第一，尽早制定“30•60”目标下全国碳市场发展路线图。为了给各方更明确的预期，有必要尽早研究和制定更适应碳达峰、碳中和目标的路线图，建议制定全国碳市场三个阶段的发展路线图。第一阶段为3年左右，这个阶段全国碳市场的显著特征之一是它还不是严格意义上总量控制下的市场机制，这个阶段的重点在于检验全国碳市场运行的相关制度是否有重大缺陷，基础设施是否稳定，市场交易能否逐步活跃；纳入行业从发电行业逐渐扩展至其他两三个行业，交易产品以现货为主，启动论证和探索碳金融衍生品上市的相关可行性条件。第二阶段是“十四五”的后两年和“十五五”的前三年（5年左右），这个阶段是全国大部分地区和行业实现碳达峰目标的关键时期，全国碳市场应该尽快从相对量过渡到总量控制，真正降低碳达峰目标实现的全社会成本，碳交易品种从现货扩展至期货、期权等衍生品，市场活跃度明显提升，成为名副其实全球第一的碳市场。第三阶段是2030年前两年至2035年（7年左右），这个阶段全国碳市场的中心任务是强化总量控制，推动碳达峰目标实现后碳排放总量尽快实现从平台期的“稳”转向下行期的“降”，全国碳市场规范化程度较高，在国际上影响力增加，初步具备与国际上一些区域碳交易机制探讨对接的可行性和方案。对于2035年之后的全国碳市场发展愿景，暂时可能难以勾划较清晰的蓝图，需要在前面几个阶段建设和运行基础上探索。

第二，全国碳市场启动运行一段时间后应尽快过渡到总量控制下的碳市场。当前，各个地方都在抓紧制定各自的碳达峰目标，国家主管部门也在研究和制定碳达峰行动方案，未来这些任务会分解到各级地方政府和各个重点行业。如果全国碳市场过渡到总量碳市场后，总量目标可以和各省碳达峰的目标进行有效衔接，各地、各行业控排成本可以通过全国碳市场优化碳配额资源配置，实现“有钱出钱，有力出力”，在确保全国2030年前实现碳达峰目标的前提下，给部分地区和重点行业企业留出一定的排放空间，避免“一刀切”或者事前确定目标时因为信息不对称而导致大幅增加全社会的控排成本。

第三，全国碳市场需要做好与其他相关政策机制的协同。比如，在抓紧碳现货市场建设和运行的同时，研究碳期货产品和碳金融衍生品市场。自愿碳减排项目（ccer）作为碳市场灵活抵消机制重启后，需要与可再生能源电力消纳保障机制与绿色电力证书等相关政策做好衔接，确定自愿减排项目的重点支持范围，否则按照可再生能源项目规模化发展的供给能力和全国碳市场对自愿减排项目的有限需求，两者完全无法匹配。全国碳市场还需要与全国用能权交易市场做好差异化顶层设计，两种机制相互多补位。

此外，目前全国碳市场的覆盖范围延续了试点时期的一贯做法，同时纳入了直接排放和间接排放。像发电行业，在试点初期考虑发电侧承担了碳排放成本后，并没有能力和机制允许碳排放的成本向下游传导，引导全社会节能降碳。碳交易试点基本上把电力消费的间接排放纳入了碳市场的覆盖范围。但随着未来全国电力现货市场建设的不断深入和完善，全国碳市场是否一直覆盖间接排放值得商榷。因此，后期全国碳市场的制度建设和完善，还需要高度关注电力市场相关政策出台和发展情况，及时做好制度协同，让两种高度市场化的机制能“强强联合”，共同推动能源转型，助力“30•60”目标的实现。

原文首发于《电力决策与舆情参考》2021年1月29日第4、5期