我国从2011年起在七省（市）启动碳交易试点，目前正着手从发电行业逐步建设全国碳交易市场。今年以来，全国碳市场建设步伐明显提速。3月29日，国家生态环境部公开征求《碳排放权交易管理暂行条例（征求意见稿）》意见。7月11日，李克强总理主持召开应对气候变化职能划转生态环境部后的第一次国家应对气候变化及节能减排领导小组会议，明确提出要更加注重经济政策手段，加快建立碳市场，构建节能减排长效机制。但是，全国碳交易机制设计还面临顶层制度、价格机制、配额机制、政策统筹等方面的关键问题，亟需提出破解途径。

交易机制漏洞多

法律顶层设计滞后，管理协同不够。碳交易是运用市场机制控制和减少温室气体排放、推动经济发展方式绿色低碳转型的重要制度创新，是加强生态文明建设、实现国际减排承诺的重要政策工具，也是我国实现高质量发展以及参与全球气候治理的国家战略。但当前我国碳减排、碳交易工作存在立法相对滞后、法律效力偏低问题。

作为顶层制度设计的《中华人民共和国气候变化应对法》、《碳排放权交易管理暂行条例》都处于征求意见阶段；已出台的《“十三五”控制温室气体排放工作方案》、《碳排放权交易管理暂行办法》和《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》等均属于规范性文件，必须有上位法律的授权才具有足够的权威性。

我国七个碳交易试点省（市）中，只有深圳市通过了人大立法，北京市通过了人大常务委员会决定，法律约束力相对较强。同时，碳交易作为一项系统性工作，在管理组织上存在相关部门之间、中央和地方之间的协同不足。当前国家发改委应对气候变化职能划至生态环境部，还存在政策的衔接过渡、部门协同以及相应的管理机制自上而下的完善和理顺问题。

碳交易价格偏低，流动性不足。通常情况下，由于边际减排成本递增效应，稳定的碳市场形成的碳价应该呈现逐渐上升的趋势。但是，近些年我国碳交易试点地区的碳价表现并不稳定，地区间碳价差异较大，而且整体偏低。例如，2019年9月10-20日期间，我国碳交易试点地区中碳价最低的是重庆（合0.48欧元/吨），最高的是北京（合11.19欧元/吨），而同期欧盟碳现货价格基本稳定在25.44-27.02欧元/吨，远超过国内碳价。

主要原因包括：一是碳市场流动性不足，价格发现不充分。控排单位碳交易和碳资产管理意识不强、积极性不高；个人及投资机构参与不足，市场活跃度不够。不能客观反映二氧化碳真实的边际减排成本和供需情况。二是碳市场缺乏价格稳定机制。碳期货、碳金融、碳信用等用来发现和稳定碳价的辅助手段有待健全，碳市场套期保值和风险规避功能不尽完备。

碳配额总量与减排目标脱节。碳排放配额总量设定过于宽松，不利于减排目标的实现，而设定过低又容易对交易主体经营造成很大冲击。当前，一是碳排放配额总量设定与碳减排目标脱节。碳交易试点地区的碳配额还无法衔接当地的中长期碳减排目标。二是初始碳配额分配缺乏科学论证和统一的计算标准。

碳交易试点地区主要采取控排单位自主申报和历史排放核算方法，而一些企业主体隐瞒申报，故意预留后期减排空间，同时存在分配标准、方法、程序不透明现象。三是碳配额免费发放与拍卖比例确定尚不科学。碳交易试点地区均采取免费发放为主，拍卖比例普遍不足5%（欧盟碳排放交易体系的拍卖比重接近60%），不利于碳市场的价格发现。而且两种方法的应用也没有按行业风险差别来区分。另外，市场调节配额制度等还不完善。

与绿证、用能权交易缺乏统筹。为促进清洁能源发展，我国在2017年推行了绿证核发与交易。绿证交易与碳交易制度从本质和效果上均实现了二氧化碳减排，总体政策机理和最终效果是相同的。同时，2016年国家发改委推出的用能权有偿使用和交易制度亦存在与碳交易制度重叠的问题。若不统筹考虑，这几类政策同步实施，可能导致重复核算问题。它们之间如何统筹，如何并行实施？既不能给企业增加重复的交易成本，同时又能够实现政策的兼顾，形成节能和减排的政策合力，是全国碳市场制度设计中应该重点统筹考虑的问题。

编织一张严丝合缝的机制网

1.将中长期减排目标和措施上升为法律。

一是加快碳交易立法进程。尽快出台《中华人民共和国气候变化应对法》和《碳排放权交易管理暂行条例》。通过立法将中长期的减排目标和措施由部门规章上升为法律，明确碳市场的法律性质，明晰碳市场交易主体的权利与义务。落实监管者权限，规范处罚手段，保障处罚效力。

二是理顺管理机制，强化监督管理。尽快推进机构改革后的职能划转衔接，充分发挥生态环境部预防和保护生态环境作用。运用大数据监管手段，将碳排放纳入环境监控体系和生态环境监测平台。

三是加强管理协同与协作。充分发挥国家应对气候变化及节能减排工作领导小组在推进全国碳市场建设中的统筹作用，确保部门通力合作，实现部门之间、中央与地方之间的政策协同。

2.抓住价格机制这一“牛鼻子”。

一是要理顺供求关系，健全碳市场价格机制。保障碳配额分配的公平性和合理性，充分发挥拍卖机制的价格发现功能，逐步扩大碳配额拍卖的份额。设立最高、最低限价，发挥政府对碳价的市场引导作用，保障碳价相对稳定。尝试建立储备调节配额及配额回购机制，及时干预和稳定碳市场。二是完善碳信息披露制度。建立完备的信息披露方式和流程，明确碳信息披露的主体、内容、范围，保证碳信息披露的真实性和有效性。明确法律责任，严惩虚假信息披露行为。三是多方培育市场主体，增强市场流动性。制定个人和机构参与碳市场交易办法，自愿与强制参与相结合，充分发挥辅助服务机构带动盘活碳市场作用。四是建立碳期货、碳信用、碳保险等市场价格稳定辅助机制。构建气候投融资机制与渠道，鼓励创新碳金融产品，增强碳市场活跃度与稳定性。

3.可尝试推行1-3年弹性履约机制。

一是充分评估碳排放配额总量控制目标的经济影响。应遵循碳配额“适度从紧”和“循序渐进”原则，既要履行国际减排承诺，又要避免盲目追求高减排目标影响国家宏观经济发展。

二是做好碳配额无偿、有偿分配结合。可将控排单位分为高、中、低风险行业，并逐级提高拍卖分配比例。例如高风险行业采取免费发放，低风险行业采取拍卖形式。

三是因地制宜分配碳配额指标，规范分配标准与方法。地区碳配额分配应考虑当地产业结构、减排潜力和技术进步等因素。企业碳配额分配可采取对标法，先确立不同行业的碳排放基准，然后考虑减排潜力、技术前沿因素，设定行业标杆，核算分配系数，逐步倒逼控排单位对标标杆，不断赶超先进。

四是尝试推行1-3年弹性履约机制。不同经营周期、技术创新周期特性的控排单位可自主选择履约期，给予较为充足的调整反应时间，避免“一刀切”做法对企业正常经营冲击过大，避免采取刻意调整产量等短期不可持续的减排履约行为。

4.避免出现各自为政。

一是综合运用碳交易与清洁能源发展、节能降耗等相关政策。碳交易市场建设中应充分考虑关联政策机制的衔接与协同，避免相互制约、交叉补贴等现象。例如，要解决好碳交易与风电、光伏等度电补贴，项目节能量奖励政策可能存在的重复补贴问题；探索运用碳交易替代补贴政策机制，有效解决不同地区多重补贴造成不能真实反映不同控排单位边际减排成本差异的问题。

二是统筹碳交易与用能权、绿证交易相关政策，发挥组合效应。相关政府部门应做好政策协同，避免出现各自为政、政策冲突或多次核算加重企业负担的现象。

三是在碳交易市场建设只覆盖发电行业的阶段，可尝试碳市场与电力市场有效衔接。探索政策融合发展机制，形成政策合力，发挥共振的减排效果。