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64双碳观察20234大量的化石能源消耗及其他生产活动累计向大气排放温室气体已经超过了环境容量，造成了不可逆的气候影响，成为当今世界面临的重大挑战。世界气象组织（WMO）官网发布，到2025年，全球平均气温约有40%的可能性比工业化前的温度暂时高出1.5以上1。为了应对世界气候问题，2020年9月22日，习近平总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论上发表重要讲话，表示中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。为了降低碳排放，促进我国新能源产业发展，引导全社会积极参与绿色低碳转型，促进新能源电力行业的中长期发展和解决补贴退出后的市场激励问题，碳排放权交易以及绿电等政策应运而生。国内碳排放现状国际能源署（IEA）数据显示，2005年中国二氧化碳总体排放量为54.07亿吨，2019年增长到98.09亿吨，增长将近一倍2。虽然我国二氧化碳排放总量较高，但我国在控制碳排放、实现绿色健康可持续发展方面取得了积极进展。主要表现在：二氧化碳排放增速明显放缓和单位GDP的二氧化碳排放强度逐步下降。2005年至2010年，我国二氧化碳排放年均增速约达8%，而从2011年到2015年下降至3%，2016年到2019年更是下降至约1.9%。根据IEA公布的数据进行测算，中国单位GDP的二氧化碳排放从2005年的2.9吨/万元逐步下降到2019年的1吨/万元，降幅约65%。这些进展在很大程度上受益于能源结构的不断调整。统计数据显示，中国93%的碳排放来自于化石燃料的使用，其中，68%来自于固体燃料（如煤炭），23%来自于液体燃料（如石油），9%来自于气体燃料（如天然气）3。从行业分布来看，2021年中国40%以上的碳排放来自于电力行业，其次是工业和交通运输。在目前我国发电结构中，火电占据绝对比重，装机容量占比超55%，年发电量占比超75%。在2021年7月16日上线的全国碳排放交易市场中，首批纳入2225家发电企业，涉及碳排放量超40亿吨。国内碳排放权交易市场现状研究 中国能源建设集团江苏省电力设计院有限公司 胡晓雨 曹伟炜 秦臻 任盈盈 丁桂平 董攀碳排放权交易市场碳排放权交易市场发展历程在各种控制温室气体排放的政策中，以碳定价机制为代表的经济刺激型手段具有灵活性好、可持续的特点，受到各国青睐。碳定价机制一般分为碳税和碳排放权交易体系。其中，碳税主要通过对燃煤和汽油、航空燃油、天然气等化石燃料产品征税来达到减少化石燃料消耗的目的4。由于碳排放交易体系具有减排结果确定、减排效率更高的特点，越来越多国家和地区选择将其作为降低碳排放的主要政策手段。自京都议定书生效后，碳市场发展迅速，各国及地区开始纷纷建立区域内的碳市场，以实现碳减排承诺的目标。欧盟碳市场欧盟碳排放权交易体系（EU Emissions Trading System，EU-ETS）发端于2005年，是世界上规模最大、参与者最多、最成熟的碳排放权交易市场。欧盟碳交易市场共经历了4个发展阶段：第一阶段（2005年2007年）：在该阶段，碳市场只覆盖发电厂和能源密集型工业。碳配额自下而上分配，欧盟成员国制定各自限额（NAPs），配额主要为免费发放。第二阶段（2008年2012年）：与第一阶段相比，配额排放上限降低（较2005年低6.5%）、免费配额发放比例削减至90%，部分采用拍卖、超排1公吨二氧化碳处罚100欧元的方式。第三阶段（2013年2020年）：总量控制，排放上限在2008年2012年配额总量年均分配基础上每年以线性系数1.74%递减。在这一阶段，配额逐渐以拍卖取代免费发放，2013年配额拍卖比例约50%。石化化工、有色和黑色金属冶炼等公司纳入到碳市场体系中。第四阶段（2021年2030年）：2018年完成系统框架修订，2021年1月开始实施第四阶段交易，从2021年开始欧盟碳配额年降幅度从第三阶段的1.74%增至2.2%。此外，欧盟碳市场于2019年初建立了市场稳定储备（The Market Stability Reserve，MSR）来平衡市场供需，应对未来可能出现的市场冲击。MSR机制的推行减少了初始拍卖的配额数量，20234创新企业增刊65对于稳定碳交易价格具有重要作用。在欧盟的碳市场中，金融机构参与程度较深，碳衍生品种类丰富、交易活跃。欧盟碳衍生品主要包括基于普通碳配额、抵消机制中由CDM项目产生的核证自愿减排额（CER）、航空业碳配额、抵消机制中由JI项目产生的碳配额、碳排放权的远期、期货、期权、掉期、价差、碳指数等产品。根据欧洲能源交易所的统计数据，2018年碳衍生品合约交易量为现货交易量的6倍左右5。中国碳市场中国碳交易发展历程总体划分为三个阶段：第一阶段（2005年2012年）：主要参与国际区域清洁发展机制（CDM）项目。第二阶段（2013年2020年）：在北京、上海、天津、重庆、湖北、广东、深圳、福建8地逐渐开展碳排放权交易试点。2013年起，前7个地方试点碳市场陆续开始上线交易，有效促进了试点省市企业温室气体减排，也为全国碳市场建设摸索了制度、锻炼了人才、积累了经验、奠定了基础。2017年12月，经国务院同意，国家发展改革委印发全国碳排放权交易市场建设方案（电力行业），标志着中国碳排放交易体系完成了总体设计并正式启动。2020年12月，生态环境部出台碳排放权交易管理办法（试行），印发2019年2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业），正式启动全国碳市场第一个履约周期。第三阶段（2021年以后）：中国进入全国碳交易阶段。2021年7月16日，全国碳排放权交易市场启动上线交易，发电行业成为首个纳入全国碳市场的行业。未来，石油、化工、建材、钢铁、有色金属、造纸、航空七大行业都会逐渐纳入全国碳排放市场。2022年1月，全国碳排放权交易市场第一个履约周期顺利结束。截至2021年12月31日，全国碳市场已累计运行114个交易日，碳排放配额累计成交量1.79亿吨，累计成交额76.61亿元6。我国碳市场将成为全球覆盖温室气体排放量规模最大的市场。与欧盟碳市场相比，中国碳价没有合理有效地体现碳排放的外部成本，碳价表现出明显的“履约周期”特征，临近履约期时，在2021年末各试点地区控排企业出现集中交易，市场暂时性活跃、碳价升高，而非履约期碳价大幅回落，这种异常的价格变动无法真实反映出碳配额的市场价值。当前，支撑我国碳市场流动的金融机制尚未建立，碳金融市场未有效引导投资机构等主体参与碳市场。与之相比，欧盟的碳市场在高度发达的金融市场环境中发展而来，在碳市场初期就同步形成了包含期货、远期、期权、掉期交易在内的碳金融产品与服务。碳排放权交易市场机制我国碳排放交易市场分为一级市场和二级市场。一级市场一般是指由各省发改委进行配额初始发放的市场，分为无偿分配配额和有偿分配配额；二级市场是指控排企业或投资机构进行交易的市场。配额是政府发放给重点排放单位或设施的二氧化碳初始排放权，是在特定时期内可以造成二氧化碳排放的总量额度。目前，我国配额采取免费提供模式。免费分配配额目前有三种分配方法：一是历史法。根据排放单位自身历史排放情况分配配额；二是历史强度下降法。根据排放单位的产品产量、历史排放强度值、减排系数计算分配配额；三是基准值法。以确定的行业排放标杆值作为基准来计算分配配额。碳排放权交易本质上是一种金融活动7，在中国主要针对两类交易标的进行交易：一类是碳排放权碳配额；另一类是国家核证自愿减排量（Chinese Certified Emission Reduction，CCER）。CCER是指依据温室气体自愿减排交易管理暂行办法的规定，经国家发改委备案并在国家注册登记系统中登记的温室气体自愿减排量，企业获得CCER之后，可进入碳配额市场进行交易，或在履约期使用，以完成一定比例的配额清缴。目前，在全国7个试点区域市场CCER都可以进行交易。从目前已审批的CCER项目来看，数量占比最大的为风力发电，为90个，占比35%；其次为光伏发电，48个，占比19%。水电项目数量相对较少，数量占比仅为13%，但由于水电项目发电量大，减排量高，达1342万吨，占总减排量比重为25.4%。2017年国家发改委停止审批新的CCER项目，但2021年8月6日北京绿色交易所有限公司发布了全国温室气体自愿减排注册登记系统和交易系统的公开招标，这或许是CCER重启的重要标志。随着未来更多行业纳入碳交易市场，CCER的需求有望持续上升。重点排放单位可使用国家核证自愿减排量（CCER）或生态环境部另行公布的其他减排指标，抵消其不超过5%的经核查排放量。1单位CCER可抵消1吨二氧化碳当量的排放量，用于抵消的CCER应来自可再生能源、碳汇、甲烷利用等领域减排项目。CCER项目申请通道于2017年关闭，未来有望重启，交易中心落户北京。66双碳观察20234需求方面，2021年纳入全国碳市场的发电行业碳排放总量约40亿吨，若配额不足的企业碳排放量约占行业排放总量的一半，按5%抵消上限计，CCER需求上限约1亿吨；后期八大行业全部纳入碳市场，涉及排放总量约100亿吨，CCER需求上限约2.5亿吨。以目前数据测算，企业建设10MW分布式光伏电站，每年可以开发出约9000吨以上CCER，以50元/吨交易价，每年可在正常的光伏收益外增加碳交易收入47万元，如表1所示。当然，并不是所有的可再生能源项目都可以认证CCER，它需要经过相关部门的审批，更为先进的光伏应用形式和更优质的光伏系统无疑将更容易通过审批。参与碳市场排放的控排企业在一定周期内需对自己的二氧化碳排放指标进行履约，即当每年初始配额发放完毕后，在一年的履约周期内，控排企业需保证当年企业的二氧化碳排放量等于配额。如图1所示，当B企业二氧化碳排放量大于配额量时，其必须在市场上购买足以冲抵其超出部分的排放配额，而配额量有富余的A企业则可以将富余的碳配额或者通过绿色项目获得的CCER在市场上出售，获取利润。碳排放权交易体系的基本框架包含5个组成部分，分别是“体系排放上限”“体系覆盖范围”“配额初始分配”“监测、报告、核查机制（Measurement、Reporting and Verification，MRV）”和“遵约机制”。其中，碳排放权的配额分配又是碳交易是否有效的基础保证。除了配额和CCER外，碳市场还衍生出碳基金、碳期货、碳期权等金融衍生品，但目前在我国碳市场中并不活跃。碳市场对发电企业的影响碳市场对发电企业价值的影响由于发电企业拥有良好的数据监测系统，同时在清洁发展机制市场下已培养了熟练专业的碳资产管理技巧，在国内碳市场背景下进行碳资产管理是极为有优势的。其要素包括设立碳资产管理机构、建立温室气体报送系统、开发自愿减排项目、开展碳交易和履约，有助于提高企业价值。Koch和Bassen8探索了碳排放权价格的变化对欧洲电力部门股票价格的影响，结论表明碳排放权价格上升能提升碳交易市场中公司的股票收益，且这种正向效应在对碳价高度敏感行业的公司中更为显著。Jong9等研究发现，当企业具有较低的碳强度和较多的碳排放权时，股价实际上是由于排放权价格下降而增加的，这是因为市场预期未来会有更严格的政策约束，而碳强度低与充足的碳排放权储备能帮助公司抵御碳风险。涂建明10等提出了企业可以通过建立碳预算体系来应对其面临的碳排放压力，以规避政策风险。闫海洲11等研A企业配额富余B企业配额不足中碳登交易所个人二氧化碳排放权买卖机构 自源减排绿色减排项目CCER购买抵消 官方认证图1 碳排放权市场运行机制示意图20234创新企业增刊67究了气候变化和环境规制背景下企业碳排放信息披露对市场价值的影响，结果表明公司进行碳排放信息披露对其市场价值有正向的影响；与低碳排放企业相比，高碳企业披露碳排放信息更利于其市场价值提升；与位于非碳市场交易试点的公司相比，试点区域公司的碳排放信息披露对其价值影响不大。碳市场对发电企业创新能力的影响宋德勇12等通过搜集试点地区重点控排企业具体的配额分配方法数据，利用企业层面的配额分配方法考察了不同的配额分配方法对企业绿色创新的影响，结果表明碳排放权交易可以显著促进企业绿色创新，且在不同特征的企业中存在明显差异。胡珺13等基于中国2013年开始试点实施的碳排放权交易机制，考察了市场激励型的环境规制对中国企业技术创新的影响，研究发现碳排放权交易机制的实施显著推动了企业的技术创新，且碳市场的流动性程度越高，激励型环境规制对企业技术创新的推动作用更明显。但是，企业成本转嫁能力会在一定程度上削弱该环境规制的积极影响，当企业所承受的产品市场竞争程度更低、企业对客户和供应商的议价能力更高时，碳排放权交易机制对企业技术创新的推动作用相对降低。谢里14等研究了政府规划和实施的碳排放权交易市场试点政策如何影响企业当期发电技术项目投资的决策，表110MW电站开发CCER项目收益情况项目参与碳市场后（光电）利用小时数1150装机容量（MW）10年发电量（亿千瓦时）0.115火电单位碳排放（g/kwh）817机组碳减排量（万吨）0.94CCER授予比例（%）100碳价（元/吨）50出售配额增加收入（万元）47表2参与碳市场前后项目收益情况项目参与碳市场前（光电）参与碳市场后（光电）利用小时数11501150装机容量（MW）300300年发电量（亿千瓦时）3.453.45火电单位碳排放（g/kwh）817817机组碳减排量（万吨）28.1928.19CCER授予比例（%）100100碳价（元/吨）5050出售配额增加收入（万元）1409.51409.5度电收入增加（万元）0.04090.0409营收增加比例（%）11.6711.67结果表明减排政策会促进企业提高对低排放发电技术项目投资，特别是相对提高了这些地区低排放火力发电技术项目投资。廖文龙15等提出了绿色专利的良好转化运用能够促进绿色经济增长。余萍16等认为随着市场规模的扩大，碳交易市场的绿色效应和经济效应还会增加。碳市场对发电企业发电成本和营收的影响随着我国“双碳”进程不断加深，未来国内碳交易市场碳配额总量控制将趋严，且发电企获取免费碳配额的难度将加大，一部分配额将通过有偿分配方式分配给企业。一旦发电企业需要通过拍卖的方式购买配额，这部分费用就将直接内化，造成发电企业的度电成本升高。对于发电企业而言，碳交易市场对企业营收的影响主要有两个方面：一是发电企业购买碳配额造成度电成本升高，企业为了转嫁成本压力，势必提高电价，电价上涨增厚营收；二是我国的风电、光伏以及水电项目将产生大量的CCER，是市场CCER供给的主要来源，对这些企业而言，出售CCER将直接增厚营收。孙友源17等基于碳市场和电力市场发展趋势研究，以不同类型机组为对象，采用考虑配额分配机制的发电成本评价模型，分析了不同配额分配比例和碳价对发电机组经济性的影响：当前国家碳配额分配方案下，碳市场对燃气机组冲击远低于燃煤机组，机组碳成本随着配额有偿分配68双碳观察20234比例和碳价的增加而增加；当配额100%有偿购买时，煤电和气电收益受到巨大冲击、出现亏损，发电收益低于可再生能源；随着配额有偿分配比例和碳价增加，低排放机组在电力竞价市场中竞争优势加大。选取300MW光电项目进行测算，参数设定如下：取2020年全国光电平均利用小时数1150小时；参考各省2020年燃煤基准价，上网电价取0.35元/kwh；以三峡能源、国投等上市公司相关毛利率平均值为参考，光电项目营业成本为52.5%；参考三峡能源、大唐新能源等公司数据，光电项目费用率为25%；CCER卖出价格按50元/吨。测算结果如表2所示。短期来看，碳交易市场上线初期，由于碳配额分配相对较为宽松，碳价难以对发电企业成本造成实质性影响。此外，2017年之后，全国CCER项目审批终止，新能源项目暂时难以获得CCER补贴。从中长期来看，发电企业无法忽视碳交易市场对企业成本以及营收带来的影响。一方面，随着国家政策对碳排放总量控制趋严，配额价格有望进一步上涨，且电企需要购买配额的比例将上升，从而直接导致企业发电成本增加；另一方面，CCER审批后续有望放开，新能源发电项目未来依然能够获得部分CCER，进入配额市场交易后增厚企业营收。结语我国仍处于试点碳市场过渡到全国碳市场阶段，尽管我国已经率先在电力行业启动全国碳市场，但碳市场活力不足，碳价较低，碳金融属性释放不够。研究表明，碳市场对于实现碳排放减排目标、平抑企业碳风险具有重要作用、碳市场的健康发展是促进企业良好发展的重要推手。在自愿减排交易与碳配额交易问题上，是否重启CCER项目审核备案制度、是否扩大自愿减排量的抵消比例仍有诸多不确定因素。我国需尽快分阶段、分行业推动全国碳市场建设，确保试点碳市场平稳有序过渡到全国碳市场，释放碳市场活力；采取多种措施提升碳价，发挥碳价对碳减排成本的价格信号功能；加快推动碳金融衍生品市场建设，引入碳金融衍生品交易机制；建立全国碳市场交易的碳排放测量标准，不同行业的碳排放配额及交易规则、惩罚机制，加大对碳市场交易环节的监管力度。参考文献1World 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