全国碳市场启动进入倒计时：如何铺就“黄金赛道”？

前言

为实现2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和(即“3060目标”)，作为主要举措之一，全国碳市场的建设和发展已进入实质性阶段，相关立法进程亦随之提速：

生态环境部印发《碳排放权交易管理办法(试行)》(生态环境部令第19号)(“《管理办法》”)以及配套的配额分配方案及首批重点排放单位名单，自2021年2月1日起正式施行。紧接着，继2016、2019年两次公开征求意见并修订后[1]，生态环境部起草的《碳排放权交易管理暂行条例(草案修改稿)》(环办便函[2021]117号)(“《条例修改稿》”) 于3月30日再次向社会公开征求意见。相较于以部门规章形式出台的《管理办法》，《条例修改稿》在经国务院立法程序审议通过并作为行政法规正式发布后，将填补全国碳市场领域高层级立法的空白[2]，成为全国碳市场建设运营的纲领性规范。

随着全国碳市场顶层设计的完善，潜力巨大的绿色低碳市场正在被缓缓撬动。我们将在本文中梳理全国碳市场的最新法规政策，并探讨境外机构投资者参与全国碳市场交易的机会。

一、 碳排放权交易概览

碳排放权交易系统(ETS)是一个基于市场的节能减排政策工具：政府设定碳排放权交易体系中的各行业排放温室气体的总量限额，并将排放权以配额的形式发放给控排主体；基于控排主体实际排放量与配额之间可能产生的不匹配，配额可以在市场上发生流动和交换从而产生经济效益[3]；同时，通过总量限额的逐步收紧驱动控排主体自发进行能源结构低碳化转型。

在《条例修改稿》的框架下，全国碳市场的交易体系包含下列基本要素：

1. 交易主体

初期为达到排放量的发电企业，后期将纳入其他行业以及符合交易规则的机构和个人。

根据《条例修改稿》的规定，全国碳市场的交易主体将包括两类：重点排放单位以及符合国家有关交易规则的机构和个人。

生态环境部划定的首批共计2225家重点排放单位为年度温室气体排放量达2.6万吨二氧化碳当量的发电行业企业。对于其他机构和个人，《条例修改稿》尚未给出明确“符合交易规则”的标准，但我们认为，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”。参考地方碳交易试点的相关规定与实践，目前参与地方碳交易试点的机构/个人投资者的准入条件主要包括注册资本/个人资产、行业投资经验、资质、内部风险控制体系/抗风险能力等。

2. 交易标的

目前全国碳市场的交易标的由碳排放配额以及国家核证自愿减排量(CCER)两部分组成。

碳排放配额：根据《条例修改稿》，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，省级生态环境主管部门向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。与此同时，国家将建立碳排放交易基金管理前述有偿分配所产生的收入，用于支持全国碳市场建设及温室气体削减重点项目。

国家核证自愿减排量(CCER)：指经由国家温室气体自愿减排交易注册登记系统登记的温室气体自愿减排量，主要来源于我国境内的可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目。《条例修改稿》允许重点排放单位使用CCER抵销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。

3. 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。

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。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：(a)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；(b)在抵消限额内使用CCER抵销其碳排放配额的清缴；或(c)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。具体机制如下图所示：

在交易方式方面，根据《条例修改稿》，全国碳市场将允许通过协议转让、单向竞价以及其他符合国家有关规定的方式进行碳排放配额交易。相较于2019年的征求意见稿，《条例修改稿》删除了碳排放权的抵押交易，并将“集中竞价”修改为“单向竞价”，且未提及允许场外交易。我们期待正式条例将进一步完善交易方式的相关规定，提供更丰富的交易渠道。

二、地方碳交易试点与全国碳市场的衔接

自2011年起，我国在北京、天津、上海、重庆、湖北、广东、深圳、福建陆续建立区域性碳排放权交易试点[4]，该等试点地区通过地方性法规或地方政府规章的形式制定本区域内的碳排放配额分配、清缴方案以及交易规则。

根据生态环境部的部署，全国碳市场将采用“双城模式”——由上海负责全国碳交易机构及系统建设，武汉负责全国碳登记结算机构及系统建设[5]。《条例修改稿》明确，在正式条例颁布及施行之后将不再新设地方碳排放权交易市场，此前已存在的试点交易市场将逐步纳入全国碳市场，同时，已纳入全国碳市场交易主体范畴的重点排放单位不再参与地方相同温室气体种类和相同行业的碳排放权交易市场。

然而，各地碳交易试点运营至今已近十年且形成了差异化明显的交易制度及实操模式，其融入全国碳市场的过渡过程中可能面临一系列挑战，例如：各试点已纳入全国碳市场的交易主体仍持有的地方配额是否结转至全国碳市场或予以注销？如何平衡试点期间各地配额发放尺度不一？未达到国家纳入标准的控排企业是否在试点交易所继续交易或划出控排范围？上述问题均有赖于后续出台具体的过渡方案予以阐释。

三、 境外机构参与全国碳市场交易的机会

全国碳市场开放前，境内企业(或个人)可通过清洁发展机制(CDM)、国际自愿碳减排标准(VCS)或国际绿证(I-REC)等机制参与国际市场碳交易，交易品种涉及核证减排量(CER)、自愿减排量(VER)、I-REC等，境内主体可以直接通过相应的境外认证交易平台销售，也可以通过咨询公司或第三方销售相关交易产品。但是，由于上述国际减排交易机制存在核证标准变更、政策调整风险、开发周期长等不稳定因素 (例如欧盟决定自2013年起不再接收中国、印度等新兴国家所核证的CDM项目减排量), 近几年交易情况并不理想。

全国碳市场开放后，我们有理由相信境内机构和个人将会重新回归境内市场交易。同时，中国碳排放资产及减排产品也将吸引更多的境外机构参与交易和管理。境外机构参与交易，首先要“符合交易规则”，其次还有待于针对跨境交易的外汇、资信调查、境内/外产品划转规则、交付结算及违约责任等一系列配套文件的落地。

有兴趣参与中国碳市场的境外机构通常都是在境外有丰富碳资产管理及交易经验的国际能源巨头，在配套政策法规逐步完善的同时，若能提前布局，比如提前锁定控排企业碳配额的购买权及交易价格等，将为其正式进入中国碳交易市场抢占先机。境外机构应在专业法律顾问的协助下全面梳理相关法律政策、评估境外市场的交易模式在中国语境下的合规风险，设计提前锁定交易资产及价格的法律条款，从而在潜力巨大的中国碳市场发展与竞争格局中抢得先机，铺就“黄金赛道”。