“一个活跃的‘碳市场’，对于如期实现碳达峰碳中和目标能起到巨大促进作用。”中国能源研究会研究员、中国能源研究会碳中和产业合作中心主任黄少中如是说。
作为实现碳达峰碳中和目标的核心政策工具之一，2021年7月16日，全国碳排放权交易市场(以下简称“碳市场”)启动上线交易，如今恰好满一周年。
我国在什么环境和背景下启动的“碳市场”?“碳市场”应发挥哪些作用?又需要面对哪些难题?未来我国“碳市场”如何实现健康发展?带着这些问题，记者采访了业内多位专家学者。
我国“碳市场”面临全球最沉重的“控碳”任务与压力
“我国是发展中国家，GDP还要增长，能源和电力需求也同样需要增长，能源规模还在扩大，所以‘控碳’难度就更大。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强介绍，“再加上，我国能源结构以煤为主，全球50%以上的煤电在中国，而欧美国家则以新能源和油气为主。从这个角度来看，我国‘控碳’比西方发达国家要更难一些。”
因此，我国启动运行的“碳市场”，需要面对全球规模最大的“控碳”任务，承受各国均未承受过的“控碳”压力。
“我国正处于工业化后期，经济增长保持一定水平，经济结构偏重，增长动力偏传统，以化石能源为主的能源结构偏固化，再加上区域发展存在差异，我国‘控碳’相比发达国家难度更大。”国务院发展研究中心企业研究所企业评价研究室主任周健奇介绍。
“时间紧、任务重。”黄少中这样描述我国的“控碳”目标任务，作为全球温室气体排放第一大国，我国碳排放量超过经合组织国家的总和。“另外，从碳达峰到碳中和，我国承诺用时30年，而西方发达国家通常承诺50到70多年不等。”
“在相对较短的时间内实现‘双碳’目标，我国既要调结构，更要在保障化石能源大规模供给和消费的前提下转变方式。”周健奇表示，我国以化石能源为主的能源生产和消费模式已经固化多年，最根本的是理念的固化，直接表现就是粗放。这种固化下来的、粗放的能源生产、流通和消费模式，对于温室气体和污染物减排十分不利。“‘控碳’不仅要靠技术革命，还要推进能源消费、供给和体制革命，以及加强国际合作。”
“发达国家控的是存量碳，而我们必须在控存量碳的同时，还要应对增量碳。”林伯强分析认为，在“控碳”路径选择方面，尽管我国与发达国家都采取用新能源系统替代旧能源系统的路子，但在解决煤电退出问题上则有着不同的路径选择。“因为发达国家的煤电很少且很老，而我国的煤电却有很多且很新，所以发达国家的处理方式就是直接关停或者拆除，而我国是通过减少煤电利用小时数来给新能源、清洁能源腾出发电空间，让煤炭和煤电发挥基本保障作用。”在这方面，我国与西方发达国家的思路有所不同，也可看成是我国在“控碳”路径上的创新。
构建“碳市场”能激发能源供需两端的“控碳”积极性
“建设‘碳市场’，是实现‘双碳’目标的核心政策工具之一，意义非常重大。”黄少中说。
说到碳中和产业，林伯强认为，这个产业的范围太广，并不好定义。“实际上很多产业都与碳中和相关，碳中和是一个系统工程，涉及能源需求侧和供给侧。尽管很多人觉得碳中和产业很容易理解，但是人们对于碳中和产业是很难下定义的。”
关于碳中和产业的发展情况，林伯强主要就能源供给侧和需求侧两端进行了介绍，“处在供给侧的碳中和产业比较容易理解。目前我国化石能源消费占比达到84%以上，今后要让非化石能源消费占到80%以上，所以必须改变能源结构。这些与改变能源结构相关的产业，即非化石能源产业就是最大的碳中和产业，其中包括发展风电、光伏、电动汽车、氢能、智能电网，另外还有CCUS产业。”而在能源需求侧，林伯强认为碳中和产业就更丰富了，“比如说节能低碳改造和发展循环经济，另外还有产业结构调整，包括淘汰高碳产业、培育低碳产业，并让低碳产业更快地与第三产业融合，所有这些都属于碳中和产业。”
“随着碳技术的进一步成熟和应用普及，碳中和产业涉及的领域还会扩大，产业细分也会进一步深化。”周健奇认为，在广义范围内分析，我国碳中和产业正处于成长培育之中，在关键点位都作了相应布局，有些还处于世界前列。“尽管目前没有统一的统计口径，但整体的成长性可以通过一些细分领域来体现，例如新能源的制造和生产即是如此，我国已成为全球新能源制造大国、新能源发电大国，并具有一定的技术领先性。氢能和储能行业技术创新稳步推进，碳交易市场建设也已经探索多年。”
黄少中分析认为，“碳市场”在促进碳中和产业发展上将产生四方面积极影响。一是可以让高碳行业通过碳减排获得收益，从而促进能源生产与消费两端发展碳中和产业的积极性。二是通过分配宽松适度的碳排放权配额指标，以达到活跃市场、发现价格的目的，并以价格作为激励推动碳排放企业发展绿色低碳技术。三是推动增加林业碳汇和CCUS产业发展，实现生态修复。四是依托全国“碳市场”提供的价格信号，为资本投向优质碳中和产业提供融资参考。
用能成本增加是发展“碳市场”面临的最大难题
控制碳排放，实现碳中和，是一项系统性工程，需要克服一系列困难。
“根据有关机构的统计，要落实‘双碳’目标，到2050年仅面向我国能源系统碳中和的新增投资就需要100万亿至140万亿元人民币。”黄少中补充说，我国发展碳中和产业还有巨大的资金缺口。
而当谈到我国碳中和产业技术发展情况时，多位专家表示优势与劣势并存。
黄少中介绍：“虽然我国在光伏、风电和特高压输电技术等方面发展很好，并且已经取得国际领先优势，但在‘控碳’方面还缺乏一些核心技术，如在高性能电磁材料、氢动力等方面仍然落后于一些西方发达国家。”
周健奇认为，我国在“控碳”方面的突破性技术创新不足。“很多技术瓶颈如果仅限于大气污染防治可以暂不考虑，但如果是‘控碳’则必须突破。而且，有些大气污染防治的办法解决不了‘控碳’的实质性问题。目前的技术创新以改进型为主，消费行业减碳的重大突破性技术很少，存在较大瓶颈。此外，氢能技术、储能技术、碳回收技术等的创新均须强化和加速。”
林伯强同样认为，我国在“控碳”方面的确存在一定技术劣势，不过在新能源发展方面是有优势的，相关技术已经走在世界前沿。
当然，在周健奇看来，我国在“控碳”方面还需要做好能源精益消费模式创新，“我国迫切需要形成与新时代高质量发展相适应的能源精益消费模式，实施绿色低碳供应链管理。但由于长期的粗放式发展，以及传统的消费理念固化程度高，想根本性转变还须多方努力。”此外，她还认为，我国在一些关键点例如碳交易、微电网等方面，仍需要探索适宜的发展路径。
那么，该如何克服这些困难，推动“控碳”目标顺利实现呢?黄少中认为，光靠有为政府肯定是不够的，还必须依靠有效市场的协调发力。
做大“碳市场”的同时要做好三个市场的衔接
说起市场化“控碳”，人们最先想到的就是“碳市场”。然而，“碳市场”并非唯一的市场化“控碳”机制，绿证市场、绿电市场也同样能够发挥“控碳”作用。
在上述三个市场当中，“碳市场”在我国起步较早，2013年已在部分省市启动试点;2021年7月16日，全国“碳市场”启动上线交易。2017年，我国启动全国绿色电力证书自愿认购交易。2021年9月7日，全国绿色电力交易试点启动。至此，碳市场、绿证市场、绿电市场在全国范围内均得以启动。
“绿证市场和绿电市场，是通过负荷侧消费绿电的方式促进绿色能源更多地取代化石能源以实现‘控碳’;‘碳市场’，是通过增加碳排放企业生产成本的方式促进化石能源低碳转型来实现‘控碳’。”谈到三个市场的关系，黄少中认为尽管它们各有特色，但功能基本相同，都是为了实现绿色低碳可持续发展。
国网能源研究院副总工程师兼企业战略研究所所长马莉曾刊文指出，绿电、绿证、碳交易等“绿色交易”之间协调性不足。比如，“碳市场”核算体系对企业绿电消费尚未做精细化考虑，如果用户购买的绿电不能直接体现到碳排放核算中，就会影响用户购买绿电的积极性;再比如，可再生能源配额制、绿电等体系与CCER碳减排体系相对独立，对可再生能源形成双重激励，对有考核责任的用户形成重复考核，电力市场可再生能源政策和碳市场政策之间需加强协同。
“三个市场应该各自发挥优势、克服自身缺点，尽快实现衔接和融合。”黄少中认为，要避免出现重复考核或者重复激励的问题，要顺畅绿电、绿证与碳排放权配额的抵扣关系，更应避免一份绿电分别在三个市场重复交易、重复获利。
至于如何形成促进绿电、绿证和碳交易等“绿色交易”协调的体制机制，马莉建议，一是探索绿证作为用户侧间接碳排放核算的凭证;二是推动电力行业控碳减碳政策关联耦合、彼此配套，尤其是避免可再生能源相关政策之间出现交叠重复;三是加快完善绿色电力证书体系，推动绿证的国际互认。
“目前，这三个交易市场还只是好看而已，规模都比较小，即便三者实现联动，用途应该也不算特别大。所以，今后必须要完善市场，提升交易量，使之具有发现价格和定价的能力。关于这方面，还有很多很多事情需要做!”林伯强分析说。
中国绿色电力证书认购交易平台发布的数据显示，截至目前，全国有5000多名认购者，共认购超过309万个绿证(其中包括补贴绿证、无补贴绿证、绿电绿证)。据国家发展改革委数据，去年启动的首批绿电交易试点共成交电量近80亿千瓦时。在碳交易方面，根据上海环境能源交易所公布的数据，在第一个履约周期全国“碳市场”累计成交配额近1.8亿吨、累计成交金额近77亿元，规模不大。而今年以来，“碳市场”依旧低迷，上海环境能源交易所的数据显示，截至7月中旬，约有70个交易日成交配额以两位数计。
“由于‘碳市场’刚刚起步，对碳排放权配额的分配有些宽松，以至于各市场主体基本能完成指标任务，即使个别企业遇到困难，其所归属集团还可以通过内部企业相互调剂配额来帮其完成指标，不需要到市场上购买。因此，当前‘碳市场’还不够活跃，表现为交易规模不大、交易价格不高。”黄少中说。
“控碳”关键在于构建“碳价”与“碳成本”的传导机制
既然目前的“碳价”偏低，那能不能将“碳价”与碳中和服务产业成本直接挂钩，实现物理定价呢?
林伯强认为，目前还无法核算碳中和产业的成本，也就无法对“碳”进行物理定价。正如前文提到的那样，碳中和产业覆盖的范围太广，至今业界无法给出明晰的定义，当然也就无法确定碳中和产业的范围，又何谈对之进行成本核算与定价。
碳中和产业不像能源环保产业那样集中度高、产业链清晰、成本容易核算，所以核定能源环保产业的成本相对容易，而核定碳中和产业的成本几乎不可能。因此，给碳进行物理定价也基本停留在理论层面。
“从机制上来说，国内外通用的碳定价方式主要有碳交易、碳税两种。碳定价需要根据各经济体的排放特征、产业发展以及国际协定等多方面因素来定，最终目标都是引导减少碳排放。”马莉认为，碳定价需要考虑保障电力供应和承接其他行业减排任务，单纯从物理定价出发考虑，可能难以兼顾多方面因素。
“开展碳交易的两个目标，一是增加化石能源成本，二是提升清洁能源的竞争力。”林伯强建议，目前最重要的是将“碳价”加到电价当中去，疏导给终端用户。然而，当前碳交易所产生的“碳成本”和“碳价”，并没有影响到电力终端消费者。
事实也正是如此，煤电市场化交易价格以“炭”为锚，而不是以“碳”为锚，设置煤电市场化交易价格上下浮动范围的参考因素也并不包括“碳成本”。
“所以碳交易市场的另外一边还是电力价格改革，只有把‘碳成本’反映到电价里头去，最终才能真正影响产业结构调整、低碳消费、循环经济发展等等。”林伯强表示，“碳市场”产生的“碳成本”和“碳价”，还需要通过电力市场传导给终端消费者，这样才能够真正发挥“控碳”作用。
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