7月16日上午，全国碳市场正式开启。
9点15分，全国碳市场上线启动仪式在北京、上海和湖北同时举行。
9点30分，全国碳排放权交易在上海环境能源交易所正式启动，开盘价为48元/吨。随即首笔全国碳交易撮合成功，价格为每吨52.78元/吨，总共成交16万吨，交易额为790万元。
截至当天收盘，碳配额最新价为51.23元/吨，涨幅为6.73%，均价为51.23元/吨。当天最高价为52.80元/吨，最低价为48元/吨。交易总量410.40万吨，交易总额为2.1亿元。
今年是全国碳市场第一个履约周期，纳入发电行业重点排放单位超过了2000家。据生态环境部测算，纳入首批碳市场覆盖的这些企业碳排放量超过40亿吨二氧化碳，意味着中国的碳排放权交易市场一经启动就将成为全球覆盖温室气体排放量规模最大的碳市场。
7月16日，中创碳投教育咨询有限公司高级研发经理刘焰真对经济观察报表示：“这个价格相较于国内试点地区处于相对较高的水平，表现了我们国家控制企业排放的决心。”
在7月14日国务院政策例行吹风会上，基于此前7个地方试点的运行情况，生态环境部副部长给出的数据是40元/吨，这是近两年地方试点的加权平均碳价。也是市场人士预期碳交易推开后，“较为保守”的价格。
通威永祥股份有限公司碳资产管理总监汪军在接受经济观察报采访时称，从开盘情况看，目前的碳价比预期稍高，预计过段时间会有所回落，原因在于，从今年的配额情况看，整体较为宽松，此前他的预期价格是30-50元/吨。
一位长期关注碳市场的人士对经济观察报表示：“由于电厂的交易账号还没有发完，目前的价格略高，到12月履约时，预计碳价会在50元/吨左右。”
根据生态环境部的安排，目前配额采取的是以强度控制为基本思路的行业基准法，实行免费分配。重点排放单位对排放数据的核查结果乃至分到的配额有疑义的还可以复核申诉。
同时，在配额分配制度设计中，考虑一些企业承受能力和对碳市场的适应性，生态环境部对企业的配额缺口量作出了适当控制，需要通过购买配额来履约的企业，可以通过抵消机制购买价格更低的自愿减排量，进一步降低履约成本。
刘焰真表示：“基准法是和行业比较，历史法是和自身比较。基准法确定的基准线严格或者宽松，需要结合基准线在整体行业水平里的位置去判断。”
据了解，全国碳排放权交易机构负责组织开展全国碳排放权集中统一交易。根据生态环境部的相关规定，全国碳排放权交易机构成立前，由上海环境能源交易所股份有限公司承担全国碳排放权交易系统账户开立和运行维护等具体工作。
根据上海环境能源交易所股份有限公司6月22日的公告，碳排放配额(CEA)交易应当通过交易系统进行，可以采取协议转让、单向竞价或者其他符合规定的方式，协议转让包括挂牌协议交易和大宗协议交易。全国碳市场交易时间为上午9:30到11:30，下午1:00到3:00。
申能集团、华润电力、中国华电集团、中国石油化工集团、国家能源集团、国家电力投资集团、中国华能集团、中国石油天然气集团、中国大唐集团、浙江能源集团等10家企业成为全国碳交易市场首批成交企业。
经济观察报记者从中国石化了解到，其下属17家企业自备电厂纳入全国碳市场，其中胜利油田、茂名石化、上海石化和中天合创四家企业参与了首日的碳交易，中国石化碳交易业务由所属联合石化公司作为操作主体，统一代理系统内企业进行全国碳市场交易。
长期来看，更高层次的立法如何保障碳市场各项制度有效实施;如何确保配额分配的准确公正;碳排放数据质量如何保真;合理碳价如何形成;碳减排货币政策工具如何同碳市场共同助力双碳目标的实现等仍是这一市场顺利运行的关键待解问题。
详解五大关注
一、最关键法规：尽快出台
作为一个政策导向型市场，《碳排放权交易管理暂行条例》(简称《条例》)至关重要，有关碳市场的种种问题，都需要凭借这一上位法找准“规定动作”和法律保障。目前立法层面的制度设计仍在完善中。
从目前的实际情况出发，现行的相关工作以生态环境部发布的《碳排放权交易管理办法(试行)》和系列管理办法与管理规则为指导进行落实，该管理办法于今年1月5日出台、2月1日起施行。上位法《条例》已纳入国务院2021年度立法工作计划。经济观察报记者了解到，《条例》预计在今年年底或明年初出台，在出台之前，碳市场会先行交易，边运行边等待法规的进一步完善。
赵英民在7月14日的吹风会上表示，将推动《条例》尽快出台。
据介绍，除《条例》、《碳排放权交易管理办法(试行)》之外，生态环境部此前已经相继发布了《2019-2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案(发电行业)》，启动了全国碳市场第一个履约周期。今年以来，又陆续发布企业温室气体排放核算方法与报告指南、核查指南以及碳排放权登记、交易、结算管理规则等一系列文件。
二、数据：确保真实准确
对市场普遍关注的碳排放数据和配额分配问题，赵英民表示，确保碳排放数据的真实准确，是碳市场建设工作的重中之重。
数据核准和配额分配是开展碳交易的前提。此前，生态环境部已经连续多年在相关行业开展碳排放数据核算、报告与核查工作。为准备首批2000多家电力企业上线交易，生态环境部引发了《企业温室气体排放核算方法与报告指南发电设施》《企业温室气体排放报告核查指南(试行)》，对发电行业重点排放单位的核算和报告进行统一规范，对省级主管部门开展数据核查的程序和内容提出严格要求。
赵英民介绍说，在企业报告数据和省级生态环保部门核查工作完成以后，生态环境部还组织了对地方的督促检查和对企业的现场抽查。
不过，就在前不久，内蒙古爆出了首例碳排放造假案。据中国环境网援引内蒙古生态环境厅的消息称，根据群众举报，2020年12月30日，内蒙古鄂尔多斯高新材料有限公司(下称鄂尔多斯高新材料)委托中碳能投科技(北京)有限公司，将2019年排放报告所附的该年度各12份检测报告中部分内容篡改后，虚报给自治区生态环境厅委托的第三方核查机构进行核查。
今年6月5日，内蒙古自治区生态环境厅执法人员调查核实，鄂尔多斯高新材料篡改了2019年排放报告所附的两个分厂的2019年全年各12份检测报告，包括报告编号、样品标识号、送检日期、验讫日期和报告日期等内容，并删除了防伪二维码。
在7月14日的吹风会上，赵英民回应称，将加大对数据造假行为的处罚力度，加强执法保障。
三、配额：免费分配，可购买抵消
赵英民还回应了与碳配额有关的话题。他说，目前配额采取的是以强度控制为基本思路的行业基准法，实行免费分配。重点排放单位对排放数据的核查结果乃至分到的配额有疑义的还可以复核申诉。
同时，在配额分配制度设计中，考虑一些企业承受能力和对碳市场的适应性，生态环境部对企业的配额缺口量作出了适当控制，需要通过购买配额来履约的企业，可以通过抵消机制购买价格更低的自愿减排量，进一步降低履约成本。
经济观察报此前了解到，配额的免费分配主要分为历史法和基准法，在历史法中又包含历史强度和历史总量。简言之，历史总量法是跟企业自身进行对标，如果历史年份的碳排放量较多，其配额同理会多;历史强度法则将产量的影响纳入考量，按照历史年份单位产品的排放强度去乘以实际产量再去乘以下降的减排系数得到总体配额量。基准法则需要跟其所在的行业进行比较，将所有纳管企业对标，形成一个基准线进行配额分配。此外则是有偿分配，包括拍卖、定价出售等形式。
从整体的配额分配机制而言，基本上是按照历史法向基准法，而后再向配额有偿分配的形式转化。
在配额分配的过程中，数据质量核查是配额分配、企业年度履约以及企业制定减排目标的基础，也是实施碳交易的保障，因而是碳市场建设的重中之重。行业认为，由于相关核查数据质量的监管主要由各省级生态环境主管部门开展，对后续生态环境部门，特别是前期未参与碳交易试点地区，其数据质量存在较大挑战。
四、价格：此前平均40元/吨，不会过高也不会过低
有关碳价，碳市场将通过价格信号来引导碳减排资源的优化配置，从而降低全社会减排成本，推动绿色低碳产业投资，引导资金流动。这是碳市场追求的重要效果之一。
在7月14日的吹风会上，赵英民称，从微观和近期来看，碳价主要还是由配额供需情况决定，碳价是通过市场交易形成，因此出现碳价波动是正常的，但是剧烈波动，过高、过低都不利于碳市场的长期稳定运行。碳价过低将挫伤企业减排的积极性;碳价过高也将导致一些高碳企业负担过重。
为缓解碳交易推开后给部分电力企业可能造成的压力，生态环境部还表示允许碳交易体系外的温室气体减排项目产生的减排量“冲抵”，这也就是此前行业较为关注的CCER(国家核证自愿减排量，ChineseCertifiedEmissionReduction)抵消机制。
抵消机制是指，允许碳交易体系外的温室气体减排项目产生的减排量“冲抵”承担减排义务的重点排放单位的温室气体排放量，从而为重点排放单位提供除提交碳排放权(排放配额)之外的另外一种完成清缴义务的手段。有关抵消机制的具体规则，目前也有待出台。
赵英民称，在全国碳市场相关的制度设计中，生态环境部考虑通过改进配额分配方法、引入抵销机制等政策措施来引导市场预期，从而形成合理碳价。但对于配额短缺的企业，关键还是要从推动行业低碳转型的高度正确看待碳价带来的机遇和挑战。
2017年3月，发改委修订CCER管理办法暂停申请。碳交易是以配额交易为主体，CCER作为一个补充，存量已然很大，如果在规模上不加控制，会对整体的碳市场造成一定冲击，因而需要进一步完善相关的配套机制与核心方法。
根据《碳排放权交易管理办法(试行)》，企业可使用CCER抵消其不超过5%的经核查排放量。因此待CCER备案机制重启后，企业可通过可再生能源项目申请CCER，一部分抵消碳排放，余下部分参与CCER市场交易，获取收益。
北京一家公司的碳交易总监在接受经济观察报采访时表示，碳市场推开后，CCER可能会与其并行一段时间，长远看是要并入的。CCER的抵消比例，根据《管理办法》提出的5%计算是2亿吨碳量(按全国100亿吨，其中电力行业40亿吨计算)，规模不大。
据悉，此前在征求意见时，行业人士曾建议将抵消比例提高到10%。
五、交易主体：首批2225家电企，此后7行业成熟一个纳入一个
首批纳入全国碳排放配额管理的是发电行业，总计2225家发电企业和自备电厂。这些企业将成为参与全国碳市场交易的主体，其他机构和个人暂不能参与全国碳市场。
赵英民在7月14日的吹风会上表示，选择以发电行业为突破口，有两个方面的考虑：一是发电行业直接烧煤，所以这个行业的二氧化碳排放量比较大。包括自备电厂在内的全国2000多家发电行业重点排放单位，年排放二氧化碳超过了40亿吨，因此首先把发电行业作为首批启动行业，能够充分地发挥碳市场控制温室气体排放的积极作用。
根据业内人士介绍，简单理解，首批推开的碳交易主要在2225家发电企业之间产生，根据生态环境部的摸底测算，这2225家发电企业将各自领得相应碳排放配额，不同企业的额度不同，其中一部分碳排放控制在行业平均线以上的企业会有自己用不完的配额，从而拿来交易，成为卖方;而那些在行业平均线以下的企业，则会需要购买的自身不足的碳配额。价格则由市场形成。不过，根据碳达峰和碳中和的目标，整体上，就单个企业而言，配额整体都略低于此前自己的实际排放量。业内人士预测，以后随着碳市场的全面铺开，配额可能会越来越少。
对于其他行业，碳市场扩容的原则是“成熟一个行业，纳入一个行业”，但从目前的实际情况看，完成这项工作需要一定时间。
赵英民表示，结合国家排放清单的编制工作，生态环境部已经连续多年组织开展了全国发电、石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、航空等高排放行业的数据核算、报送和核查工作。因此这些高排放行业，他们的数据核算、报送核查工作也是有比较扎实的基础。为做好扩大全国碳市场覆盖行业范围的基础准备工作，目前我们已经委托相关的科研单位、行业协会研究提出符合全国碳市场要求的有关行业标准和技术规范建议。
赵英民称，生态环境部将加快对相关行业温室气体排放核算与报告国家标准的修订工作，研究制定分行业配额分配方案，在发电行业碳市场健康运行以后，进一步扩大碳市场覆盖行业范围。
行业覆盖面的扩大、交易品种的增多则是全国碳市场未来的发展方向。中创碳投教育咨询有限公司高级研发经理刘焰真认为，还应构建和完善碳市场的金融属性，引入碳金融衍生品交易机制，最大化发挥碳价格的激励约束作用。
监管层已经明确广期所(即广州期货交易所)筹备碳期货品种。经济观察报获悉，由于广期所成立时间比较短，团队还在建设当中，目前其对碳期货的研究还处于早期阶段。不过，由于期货需建立在现货基础上，广期所已经与上海环境能源交易所密切对接和互动。预计广期所对碳期货的研究，还需要等到全国碳市场正式推开一段时间后才会有更多成果。
货币、金融配套政策在路上
7月16日，全国碳市场顺利上线。这一市场启动后，后续政策如何支持配套成为业内关注的焦点。
7月7日的国务院常务会议提出，设立支持碳减排货币政策工具。2021年《政府工作报告》也曾明确提出实施金融支持绿色低碳发展专项政策，设立碳减排支持工具。在双碳目标的框架下，如何理解碳市场和碳减排货币政策工具之间关系，两者如何共同起到作用?金融如何能够定向为双碳目标提供支持?
中央财经大学中国银行业研究中心主任郭田勇对经济观察报表示，在推动碳减排的任务之下，各地都在做绿色金融规划，中央银行采取货币政策工具以更好地调节商业银行、微观主体的行为，支持、引导金融机构支持低碳节能减排产业的发展，代表一种基本导向。
央行的基本货币政策工具“三大法宝”：存款准备金、再贷款和公开业务操作。究其根本，三大货币政策工具所起到的作用无非是调量调价。在规模上使绿色、节能、低碳领域获得更大的资金量大注入。价格上使其资金成本变得更低。这也是碳减排货币政策工具的核心作用。
郭田勇认为，碳减排货币政策工具，即会从货币政策的基本工具出发，依据碳减排的行业要求进行调整。比如差异化的准备金政策，对于支持节能减排工作量大质量好的商业银行可以相应降低存款准备金率，这一思路同此前对于三农、小微企业的支持相似，下一步大概率会向节能减排降碳的领域倾斜。再贷款是指中央银行为实现货币政策目标而对金融机构发放的贷款。通过再贷款，金融机构也可以较低成本定向获得资金支持，激励资本向碳减排领域投入的意愿。
金融体系为行业、产业的发展提供相关支撑。银行作为商业机构过程中需要保证风险可控。碳减排货币政策工具的起效，势必会使得高碳企业的经营成本升高。也可能会导致还款能力出问题，银行是商业机构，尽量通过压低成本，过程中对风险的控制工作得做好才能保证商业的可持续性，完成、满足国家的绿色金融发展的导向，这本身就是奖优限劣的过程。
郭田勇说：“从银行本身而言要防范不良，需要依靠自身努力去进行冲销，也需要去甄别到底该支持谁限制谁。但‘漂绿’很难避免，央行制定了一套绿色信贷的标准，对企业有相关的规定，设有清单，根据央行的指引形成了自身的重点的支持方向。”
在英大证券研究所副所长臧宁宁看来，碳市场将政策手段转化为市场化机制，推动低碳技术和绿色技术的发展和应用，核心在于降低绿色溢价，据测算，绿色溢价在当前及今后一段时间仍将存在，电力行业在2030年左右实现绿色溢价转负，短期看碳市场将推高全社会用电成本。“由于碳市场和电力市场的耦合关系，碳配额交易成本将显著提高电价水平，研究表明，欧盟碳市场对电力市场的传递率一般介于0～1之间，影响程度跟能源结构等因素相关。目前我国经济增长与化石能源需求增长逐步脱钩，但仍是正相关关系，未来五年化石能源需求仍将保持增长，火电仍是重要的发电类型，据测算，2030年火电在用电结构中的占比仍在40%左右。火电是电力市场的主体，也是碳市场主要参与主体，全国碳市场的建设将推高全社会用电成本。同时，火电处于电力产业链条上游，叠加局部季节性电力供需偏紧，碳价将进一步增大电价短时波动水平。”
因此他建议，进一步完善碳市场金融属性，推进碳金融创新产品应用，完善碳交易价格发现机制，有效降低碳市场价格波动风险。充分发挥电网平台作用，完善碳交易价格对电价传导机制，打造一体化用能交易市场体系，形成全社会协同推进碳减排的局面。发挥碳市场和电力市场协同效应，提高碳市场和电力市场运行效率，降低全社会双碳成本，推动能源清洁低碳转型。需要进一步加强碳市场和电力市场协同机制研究。
