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全国碳市场因何推迟扩容

（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：唐人虎白文浩）

2021年7月16日，全国碳市场首批纳入发电行业正式启动交易。其他行业如果要纳入全国碳市场，应当至少要具备与发电行业相同的基础条件。全国碳市场基本框架包括如下要素：覆盖范围、总量目标、配额管理、交易机制、监测报告核查认可（MRVA）、履约机制。因此，可以通过分析上述要素的准备程度来判断其他行业纳入全国碳市场的时机是否成熟。

其中，一部分是行业共性要素，比如覆盖范围、总量目标、交易机制、履约机制。发电行业已经正式启动交易意味着此类共性要素基本能够支撑市场运行，从完整性来看不会是全国碳市场推迟扩容的主因。但如果在第一个履约期内暴露出上述要素在机制设计方面的缺陷，贸然纳入新的行业将带来更大风险，因此需要综合判断。结合近一年来全国碳市场的运行现状，笔者认为推迟扩容的主要原因集中在如下几个方面。

第一，碳排放数据质量基础不牢。要支撑其他行业纳入全国碳市场，首先要出台行业核算标准并得到至少1年的碳排放数据。2013年公布的第1版行业核算指南距今已有9年时间，只有发电行业在2021年3月和2022年3月公布了两个更新版的核算标准，其他行业最新的核算标准仍未正式出台，只是在2021年9月份发布了水泥熟料和电解铝两个行业的征求意见稿。理论上，发电在八大重点行业中属于较为容易核算的行业，却依然出现了蓄意造假等数据质量问题，而其他行业排放过程相对复杂、排放源多，在核算方面更加需要详细规定。在碳排放核算核查实践中，长期以来除了核算指南，国家碳排放帮助平台和各地主管部门制定的技术规范也是指导核算的补充依据。这说明现实情况的复杂多样以及国家最初发布的核算指南还存在诸多不足。要控制碳排放数据质量，需要企业、核查机构、主管部门等多方共同努力，其中最重要的还是要落实企业对数据准确性的主体责任。但现阶段大部分其他行业的企业对碳排放核算重要性的认识不足，对核算指南运用的能力不够，导致在碳排放数据获取的源头缺乏有效的质量控制措施。此外，在碳市场与其他机制的衔接方面，由于目前缺乏明确的规定，也可能导致在核算实践中出现不同的处理方式，进而影响碳排放数据质量。比如，水泥熟料和电解铝行业核算标准征求意见稿规定绿电不计算碳排放，却没有规定如何认定合格的绿电，如何避免可再生能源环境权益的重复使用。

第二，配额分配方案制定难度较大。配额分配是支撑某一行业纳入碳市场另一不可或缺的要素，但目前来看制定其他行业的配额分配方案还面临不少难点，主要体现在电解铝、水泥、钢铁等工业行业工艺流程相较发电行业复杂程度更高，在制定配额分配方案时本身就需要更多的数据支持，这些行业当前积累的碳排放数据尚不完全足以支撑确定合理的行业基准值。选择基准值要基于行业实际的碳排放数据和生产数据，这些数据通过企业填报的补充数据表收集。2021年新发布的《2020年度温室气体排放报告补充数据表》对多个行业的填报要求做了许多重要修订。这些重要修订带来的实质性变动意味着此前收集的数据不能完全满足行业基准值的制定。此外，由于其他行业履约边界与法人边界可能存在较大差别，部分行业还涉及按工序分配配额，这对于企业内部分级计量的要求更高。同时，在核查时，企业内部不同工序的数据通常缺乏独立的交叉核对材料，存在造假的空间，这也导致此前通过补充数据表收集的数据质量难以评估，从而影响行业基准值的确定。还值得一提的是今年主管部门下调了全国电网排放因子，从0.6101吨二氧化碳/兆瓦时更新为0.5810吨二氧化碳/兆瓦时。全国电网排放因子的更新对配额分配也存在一定影响，特别是对于除发电之外的行业，确定基准值时需要考虑全国电网排放因子的下降，否则将导致配额过量发放而起不到激励和约束企业减排的作用。

第三，市场运行机制尚不成熟。纵观全国碳市场交易，呈现如下几个特点：一是交易出现明显的“潮汐现象”，平时交易不够活跃；二是企业惜售情况严重，不少配额富余的大集团出于对未来配额分配不确定性的担忧，不愿意出售富余配额；三是交易方式以大宗交易为主，大宗交易主要是集团内部的配额调配，成交价格不是配额价值的体现，因此全国碳市场价格并未反映企业的边际减排成本；四是当前仍有部分企业没有履约，部分企业合规意识不强是一方面原因，缺少行之有效的处罚措施则是更加重要的原因。全国碳市场在运行过程中反映出了机制设计层面还不健全，法律法规还不完善的问题。部分问题并不能简单依赖扩容改善或解决。事实上，现阶段仅纳入发电行业的全国碳市场就已经是全世界覆盖排放规模最大的碳市场。如不能处理好当前出现的问题，仓促扩容只会使问题被放大和加剧，不利于全国碳市场健康建设运行。

此外，疫情防控和经济形势也是碳市场推迟扩容的影响因素。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），将核查工作完成时限从6月底延长至9月底，并将燃煤元素碳含量缺省值从0.03356吨碳/吉焦调整为0.03085吨碳/吉焦，下调8.1%，目的是减轻当前经济形势下发电企业的压力。对于其他行业来说，纳入碳市场会对企业带来额外的管理成本、履约成本，在稳经济增长的形势下，推迟扩容也有其合理之处。

全国碳市场当下的重点工作

第一，巩固提升碳排放数据质量。准确可靠的数据是全国碳市场有效规范运行的生命线。在全国碳市场启动第一年就暴露出碳排放数据造假问题，对于巩固提升碳排放数据质量是一个还算及时的警示。燃煤元素碳造假有其不易监管和缺乏核查手段的特殊之处，但对于其他核算难度更大的行业，也有可能存在容易造假的漏洞。因此，当务之急是针对可能存在的漏洞认真推演，找到背后的深层次原因，及时从机制和体制层面杜绝造假的可能。

第二，完善全国碳市场顶层法律法规。全国碳市场运行中出现的数据造假、拒不履约等问题，与缺乏上位法直接相关。因此，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。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”）公开征求意见。条例草案明确了碳市场的定位和作用，即推动实现碳达峰碳中和愿景。这对于碳市场发挥作用是十分有效的支撑。在罚则方面，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处罚措施。但在未履约处罚上，只有10万元以上50万元以下罚款，以及在下一年度扣除未足额清缴配额。相比部门规章2-3万元的罚款，10-50万元虽然提高了不少，但在部分控排企业动辄价值百万到千万元的配额缺口下，惩罚力度都显不足。希望在条例正式出台时，惩罚力度能够有所加强。

第三，为全国碳市场设定长期、稳定的政策预期。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。这恰恰反映了市场主体的“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。一方面，企业无法判断未来配额分配方案的约束力度，造成当前不以履约为目的的交易非常之少，不利于碳市场价格发现和资源配置；另一方面，长期定价机制的缺失难以引导企业进行低碳投资，在一定程度上阻碍了减排进程。因此，全国碳市场应从“自下而上”确定配额的方式，逐步与我国碳达峰碳中和目标相衔接，制定行业长远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。

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