1. 引言
气候变化是全人类共同面对的挑战，推进温室气体减排已成为全球共识。现今气候变化治理体系中双边、多边区域性碳交易市场涌起，愈多发展中国家提出碳中和目标，而《巴黎协定》下新市场机制欲建立全球性统一碳市场迎来挑战 [1] 。1997年《京都议定书》针对发达国家设立强制减排目标，建立了以项目交易与配额交易为主要内容的清洁发展机制、联合履约机制和国际碳排放权交易机制的市场化减排机制。《京都议定书》下附件I国家具有强制性减排义务，非附件I国家自愿参与的“二元履约”模式，形成了半封闭样态的区域性和国别性碳市场“碎片化”现状 [2] 。
《巴黎协定》明确全球地表平均气温相对于工业革命前上升的幅度不超过2℃，努力寻求将升温幅度进一步限制在1.5℃ [3] ；同时重申《联合国气候变化公约》所确定的“公平原则”、“共区原则”和“各自能力原则”，摒弃了强制减排目标，转向以“发达国家”“小岛屿国家与最不发达国家”“发展中大国”三分之下“自下而上”的“国家自主贡献”减排模式，淡化了京都时代附件I与非附件I国家的划分，强调各方以各自意愿与实际能力自主确立减排目标。一方面非发达国家面临与发达国家性质一致的减排责任，模糊了“共同但有区别”责任，对发展中国家与最不发达国家的碳减排任务产生冲击；另一方面，“国家自主贡献”的减排模式又向非发达国家提供了更广泛参与全球性碳减排并根据自身调整减排策略的机会。《巴黎协定》下的国家自主贡献承诺更具有普遍性，为建立全球性碳排放权交易奠定了法律基础。
2. 《巴黎协定》开启全球气候治理新格局
2.1. 《巴黎协定》第6条奠定全球碳减排新市场化机制
《巴黎协定》中的新市场化机制改变了京都时代国际碳排放权交易“自上而下”统一分配碳排放配额的局面，更具有灵活性，进一步确立了市场化机制在国际治理层面的主导地位 [4] 。其第6条第2款引入全球碳市场合作方法框架，要求缔约方建立区域性碳交易核算机制和规则框架，以国际转让的减缓成果(ITMO)为统一的最基本交易单位，以衔接现有区域性或国别性碳市场，实现碳市场的全球性互联互通 [5] ，其发展的最终形态与目标是建立所有国家均可自愿参与的ITMO交易全球性碳市场。
同时第6条第4款拟建立可持续发展机制(SDM)，该机制采用“基线与信用”模式的碳排放权交易机制，要求国家自主贡献(NDCs)不得重复计算，出售方需达到更多的减排成果以达到原定NDCs [6] 。可持续发展机制本质上继承了《京都议定书》国际碳排放权交易市场(IET)总量控制下的碳排放权交易机制的内核以及清洁发展机制(CDM)的“基线与信用”模式架构和额外性原则等 [5] 。若该可持续发展机制在后续气候变化谈判中能成功落地，其效果可串联全球内区域性、国别性等主要碳市场，极大提高碳减排效率，使得《巴黎协定》减排目标升温幅度实现的可能性增大。
2.2. 《巴黎协定》下新市场机制的风险与优化空间
《巴黎协定》第6条实施细则基本排除了目前最活跃的以碳配额为基础的总量控制型碳交易市场，大量规定服务于仍待建设中的SDM机制。可持续发展机制采取以项目为主的“基线与信用”模式虽然在一定程度上可促成部门间国际统一减排单位的生成并完善国际碳市场MRV机制，但其淡化目前主要碳市场的配额交易模式，可能会影响全球统一碳市场的实现并加剧气候治理体系制度复合体的碎片化 [2] 。若基于此发展市场化机制，即使未来在《巴黎协定》下非发达国家可以在可持续发展机制下获得可全球性流通的碳信用，发达国家仍将继续占据国际碳排放权交易市场的主导地位，SDM机制的建成可能会违背“共区原则”与“公平原则”，使得以中国为代表的发展中国家在国家自主贡献下开始承担与发达国家相同性质的减排责任，发展中国家和最不发达国家在气候治理中利益进一步受损 [5] 。
有效性原则是全球碳减排治理发挥成效的前提，是考验全球碳减排机制能否发挥减排效益的根本依据。目前《巴黎协定》治理体系对于全球碳减排治理是分而治之还是统一治理未达成一致。碳交易的全球协同还面临技术障碍与政治挑战。技术障碍主要来自于不同碳市场制度设计的差异，如总量控制的差异、配额分配方式的差异、运行和交易管理的差异；政治挑战则主要来自政府对本国碳市场的国际化所可能丧失的监管主权和碳市场链接后因不同区域的碳价格差价所导致的交易机会减少或减排成本增加 [7] 。
由此可见，短期之内建立全球性协同的碳市场的不确定性极大，国家自愿减排行动下采取的多元化减排行动能否发展出全球统一碳价格以应对日趋严峻的气候挑战存在疑问。
3. 全国统一碳排放权交易市场的必要性证成
我国作为全球覆盖排放量规模最大碳市场的发展中国家，为了通过构建统一有效的碳交易平台，提高软硬件配置，统一碳排放标准，增强碳排放权市场交易多样化，助推碳交易可持续发展，进一步在国际碳定价与规则制定方面拥有更大话语权，应逐步取消试点碳市场，尽快完善试点碳市场与全国统一碳市场衔接过渡，扩大全国统一碳市场规模，先行构建并发展国内碳减排机制具有必要性。推进国内统一碳交易市场机制完善的同时，我国也应发挥气候变化治理体系中的大国优势和发展中国家定位，实现国内碳市场与可持续发展机制下国际碳排放权交易新市场架构的互动建设，为《巴黎协定》下新市场机制的正式启动做出发展中国家示范样本，积极推动《巴黎协定》可持续发展机制优化，与目前主要碳市场建立合作关系，为全球统一碳交易市场的构建建言献策 [6] [8] 。
3.1. 碳排放权交易市场的法理基础
从经济学原理的角度出发，碳排放问题起源于公地悲剧和负外部性。以科斯为代表的资源产权化理论将碳排放权作为气候变化外部性内部化的手段，通过政府界定产权分配并允许交易转让的市场化机制来平衡资源分配。碳税与碳排放权交易虽均有碳定价作用，但碳税仅覆盖调整碳排放成本需求，无法实现碳排放权市场控制碳减排量之功能，碳排放权交易更能满足我国多层次价值追求 [9] 。
关于碳排放权的定性问题学界主要集中于环境容量利用权、准物权、新型财产权、行政规制权、发展权等方面，大部分学者均认同碳排放权兼具“公法 + 私法”的多重属性 [10] [11] 。我国《碳排放权交易管理办法(试行)》明确定义“碳排放”是指部分人类活动所导致的温室气体排放1，“碳排放权”为“分配给重点排放单位的规定时期内的碳排放额度”。可见，目前我国将“碳排放权”等同于“碳排放配额”，并未从权利从属的角度定义碳排放权，而是将碳排放权视为交易手段。
3.2. 助力“双碳”目标的实现与衔接国际碳市场的必然要求
我国作为《巴黎协定》气候变化治理中承担主要贡献的发展中国家，已分三阶段(2025年、2030年及2060年)提出国家自主贡献新举措2；并于2020年9月22日提出“双碳”目标，即我国二氧化碳排放力争于2030年前碳达峰，争取2060年前实现碳中和。“双碳”目标的提出增大了我国碳交易市场的减排压力，意味着短期之内我国要完成改变排放二氧化碳量是全球平均水平1.8倍的现状，还要大幅度降低我国的化石能源使用强度，加快向清洁能源结构转变。中国作为国际碳交易市场中的重要一环，既要回应《巴黎协定》下拟建立全球性碳市场下国际碳市场的合作共建机制建设，又要结合自身国内国际双循环的新发展格局需要，积极完善《巴黎协定》下碳减排的国家自主贡献。
3.3. 气候变化治理现实需要：国际法治合作的不确定性
非强制性的国际法治也使得政治合意影响下的气候治理国际法治合作危机重重，特朗普政府基于本土保护主义高调退出《巴黎协定》后拜登政府又重举气候变化治理大旗回归，同时俄乌冲突、新冠疫情等多重因素亦对完成全球性碳减排的目标产生巨大冲击，《联合国气候变化公约》为核心《京都议定书》《巴黎协定》共同形成的气候变化国际治理体系并未实际改善气候变化危机。在国内与国际需求的双重驱动下，为使国际条约具有实效，更应加快完善国际与国内法治互动与衔接，国内法治以落实国际法治的需要为前提，先行建立具有强制性的国内碳减排法律制度体系迫在眉睫 [12] 。
4. 全国统一碳排放权交易市场的实践成就与不足
4.1. 全国统一碳排放权交易市场初具雏形
2021年以来，中国积极落实《巴黎协定》，围绕“双碳”目标有力有序有效推进各项重点工作，已建立起以《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》为首的“双碳”“1 + N”政策体系，全面推进全国统一碳排放权交易市场的建设并积极推动建立公平合理、合作共赢的全球气候治理体系 [12] 。
在经历了长达十年七省市的试点探索之后，全国碳排放权交易市场在2021年7月16日正式开展上线交易。全国碳排放权交易市场的第一个履约周期累计运行114个交易日，碳排放配额累计成交量1.79亿吨，累计成交额76.61亿元，配额履约完成率为99.5%3。2022年全国碳市场步入第二个履约周期，全年共运行242个交易日，碳排放配额年成交量5088.95万吨，成交金额共28.14亿元。截至2023年6月5日，全国碳市场共运行457个交易日，碳排放配额累计成交量达2.35亿吨，成交金额累计107.92亿元。全国碳市场自上线以来碳交易市场稳中有序，交易主体减排意识不断增强。
全国统一碳交易市场的交易模式为国家生态环境部总量控制和分配的基础上由各省生态环境部门额定分配的碳排放配额交易，全国碳市场暂未引入国家核证自愿减排量(CCER)交易。目前全国碳排放权交易市场可分为一级市场与二级市场，一级市场主要涉及政府总量控制下对初始碳排放配额分配，二级市场主要围绕剩余碳排放配额的交易。交易机构由上海环境能源交易所股份有限公司承担交易系统建设，由湖北碳排放权交易中心有限公司负责登记结算系统建设，实现“双城模式”。
4.2. 全国统一碳市场机制仍待优化
4.2.1. 顶层设计：立法位阶低，制度体系不够完善
我国碳排放权交易市场的制度体系为办法、纲要、规划、指导意见、通知等政策性文件，尚没有通过立法形式增强碳交易的约束力。而当前仅以部门规章或地方性法规的形式增加排放主体的清缴义务与我国《立法法》的相关规定明显不符4。在缺乏国家强制性法律规定的情况下，规范全国碳市场的立法位阶较低，直接导致碳排放交易规范的权威性、稳定性和透明度不足，不利于碳排放交易制度的推行和整体功能的发挥 [13] 。我国目前也尚未明确碳排放权的法律属性，使之在政府初始分配、登记交易结算、涉诉环节等存在模糊地带，应尽快填补法律空白。此外，国内法治缺少更具强制性的法律层面的制度支撑，在后续与全球性碳市场或其他主要国际碳市场进行互动衔接的过程也更亦丧失碳定价话语权。
4.2.2. 碳市场推进缓慢，省市发展不平衡
我国虽于2021年启动了全国性碳交易市场，但并未实际统一试点地区的碳市场，目前我国仍是全国碳交易市场和试点碳交易市场并行的双轨制市场化机制。由于大气环境跨区域流动的特性，碳排放权不同于具有区域性质的其他排污权，碳排放权没有显著的地域差异，故而国内碳交易市场的区域分割与并行运行不利于全国碳交易量的整合，也不利于激发市场活力。全国统一碳排放交易市场的建设过程中还面临各省市碳市场发展不平衡的问题，在完善全国统一碳市场机制优化过程中需解决各省市之间碳减排发展阶段不同以及减排潜力、减排成本存在的差异 [14] 。
关于碳排放配额初始分配的问题，我国碳市场在试点阶段主要是以历史排放量为基础，而在进入全国碳市场后以“基线法”为基础进行分配。免费分配和有偿竞标是制约我国碳交易市场发展的重要因素。试点碳市场碳排放配额分配不公表现在：一是各省市分配方法不一，部分试点碳市场采取无偿分配，广东等地采用“无偿分配 + 有偿拍卖”相结合，但采用无偿分配的碳市场具体分配方式也不统一，如部分采用历史排放量控排法，而部分则采用基于控排单位产出的“基线法” [13] ；二是各省市间碳减排分配结果不一，经测算2017~2030年间共有13个省市会因碳交易机制而获益，但其中五个省市因碳排放配额的盈余获益即占比超80%，因碳排放配额欠缺需缴纳费用的省份中也存在极大的费用差距，差值高达400亿余元 [15] 。而进入全国统一碳市场阶段，各省市的差异仍未消除，以基线法为分配方式的全国碳市场应注意将无偿分配的比例向碳减排中小企业和相对经济落后地区倾斜，避免碳减排效益“名存实亡”。
初始分配作为碳市场运行的基础，全国统一碳市场与试点碳市场的过渡阶段必须完善初始分配的标准与结果的公平与统一，重视事前统筹规划和整体布局，进一步将碳排放配额分配方案制定权交由统一部门协调处理5。
4.2.3. 市场交易主体、交易种类单一
碳排放交易机制本身为市场激励型减排机制，需以市场竞争充分为前提，但若参与市场的主体较为单一并存在大量政府补贴等非市场因素的影响，则难以展开有效的市场竞争，减排成本也难以在控排企业之间优化。目前全国碳交易市场的交易市场主体仅有高碳排放控排主体参与其中，全国碳市场开市时仅有2225家发电企业被纳入6，以十大电力集团的内部交易为主，而其中五大电力集团的占比即突破20%。个人与其他适格机构暂无法参与碳交易，碳排放权暂不具备投资属性。
全国碳交易市场目前可交易种类仅为碳排放配额，国家核证自愿减排量(CCER)尚未纳入全国碳交易市场。基于清洁发展机制产生的CER，与我国的国家核证自愿减排量(CCER)类似，但CCER在国内市场的交易量有限，局限于试点碳市场 [16] 。我国作为世界上CDM项目享有量最多国、国际社会最大的碳信用供给国7，仍长期处在碳供应链中交易的最底端。若《巴黎协定》下的新市场机制落地则无法避免CDM向SDM的转化，为完善衔接《巴黎协定》新市场机制下基于基线与信用的碳交易模式，我国需关注碳信用交易的发展，推动核证减排配额的跨境转化 [17] 。
4.2.4. 价格调控机制：碳价波动大，市场活力不足
全国碳交易市场启动以来，碳交易价格机制仍不健全。主要表现在碳价波动较高、碳排放配额不同质性、履约前后交易频繁市场活力不足。
一是碳价波动较高。我国是全球目前最大的碳交易市场，覆盖40亿吨碳排放量，但我国目前未形成良好的碳价格信号。2021年全国碳交易价格曾在短期内飙升至61.07元/吨，后回跌至42元/吨。2021年至2022年间全国碳排放配额的月均成交量涨跌幅差高达50%，同时碳排放配额价格也在缓慢下跌。2023年目前每日全国碳排放配额交易的收盘价在40~60元/吨浮动。碳价的波动会影响市场交易主体对碳排放权交易市场的判断，同时减损碳市场活力。
二是碳排放配额具有不同质性。北京市试点碳市场的成交碳价一直位居试点地区之首，均价曾基本维持在91元/吨，远高于同期福建省的12.6元/吨和深圳市试点的15.8元/吨。各省市碳配额价格的差异说明区域性碳排放配额不具有同质性，而全国统一碳排放权交易市场建立在不同区域间碳排放配额的互相认可和交易的同质性基础之上。现阶段需完成各试点碳市场的碳排放配额在全国统一碳交易市场建设的过程中的结转并完成交易规则的统一 [18] 。
三是履约期前后交易频繁，有效碳市场未形成。经分析发现，无论是试点碳市场还是全国统一碳市场的市场活跃度均不高，第一履约期前后的全国碳交易市场成交量与成交额断崖式激增。其市场波动性极大且交易期均密集在履约期前后，平时的履约程度很低，呈现出“重履约，轻交易”的现状。二级市场中“无形的手”价格调控机制并未显现，以履约期为主的碳排放配额交易并未形成有效的市场化减排机制。
5. 全国统一碳排放权交易市场完善路径
5.1. 完善全国碳交易市场制度体系
碳交易机制的顶层法律制度设计是推动全国统一碳交易市场稳步推进的重要保障。目前我国虽已建立“1 + N”政策体系，但“1”+“1”的现有政策不足以支撑我国试点碳市场与全国碳市场的过渡，也无法实现中国助力《巴黎协定》下新市场机制的完成。建议加快完善全国碳交易市场全流程机制法律设计，从立法层面明确碳排放权的权利属性，并建立全国碳市场具体实施细则，对总量控制机制、配额分配机制、交易制度、核证减排量管理制度、监管制度以及风险控制机制进行细化规定，推动各部门之间形成协调机制，确保全国碳市场的稳定发展 [18] 。
5.2. 初始分配改革：分阶段收紧碳排放配额
全国碳市场一改试点碳市场经验下采取的基于历史排放量的“祖父分配法”而转向“基线法”较为明智。目前我国全国碳排放权市场中碳排放配额实行的分配机制为无偿分配，暂未引入有偿拍卖机制。现阶段全国碳排放市场仅纳入高碳排放企业的情况下，若忽略现实情况盲目引入有偿拍卖机制可能会增高减排成本并进一步减损碳市场交易活力。但不可忽略无偿分配可能会导致碳排放配额分配过度的情况，其不仅会对国民经济带来消极效应，还会对碳排放集中企业形成过度补贴，减损减排机制的环境效应。
基于欧盟碳排放权交易市场的经验，以无偿分配为主的配额发放机制可能导致碳交易机制的市场失灵。故而我国应结合具体的减排成效和我国区域碳市场试点经验跟进全国碳市场配额有偿分配机制的建设，参考欧盟碳排放权交易市场分阶段分配方案改革步骤，在总量控制的基础上逐步回收无偿的碳排放配额，改为以基线法逐年减少碳排放上限，设计更为科学的方法学来确立不同行业的排放基准，需考虑市场控排主体的碳排放强度、碳竞争力等，并根据地区差异、企业规模等多方位因素进行调整，分行业逐步扩大有偿分配的碳配额占碳排总量的比例，或预留部分碳排放配额，以循序渐进的方式给予高排放行业时间和空间进行技术更新，避免因减排成本突增对行业产生巨大冲击，甚至影响经济发展 [19] 。
5.3. 碳价调控机制：完善CCER碳金融开发
真实有效的价格机制是中国争取在国际碳定价话语权的主要参照与条件，应尽快推动全国碳交易市场定价机制实现代表性碳价格，健全市场机制的管理规范，并逐步扩大参与市场范围主体，丰富碳市场产品并提高市场活跃度，强化碳排放配额与自愿减排量抵扣联动，加速试点碳市场与全国统一碳市场的过渡与融合，为体制机制层面探索国际碳市场链接的模式提供基础 [20] 。
考虑CCER对碳排放总量影响力的变化并逐步将CCER纳入全国碳交易市场。未来全国统一碳排放交易市场纳入排放主体的范围的增大会导致CCER认定的范围减小，CCER对碳减排的影响力会随之减弱，但CCER在推动“双碳”目标完成层面具有积极作用。目前我国碳市场已呈现出进一步健全碳排放抵消机制的政策导向，需分阶段考虑CCER抵消机制并动态调整相应策略，同时不得忽视《巴黎协定》下新市场机制拟建设以“基线与信用”为基础的可持续发展机制的要求，应将CCER逐步纳入全国碳交易市场，实现碳信用的互认制度基础建设，以期为全球性碳市场提供辅助建议。
全国统一碳排放权交易市场目前只允许现货产品交易，难以应对全国统一碳排放权交易市场的长足发展。因此还要积极探索碳排放权交易市场的金融属性，打通碳金融现货和衍生品的交易界限，分阶段推进碳金融产品建设，引入更多资本进入减排领域。
6. 结语
回应《巴黎协定》下新市场机制建立全球互通碳市场的要求，履行我国提出的国家自主贡献新举措，深入推进“双碳”目标的实现，都需要全国统一碳排放权交易市场机制的不断完善与优化。现有国际成熟碳市场基于历史发展责任和国际政治影响力等客观因素已掌握气候治理的核心话语权，我国作为碳市场最大体量享有者和最大发展中国家，完善自身碳市场建设的同时关注全球性碳市场融合建设可为“一带一路”国家提供碳交易市场建设示范样本，同时也能进一步掌握碳定价话语权。在政治合意不确定因素逐渐增多，双边、多边市场涌起的大背景下，以政治合作为前提更应主动探索国内强制性法治为基础的气候变化治理新方案。
NOTES
1碳排放是指“煤炭、石油、天然气等化石能源燃烧活动和工业生产过程以及土地利用变化与林业等活动产生的温室气体排放，也包括因使用外购的电力和热力等所导致的温室气体排放”。
2新举措包括：到2025年，单位国内生产总值能耗比2020年下降13.5%；单位国内生产总值二氧化碳排放比2020年下降18%；非化石能源消费比重达到20%左右；森林覆盖率达到24.1%，森林蓄积量达到180亿立方米。到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。到2060年，非化石能源消费比重达到80%以上，碳中和目标顺利实现，生态文明建设取得丰硕成果，开创人与自然和谐共生新境界。
3参见《碳排放权交易管理办法(试行)》中华人民共和国生态环境部令第19号。
4《中华人民共和国立法法》第80条2款规定：“部门规章规定的事项应当属于执行法律或者国务院的行政法规、决定、命令的事项。没有法律或者国务院的行政法规、决定、命令的依据，部门规章不得设定减损公民、法人和其他组织权利或者增加其义务的规范，不得增加本部门的权力或者减少本部门的法定职责。”
5《碳排放权交易管理办法(试行)》第14条规定：“生态环境部根据国家温室气体排放控制要求，综合考虑经济增长、产业结构调整、能源结构优化、大气污染物排放协同控制等因素，制定碳排放配额总量确定与分配方案。”
6生态环境部发布的《碳排放权交易管理办法(试行)》规定，本阶段纳入全国性碳排放交易主体的企业须满足以下条件：属于全国碳排放权交易市场覆盖行业的、年度温室气体排放量达到2.6万吨二氧化碳当量的“温室气体重点排放单位”。
7数据来源：世界银行碳定价面板，https://carbonpricingdashboard.worldbank.org/map_data。