本文来自格隆汇专栏：国军宏观董琦，作者：董琦 田玉铎
导读
全国性的碳交易市场即将落地，中国碳交易市场经历了怎样的发展，未来碳交易机制大致如何？系列第四篇报告我们简要介绍碳交易市场试点在过去一段时间的运行。
摘要
过去，中国碳减排过程经历了从“出口”转“内销”的探索：
1）中国最早参与国际碳交易主要是通过CDM（清洁发展机制）来实现的。CDM是发达国家通过资金支持或者技术援助等形式，与发展中国家开展减少温室气体排放的项目开发与合作，取得相应的减排量，用于发达国家履约。中国主要交易对象是欧盟；
2）2009年欧盟经济危机后，欧盟履约企业由于减产导致履约完成轻松，叠加上之前的大量减排量供应，欧盟国家无需购买碳排放额度，国际碳交易陷入低潮；
3）2011国内区域试点市场建立，继续推动碳交易的国内发展；
4）试点以免费配额为主，以有偿配额为辅，免费配额发放建立了从国家到省级到企业三级联动；
5）作为碳排放权的来源，脱胎于CDM机制，我国建立自愿减排机制（CCER），但运行中存在需求不足，整体成交量有限，对新能源为主的减排企业的利润贡献有限（年成交金额在20亿元左右）。2017年发改委已经暂停了新增项目的审核，该机制发挥功效有待碳排放市场的进一步完善。
6）在运行保障方面建立了MRV（监测、报告和认证）监测体系，碳交易机制的保障体系；
7）区域试点市场受政策影响较大，政策严格则价格偏高（北京价格多突破100元/每吨，其他地区多在20-50元左右），广东和湖北交易量大，部分试点地区交易不活跃，甚至交易仅集中在几个交易日中。
当前，全国碳排放市场十年蓄势待发：
1）2021年年中，全国碳排放市场即将落地运行，全国碳市场正式实施以后，已有的区域试点将并行，随后逐步并入，不再建设新的地方性碳市场；
2）前期主要参与企业是电力行业，根据排放量每年2.6万吨二氧化碳当量的准入门槛，发电行业纳入企业达到2225家，碳排放总量达到40多亿吨。规模远远超过世界上正在运行的任何一个碳市场；
3）未来政府将逐渐减少免费配额占比，同时严格控制总额，提升碳交易价格；
4）全国市场建立，长期随着碳排放额度的收紧，碳交易价格上升，碳交易将提高高耗能行业成本并促进行业的技术升级。
风险提示：碳排放市场出现投机问题、监管和惩罚措施不到位
1. 碳排放下的碳交易机制
2015年《巴黎协定》提出，要加强对气候变化所产生的威胁做出全球性回应，其核心目标是实现与前工业化时期相比将全球温度升幅控制在2℃以内，并争取把温度升幅限制在1.5℃。要达到这一目标，需要在土地、能源、工业、建筑、交通和城市中实现“快速且具深远影响的转型”（联合国政府间气候变化专门委员会，2018）。到2030年，全球人为二氧化碳净排放量必须比2010年的水平减少约45％，到2050年左右实现清零的净碳排放量目标。这意味着要么彻底停止碳排放，要么通过天然碳汇（例如，森林和海洋）或人工碳汇（例如，碳捕获与储存）将大气中的碳清除掉。即使这样大幅削减，在碳汇充分吸收和减少大气中累积的碳储量之前，气温也可能会暂时超过目标值。全球在控制碳排放，减缓气候变化风险上仍任重道远。（《世界经济展望》，IMF，2020）
为应对气候变化，减排成为世界共识。然而，碳排放与发展紧密相关，而各国发展阶段不同，对历史与当前及未来的碳排放需求不同，如何公平的分配各国碳排放额度，实现各国经济可持续发展，是目前国际气候谈判争论的焦点。目前国际上已有一些机构和学者提出一些碳排放分配的方案，但是对于不同分配方法，发达国家和发展中国家始终难以达成一致。碳排放额度的分配关乎各国的当下发展权益和未来的发展空间，本质上是“发展权”，因此碳排放权的公平分配问题至关重要。
碳交易把碳排放权作为一种商品，从而形成了碳排放权的交易，简称碳交易。政府设置一定时期的碳排放控制总量，再给排放者发放即配额或拍卖排放权额度，并赋予排放权额度的买卖自由。通过建立碳排放市场，激励企业进行减排。碳交易市场作为重要的减排基础设施，其运行机制将深刻影响减排的进程及相关企业的经营，本文将对其做一个系统的梳理。
2. 中国碳交易的发展——从CDM机制到碳交易区域试点市场建立
2.1 中国碳排规模随GDP同步增速，碳市场潜力大
中国的碳排放规模2019年已经达到101.7亿吨，碳排放规模随GDP同步上升。据国家统计局数据，中国的碳排放规模从1962年的不足5亿吨到2019年的101亿吨，伴随着经济增速逐步扩张。
碳排放规模较大，中国碳排放市场的潜力巨大，并对经济社会产生深刻影响。我们认为碳交易对实体经济的影响可以从三个角度进行分析。
1）碳交易将从成本端产生影响：碳市场通过碳排放权交易得到碳价信号，从而推升政策规制行业的价格，出于利润最大化考虑，上游部门会通过提价形式将成本转移到产业链下游的生产部门。下游部门亦是如此，进而导致生产领域中一系列的价格连锁反应；
2）碳交易会在需求端也会产生影响：生产者纷纷提价之后，消费者根据其需求价格弹性相应地调整对各部门产品的需求量，降低对于高碳部门的需求，从而实现需求结构的低碳化；
3）碳交易将倒逼技术变革：低碳化的需求选择迫使生产者调整生产规模、优化生产技术，最终实现全行业整体层面的低碳生产。根据中国碳论坛调查显示，中国主要碳排行业投资者碳交易概念逐步加深，对投资决策影响进一步扩大，预计到2050年影响力超过50%，说明碳交易未来逐步发挥重要作用，进一步推广全国碳市场有益于实现“30·60”目标。
2.2 中国碳排放从“出口”到“内销”的探索
1992年，UNCED（United Nations Conference on Environment and Development，联合国环境与发展大会）通过的《联合国气候变化框架公约》首次提出碳交易市场，1997年，全球149个国家地区聚集日本签订《京都协议书》，制定三种碳排放的交易机制，分别为IET（International Emission Trade，国际排放贸易）、JI（Joint Implement，联合履行机制）、CDM（Clean Development Mechanism, 清洁发展机制）。
中国最早通过CDM机制参与国际碳交易，CDM机制使得中国与发达国家互惠互利。CDM机制允许经合组织成员国通过资助发展中国家实施项目，完成各成员国温室气体减排承诺，从而对其承诺排放量给予补充，使发展中国家的项目得到新的资金源，用于能源、工业、清洁生产技术等方面的可持续发展。通过该交易机制，发达国家获得CERs（Certified Emmissions Reduction，排放减量权证），以降低履行联合国气候变化框架公约承诺的成本；而发展中国家则可以通过出售排放量份额获取发展资金，实现共同的可持续发展。我国CDM项目的注册主要分为7个步骤：简单来说包括项目设计、批准、审定、注册、实施监测与报告、核查核证。
CDM项目数量2012年前增长迅猛，2013年起逐步下滑。据清华大学统计，2004至2006年有9.32亿美元的外资被投入到小孤山水电站、内蒙古辉腾锡勒风电场、吉林洮南风电场、云南大梁子水电站四个CDM项目发展中，以小孤山水电站为例，该项目于2003年10月，委托清华大学能源环境经济研究院编制了《小孤山水电站项目PCF项目概念设计书》，并向世界银行原型碳汇基金组织申报。世行于2003年11月至2004年8月，先后四次派出项目考察团，经过评估，小孤山水电站预期年净发电量3.6亿KWh，每年产生CO2减排量32.73万吨。2005年8月，国家发展和改革委员会根据《中国清洁发展机制项目运行管理暂行办法》审核同意参与该机制。随后，市、省财政厅、省环保局等相关单位与世行签订协议，根据协定世行将以每吨4.5美元的价格收购小孤山水电站产生的CO2。从2006年—2016年10年时间，收购总量为300万吨，收购总价为1350万美元，折合人民币约1亿元，世行每年将按照碳汇基金收购标准和指标验收合格后，支付给小孤山水电站碳汇补助。
CDM自2007年起发展逐步成熟，数量及规模逐步攀至顶峰，到2012年顶峰时期年增长量达到1819个，2011年、2012年中国CDM基金会年均收益可达39.38、26.16亿，而2013年因经济危机影响及市场过饱和导致CDM项目数量大幅降低，2015年后CDM项目基本处于停滞期。截至2020年，全国3764个项目中，风电及水电项目分别为1512和1322个，占比分别为40.17%和35.12%。
国际CDM项目陷入停滞期，催生国内碳市场发展。自2009年经济危机后，欧盟等国的实体经济受到冲击，缩减生产，能耗降低，购买碳交易排放的需求也随之降低，再加上国际市场CERs的大量签发，市场供过于求，价格直线下降，市场活力低迷，规模逐渐萎缩，CDM机制逐步陷入停滞期，国内涉及CERs交易的清洁能源企业的收益也受到很大影响。同期国内碳市场开始试点，作为CDM机制的演变。
国内碳市场建立，碳交易政策加紧实施。早在2011年年底，国务院印发了《“十二五”控制温室气体排放工作方案》，提出“探索建立碳排放交易市场”的要求，随后发改委印发《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，批准北京、上海、天津等七省市开展碳交易试点工作。全国碳市场于2017年末正式启动，国家发改委印发《全国碳排放权交易市场建设方案(发电行业)》以发电行业为突破口率先启动，把碳市场建设工作分为三个阶段：基础建设期（2018年）、模拟运行期（2019年）、深化完善期（2020年）。
3. 国内区域试点运行现状——免费分配为主，CCER机制辅助，MRV体系保障
3.1 碳排放配额—从国家到省级到企业三级联动，以免费配额为主
碳交易的形成，离不开碳排放配额。目前碳排放配额的具体分配方式有两种，一种是免费分配，一种是拍卖分配，当前以免费为主。拍卖方式即企业通过拍卖购买排放份额，价高者得。免费分配方式继续细分又有三种方法：祖父法、行业基准法、基于产出的分配法（OBA）。
免费分配的三种方法主要区别是在按比例分配碳排放配额时的参照不同。祖父法使用历史基线年数据分配固定配额，而行业基准法以产品或行业的碳排放强度为基准，同时对企业历史产业水平也加以考虑。基于产出的分配法则预设一个碳排放强度水平，同时根据企业的产出调整具体的配额。
深圳及广东碳交易开市最早，发展较为成熟，已从免费配额逐步过渡到有偿配额，有偿配额占比分别有10%及3%，其余省市配额都采取免费发放。从覆盖行业看，主要覆盖行业包括电力、钢材、化工等高碳排行业，而从配额量看，广东及湖北配额量较高。以广东省为例，按照不同发电机组测算的碳成本占平准化供电成本LCOE（平准化供电成本LCOE=折现后生命周期总成本/生命周期总发电量，是测算发电成本的标准化做法）的比例则较低，购碳对发电企业的影响比较小，成本提升或在0.1-1.7个百分点。
3.2 短期以免费配额推动试点开展，拍卖配额更有激励作用
免费配额短期有利，长期来看影响控排企业减排能力。免费配额是碳市场运行初期许多国家碳市场采取的分配方式，与配额有偿分配的拍卖方式相比，免费分配法降低了控排企业参与碳市场的初始费用，并能提供一些补贴，激励企业参与，减少了碳交易市场建设阻力，有助于碳市场政策落实及推行。但长期来看，免费分配方式的弊端将逐渐显现，控排企业在免费配额的基础上减排压力不大，一旦免费配额及补贴消失，控排企业将没有动力继续参与碳市场，只会受履约驱动而进行碳减排行为。此外，长期的政府补贴还增加了控排企业向政府寻租的空间，寻租行为通过改变初始配额分配总量和结构，影响碳交易流动性和有效性，免费配额分配方式并不能使碳市场达到最优的资源配置。
而配额有偿分配的拍卖方式具有更高的市场效率，提高配额拍卖比重，能够减少控排企业寻租情况，营造公平的碳交易环境，并且能够发挥碳市场价格机制，提高资源利用率，最终提高碳市场有效性。拍卖分配价高者得的原则简单公平，为各行业碳排放额度提供了灵活性，而前期已经开始加大对减排的技术投资与改良的企业需要拍卖的额度少于其他企业，达到奖励先期减排行动者的目的。同时碳交易为公共收入提供新的增长点，政府部门可以将其投资于技术创新或者以绿色补贴的方式分发给受影响较大的行业和地区，支持其进行减排。
3.3 CCER机制作为配额及碳交易市场的补充，仍有待市场完善
2015年，我国建立自愿减排机制，以CCER（China Certified Emission Reduction，核证自愿减排量）为交易产品，成为相关企业参与碳排放市场的新机制。此产品类似于国际上的CERs，区别在于一是由国家发改委签发，二是只在国内碳市场交易。对于需要配额的企业可以使用CCER进行抵消。CCER可以丰富交易总类，提升市场流动性，也是价格发现的助推器，反映自愿减排项目平均减排成本。CCER具有向配额价高的碳市场流动的趋势，拉高碳配额最低价，拉低配额最高价，助推价格发现。此外，也可以为清洁能源如光伏等提供市场化的补助，助推相关有利于减排的项目的发展。
根据中国“自愿减排交易信息平台”信息显示，截至2020年4月1日，主管部门公示审定的CCER项目累计达到2871个，备案项目861个，合计备案减排量达5283万吨，这些项目的领域基本涵盖了所有联合国清洁发展机制方法学的范围，主要集中在可再生能源（风电、光伏、水电等）、废物处（垃圾焚烧、垃圾填埋）、生物质发电、避免甲烷排放（沼气回收）等领域。
CCER年成交量总体上升，风电及光伏数量占比高。为完善碳排放权交易体系，丰富碳交易履约主体的履约方式，鼓励自愿减排，各试点碳市场均引入CCER机制。2017年，由于国家对CCER相关政策的审核，导致2017-2018年度的交易量降低，2018年5月恢复后，交易量重新回升。截至2020年10月30日，自愿减排量共计2.56亿吨。已获得减排量备案的CCER项目中，风电和光伏项目数量最多，分别为90和48个，占比分别为35.43%和18.90%，减排量排名最高，分别为1342和1246万吨，占比分别为25.35%和23.54%。
各试点抵消比例大多在5%~10%之间，与企业减排成本及积极性有关。从国内外碳交易实况来看，自愿减排量的成交价格往往低于配额价格，因对于自愿减排企业而言，自愿减排量是基于其行业和技术优势而获得的生产“副产品”，成本低。由此，如果政府规定的抵消比例过高，那么企业就偏向于购买CCER以抵消其超额排放，从而减排的积极性就会降低；如果抵消比例过低，那么企业就要购买高价配额或者加大减排，从而企业减排成本或压力更大，综合考虑，5%~10%为合适比例。分试点城市看，北京、上海试点CCER抵消使用比例不得超过当年核发配额量的5%；深圳不得超出当年核发配量的10%，广东、天津不得超过企业本年度实际碳排放量的10%，湖北不得超过该企业年度碳排放初始配额的10%，重庆不得超过审定排放量的8%，福建不得高于其当年经确认的排放量的10%。
由于需求有限，CCER机制对自愿减排企业的收入贡献小，考虑成本因素则利润贡献更低，2017年发改委已经暂停新增CCER项目的审核。按照当前试点市场的碳排放价格的25元左右的均价计算，以2019-2020年度CCER成交量5050万吨计算，则整体收益在12.6亿元。而参与自愿减排并非没有成本。由于CCER脱胎于国际的CDM，也需要进行项目的备案、审核以及寻找买方等，单个项目的费用或超过10万。更为关键的是，由于当前我国的碳交易市场需求总体有限，CCER交易市场为买方市场，且存在诸如项目的地域以及类型限制等，供给过多无法消纳，2017年3月，国家发改委发布公告，宣布暂停有关CCER方法学、项目、减排量、审定与核证机构、交易机构备案的申请，待《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》修订完成并发布后，再依据新办法受理。因此，CCER机制对新能源为主的行业发挥贡献还需要我国碳市场的进一步发展。
3.4 运行保障体系——MRV监测体系，碳交易机制的保障体希
MRV监测体系（Monitoring，Reporting，Verfication）是指碳排放的量化与数据质量保证的过程，是碳交易机制建设运营的基本要素，是碳交易体系对数据控制的关键环节，是配额分配、交易的基础。
当前国内MRV体系目前有所欠缺。我国目前MRV体系在法律上、核算方法上、核查方式上相比国外尤其美国都有所欠缺。如我国有效的法律法规相对滞后，在全国人大层面设立相关的法律法规依然是空白。核查方式上，我国因为计量基数据基础薄弱，无法支持在线监测及电子核查，目前主要依据相应的核查指南采用第三方核查机构进行现场核查的方式开展工作。另外，各行业指南还未达到一致，导致很多企业不清楚明晰具体核查情况，实测基础也较为薄弱。而欧洲碳排放市场中排放配额直接分配到相关排放设施，各排放设施的企业主体采取减排、购买或出售排放配额等措施，确保该排放设施的温室气体排放量不超过其配额。而且采取全面的电子核查与适当的现场审核相集合的审查方式，更加高效。
3.5 区域试点市场运行受政策影响大
北京、上海、深圳碳均价位前列，原因在于惩罚力度较大。2013年6月18日，深圳试点在全国8家试点省市中率先启动交易，此后，北京、上海等省市陆续启动。据中国碳交易网数据，2013年6月18日至2021年3月1日，碳交易总量为2.4亿吨，交易额为58亿元。其中，北京成交均价排在第一，为62.08元/吨，其后是上海和深圳，分别为29.79元/吨、27.25元/吨，其余碳市场交易价格基本在20元/吨左右。北京市对于违约企业的惩罚力度相对比较大，会对未履约企业的超额部分处以市场均价（前6个月的成交均价）3- 5倍罚款。因此相较来说北京地区的企业对于碳排放配额需求也较大。深圳和上海也有类似的处罚规定。交易量方面，湖北及广东排名靠前，交易量分别为7826万吨、7678万吨，市场占比分别为33%、32%，天津、重庆、福建交易量靠后，不足1000万吨。碳交易额方面，广东、湖北成交总额突破10亿元，分别为16和17亿元，北京因成交均价高导致总额高，也达到了9亿元。市场交易活跃度方面，部分市场全年仅有个别交易日有成交记录且即使有成交也成交量极小，甚至只有1吨，交易的高峰期一般出现在履约期前后，价格和成交量都波动较大。
各试点碳市场日成交均价波动情况较大，在于碳市场易受政策调控及市场供求影响。据《2020年中国碳价调查报告》统计，政策因素与市场因素分别占碳价影响因素的75%及25%，政策因素中配额分配量及价格调控为主要影响因子，市场因素中供求关系变化波动为主要影响因子。据中国碳排放交易网，深圳、广东碳市场受到最早开市影响，市场火热，初期价格高，峰值分别约为120元/吨与70元/吨，随后市场逐步稳定下降。上海碳市场成交均价变化较大，2013-2016年价格总体呈下降趋势，2016年成交均价最低时低于5元/吨，主要原因在于2015年部分企业违规后对资产进行处置，大量抛售碳配额，引发碳价降低。2017-2020年价格逐渐回升。北京碳市场日成交均价于2020年前处于上升水平，最高接近100元/吨。天津、重庆、福建、湖北价格在20元/吨处浮动，目前未形成规模。
4. 未来全国碳排放市场展望
4.1 从区域试点到全国统一市场
已有的区域试点将和全国碳市场并存，未来逐渐过渡，不再建设新的地方性碳市场。2020年12月30日，生态环境部发布《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）》，将发电行业纳入全国碳排放交易市场。2021年 1月5日，国家生态环境部正式发布《碳排放权交易管理办法（试行）》，对全国碳排放权交易及相关活动进行了规定，全国碳排放交易将正式实行。全国碳排放交易体系启动后，碳市场的工作重心已由试点示范转向共同建设全国统一市场。但是碳交易试点地区要通过继续深化试点工作，进一步完善试点碳市场制度设计，总结梳理试点经验，在保持试点碳市场稳定运行的基础上，在条件成熟后逐步向全国市场进行过渡，不再建设新的地方性碳市场。同时，在全国碳市场正式实施以后，参与全国碳市场的重点排放单位，不重复参与相关省（市）碳排放权交易试点市场的排放配额分配和清缴等活动。
全国碳市场的建立主要由两大系统支撑，分别负责注册登记和交易。全国碳排放权交易市场的建设采用了创新型的“双城”模式——上海联合产权交易所负责交易，湖北碳排放权交易中心负责注册登记。其中，全国碳交易注册登记系统由湖北省人民政府指定的实施机构持有24%的股份，其他8省市人民政府指定的实施机构则平均各自持有其9.5%的股份。全国碳排放权交易系统则由上海市人民政府指定的实施机构持有24%的股份，其他8省市的实施机构各持有9.5%的股份。这一股权结构充分体现了“确保资金的国有属性和公益属性”的考虑，且由地方政府与其他8个时点省市共同出资联合建设。这也进一步表明了未来地方试点市场与全国市场融合的趋势。此外，根据21世纪经济报道记者统计，至少有13家上市公司持有地方碳排放权交易所股权，因此这些公司未来也将在全国碳交易机构中持有股权。这一股权关系凸显了这些上市公司与碳排放有较大相关性。
4.2 以发电行业为突破口，逐步拓展覆盖高耗能行业
全国碳市场将以发电行业为突破口，分阶段、有步骤地逐步推进碳市场建设。首先是发电行业的数据基础比较好，产品相对比较单一，主要是热、电两类，而且数据计量设备比较完备，管理比较规范，这使得核查核实和配额分配比较简便易行。其次，发电行业排放量很大。根据排放量每年2.6万吨二氧化碳当量的准入门槛，发电行业纳入企业达到2225多家，碳排放总量达到40多亿吨。如果启动交易的话，这个规模远远超过世界上正在运行的任何一个碳市场。
电力行业存在碳价传导不畅的问题，碳达峰和碳中和目标下全国碳市场的规制行业纳入范围有望迅速扩大。全国碳市场纳入的首批发电行业虽然排放体量较大，但是由于电力行业内部的同质性较高，同时电力价格仍然存在政府管制的情况，所以无论是从电力行业内部的企业结构优化，还是通过电价传导实现产业结构低碳转型都存在一定的制约。因此，预计在“十四五”期间，有色、建材、钢铁、化工、造纸等高耗能行业都有望纳入全国碳市场。
4.3 全国市场短期影响有限，长期将逐步提高碳交易成本，助力我国碳中和目标
短期看，由于政策力求平稳过渡且区域市场与全国市场并存，对碳交易市场影响不大，主要提高合规成本。结合中国电力发展趋势和全国碳市场建设规划，我们认为全国碳市场短期内对电力行业和企业影响有限，主要体现在合规成本上升。全国碳交易机制明确对未履约企业实施罚款措施，加大碳市场数量规制的强制力。重点排放单位未按时履行配额清缴义务的，由生产经营场所所在地省级生态环境主管部门责令其履行排放配额清缴义务，并处以2万元以上3万元以下的罚款；逾期仍不履行排放配额清缴义务的，对欠缴部分，由生产经营场所所在地省级生态环境主管部门在对其进行下一年度排放配额分配时等量核减。
免费配额发放形式难以激发企业的减排积极性，政府将逐渐减少免费配额占比。同时将设置相对严格的总配额，增加碳资源的稀缺性，逐渐提升碳价以增加碳市场的实施效果。全国碳市场的总额度目前还未正式公布，但是根据区域试点的情况来看，我们认为总额度设置的相对较为宽松，碳资源的稀缺性难以保证。短期来看，可能会面临两个问题:
一是宽松的总额度导致交易量太低、市场不够活跃，从而碳资源的市场化属性就不太明显，此时碳价容易被操纵，难以释放真实的碳价信号。总额度宽松是延续试点时期的运行特点，以便实现平稳过渡；另一方面，国际经验也体现出减排力度是逐步加大的特点。此外，由于我国电力价格还是以政府定价为主，难以向消费者转移碳价且电力行业对整个经济运行的影响较大，因此也不具备承担过高碳成本的基础。在此背景下，总额度仍将偏宽松，导致碳市场运行效率或偏低。
二是碳资源的稀缺性不足导致过低的碳价，我国目前区域试点的平均碳价在50元/吨左右，而欧盟在2020年的碳价已经达到250元/吨，根据相关学者的研究（Lin和Jia，2019），目前的碳价水平远不足以实现我国碳达峰和碳中和的宏伟目标，对减排和绿色科技的发展的激励不足。我们认为全国碳市场的碳价将以50元/吨作为起点，未来有可能逐步向国外碳市场的碳价水平靠拢。
因此，中期来看，随着纳入碳交易市场的高耗能行业越来越多和免费的碳配额逐渐收紧，火电企业发电成本会有所抬升。长期来看，一方面随着碳交易市场不断成熟，高耗能行业的成本压力会逐渐增大，另一方面由于碳排放的成本压力，将推动各行业的技术变革和提升，降低碳排放量。
5. 风险提示
全国市场的推进不及预期、碳排放市场的投机问题泛滥、监管和惩罚措施不到位。
