2.碳排放权交易制度的完善建议
2.1 加强顶层设计
与前期试点相比，参与全国碳排放交易体系的企业数量巨大，初步估算约有1万家，而且涉及行业众多，该机制更为复杂。因此，在全国碳排放市场构建方面，顶层设计显得尤为重要。首先，建议完善与排放权交易相关的法律政策体系，在出台《碳排放权交易管理条例》的同时，还要出台与其相配套的实施细则及相关标准，使碳排放交易相关法律政策形成多层级、相配套的体系。对外要重点处理好国内市场与国际市场的衔接问题，使相关制度设计适应巴黎气候大会后全球碳市场发展的新形势，特别要与中国国际减排承诺相适应;对内要处理好地方政府特别是试点省市相关政策与全国碳排放交易政策的衔接问题，避免出现脱节或冲突问题。其次，建议加强与碳排放交易运行密切相关的数据统计分析工作，尽快建成国家、地方、企业三级碳排放合算、报告与核查体系，最好依托现有试点建设全国碳排放交易注册登记体系，强化相关数据的可获取性及真实性，确保整个交易在健康有序的环境中运行。再次，需要创新支撑碳排放交易的财税、投资、价格、金融等政策，推动碳排放交易与财税金融政策的融合，重点加强碳金融市场建设。
2.2 打造自由开放的交易市场
建设全国性的碳排放交易市场，一方面需要推动已经试点的区域性碳排放交易体系向全国性交易市场过渡，另一方面则需要在尚未试点的区域尽快建立相关市场。与前期试点不同的是，国家碳排放交易市场打破了行政区域限制，排放配额将在全国范围内进行分配。按照《“十三五”控制温室气体排放工作方案》要求，“各地区根据国家确定的配额分配方案对本行政区域内重点排放企业开展配额分配”。 因此，企业除了与本辖区内单位交易配额外，也会进行跨区域交易。而这都有赖于开放自由的交易市场。在全国性碳排放交易市场尚未建成之前，建议7个试点省市打破行政区域限制，率先启动跨区域交易工作，实现配额在区域间的自由流动，积累相关经验，为全国碳市场建设做好准备。
2.3 加强相关制度的协调
不管碳排放交易，还是用能权交易或节能量交易，其目标都是减少化石能源使用及温室气体排放。基于三种交易制度的特性，建议进行必要的融合与协调。鉴于用能权作为节能量交易的前置条件，而且两者的属性及交易规则基本类似，完全可以将两者进行合并，统一为用能权交易。在此基础上，妥善处理碳排放交易与用能权交易的关系。用能权侧重于能源使用量，企业在配额内用能免费，超配额则需要付费。此外，鼓励用能单位使用可再生能源，其自产自用的可再生能源不计入其综合能源消费量。而碳排放交易则侧重于温室气体排放量，其排放的温室气体则主要产生于化石能源使用，与用能权交易类似，企业的额外排放配额都需要付费。节能必然会减少二氧化碳排放，两者存在一定联系。为减轻企业负担，基于两者的内在联系，建议在企业履约的过程中，用能指标与碳排放配额可以在一定范围内相互抵用。
2.4 营造公平的竞争环境
为营造符合绿色发展理念的消费环境，需要建立完善的资源环境要素市场，将资源利用、能源消耗及污染排放的外部不经济性进行内化，同时对正外部性行为进行补偿。一方面，加强对纳入交易体系的企业的财税政策支持，给予参与碳排放交易体系的企业，特别是通过技术改进和使用新能源而节约碳配额的企业绿色信贷、绿色债券、税收减免等经济激励，补偿其相应的绿色投入。另一方面，对于未纳入交易体系的其他企业，应当尽快出台相关制度，比如碳税等，将温室气体排放的外部不经济性内化，形成公平的竞争环境。
3 征收碳税的必要性
除碳排放权交易之外，国外也广泛运用碳税去应对气候变化，并取得积极成效。在国家全面启动碳排放交易体系的同时，也计划启动碳税立法相关工作。将碳税作为碳排放交易的必要补充，可以克服碳排放交易存在的相关问题，更好地推进节能减排工作。
3.1 碳排放交易存在的问题
碳排放交易具有诸多优点，但是也有一些自身难以克服的缺点，主要如下：
(1)总量难以确定。排放权交易的前提是确定温室气体排放总量。但是，当我国经济进入经济新常态后，企业普遍经营困难，不少企业已经关闭、停产或减产，确定合理的减排总量目标存在一定的技术难题。
(2)可能有失公平。在初始阶段，配额往往免费分配给排放者，而购买配额者则需要付费，可能会存在权利配置不均的问题。
(3)可能导致集中排放。那些呈区域性分布的治理技术相对落后的企业在购买到配额后，该区域内所排放的温室气体量会激增，从而出现集中排放问题。
(4)存在技术难度。排放权交易制度的实施往往与温室气体排放监测、信息公开、交易结算等制度联系在一起，而这些制度的构建往往需要先进的技术支撑，但现有技术却很难达到要求。
(5)推动技术进步能力不足。在排放权交易体制中，配额出售方的技术水平相对较高。但是，买方也是必不可少的交易主体，他们的治理技术通常比较落后，在配额成本低于治理成本的情况下，买方改进治理技术的意愿不大。
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