能源效率，治理环境污染。应在总结梳理之前我国碳交易试点工作经验基础上，构建全国统一的交易市场，在碳排放配额、企业参与范围、产品定价机制等作出系统性的安排，以达到优化资源配置、管理气候风险、发现排放价格，从而低成本、高效率地减少碳排放的目标。
逐步破解技术、市场机制、政策保障等方面挑战
技术方面。既包括储能、氢能、CCUS等关键环节技术，也包括高比例新能源下电力系统安全稳定运行、综合能源耦合互补等系统性技术。
市场方面。既包括能够支撑新能源高效消纳的辅助服务市场、现货市场、容量市场、多能协同交易市场等能源电力市场机制，也包括能够有效将碳排放外部成本内部化的碳交易市场机制。
政策方面。既包括科学有效地将国家的碳达峰与碳中和下沉至各省市、各行业的纵向目标分解政策，也包括统筹规划新能源、P2X(电转其他能源或化工产品)、碳循环利用等清洁低碳产业链的横向产业培育政策。
增加与碳减排相关的资金投入
“碳中和”目标提出后，势必将通过目标任务分解和细化到各地，地方政府将成为能否实现目标的关键所在和必要条件。事实上，为推动碳减排工作，我国自2010年以来陆续开展了低碳城市试点工作，期间遇到的最大难题就是资金支持力度不足，资金缺口较大，地方积极性不高。研究显示，2030年实现“碳达峰”，每年资金需求约为3.1万亿-3.6万亿元，而目前每年资金供给规模仅为5256亿元，缺口超过2.5万亿元/年以上。2060年前实现“碳中和”，需要在新能源发电、先进储能、绿色零碳建筑等领域新增投资将超过139万亿元，资金需求量相当巨大。但从我国政府财政资金来看，除了清洁发展机制(CDM)项目的国家收入和可再生能源电价附加外，目前没有直接与此相关的公共资金收入。因此，未来需要不断完善与碳减排相关的投融资体制机制，增加资金来源和对地方的财政投入，助推地方“碳达峰”和“碳中和”。
统一配额分配方式等标准体系
目前，各试点配额分配的总量比较宽松。许多控排单位甚至出现配额过剩的情况，再加上存在配额抵消机制，导致碳交易价格过低。另外，地方配额总量扣除免费分配后的部分，可由地方政府通过拍卖或固定价格出售的方式进行有偿分配，有偿分配的方式和标准由地方确定。因此，配额总量分配的地区偏向性会导致各地区配额有偿分配成本存在差异。在全国碳市场的建设过程中，有必要限制有偿分配的方式和标准，统一采取拍卖进行有偿分配。同时，各地配额拍卖向外地企业开放能统一不同地区企业获得配额的实际成本。
发展碳期货等金融衍生品
碳市场也是金融市场，需要发展有关的金融衍生产品。当前，我国碳金融产品的品类比较丰富，如碳信托产品、碳配额的抵押和质押等，但尚未实现规模化发展。从欧盟的经验来看，碳市场初期以现货产品为主，之后向碳期货产品发展。碳期货可以长期持续地给予投资者稳定的价格预期，标准化的期货产品也可以降低法律风险，及时发送市场信号。建立碳排放权交易期货市场，一方面有利于投资者预判交易价格，从而提高交易市场活力;另一方面能够促进我国形成独立自主的碳排放权交易价格机制，争取碳排放权交易定价权，增强国际竞争力。
