2020年中国碳市场回顾与展望

王 科，刘永艳

（北京理工大学 管理与经济学院 能源与环境政策研究中心，北京 100081）

一、全球碳市场2019年情况

欧盟作为全球首个碳排放权交易体系，于2005年正式启动，2019年已经进入第三个运行阶段的后期，其交易机制和监管机制都已较为完善和成熟，为其他地区碳市场的建设提供了经验参考。2019年欧盟碳市场的配额高达18.55亿吨，覆盖其温室气体排放总量的40%左右。截至2019年，全球共有20个碳排放权交易体系已经投入运行，6个国家和地区正建设碳排放权交易体系，12个国家和地区正在策划实施碳排放权交易机制。全球碳市场共覆盖了温室气体排放总量的8%左右，覆盖地区的GDP之和占全球GDP的37%左右，覆盖范围涉及电力、工业、民航、建筑、交通等多个行业，交易产品主要包括碳配额和自愿核证减排量[1]。

表1总结了已经实施碳排放权交易机制的国家和地区2019年的最新概况（不包含中国碳市场）。各个碳市场主要以免费或拍卖的形式进行配额发放。截至2018年底，全球碳市场累计配额拍卖收入超过573亿美元，主要被用于对受碳价影响的弱势群体提供财政支持，为应对气候变化行动提供资金，补充公共预算等。

表1 2019年已实施碳排放权交易机制的国家和地区概况

如表2所示，2019年各个碳市场主要进行了机制改革与完善，对配额发放方式、碳市场的覆盖范围等作出了一些调整与改进，探索更适合本国或本地区的碳交易机制，以更好地发挥减碳效果。

表2 2019年全球主要碳市场建设新进展

二、中国全国碳市场的建设进展

2017年，国家发改委发布《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》（以下简称《方案》），该方案的出台标志着中国全国碳市场的正式启动。《方案》明确了全国碳市场建设的总体部署，指出要分基础建设期、模拟运行期和深化完善期三步来建设全国碳市场。《方案》指出，全国碳市场的注册登记系统由湖北负责建设，碳交易系统由上海负责建设，系统运营和其他相关工作则由北京、天津、重庆、广东、江苏、福建和深圳共同承担。在此期间，试点碳市场仍将继续运行一段时间，逐步完成向全国碳市场的过渡。此外，试点碳市场将承担全国碳市场建设初期的一些基础性工作，加强对重点纳入企业的管理，配合国家组织好碳市场历史数据的核查、配额分配和履约工作。

全国碳市场自2017年底启动以来，已经走过了两年的时间。按照《方案》的部署，2018年为基础建设期，主要进行碳市场的基础建设工作，包括建立健全制度体系、建设基础支撑系统、开展能力建设等。2019年为模拟运行期，主要开展发电行业配额模拟交易。2018—2019年，全国碳市场主要完成了以下几方面的工作建设[4]：

1.建立健全全国碳市场法律体系。生态环境部广泛听取各方意见，不断完善《碳排放权交易管理暂行条例》，并协同有关部门积极推动其尽快出台。生态环境部在该条例框架下，制定了碳排放报告管理办法、碳排放核查机构管理办法、碳排放配额总量设定和分配技术指南等管理细则，已经形成了比较完善的草案。

2.推进全国碳市场的监测报告核查机制建设。2019年1月，生态环境部印发《关于做好2018年度碳排放报告与核查及排放监测计划制定工作的通知》，要求各省区市对2013—2018年任意一年温室气体排放量达2.6万吨CO2当量及以上的重点排放单位进行碳排放数据监测、报告、核查（MRV）工作，范围覆盖电力、建材、钢铁、有色、石化、化工、造纸、航空行业；要求进行以监测为目的的核查，强化监测计划的技术要求和备案管理。

3.制定科学合理的配额分配方法。以总量适度从紧、公平公正为原则，制定了发电企业碳排放配额分配方法——基准线法，且在此基础上编制了发电行业的配额分配技术指南。

4.推进全国碳市场基础系统建设。注册系统、交易系统建设与运维单位主持制定了系统建设方案，加快推动系统建设。2019年5月，生态环境部印发《关于做好全国碳排放权交易市场发电行业重点排放单位名单和相关材料报送工作的通知》，组织各省级环境部门报送拟纳入全国碳市场发电行业重点排放单位名单及其开户材料，确定注册登记系统专责省级管理员，为注册登记系统开户、开展配额分配和管理做好准备。

全国碳市场的基础建设工作正在稳步推进，并且取得了显著的进展。2019年，生态环境部和其他相关部门高度重视碳市场的建设工作，对其进行统筹规划、详细部署，如表3所示。

表3 2019年全国碳市场（发电行业）工作进度

截至2019年底，全国碳市场的基础设施建设工作尚未全部完成，模拟运行未能如期进行，全国碳市场的建设进度略有滞后。生态环境部应加快推进基础建设，以满足发电行业测试运行的条件，早日开展发电行业的配额模拟交易。

三、中国试点碳市场的运行情况

2011年10月，国家发展改革委下发《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，批准在北京、天津、上海、重庆、湖北、广东和深圳开展碳排放权交易试点。2013—2014年七个试点碳市场陆续启动。本部分从试点碳市场的交易情况、市场表现、履约情况等方面对中国试点碳市场近年来的运行情况进行回顾。

（一）试点碳市场2019年线上交易情况

2019年七个试点碳市场共分配配额11.66亿吨；完成线上配额交易量2 187万吨，达成交易额7.73亿元；成交均价为35.39元/吨。配额分配总量和配额线上成交总量较2018年有所减少，但成交总额和成交均价有所提升。表4展示了2019年各个试点碳市场的配额分配及成交情况，图1展示了2019年七个试点碳市场的线上交易总量、交易总额和每日成交价格情况。

从七个试点碳市场2019年的平均成交价格来看，北京碳市场成交价格最高，为80元/吨左右；上海碳市场的平均成交价格仅次于北京，为40元/吨左右；湖北碳市场的平均成交价格大约为30元/吨；广东碳市场的平均成交价格大约为25元/吨；深圳碳市场的日成交价格第三季度开始下降，平均成交价格约为20元/吨；天津碳市场的平均成交价格只有15元/吨左右；重庆碳市场的日成交价格前三季度大约为10元/吨，第四季度上升到 30元/吨左右，平均成交价格为10元/吨左右。

从每个交易日的成交量来看，深圳碳市场出现单个交易日超过一百万吨的成交量；广东碳市场单个交易日出现大额交易量的频率较高，但年中履约期之后这种情况有所缓减；北京、上海和湖北碳市场单个交易日交易量变化不大；天津和重庆碳市场较不活跃，交易量也较小，尤其是天津，全年仅有5笔线上交易。从每个交易日的成交额来看，北京、上海和广东碳市场均出现过单日交易额超过一千万元的交易情况；湖北和深圳碳市场也有单笔大额交易的情况，但单个交易日的交易额均未超过一千万元；天津和重庆碳市场则没有出现单笔大额交易。

总体来看，2019年七个试点的市场表现较上年有所改善，北京、上海、湖北、广东和深圳碳市场表现较好，天津和重庆碳市场持续低迷，表现欠佳。

表4 2019年度七个试点碳市场的配额分配与线上交易情况

（二）试点碳市场开市以来运行情况

截至2019年，七个碳交易试点中，北京、天津、上海、广东和深圳五个试点地区已经完成了六次履约，湖北和重庆地区已经完成了五次履约，所有试点地区都在不断的尝试中积累碳市场的运行经验。本文数据均为线上交易数据，来自中国碳排放交易网和七个试点交易所（除特别说明外，本报告的数据均截至2019年12月2日）。表5展示了各试点碳市场开市以来累计线上配额成交情况。

表5 七个试点碳市场累计线上配额交易情况

1.交易量变化情况

七个试点碳市场2013—2019年的日交易量变化如图2所示。天津碳市场的交易次数极少，多以大额交易为主，其余碳市场交易次数相对较多，但主要交易日仍集中在履约期前后。

北京碳市场前几年交易的周期性较为明显，多是在履约期前后出现交易量的剧烈增加，交易量也在逐年增加。天津碳市场的交易量总体在逐年降低，2018年全年仅发生一笔交易，2019年全年也仅发生5笔交易，市场活跃度极低，处于持续低迷状态。上海碳市场的交易量尽管2017年有所下降，但总体呈上升趋势，交易集中度有所降低。湖北碳市场2017年总交易量达到最高，此后两年持续下降，交易分布相对均匀。广东碳市场自2016年交易量开始下降，2019年虽有所回升，但仍未超过2016年的交易量。重庆碳市场2017年出现了交易量猛增，一改往年低迷的市场表现，但之后两年的交易量又逐渐下降，且活跃度极低，重又陷入低迷。深圳碳市场2016年交易量达到最高，此后开始逐年下降，交易周期性依然很明显，但某个交易日交易量极大的情况有所缓解。

七个试点碳市场自开市以来累积线上交易量占比情况如表6所示。湖北和广东作为省级碳市场，交易量占全国各个试点碳市场交易总量的比例最高，分别达到34.24%和30.04%，与试点碳市场本身配额规模较大有关；天津碳市场交易量仅占全国各个试点碳市场交易总量的1.68%，占比最低。

比较2018年和2019年各个试点碳市场的交易总量占比情况可以发现，变化最大的是湖北和广东碳市场，湖北碳市场从2018年35.81%的份额下降到2019年的17.56%，而广东碳市场的份额则从40.04%上升到53.47%，连续两年成为交易量占比最大的碳市场；北京和上海碳市场的交易量份额均有不同程度的上升；天津和重庆的交易量占比一直较低；深圳碳市场自2016年后交易量占比开始逐年下降。

2.交易集中度与交易活跃度

根据各年的交易数据，可以计算出反映各试点地区交易特征的重要指标，包括交易集中度（即每年交易量最多的前20%交易日的交易量之和/全年总交易量）和交易活跃度（即全年总交易量/全年配额总量），如图3和图4所示。

表6 七个试点碳市场的交易量占比 单位：%

2019年北京、上海、广东、深圳和重庆碳市场的交易集中度较上年均有所下降，湖北碳市场的交易集中度上升，天津碳市场的交易集中度为100%。2019年北京、天津、上海和广东碳市场的交易活跃度较上年有所上升，湖北和重庆碳市场的交易活跃度从2017年之后开始持续下降，深圳碳市场的交易活跃度则从2016年开始下降，重庆碳市场只有2017年相对比较活跃，其余年份的活跃度不到1%。

3.成交价格变化趋势和波动性

七个碳交易试点2013—2019年的日成交价格变化如图5所示，北京碳市场自开市以来，成交价格一直位居七试点之首，2014—2019年，成交价格稳中有升，2019年的成交价格大致稳定在80元/吨。天津碳市场的成交价格在七试点中处于较低水平，且由于其不活跃的市场表现，成交价格变化很小，2017年之后，成交价格几乎没有变化，大约为15元/吨。上海碳市场2014—2019年成交价格的变化较大，2015—2016年年中，一度下滑至七个试点最低，2017年之后才开始回升，在40元/吨上下波动。湖北碳市场2014—2019年的成交价格总体呈上升趋势，且2018年年中之后成交价格较之前显著上升，保持在30元/吨左右。广东碳市场开市初期成交价格较高，自2014年年中开始下降，之后较为稳定，保持在20元/吨左右。深圳碳市场的成交价格变化较大，2014—2019年总体呈下降趋势，且2019年成交价格下降至开市以来最低，只有15元/吨左右。重庆碳市场的成交价格差异较大，2014—2017年成交价格总体呈下降趋势，2017年第四季度有所回升，之后又开始下降，逐渐保持在10元/吨左右。

本文用年度最高成交价格与最低成交价格之差来简单表示碳价波动性。2013—2019年七个试点碳市场的年度碳价波动性情况如图6所示。深圳碳市场的碳价波动性为七个试点最大，2013年开始初期的碳价波动性高达120元/吨左右，之后开始下降，2017年价格波动性再次上升，2019年深圳碳市场价格波动性居七个试点之首，大约为50元/吨。广东碳市场自开市以来，价格波动性呈先上升后下降的趋势，最后逐渐稳定在20元/吨左右。北京碳市场2013—2017年，价格波动性也是呈先上升后下降的趋势，2018年再次上升，2019年价格波动性大约为35元/吨。天津碳市场的价格波动性自2016年之后开始逐渐下降，2019年价格波动性处于七个试点最低，不到10元/吨。上海碳市场2013—2015年价格波动性呈上升趋势，之后开始逐渐下降，2019年波动性稳定在20元/吨左右。湖北碳市场2014—2017年价格波动性变化不大，大约为10元/吨，2017年之后开始逐渐上升，2019年的价格波动性大约为30元/吨。重庆碳市场2014—2017年价格波动性先上升后下降，2017年之后有所上升，2019年的价格波动约为30元/吨。

2014—2019年总成交量、最高价、最低价、平均价的变化情况如图7所示，2014年和2015年，总成交量与价格之间存在一定的负相关性，年度交易量越大，平均交易价格越低，年度交易量越小，交易均价反而越高。但2017年开始碳价和交易量的上述负相关关系有所弱化。

4.履约情况

表7展示了2013—2018年度七个试点碳市场的履约情况。重庆暂未公布履约相关数据，其余各个试点碳市场的履约度都较高，均在97%以上。2018年度天津和上海再次实现100%履约，广东和深圳则达到了99%的履约度，北京、湖北和重庆尚未公布履约信息。总体来看，除重庆以外的其余试点履约度都接近100%，重庆碳市场的履约信息披露情况存在一定欠缺。

表7 2013—2018年七个试点碳市场履约情况

5.CCER交易情况

2017年3月14日，鉴于《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》（以下简称《暂行办法》）在施行过程中存在温室气体自愿减排交易量小、个别项目不够规范等问题，国家发改委暂停CCER交易[5]。此后国家发改委组织修订《暂行办法》，进一步完善和规范温室气体自愿减排交易，促进绿色低碳发展，暂缓受理温室气体自愿减排交易方法学、项目、减排量、审定与核证机构、交易机构备案申请，待《暂行办法》修订完成并发布后，依据新办法受理相关申请。

自2017年暂停CCER项目备案申请之后，新的CCER项目一直处于停滞状态。截至2019年底，国家发改委公示的CCER审定项目累计达到2 856个，备案项目1 047个，减排量备案项目287个。获得减排量备案的项目中挂网公示254个，合计备案减排量5 283万吨CO2当量。9个备案交易所共完成CCER交易2.05亿吨[6]。2019年广东和北京碳市场重新启动CCER交易，标志着沉寂了两年之久的CCER已逐渐进入恢复期。CCER交易有望在未来发挥更大的作用，推动全国碳市场的发展。

6.试点碳市场运行情况小结

总体来看，中国七个试点碳市场差异较大，运行效果也不尽相同，不同碳市场的配额分配机制、MRV监管机制以及违约处罚等存在较大的差异。其中，北京、上海、湖北、广东和深圳碳市场表现较好，天津和重庆碳市场表现稍逊。

通过比较试点碳市场的市场机制可以发现，北京作为市场表现较好的试点之一，其纳入的控排企业最多，交易产品最为丰富，MRV监管机制对交易方式、交易地区限制、未履约处罚等进行了详细的规定。北京试点碳市场健全的机制为其良好运行提供了坚实的基础，加之以历史法和基准法相结合进行配额分配，这样有利于根据行业的发展不断调整配额分配，避免了因配额过于宽松而导致市场不活跃的现象。

上海碳市场的市场表现也较好。首先，MRV监管机制包含了九个行业核算和报告指南，对纳入行业的碳排放核算办法进行了详细的规定，监管机制公开透明；其次，上海对其违约企业的处罚力度是七个试点中最大的，对未能按时完成履约的企业进行5～10万元的罚款。详细的监管制度和较大的处罚力度使得上海在履约方面领跑七个试点，自开市以来除2016年度外（履约度99%），均实现了100%履约。

湖北碳市场在七个试点中交易集中度最低，且活跃度相对较高，仅次于北京。湖北碳市场自开市以来就采取“低价起步、适度从紧”的分配策略，使用历史法和标杆法相结合进行配额分配，且行业控排系数和市场调节因子也在逐步收紧，在纳入门槛不断降低、纳入范围不断扩大的背景下，湖北碳市场的“配额收紧”策略有效地刺激了市场交易，提高了市场活跃度。

广东和深圳碳市场在七个试点中表现较好。广东碳市场的配额分配方案呈“稳中偏紧”的特性，且根据行业的特性和需求采取不同的分配方法，配额分配方法的科学性和公平性逐步提升。除此之外，广东碳市场借鉴欧盟的经验，最先引入配额拍卖机制，通过部分有偿的方式发放配额，可以提高控排企业对碳市场履约的重视程度，从而更加积极地参与减排。拍卖会影响市场供求关系，及时地补充市场供应，有助于配额短仓的控排企业以相对合理的成本补足短缺仓位，从而实现履约。

深圳碳市场在七个试点中开市最早，纳入门槛最低，配额分配方法采取总量控制和竞争博弈相结合的方式，在政府与企业、企业与企业的反复对策选择中，通过有效的信息传递、共享与交换，实现科学合理的配额分配。合理的配额分配方式有利于激励企业参与减排，提高市场活跃度。

天津和重庆碳市场则较为低迷，市场表现欠佳。天津市近几年来，经济增速放缓，2018年的GDP增速仅为3.6%，2019年初步核算的GDP增速为4.8%。天津市经济发展减速和天津碳市场宽松的配额分配方法，可能是碳市场表现持续低迷的主要原因。重庆碳市场与天津碳市场类似，自开市以来处于相对不活跃状态，这与重庆碳市场配额分配先松后紧的特征有关。

四、中国非试点碳市场的建设进展

除七个试点碳市场外，四川和福建两省也先后建立了碳市场。2016年12月16日，四川碳市场正式启动，四川成为全国第八个拥有国家备案碳交易机构的省份，交易平台为四川省联合环境交易所。开市三年以来，截至2019年12月12日，四川碳市场已累计达成1 141.89万吨核证自愿减排交易量。2016年12月22日，福建碳市场开市，交易平台为海峡股权交易中心，纳入对象为电力、石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、航空、陶瓷等九个行业2013—2015年中任意一年综合能耗达1万吨标准煤的277家企业。截至2019年12月2日，福建碳市场共达成776.44万吨线上配额交易量，实现线上交易额约1.62亿元，成交均价约为23.11元/吨。此外，福建积极推进林业碳汇交易试点两年来，累计实施碳汇林面积70万亩，备案项目12个，签发碳汇184万吨，成交170多万吨，成交额达2 600多万元。

五、碳市场展望

（一）国际碳市场展望

未来在既有碳市场平稳运行和中国全国碳市场正式进行交易的情况下，预计2020年之后全球碳市场覆盖的温室气体排放总量将从2019年的8%上升至14%。未来将会有更多的国家和地区建立碳排放权交易机制。其中，墨西哥、乌克兰、新西泽州、弗吉尼亚州等正在进行碳排放权交易机制建设，预计不久的将来可以正式启动其碳市场；华盛顿州、新墨西哥州、俄勒冈州、俄罗斯、泰国、印尼等国家和地区正在考虑引入碳排放权交易机制，未来有望成为全球碳市场的成员，使碳市场的覆盖区域进一步扩大。

（二）中国碳市场展望

综合来看，中国七个试点碳市场的市场表现差异性较大，这与各地能源消费结构、经济发展水平、政府监管力度等的差异有关。全国碳市场在建设阶段，应更加注重探索七个试点碳市场出现差异的原因，为完善市场机制设计和相关政策的制定提供借鉴。

2019年，全国碳市场的基础建设工作尚未全部完成，全国碳市场模拟运行尚未进行，国家生态环境部正在协同相关部门继续推动出台《碳排放权交易管理暂行条例》和其他相关配额分配政策、履约管理政策、监管机制政策等，以满足发电行业测试运行的条件。当前全国碳市场的总体部署不变，仍从电力生产和供应业起步，将分阶段逐步扩大覆盖的行业和降低纳入企业的门槛，以保证碳市场的效果、效率和公平性。

预期全国碳市场将在2020—2021年完成发电行业碳市场首单交易，纳入80%重点排放单位，并逐步引入国家核证自愿减排。预计全国碳市场将在“十四五”期间扩大到石油加工及炼焦业、化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业、造纸和纸制品业、民航业等行业中年综合能耗达到1万吨标准煤的企业。覆盖的温室气体种类为CO2，排放源类别不仅包括化石燃料燃烧产生的直接碳排放，也包括电力和热力使用导致的间接碳排放，这将在中国电力市场尚缺乏价格传导机制的情况下，促进电力消费部门节电与发电部门提效的联动。这一时期全国碳市场还将探索开展配额衍生品交易和配额有偿分配。

预计2020年之后，全国碳市场的配额将达到33亿吨CO2，覆盖中国CO2排放总量的30%左右。当前中国已经实现了2020年的碳强度在2005年的基础上降低40%～45%的碳强度减排目标，未来全国碳市场的顺利运行，预期将对中国实现CO2排放在2030年之前尽早达峰这一目标，发挥积极的促进作用。

六、政策建议

（一）加强碳市场的基础能力建设

碳市场的基础能力建设是其得以良好运行的根本所在，在基础建设中，基础数据的质量直接影响到整个交易体系的有效运行。基础建设相关部门应当加大工作力度，确保重点企业所报送的碳排放数据的真实性、完整性和可比性，为总量设定和配额分配奠定良好的数据基础。生态环境部应协同相关部门加大对碳市场基础建设的财政投入和专业人才引介，为碳排放数据的报告与核查提供技术支撑，定期总结数据监测和报送工作中的经验问题，为修订和完善行业温室气体排放核算报告标准及技术规范提供参考。同时，需对核查机构定期考核，及时更替考核不合格的机构，对核查数据进行专家评审、复查及抽查，保证数据质量[7]。

（二）加强碳市场的监管机制及相关配套机制建设

碳市场的MRV机制是其运行过程中的核心要素之一，中国应当借鉴欧美碳市场监管的经验，建立一个统一的碳市场监管体系，在此基础上，加强各职能部门之间的分工协调，做到权责清晰、分工明确。碳市场的监管机制也需要相关法律的配套和保障，对交易主体、初始配额分配方案、交易规范等做出明确界定，从而保障碳市场的健康运行。监管体系不是一成不变的，要与时俱进地进行完善和修正，分阶段、分层次推进[8]。此外，中国应当不断完善碳市场的监管手段，首先要严格规范碳交易的信息披露制度，维护碳市场的公开、公平和公正；其次要加快建设碳交易的法律规范和标准，推动碳市场的发展壮大；最后要加大监管力度，保障既有制度能够有效运作。

（三）丰富交易产品

全国碳市场建设初期的交易产品主要以碳配额交易为主，交易产品较为单一，应当尽早纳入CCER，进一步完善全国碳市场的履约和抵消机制[9]。一方面，引入CCER可以丰富碳市场的交易产品种类，为控排企业提供更多的选择；另一方面，出售CCER所得收益可以为其他绿色低碳项目提供资金来源。除CCER外，也可以适当推出碳交易的其他金融衍生产品，根据《国务院关于进一步促进资本市场健康发展的若干意见》以及银监会发布的《关于构建绿色金融体系的指导意见》，有序发展碳远期、碳掉期、碳期权、碳租赁、碳债券、碳资产证券化和碳基金等碳金融产品和衍生工具，逐步探索开展碳排放权期货交易。丰富交易产品可为市场参与者提供更多规避交易风险和履约风险的手段，有利于提高市场流动性，降低交易成本，帮助企业实现低成本减排。

（四）尽快纳入其他高耗能部门

按照《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》的部署，全国碳市场将以发电行业为突破口，建设初期纳入发电行业年度排放达到2.6万吨CO2当量及以上的重点排放单位。而实际上，中国的发电行业减排的技术潜力比较有限，发电行业尤其是火电企业，其供电煤耗和净效率已达到世界先进水平，依靠减排约束倒逼企业实现减排的空间很小。根据中电联的估算，在全国碳市场建设初期覆盖的30亿吨CO2中，如果仅靠火电技术减排，可以挖掘的潜力只有约5亿吨[10]。此外，从减排成本来看，在中国现行电价机制的制约下，发电行业产生的减排成本无法传递到下游用电企业，难以激励用电企业参与减排。如果全国碳市场的建设仅依靠发电行业单独发力，可能会导致整体市场不活跃的情况，容易引发碳价扭曲等风险。因此，建议全国碳市场的建设应统筹发电端和用电端，同时还应关注终端用电需求减排，尤其是化工、钢铁、石化等高耗能行业。这些行业不仅自身减排潜力大，而且引入碳交易后可以上下游联动提升整体的减排效率，实现更好的减碳效果。

（五）加强碳排放权交易政策与其他节能政策之间的协调

中国碳排放权交易政策与其他节能政策在规制范围上存在着一定的交互和重叠，实施效果也存在相互影响。为更好地实现节能减排的目标，中国应当将碳交易政策与相关节能政策统筹协调，将碳排放总量控制与能源消耗总量控制统筹考虑，形成一个有机的节能减排系统[11]。因为能源系统与环境系统之间存在一定的关联性，其中一个系统的发展规划及政策目标可能会对另一个系统产生直接或间接的影响，所以应当将现有的能源总量控制目标、节能政策、可再生能源补贴政策等节能相关政策与碳交易政策相互协调、协同发力。这样既可以保留现有政策奖惩机制和补贴机制等，又可以利用市场手段激励企业参与减排，有利于早日实现减排目标。