im体育1月22日，全国温室气体自愿减排交易市场在京启动。这是我国碳市场建设的又一里程碑事件，其与全国碳排放权交易市场共同构成完整的全国碳市场体系。当天，全国温室气体自愿减排交易市场总成交量37.53万吨，总成交额2383.53万元。建设全国温室气体自愿减排交易市场，是调动全社会力量共同参与温室气体减排行动的一项制度创新，有利于推动形成强制碳市场和自愿碳市场互补衔接、互联互通的全国碳市场体系。

　　一是地方试点与全国碳市场并行，市场参与主体有限。2013～2016年，我国相继启动8个地方试点碳市场im体育。2021年7月，全国碳市场上线。在纳入行业方面，各地方碳市场均纳入多个行业，数量5～10个不等；全国碳市场目前仅纳入电力行业。2023年6月，钢铁、石化、建材行业纳入全国碳市场专项研究第一次工作会议相继召开。在交易主体方面，全国碳市场目前仅限于控排企业。2023年2月，部分头部券商获证监会认可允许入市交易，但机构投资者参与碳交易还需获得生态环境部批准。

　　二是全国碳市场实行配额免费分配im体育，地方碳市场则存在地区差异。在配额分配机制方面，全国碳市场目前采用基于单位排放强度的行业基准值法实行免费分配，各地方试点碳市场则基于基准线法、历史强度法或历史排放法，以免费分配为主、有偿分配为辅（拍卖分配）的差异化配额分配机制，配额分配方案约束力度不一。

　　三是市场交易规模居世界首位，市场化减排机制初步建立。全国碳市场自启动上线交易至第二个履约期截止（2023年12月31日），已连续运行898天，配额累计成交量4.42亿吨，累计成交额249.19亿元，碳交易规模已位居世界首位，但市场活力有待进一步激发。市场化减排机制初步建立，但呈现较强的履约周期与交易类型偏好，各机构的碳交易产品主要以出于履约目的的现货交易为主，包括碳排放配额和核证自愿减排量，以及个别碳金融工具。

　　四是自愿减排交易市场重启，或提升碳市场交易价格及流动性。1月22日，全国温室气体自愿减排（CCER）交易市场正式重启，至此，自愿减排交易市场与碳排放权交易市场互为补充，可用于全国碳排放权交易市场和地方试点碳市场的配额清缴抵销、大型活动碳中和等，共同构成我国完整的碳交易体系。

　　据《中国碳市场建设成效与展望（2024）》预测，到2030年底，全国碳市场年覆盖企业数量将提升至5500家左右，年覆盖二氧化碳排放量将突破86亿吨，在全国二氧化碳排放量中的占比提高至74%左右。配额成交均价预计突破200元/吨，CCER成交均价预计上升至150元/吨。全国碳市场覆盖范围会进一步扩大，碳市场影响力将显著提升。

　　未来，随着全国碳市场制度框架设计进一步完善，碳价格发现机制初步形成，碳市场在推动绿色低碳高质量发展的作用将进一步凸显，企业应当更加重视碳资产管理，共同助力碳市场体系健康有序发展。

　　配额政策尚待完善，市场流动性不足，价格发现功能受限。全国碳市场自启动以来平均换手率（总交易量/配额总量）在2%～3%内波动，低于试点碳市场约5%的平均换手率，更远低于欧盟碳市场超过20%的现货换手率和超过400%的期货换手率，整体流动性不足。第一个履约期碳排放配额累计成交量1.79亿吨，其中临近履约截止的11～12月成交量占比82%。原因一是目前配额分配仍与产量（即发电机组实际供电/热量，单位：兆瓦时/吉焦）相关，并未设置总量上限，配额总体宽松导致市场缺乏竞争。二是市场缺乏清晰的长期控排规划，配额未规定有效期且未来配额分配方案不明确，因此配额盈余主体多选择持有惜售。

　　流动性不足进一步导致价格发现功能受制约。一是全国碳市场大宗协议成交量占总成交量83.6%。由于全国碳市场参与主体数量有限，交易量不足，通过场内交易采购配额较为困难，因此大部分交易都通过场外大宗协议完成，成交量和成交价由供需双方自主协商，交易过程不透明。同时，大宗协议价格比挂牌交易价格平均低约10%，不能反映配额价值或减排成本。二是现阶段我国碳市场仅允许现货交易，无法提供激励减排的长期价格，试点碳市场虽进行过碳远期交易尝试，由于成交量低、价格波动等原因，目前均已暂停相关业务。

　　大部分地方碳市场未将绿电/绿证纳入企业碳排放抵减核算im体育im体育。建立科学有效的电—碳市场协同机制有助于促进清洁替代和电气化发展。自2023年以来，京津沪3个地方碳市场相继实施绿色电力碳减排机制，其中北京和上海仅允许企业使用绿电抵减碳排放，天津允许使用绿电和绿证抵减碳排放，即允许纳入碳市场管控的企业在核算间接排放时，将购入的绿色电力从其电力消耗总量中扣除。但其他地方碳市场暂未跟进，且已实施的绿电碳减排机制均未相应调整电网排放因子，存在绿电环境效益重复计算的问题，统一的电—碳市场计算标准尚未形成。

　　全国碳市场目前只纳入发电行业，随着市场扩容，尤其是将水泥、电解铝等行业纳入管控后，间接排放占比预计将达到20%左右，绿电/绿证抵减碳排放量需求将更为迫切。若按2022年碳市场均价59元/吨CO2和全国电网平均排放因子0.5703吨二氧化碳/兆瓦时计算，电—碳市场衔接可为绿电用户降低0.034元/千瓦时用电成本。

　　逐步优化市场机制并提供长期稳定的政策预期。近期来看，根据国家减排目标和行业特点，确定合理的配额总量和分配方式，保持配额的适度平衡，通过逐步引入拍卖等市场化分配方式，发挥碳市场资源配置作用；扩大市场覆盖范围并引入更多元的市场参与者，包括非发电的重点排放行业及金融机构im体育，为市场注入流动性。远期来看，根据市场发展情况，适时增加期货、期权、互换等衍生品，逐步丰富市场交易工具和手段。

　　尽快出台电—碳协同政策并相应明确碳排放考核规定。一是出台全国性政策统筹绿电/绿证与碳市场衔接，通过电—碳联合平台等方式准确计算绿电/绿证抵减碳排放量，激发社会绿电消费潜力。二是在主管部门对企业的碳排放考核规定中应明确绿电/绿证抵减碳排放量的方法，便于企业制定实施“双碳”行动方案。