从各国实践来看，在碳排放总量控制和排放权交易的市场机制下，碳排放权成为可交易、有价格的商品。这有利于微观经济主体加强成本—效益分析，使其减排义务和国家减排目标有机相结合，更好地控制温室气体排放这一具有明显外部性的现象，抑制全球气候变暖问题。在市场最初建立、排放权分配和交易价格管理等方面，需要合理的机制保障。我国碳排放权交易有待起步，国际经验和教训显得尤为珍贵。

　　一是国家对碳排放应设定绝对或相对控制目标。这将增加碳排放权的稀缺性和排放权交易的必要性，加大微观主体减排的压力和动力。自愿减排交易固然值得鼓励，但长远来看无法替代有较强约束力的减排机制和相关排放权交易。

　　当前我国在温室气体减排的国际谈判中，坚持“共同而有区别”的原则、不接受绝对减排总量约束是完全必要的。但为了推动我国经济结构调整升级和经济的可持续发展，宜未雨绸缪，强化对各地区、各产业的减排约束。同时，我国已庄严承诺，到2020年，单位GDP的碳排放比2005年减少40-45%。根据我国未来的GDP增长预测和当前的碳排放强度，可大体推算为实现上述目标，每年需减排CO2的量。这就为我国碳排放权交易市场的建立和发展提供了坚实基础和较强的激励。

　　二是保证市场基本的制度安排尽快到位。芝加哥气候交易所创始人桑德尔（2010）曾提出建立碳市场的若干重要原则，其中涉及市场基本制度安排的包括：明确定义可交易的排放权单位，建立市场监督机构及排放权登记、清算机构，制订规范的交易文件，采用适当的会计原则、税收原则，加强各种交易平台的协调和共享等。

　　目前我国已有北京环境交易所、上海能源交易所和天津碳排放权交易所从事碳交易，但交易主要集中在清洁发展机制（CDM）项目和自愿减排项目。[3] 碳排放权交易的平台已初步建立，尚无实际交易发生。这很大程度上是由于我国缺乏明确的减排总量目标，企业进行排放权交易的动力不足，同时各地盲目建碳交易市场，基本制度普遍很不完善。已宣布设立交易所的有河北、武汉、昆明、深圳、大连、营口、吕梁等地，考虑筹建交易所的省市就更多。但各地都面临同样的制度问题：缺乏相关法律法规，只好自行其是；企业减排核证机构没有资质认定，核证标准不统一；重要碳排放行业基础数据不完备，交易信息不透明等（蒋兆理 2010）。在这种情况下，一旦匆忙开始交易，势必造成市场混乱，使排放权交易难以发挥应有作用。对此应引起高度重视。

　　三是根据实际情况合理分配碳排放权。首先，关于碳排放权交易的初始覆盖面，国际已有的成功实践多是从碳排放量最高、较容易认证的电力、冶炼等少数几个行业做起，再逐步扩大到其它行业。在我国，能源消耗以煤炭为主，燃煤发电又是电力的主要来源，因此初期可考虑在火电主要产区开展排放权交易试点，根据降低碳排放强度的目标，测算未来一定时期内的减排量，据此将排放权分给有关地区和火电厂。

　　其次，关于免费还是通过拍卖发放碳排放权，在市场建立初期，为减轻微观主体的成本压力，提高碳排放权交易的吸引力，各国通常免费发放绝大多数甚至全部排放权。随着技术进步、市场逐步完善和减排任务加重，应逐渐增加排放权拍卖的比重，加大企业减排力度，政府可将拍卖收入定向用于节能减排相关领域。这对我国也是基本适用的。随着时机的成熟，应尽快转向排放权拍卖，使其价格更好地反映市场供求，合理引导企业减排。

　　再次，条件成熟时，应探索通过排放权储存和预支条款，使微观主体能够自主调整排放权的跨期分配，形成成本最低的减排路径。

　　四是防止排放权交易价格大起大落。在市场建立初期，特别是在不允许跨期储存和预支情况下，设定排放权交易价格上下限，有利于市场的平稳运行。保留部分排放权政府储备，也有利于增加灵活性，在市场需求过高时平抑价格，防止企业在短期内减排成本急剧上升。但排放权储备应控制在一定限度内，给市场以稳定的预期。

　　在我国，发改委等部门鼓励有条件的地区和行业开展碳排放权交易，但应有大体统一的规则，防止市场价格过大波动而影响市场运行。各地企业往往担心减排成本高而要求更多排放权，地方政府若过于随意、过多地动用排放权储备，势必导致排放权价格剧烈波动。如果过早地开发衍生产品，现货价格波动导致衍生品价格更大波动，将严重影响市场运行和减排成效。因此，排放权储备的规模设定应以较准确的统计和测算为基础，其发放应遵循严格、透明的程序。