推动总量与强度“双控”制度从能耗向碳排放领域转型，优化碳交易市场相关制度，有助于中国实现碳达峰碳中和目标。党的二十大报告明确指出要“积极稳妥推进碳达峰碳中和”“完善能源消耗总量和强度调控，重点控制化石能源消费，逐步转向碳排放总量和强度‘双控’制度”“完善碳排放统计核算制度，健全碳排放权市场交易制度。”本文首先分别回顾了中国能耗和碳排放“双控”制度的历史沿革并简析“双控”制度从能耗向碳排放转型的必要性，接着介绍了碳排放权交易市场的优势及中国碳市场发展历程，最后得出了中国碳交易市场制度优化的三点意见和建议。

　　以下为正文

　　2020年9月，中国政府作出庄严承诺，力争2030年前二氧化碳排放达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和目标(以下简称“双碳”目标)。两年之后，中共二十大报告全面部署中国式现代化建设的新征程。中国式现代化的特征之一是人与自然和谐共生，二十大报告对此有很多新提法和新要求，并以“推动绿色发展，促进人与自然和谐共生”为名，单独成章，专门阐述。本文拟就该章第四点“积极稳妥推进碳达峰碳中和”，谈点学习心得。

　　一、“双控”制度转型

　　中国在过去十年间循序渐进地发展并完善了能耗双控制度，在全国逐级部署，设置对应控制目标和对地方政府设置绩效评价指标体系，并完善监督考核制度。“十一五”期间，中国首次提出“能耗强度”目标以提高用能效率，要求2010年单位GDP的能源消费量降低20%。“十二五”期间，中国增设了“合理控制能源消费总量”的目标。2015年，党的十八届五中全会首次提出要“实施能源消费强度和消费总量的双控制”，以此倒逼发展方式转变，构建绿色发展格局，推动可持续发展。随后的“十三五”更是将能耗双控作为经济社会发展的重要约束性指标，建立了指标分解落 实机制，并在每季度发布各省份的能耗双控“晴雨表”，进行三级预警。2021年9月，国家发展和改革委员会印发《完善能源消费强度和总量双控制度方案》，部署能源双控工作：以增效为抓手，围绕弹性与刚性、普遍化及差别化、计划与市场、激 励与约束这四组关键词，确保结合地方实际，差别化分解能耗双控指标。强调用能权交易市场在资源配置过程中的决定性作用。进一步鼓励可再生能源的使用与消费、加强对地方双控的审查及考核。中国对碳排放强度的控制早有渊源。中国在1997年就参与了联合国气候变化框架公约(UNFCCC)，并于次年签署《京都议定书》，明确了中国作为发展中国家在二氧化碳减排中的责任与义务。2009年，在哥本哈根世界气候大会上，中国进一步将碳排放的强度控制进行量化，向国际承诺中国2020年的碳排放强度会较2005年降低40%-45%。随后，中国在“十二五”“十三五”“十四五”发展规划中均设置了单位GDP碳排放的目标。中国2019年的 碳排放强度较2005年降低了48.1%，超额完成了既定目标。

　　能耗双控作为过去十年间中国国民经济与社会发展规划中的重要约束性指标，对于推动国家可持续发展做出了重大贡献。但随着清洁能源消费占比不断提升，单一的能耗双控的局限性开始显现，甚至在一定程度上阻碍了绿色转型。

　　首先，根据地方实际情况分解能耗目标往往左支右绌。虽然政府已强调差别化分配能耗目标，但由于不同地区因发展阶段、资源禀赋、战略定位不同而导致其产业和能源结构差异悬殊，如何因地制宜来合理地测算及分配能耗目标成为一大痛点。例如，主要依赖钢铁、石化、煤电等传统高耗能产业的一些中西部省份正处于能源结构转 型的阵痛期，按照“常规动作”往往无法达成上级分配的能耗双控目标，进而只得“兵行险招”，通过限产限电等“一刀切”的方式来减少能耗，甚至直接关停高耗能项目，这与开展能耗双控的初衷背道而驰。

　　其次，单纯进行能耗双控一定程度上制约了技术创新。如精细化学、新材料等高端技术的发展因地方政府的用能指标受限而直接被一票否决。单纯对能耗进行控制，还可能会误伤可再生能源的开发利用和可再生能源丰沛地区的经济发展。

　　最后，较之于能耗双控，碳排放双控直接凸显“降碳”导向，有助于提供双碳目标的数据基础。碳排放强度直接由地区碳排放量/地区GDP(按可比价)计算得出，趋于“结果导向”，直接聚焦于地方生产与生活中产生的碳排放量，可反映当地的经济发展程度、技术创新能力及能源利用效率。

　　综上可知，能源消耗与碳排放在过去十年的“挂钩”已无法适应资源高效利用、绿色低碳循环发展的新形势。因此，需探索一条逐步脱钩、平稳的从能耗双控向碳排放双控的过渡转型路径。2021年中央经济工作会议首次提出要推动实现“双控”制度转型：“新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，创造条件尽早实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变，加快形成减污降碳的激励约束机制，防止简单层层分解。”党的二十大报告再次凸显“双控”转型基调，明确“完善能源消耗总量和强度调控”，重点控制化石能源消费，逐步转向碳排放总量和强度“双控”制度。

　　二、碳排放权交易的优势及中国碳市场发展历程

　　自联合国气候变化框架公约(UNFCCC)于1992年通过后，世界各国已逐渐摸索出了多种成 熟的减排工具以减少温室气体排放，可大致分为以下三种：第一，命令控制型减排工具，如对生产单位的绝对排放量进行限制、针对产品或设备设置能效标准等;第二，市场激励型减排工具，如针对排放及能源消费征收环境税、开放排放权市场交易;第三，其他措施，通过政府补贴、教育培训等手段使排放单位自愿减排。三者之间互不排斥，互为补充。双控制度属于命令控制型减排工具，无法独自处理好《2030年前碳达峰行动方案》中提出的“发展与减排、整体与局部、短期与中长期”三大关系，亟待和市场激励型减排工具来相互补充，刚柔并济，打破窠臼。其中，碳排放权交易市场独有的市场调节机制，可弥补碳排放强度指标层层分解方法“计划式主导”的局限性，实现刚性指标分配与灵活性交易的有机结合。中国碳市场履约交易的基本流程可分四个步骤：第一步，重点排放单位在注册登记系统注册。第二步，政府根据特定方法(中国多采用行业基准线法、历史强度法及历史排放法)将碳排放权配额分配并发放至纳入交易体系的企业。第三步，企业可根据《碳排放权交易管理办法(试行)》(以下简称“《办法》”)中的交易制度在二级市场上交易碳排放权配额，或直接购买或出售国家核证自愿减排量(CCER)，以1:1的比例抵消碳排放权配额(抵消比例不得超过应清缴碳排放配额的5%)。最后一步，企业在注册登记系统完成配额清缴，达成履约。

　　碳排放权交易市场具备诸多天然优势。首先，市场交易机制将减排与企业经营成本挂钩，有效提升了企业的清洁绿色转型意识。排放权市场交易形成的碳价格信号促使减排成本低于配额市场价的企业选择率先减排，并卖出多余配额以获得收益，减排成本高的企业则反之。因此，碳排放对生态环境造成的负外部性直接被内化为企业的减排成本，企业倾向于选择更为节能减碳的方式进行生产经营，减排动力得以大幅提升。其次，碳排放权交易市场独具的市场化调节方式促使减排成本低的企业尽可能多地进行减排，推动实现社会整体减排成本最小化。

　　从国际层面来看，全球碳市场脱胎于20世纪的排污权交易市场。碳排放权在《京都议定书》生效后就开始在发达国家与发展中国家之间流通。言碳则不得不论及欧盟碳市场。欧盟排放交易体系(EUETS)作为全球最大的减少温室气体排放限额交易系统，覆盖超过欧盟二氧化碳排放总量的一半，其秉持着基于总量控制和交易(cap and trade)的逻辑，在近17年的发展历程中逐步形成了碳价发现机制。但在运行初期，欧盟碳市场也曾一度失效，直接原因是配额超发，市场供给过剩。2005年，欧盟发放配额超出其实际排放量的4%，碳价在2007年7月份甚至跌至0欧元。同时，交易企业95%的排放配额均为免费发放，企业严重缺乏减排动力。企业层面前期数据缺失的问题也暴露无遗。同时，内幕交易、市场操纵等丑闻也层出不穷，市场风险何以有效管控也在不断论证。但伴随欧盟碳市场逐步完善，欧盟逐步建立起了一套科学、完备的碳排放数据库以支撑指标制定。欧盟碳市场的兴衰成败也为中国碳市场建设提供了宝贵的经验和教训。

　　中国碳市场可谓“十年磨一剑”。中国在2002年至2012年期间就开始积极参与《京都议定书》的清洁发展机制(Clean Development Mechanism， 简称“CDM”)交易，与发达国家间交易核证减排量(Certified Emission Reduction，简称“CER”)。2011年，中国发布《关于开展碳排放交易试点工作的通知》，批准在北京、天津、上海等七个省市开展交易试点工作。2013年至2017年，碳市场试点陆续启动，新增四川、福建两个试点地区。国家发改委于2012年印发《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》与《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》，搭建了国核证自愿减排量(Chinese Certified Emission Reduction，简称 “CCER”)的签发及审定流程。然而，由于交易量低、监管及执行困难、方法学复杂且混乱等原因， 国家发改委于2017年宣布暂停CCER项目备案。同年，《全国碳排放权交易市场建设方案(发电行业)》(以下简称“《方案》”)发布，将发电行业的2000余家单位首批纳入全国碳交易，同时明确了碳市场启动工作安排的路线图。《方案》将碳市场建设划分为基础建设期(一年左右)、模拟运行期(一年左右)及深化完善期三个阶段，逐步完成碳排放注册登记系统、交易系统和结算系统等基础设施、制度及市场要素建设。

　　2018年，全国碳市场主管部门由国家发改委变为生态环境部。2021年，《办法》发布，明确将逐步纳入发电、钢铁、建材、有色、石化、化工、造纸、航空这八个高耗能行业企业作为控排企业。同年7月16日，全国碳排放权交易在上海环境能源交易所正式启动，发电行业的2162家企业作为首批重点排放单位，于当天实现交易总量410.40万吨，交易总额2.1亿元;碳市场呈现“九省共建”、“注册登记结算系统、交易系统分建”格局。截至2022年10月21日，碳排放权配额累计成交量达1.96 亿吨，累计成交额85.8亿元，市场运行总体平稳有序，但市场规模较小，流动性不足、活跃度低，距形成市场化的碳价发现机制仍遥遥无期。

　　三、碳交易市场制度优化

　　“双碳”目标紧迫性与稳妥性兼具的特点使得仅依靠市场激励型工具实现碳减排是不现实的，还要依靠政府结合新时代中国特色社会主义的基本国情，充分吸取借鉴海外碳市场的经验教训，加强顶层设计，优化中国碳交易市场的相关制度，这里重点就碳排放统计核算制度、碳排放权有偿分配制度、碳排放权抵消工具谈三点意见和建议。

　　(一)完善碳排放统计核算制度，提升碳排放数据质量

　　碳排放数据质量是全国碳排放管理及碳市场健康发展的重要基础，是维护市场信用信心和国家政策公信力的底线和生命线。提升碳排放数据质量的重中之重是完善碳排放统计核算制度。核算方式准确与否，直接影响配额分配方案的有效性。准确的碳排放统计核算是保证碳市场平稳有序运行进而实现“双碳”目标的基石。同时，数 据质量问题也直接决定了碳市场何时可扩大覆盖行业范围，提振市场活力。整体而言，数据质量的提升主要依托于统计核算方式的科学完善及监督管理两大方面。

　　国家发改委、国家统计局、生态环境部联合印发的《关于加快建立统一规范的碳排放统计核算体系实施方案》指出，“到2023年，职责清晰、分工明确、衔接顺畅的部门协作机制基本建立，相关统计基础进一步加强，各行业碳排放统计核算工作稳步开展，碳排放数据对碳达峰碳中和各项工作支撑能力显著增强，统一规范的碳排放统计核算体系初步建成”。政府应在核算出准确的实际碳排放数据后，基于碳排放强度(而非总量)控制来设计配额分配方案，保证行业配额总量和排放总量基本相当，随后结合企业的发展定位、能源特点等来计算其应获得的碳排放权配额，确保碳市场维持供需平稳。目前，为确保碳市场上的基础数据准确、参数设置合理，中国碳核算工作主要以联合国政府间气候变化专门委员会(IPCC)于2006年制定、2019年修订的方法学为参考，同时吸取了过去一个履约周期中从发电行业暴露出的参数选用及统计计算错误、质量控制不规范等问题和教训，并逐步修订并完善了《企业 温室气体排放核算方法与报告指南》。

　　与此同时，建立健全碳排放监测报告核查体系(Monitoring,Reporting,Verification，简称 “MRV”)也至关重要。“可监测、可报告、可核 查”是构建碳交易市场的核心要素之一，是确保碳排放数据准确性与可靠性的关键手段，是由政府主管部门、纳入企业、第三方核查机构、检测机构等多方主体在一定技术规范指引和规则约束下各司其职的有机整体，是解决碳数据失真问题的可靠手段。自《办法》发布以来，中国MRV体系得以逐渐规范。2021年10月，生态环境部发布《关于做好全国碳排放权交易市场数据质量监督管理相关工作的通知》，要求重点排放单位进行数据质量自查，配合做好相关监督执法，建立碳市场排放数据质量管理长效机制。针对碳排放数据频频失真这一问题，2022年的全国生态环境保护工作会议也明确指出：“做好全国碳排放权交易市场第二个履约周期管理，研究扩大行业覆盖范围和交易主体范围。健全碳排放数据质量管理长效机制，继续组织开展碳排放报告质量监督帮扶，严厉打击数据弄虚作假违法行为。要建立国家、省、市三级联审机制，切实落实各级主体责任;要建立碳排放数据报送、信息化存证、名录管理定期通报制度，层层压实责任，确保碳市场健康有序发展。

　　如何设立免责或激励机制以调动第三方核查机构的积极性并增强其责任感?迄今为止，这一问题仍悬而未决。推进核查过程市场化改革或成重点抓手，即从政府采购服务逐渐转变为企业自由聘请第三方核查机构，通过竞争来激发第三方核查市场的活力，降低核查成本，提高核查效率。此外，政府应同步建立健全第三方核查市场的监管体系，防止舞弊现象发生。

　　(二)适时引入碳排放权有偿分配制度

　　欧盟碳市场的经验表明，提高碳配额有偿分配有助于提高碳价，优化市场供需关系。同时这也意味着企业碳排放成本增加，直接体现“谁污染，谁负责”这一环境治理的基本原则，客观上能够激发企业减排动力。

　　依据《碳排放权交易管理暂行条例(草案修改稿)》 ，中国碳排放权发放的“初期以免费分配为主，根据国家要求适时引入有偿分配，并逐步扩大有偿分配比例”。北京、江苏、浙江、宁夏四地也在2022年分别提出“创新有偿分配机制”。有偿分配方式在试点市场中已有多次成功经验。其中，深圳试点市场在2021年度也确定采用“97%无偿+3%有偿”相结合的方式进行配额分配，企业踊跃竞购，开市仅10分钟申购量就已超过发行总量，配额有偿发行量最终全部成交。

　　但引入有偿分配制度不可一蹴而就，“鞭打快牛”问题仍须警惕。产业链前端的发电等高耗能生产企业所承担的有偿成本应通过电价改革等政策向下游消费端有效转移，打通减排责任与压力在全产业链上的传递渠道。

　　(三)拓展碳排放权抵消工具，激发碳市场潜在活力

　　目前，在中国碳市场上，碳排放权配额只能在2162家重点排放企业之间交易。与此不同，CCER的交易主体更为广泛 , 机构投资者可参与CCER交易，并据此开发碳资产等相关金融衍生品，这将直接提振碳市场的活跃度，完善碳市场的价格发现功能。

　　自中国碳市场开放以来，CCER在二级市场上供不应求，其交易量实现大幅上涨，CCER 的价格甚至超过了碳配额价格。即便如此，CCER项目审批备案何时重启，备受瞩目。虽然《办法》 中规定，重点排放企业使用CCER来抵消碳排放权配额清缴的比例不得超过总量的5%。但2021年发布的碳市场顶层设计文件《碳排放权交易管理暂行条例(草案修改稿)》已模糊了这一比例，将其表述为“抵消一定比例的碳排放配额清缴”，这为未来提高抵消比例埋下了伏笔。2022年10月，国家生态环境部也称正在加快推进全国统一自愿减排交易市场建设。

　　碳排放权抵消工具包括但不限于CCER，还可拓展至其他具备“负碳”属性的工具(如碳捕获、利用与封存技术，即Carbon Capture, Utilization and Storage，简称“CCUS”)，并逐步建立相应的审查核证体系，允许它们进入碳市场进行排放抵消。如此既可转移聚焦于CCER复杂核证过程中的多余精力，又能直接激励“负碳”技术创新，从根本上推动实现“双碳”目标。

　　总之，实现“双控”制度优化转型，构建统 一完善的碳交易市场体系，坚持政府引导与市场机制结合，刚柔并济，有助于激发企业节能减碳的内生动力，促进能源结构实现绿色转型升级，这是积极稳妥推进“双碳”目标实现的必要手段，也是推动高质量发展和实现中国式现代化的必由之路。

　　作者介绍：林永生，北京师范大学中国市场经济研究中心主任、教授、博士生导师;刘珺瑜，北京师范大学经济与资源管理研究院博士研究生