碳排放权交易要素和交易机制

随着全球变暖问题日益受到重视，气候变化问题逐渐演变为政治问题。欧洲屡次重提“碳边界”问题，各国碳排放密集型产品将来极有可能在国际贸易中被征收碳关税，这直接导致越来越多国家甚至企业考虑措施来降低关税风险，我国也不例外。

各国控制温室气体排放的政策一般分为三类：命令控制、经济刺激、劝说鼓励。其中，经济刺激型手段由于灵活性好、持续改进性好受到各国青睐。

在经济刺激手段中，最重要的就是碳定价机制。本着“谁污染谁付费”的原则，想要排放CO2等温室气体，那么就应该首先获得碳排放的权利，然后再为这个权利支付费用，这个过程被称为碳定价。

碳定价机制一般分为两种：一种是政府强制型手段，就是开征碳税；另一种是通过市场手段，也就是建立碳排放权交易体系。

这两种机制在减排机理上有本质区别：

1、碳税指政府指定碳价，市场决定最终排放水平，故最终排放量的大小具有不确定性。

2、碳排放权交易体系指政府确定最终排放水平，由市场来决定碳价，故碳价大小是不确定的。

正是由于这种区别，两种手段具有不同的特点：开征碳税更适用于管控小微排放端，碳排放权交易体系则适用于管控排放量较大的企业或行业。这两种政策是可以结合使用的。

全球实行碳排放权交易政策的国际气候协议缔约国有31个，其余包括欧盟、韩国、加州等。实行碳税政策的缔约国有30个，主要位于北欧、日本、加拿大。我国选择采取碳定价机制来实现碳排放、碳中和承诺，一起来了解一下具体的交易主体、交易标的以及交易模式。

（一）交易主体

目前，全国碳排放权交易市场并不向所有主体开放，只有重点排放单位以及符合国家有关交易规则的机构和个人，才是全国碳排放权交易市场的交易主体。

1.重点排放单位

国务院生态环境主管部门根据国家确定的温室气体排放控制目标，制定纳入全国碳排放权交易市场的温室气体重点排放单位（以下简称重点排放单位）的确定条件，并向社会公布。

省级生态环境主管部门按照重点排放单位的确定条件，制定本行政区域重点排放单位名录，向国务院生态环境主管部门报告，并向社会公开。

满足以下条件的温室气体排放单位，才可被列入国家温室气体重点排放单位名录，由国家分配碳排放配额，并参与交易：

（1）属于全国碳排放权交易市场覆盖行业。

（2）年度温室气体排放量达到2.6万吨二氧化碳当量。

截至目前，生态环境部仅针对发电行业发布了《2019-2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配方案（发电行业）》和《纳入2019-2020年全国碳排放权交易配额管理的纳入企业名单》。

因此，目前能够参与全国碳市场的被纳入企业仅限于发电行业企业，剩余七大重点能耗行业（即石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸和民航）有望将来被逐步纳入，未来八大行业控排企业大约有8000至10000家。

2021年1月1日起全国碳市场第一个履约周期正式启动，2225家发电企业首先分到碳排放配额。

2.符合国家有关交易规则的机构和个人

对于其他机构和个人，《碳排放权交易管理暂行条例（草案修改稿）》（环办便函[2021]117号）尚未给出明确“符合交易规则”的标准，但业界普遍认为，这其实是给非控排企业和个人（包括境外主体）参与全国碳市场交易开了“口子”。

2020年10月20日，生态环境部、国家发展和改革委员会、中国人民银行、中国银行保险监督管理委员会、中国证劵监督管理委员会等五部门联合发布《关于促进应对气候变化投融资的指导意见》（环气候〔2020〕57号）。意见指出，要逐步扩大碳排放权交易主体范围，适时增加符合交易规则的投资机构和个人参与碳排放权交易。

（二）交易标的

《碳排放权交易管理办法（试行）》、《碳排放权交易管理规则（试行）》和《碳排放权交易管理暂行条例（草案修改稿）》皆规定了目前全国碳市场的交易标的为碳排放配额，生态环境部按照国家有关规定或经国务院批准可以适时增加其他交易产品。

1.碳排放配额

碳排放配额：指的是1个单位碳排放配额相当于向大气排放1吨的二氧化碳当量。

根据《碳排放权交易管理办法（试行）》规定，碳排放配额的发放首先是由生态环境部根据国家温室气体排放控制要求，综合考虑经济增长、产业结构调整、能源结构优化、大气污染物排放协同控制等因素，制定碳排放配额总量确定与分配方案。

省级生态环境主管部门在国家生态环境主管部门确定的排放配额总量及分配方案的基础上，向本行政区域内的重点排放单位分配规定年度的碳排放配额。

初期以免费分配为主，后期适时引入有偿分配机制且有偿分配比例将逐步扩大。

我国的碳排放配额采用“基准线法”进行配额计算，即对单位产品的二氧化碳排放量进行限制。以电力行业机组配额为例：机组配额总量=供电基准值×实际供电量×修正系数+供热基准值×实际供热量。

其中供电基准值和供热基准值即所谓的“基准线”，代表单位排量基准。基准本身的确定建立在对行业历史数据摸底调研的基础上，电力行业之所以能够先行先试，其原因之一是行业数据较为扎实。

2.其他交易产品

根据前文对CCER市场分析可知，CCER作为碳排放交易市场的补充形式，重点排放单位可以购买经过核证并登记的温室气体削减排放量，用于抵消其一定比例的碳排放配额清缴。

《碳排放权交易管理办法（试行）》指出，1单位CCER可抵消1吨二氧化碳当量的排放量，抵消比例不得超过应清缴碳排放配额的5%。用于抵消的CCER应来自可再生能源、碳汇、甲烷利用等领域减排项目，在全国碳排放权交易市场重点排放单位组织边界范围外产生。

《碳排放权交易管理暂行条例（草案修改稿）》（环办便函[2021]117号）允许重点排放单位使用CCER抵消一定比例的碳排放配额的清缴，但是否沿用《管理办法》中规定的“年度清缴配额的5%”这一抵消比例上限，有待在正式出台的条例中予以就明确。

除碳排放配额及CCER外，其他交易产品亦有望在经国务院批准后纳入全国碳市场的交易体系。比如，上海将逐步探索推出碳金融衍生品，如推出配额质押、碳基金、碳信托，以及借碳业务、碳远期产品等金融产品交易，推进形成多层次碳市场。

（三）交易模式

碳排放权交易通过全国碳排放权交易系统进行，可采取协议转让、单向竞价等交易方式。

碳排放配额交易以“每吨二氧化碳当量价格”为计价单位，买卖申报量的最小变动计量为1吨二氧化碳当量，申报价格的最小变动计量为0.01元人民币。重点排放单位应根据其经核查的温室气体实际排放量履行配额清缴义务。

（四）交易机制

在碳排放管理及交易机制下，如重点排放单位的实际排放量超过其所分配的碳排放配额，则面临三种选择：

（1）通过全国碳市场购买其他重点排放单位的盈余碳排放配额。

（2）在抵消限额内使用CCER抵消其碳排放配额的清缴。

（3）承担未足额清缴的法律责任（如罚款、通报或核减下一年度配额等）。

若当年碳排放配额存在盈余，则可以通过全国碳市场出售或结转至后续年度使用。具体交易机制如下图所示：

我国对于碳交易市场的重视程度不断加强。未来，生态环境部将围绕完成全国碳市场第一个履约周期，逐步扩大市场覆盖行业范围，丰富交易品种和交易方式，实现全国碳市场的平稳有效运行和健康持续发展，有效发挥市场机制在实现二氧化碳排放达峰目标与碳中和愿景中的重要作用。

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