首先，全国碳市场发展路径尚不明确。欧盟碳市场在2005年正式启动交易前，就比较早地勾画了从2005~2007年、2008~2012年以及2013~2020年三阶段的发展路线图，而今已经发展比较成熟，进入了稳定运行的第四阶段（2021~2030年）。我国的全国碳市场建设启动后经过基础建设期、模拟运行期、深化完善期三个阶段将开启交易，但之后发展路径目前还不清楚。尤其是碳达峰之前和碳达峰之后，应该有何区别？从碳达峰到碳中和之间30年左右的时间里，碳市场继续扮演什么样的角色？碳中和目标实现前后，碳排放已经非常少了，全国碳市场的发展是结束其市场化减排的历史使命自然“消亡”，还是继续存在为进一步的“负排放”而发挥余热？没有一个涵盖近期、中期以及远期的路线图，全国碳市场发展的预期就不会特别清楚，将会影响到市场各方的参与积极性。

其次，全国碳市场面临其他政策机制的协同要求甚至竞争。当前，推动“30•60”目标实现的政策制度有望加快出台或加大实施力度。包括，推动可再生能源发展的可再生能源电力消纳保障机制和绿色电力证书交易制度，生态环境领域原有的排污许可证制度、生态补偿制度，以及全国用能权交易制度等。全国碳市场建设和发展如何处理好与这些领域制度的衔接、协同甚至潜在的竞争关系，对政策设计而言是很大挑战。比如，全国碳市场运行后，作为补充的自愿碳减排交易抵消机制是否继续支持可以实现平价上网的风电、光伏等可再生能源项目？与未来的绿色电力证书交易制度是否会有重叠？未来企业填报碳排放信息是独立填报还是结合现有的排污许可证制度进行申报？全国碳市场覆盖的重点排放单位，今后是否有必要再纳入全国用能权交易市场？这些问题都需要慎重研究，统筹考虑，尽量发挥好各个制度之间的协同效应，最大化发挥这些制度对“30•60”目标实现的促进作用。

最后，全国碳市场运行成效有待检验。历经多年，全国碳市场建设一路走来不易，尤其是在“30•60”目标提出的背景下，不管是碳市场参与各方，还是各级政府部门以及社会各界，对全国碳市场发挥更大作用都寄予厚望。全国碳市场交易真正启动运行后，各方关注的焦点会从市场建设转移到运行成效方面，重点会关注如下几个方面的指标：

（1）交易量：交易量太低，市场不活跃，碳价格的市场化属性就体现不明显，容易被操纵，发出不真实的碳价信号。根据试点市场多年现货交易数据，每年的配额交易量大概占配额总量的5%左右（例如2020年约6%），按这一比例估算，全国碳市场开启前两年每年的交易量在2~3亿吨左右，未来碳期货品种批准上市后，按照50倍左右的杠杆放大，年交易量预计能达到百亿吨，达到甚至超过欧盟碳市场的交易量。

（2）交易量构成：相对于交易量，交易量的构成也非常重要。截至2021年1月22日，试点地区累计的线上交易量和线下交易量之比为0.9左右（如图2所示），说明两者相当，但是各个试点差异不小。线上交易和线下交易两种方式各有优势，交易便捷程度和交易成本也差异很大，但线上交易量如果太低，市场的流动性不够，买卖需求难以低成本进行匹配，价格更容易被操控。

（3）交易价格及其构成：碳交易试点多年运行中，碳配额交易均价在20元/吨左右（如图3所示），但是各地差异也不小，高至60元/吨左右，低至10元/吨，因此全国碳交易市场开市后的价格及走势的预测不一。笔者认为大概率在30~50元左右的价格区间，略高于试点地区的平均水平，也反映了未来碳排放控制愈加严格的趋势。

相对于价格区间，更重要的一个观察指标是未来全国碳市场交易价格的构成，也即线上交易价格和线下交易价格差异。由于前述交易量结构的原因，线上交易价格和线下交易价格价差不宜过大，否则说明市场容易被操控，市场透明度较低，交易双方的信息严重不对称。据了解，在部分试点地区，在履约高峰时期，线下交易的实际价格可能不到线上价格的1/3甚至更低的水平。未来全国碳交易市场需要提高信息披露的及时性，提升线上线下交易的规范程度，避免线上价格失真及线上线下价格差异过大，提升市场的透明度，真正降低市场参与方的交易成本。

图2  碳交易试点地区线上线下累计交易量及比值统计

（截至2021年1月22日）

图3  碳交易试点地区线上线下交易均价及其比值统计

（截至2021年1月22日）

上述3个指标只是观察全国碳市场运行效果最直接和表面的指标，更重要的还是市场运行一段时间后，需要阶段性地评估全国碳市场开启前后碳排放控制水平的变化，包括碳排放增长或者下降的速度、综合减排成本的变化等。

从试点实践看，北京、上海、广东、深圳等部分碳交易试点减排效果都非常明显，在纳入管控企业的排放总量、碳排放强度、综合减排成本等绝对量或者相对量等指标方面，和试点之前都有明显变化。碳市场推动了控排行业企业加大节能减碳技术改造，加快了企业“碳绩效”的有效提升，有的试点行业初步实现了经济发展和碳排放增长脱钩。这为评估全国碳市场运行效果提供了有益参考。