生态环境部6月例行新闻发布会上，新闻发言人介绍，生态环境部将加快推动各项制度和基础设施建设，力争今年年内尽早启动全国温室气体自愿减排交易市场，维护市场诚信、公平、透明。
一方面，社会各界对启动自愿减排交易市场高度期待，另一方面，建设自愿减排交易市场也是一项复杂的系统工程。重启全国温室气体自愿减排交易市场有何重要意义？会带来哪些影响？如何进一步完善自愿减排交易制度？本报记者就上述话题对中国技术经济学会环境技术经济分会常务理事张建红进行了专访。
中国环境报：重启全国温室气体自愿减排交易市场有何重要意义？
张建红：全国温室气体自愿减排交易市场是碳排放权交易市场的有益补充。在自愿减排交易市场，根据相关规则，企业的减排项目、新能源项目可以通过国家制定的标准和程序，获得核发减排量，也就是CCER（Chinese Certified Emission Reduction）。CCER意为国家核证自愿减排量，是一种碳抵销机制，即控排企业向实施碳抵销活动的企业购买核证量，用于抵销自身碳排放。
从微观层面看，在碳交易市场中纳入核证自愿减排量抵销机制，可以有效降低控排企业的履约成本，为企业节能降碳改造保留资金，同时为CCER项目开发者提供经济收益激励，促进林业碳汇、可再生能源、甲烷减排、节能增效等项目的推广和发展。
从宏观层面看，CCER可以在一定条件下纳入全国碳排放权市场中使用，能为社会和企业参与应对气候变化工作提供新平台，有利于推动更广泛的行业、企业参与温室气体减排行动，实现社会减排成本最小化和绿色低碳转型的可持续化，对我国“双碳”目标的实现具有重要意义。
中国环境报：全国温室气体自愿减排交易市场与全国碳排放权交易市场是什么关系？
张建红：碳市场包括一主一辅两个市场。全国碳排放权交易市场的交易产品为碳排放配额（Carbon Emissions Allowance，简称CEA）。在配额清缴过程中，重点排放单位（控排企业）每年可以使用国家核证自愿减排量抵销碳排放配额的清缴，抵销比例不得超过应清缴碳排放配额的5%。CCER市场是和全国碳排放权交易市场并行的一个市场。在CCER市场，根据相关规则，企业的减排项目、新能源项目可以通过国家制定的标准和程序，获得核发减排量，而这个减排量可以在一定条件下纳入全国碳排放权交易市场使用。
全国碳市场对于碳信用抵销的限制条件相对地方试点市场更为宽松，取消了项目类型和项目地域的限制，有助于CCER减排量的快速消化。由于CCER的交易价格相对较低，企业购买意愿会比较强烈，如果合理引导，把握好开放CCER备案的节奏，将会对全国碳市场形成有益补充。
中国环境报：全国温室气体自愿减排交易市场将给全国碳排放权交易市场带来哪些影响？
张建红：CCER抵销机制将通过市场化的手段，刺激可再生能源、甲烷回收利用以及林业碳汇等产业的发展。CCER市场重启后，一是为林业碳汇、可再生能源等行业带来利好。二是为甲烷减排、节能增效、CCUS技术发展带来利好。这三大类技术是目前工业生产环境下针对碳排放进行控制的有效手段，特别是CCUS技术对实现碳中和目标有立竿见影的效果。三是将拉动碳排放监测核算、碳汇计量监测核算服务需求。
CCER机制下，更多企业可通过市场化方式主动参与节能减排，着手发展可再生能源，合理运用资源参与CCER交易，降低企业碳排放，从而有利于全社会实现碳中和目标。因此，CCER的重启将有助于激活碳市场的活跃度，有利于完善我国碳市场建设，有助于金融机构、碳资产管理机构以及各类非控排企业等参与全国碳市场建设，从而提高减排收益，提高碳定价效率。与此同时，研究表明，CCER交易及抵销机制会降低碳配额交易价格，并缓解取消电价补贴对风电和光伏的负面影响。
未来，随着全国碳市场配额分配收紧、准入行业扩容、碳价维持高位，全国碳市场与CCER的关联度将会更加紧密，加上企业间ESG（环境、社会和治理）竞争，将会不断拉动企业对CCER的直接需求。
我们也应看到，CCER市场重启后，碳排放强度较高的控排行业将有意愿选择购买更多的CCER，其中火电行业可能成为主要的CCER需求方。CCER交易可能会削弱全国碳市场的碳减排效果，且随着CCER供给总量增加，这些作用更加明显。
中国环境报：据您预测，全国温室气体自愿减排交易市场可能会有多大的潜在规模？
张建红：我国2022年碳配额均价约为55.3元/吨，与国际水平相比仍有较大差距；未来，免费碳配额比例降低、总量逐年递减以及与国际接轨将推高碳价。
规模方面，第一、二履约周期仅覆盖发电行业，未来在覆盖八大排碳行业后，据北京绿色交易所预测，纳入配额管理的碳排放总额规模将达到每年70亿吨至80亿吨，照使用CCER抵销碳排放配额的比例不超过5%来计算，届时CCER需求将达到每年3.5亿吨至4亿吨。按当前碳价保守估算，碳配额、CCER现货市场规模分别有望达到4424亿元、221亿元。
中国环境报：全国温室气体自愿减排交易市场建立后，还有哪些问题亟待解决？
张建红：主要是抵销机制的双重计算问题，因为CCER与其他减排工具协同机制存在重叠和冲突。当前，由于缺少绿电交易与碳交易相衔接的机制，建设风电、光伏等可再生能源发电项目的企业凭借同一项目理论上可获得绿电交易与CCER交易两种收益。当前环境权益交易市场逐渐升温，如果这种情况不解决，会带来重复计算乃至减排数据失真等严重问题。同时，消费者将承担来自电力市场和碳市场的成本转嫁。
目前，我国将相关市场主体付出的外部性成本纳入碳市场履约已基本形成共识，但产品衔接的范围、规模、计量规则等还未形成一致意见。
中国环境报：完善全国温室气体自愿减排交易制度，您有哪些对策建议？
张建红：我认为，完善全国温室气体自愿减排交易制度需做好五方面工作：
一是做好顶层制度设计。在确保数据真实准确、维护市场公平的基础上，按照循序渐进原则，先易后难地推进CCER重启。简化程序、减少备案事项、缩短备案时间、调控项目数量、加强事后监管，特别是总量控制方面，允许的CCER清缴规模上限应与碳减排目标结合并动态调整，同时需从紧设置初始碳配额发放量，以避免对全国碳市场产生较大冲击。
二是控制CCER备案的节奏，防止“一窝蜂”涌入CCER市场。这次重启CCER项目备案可能带来新一轮“建设潮”，应避免短时间“一哄而上”，扰乱碳配额市场价格，对碳交易的减排成效造成负面影响。应重点做好项目类型划定、项目审定、减排量核证环节的规则制定、实施和监管工作。
三是建立公开透明的信息披露机制，保证CCER市场健康有序运行。以往CCER大宗交易以线下协议方式为主，CCER成交价格与成交量不完全透明，存在市场失灵的风险。
四是做好低碳减排政策工具之间的协同联动。目前低碳减排政策工具除了碳排放权交易，还包括绿色电力交易、绿色电力证书认购交易、用能权交易等。未来可以考虑绿电、绿证、碳配额、消纳量、CCER和用能权等市场的协同耦合。比如，能源企业在用能权市场和碳市场中需要付出成本，而在电力交易市场中可通过售电获取收益。用能企业实施节能技术改造，在用能权市场和碳市场中可以获取收益，而在电力交易市场中需要花钱购电。所以，用能权市场、碳市场和电力市场往往是相互联系的，相关市场需形成完善的协同耦合机制，才能既实现企业的节能减排，又保证企业的合理利润，从而支撑构筑绿色低碳循环发展的经济体系。使绿电、绿证、碳配额、CCER、用能权等政策工具合理共存并最大程度发挥节能降碳协同效果，应明确不同政策工具支持项目之间的差异，合理设定不同工具间的衔接机制，做好各类市场之间的深度融合和合理衔接，从而充分发挥价格信号引导作用和市场资源的配置作用。
五是争取碳信用机制标准的国际互认。过去几年，国际上碳信用市场约42%的资金来自林业。工业气体、可再生能源和逸散性排放行业中的传统型碳信用交易活动也占据了很大的市场份额。目前，越来越多的区域、国家和地区开始建立自己独立的碳信用机制，这为各机制之间的协同和减排量核算的统一带来了挑战。对于碳信用机制来说，未来关键是要实现标准的国际互认，保证协同性和避免重复计算。
张建红，中国技术经济学会环境技术经济分会常务理事，正高级工程师。在国内外学术期刊和中央媒体公开发表署名文章50余篇，参与编著绿色金融、PPP类著作两部。
