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文竹碳中和专题研究报告：CCER，从方法学上把握碳交易市场机会
（报告出品方/作者：安信证券，邵琳琳）1. 碳交易市场建立，助力碳中和启航1.1. 国际碳交易机制发展史为应对全球气候变化，碳交易市场于 1992 年 6 月联合国环境与发展大会通过的《联合国气候变化框架公约》首次被提出，作为连接了低碳环境下实体经济和虚拟资本的桥梁，碳 交易通过市场交易机制实现了碳资产的优化配臵。1992 年通过的《联合国气候变化框架公 约》被确立为应对全球气候变化问题上进行国际合作的基本框架，于 1994 年生效。1997 年， 在《联合国气候变化框架公约》的基础上形成了《京都协议书》，该协议书创新性地通过引 入市场机制来解决“全球气候“的优化配臵问题。除此之外，《京都协议书》中规定了三种 补充性碳交易市场机制，用于降低各国实现减排目标的成本：1）国际排放贸易机制（IET）：发达国家之间交易或转让排放额度（AAUs），使超额排 放国家通过购买节余排放国家的多余排放额度完成减排义务；2）联合履约机制（JI）：发达国家之间通过项目产生的排减单位(ERUs)交易和转让，帮 助超额排放的国家实现履约义务；3）清洁发展机制（CDM）：发达国家通过资金支持或者技术援助等形式，与发展中国家 开展减少温室气体排放的项目开发与合作，取得相应的减排量，这些减排量被核实认证后， 成为核证减排量(CERs)，可用于发达国家履约。《京都协议书》中的三大市场机制为全球碳交易市场的发展奠定了基础，缔约国可通过 买入 AAUs 或 ERUs，或向发展中国家购买 CERs 来减低减排直接成本。自《京都协议书》发布以来，碳排放权交易市场陆续开始建设。2005 年欧盟启动了全 球首个碳交易市场，自此之后国际碳交易市场规模不断扩大。目前，全球已有四大洲 21 个 排放交易系统运作，覆盖 29 个辖区，涵盖了全球碳排放的 9%左右。到 2019 年年底，全球 碳排放交易系统收入累计超过 780 亿美金，其收入亦用于气候计划、环保等项目。根据国际 碳行动伙伴组织（ICAP）预计，考虑到中国碳市场建成运行，2020 年全球碳市场覆盖排放 份额将跳升至 14%。目前，欧盟、北美、新西兰、韩国等国家的碳市场建立较为完全。同时， 除了目前已经运行的碳市场以外，许多国家与地区正在筹建或考虑建立碳交易系统，包括中 国、俄罗斯、巴西等国家。随着越来越多的国家开展碳交易市场，碳交易已逐渐成为全球应 对气候变化的核心。CDM 市场规模日益壮大，交易体系日趋成熟。根据联合国环境规划署发布的数据，截 至 2021 年 3 月，共有 8415 个 CDM 项目进入 CDM 市场，除了由 DOEs 否定的 279 个项目、 终止的 2380 个项目、EB 拒绝的280 个项目和撤回的 65 个项目以外，7848 个项目已被注 册，3262 个 CDM 项目已获得 CER 颁发。CDM 项目主要集中在新能源（包括风能、水能、太阳能）、生物质发电、垃圾填埋气体 发电等项目。根据联合国环境规划署发布的数据，截至 2020 年，全球前十大项目类型总计 占比 93%，前三大 CDM 项目类型分别是风能、水能以及生物质发电，三大项目类型在前十 大 CDM 项目类型中占比达到约 70%。从 CDM 项目地区分布来看，CDM 项目主要分布在中 国、印度、东南亚、中东等地区的发展中国家，其中亚洲及太平洋地区的项目数量占到总量 的 80.1%, 其中，中国在项目数量和规模上均占据绝对优势。1.2. 从参与 CDM 到 CCER，我国碳市场迎风启航我国碳市场建设主要分为三个阶段：第一阶段从 2002 年至 2011 年，主要参与国际 CDM 项目；第二阶段从 2011 年至 2020 年，在北京、上海、天津、重庆、湖北、广东、深圳、福 建八省市开展碳排放权交易试点；第三阶段从 2021 年开始建立全国碳交易市场。1.2.1. 第一阶段：进入 CDM 市场2004 年，为管理清洁发展机制项目，我国制定了《清洁发展机制项目运行管理暂行办 法》。我国 CDM 项目的注册主要分为 7 个步骤：简单来说包括项目设计、核证、注册、实施、 监测与报告、核查以及认证。我国第一个 CDM 项目——荷兰政府与中国签订内蒙古自治区辉腾锡勒风电场项目于 2002 年获得政府批准，自此中国 CDM 市场正式拉开序幕。根据联合国气候变化框架公约公 布的数据，截至 2019 年我国 CDM 已注册项目数量已达到 3764 个，主要集中在云南、四川 和内蒙古，三省的 CDM 项目数量均超过 350 个。从 2005 年至 2012 年，我国 CDM 注册项 目数量大幅增长，从 2013 年开始，受实体经济不振的影响，整体能耗下降，全球第一大市 场欧盟碳交易市场的持续低迷导致需求持续下降，且由于欧盟对 2013 年后碳市场交易设臵 更多限制，同时国际上 CER 的不断签发导致供给过多，CER 价格随之下降。近两年来 CER 价格一直在 1 欧元以下波动。多方因素导致 2013 年之后我国 CDM 项目申请数量急剧下滑。从项目类型上看，我国CDM项目主要集中在风能和水电，两板块项目数量占全国总CDM 项目数量分别为 43%和 38.2%。1.2.2. 第二阶段：建立碳交易试点我国碳交易市场试点于 2011 年启动。2011 年 10 月 29 日，国家发改委办公厅发出《关 于开展碳排放权交易试点工作的通知》，建立七大碳交易试点市场，同意在北京、上海、天 津、重庆、湖北、广东、深圳等七省市开展碳排放权交易试点。各个试点地区在碳交易体系 的架构搭建上保持相对一致，均包含政策法规体系、配额管理、报告核查、市场交易和激励 处罚措施，又在细节上考量了各地区的差异性。福建省于 2016 年 12 月 22 日启动碳交易市 场，作为国内第 8 个碳交易试点。2017 年 12 月，我国印发了《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》，明确全国碳市场分基础建设期、模拟运行期和深化完善期三个阶段稳 步推进，并将于 2020 年在发电行业交易主体间开展碳配额现货交易，逐步扩大市场覆盖范 围，丰富交易品种和方式。CCER 项目在很大程度上与 CDM 项目相似。CCER（国家核证自愿减排量）指根据发 改委发布的《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》的规定，经其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。超额排放企业可通过在碳交易市场上购买 CCERs 抵消碳 排放超额部分。我国北京、上海、天津、重庆、湖北、广东、深圳七省市的碳排放交易试点陆续于 2013 年和 2014 年开放。从行业范围上看，电力、钢铁、石化、化工、水泥等高排放行业均被纳 入，除行业分类外，任何行业的企业只要超过一定的二氧化碳或标煤排放门槛，也将被纳入 各碳交易试点体系中。 各试点实行不同抵消机制，CCER 增长迅速。各试点均以 CCER 作为碳排放抵消指标， 但抵消比例不同。北京、上海试点 CCER 抵消使用比例不得超过当年核发配额量的 5%；天津试点抵消使用比例不超过当年实际排放量的 10%；深圳、湖北试点抵消使用比例不超过配 额量的 10%；广东的 CCER 抵消使用比例不超过企业上年度实际排放量的 10%；重庆抵消 使用比例不超过审定排放量的 8%。2019 年，中国碳市场 CCER 成交量累计 4309.5 万吨，广东、上海、四川、福建 CCER市场持续保持活跃，其中上海市场 CCER 成交量累计最高，共计成交 1512.5 万吨，占比 35%； 其次为广东、四川市场，成交 900 万吨左右，分别占总成交的 21%、19%；福建市场成交 460 万吨，约占总成交的 11%；其他市场 CCER 交易量占比均不超过 10%。根据中国自愿减排交易信息平台，截至 2020 年底，登记备案的 CCER 方法学共有 200 个，这些方法学的适用领域基本涵盖了所有联合国清洁发展机制方法学的范围，主要集中在 可再生能源（风电、光伏、水电等）、废物处臵（垃圾焚烧、垃圾填埋）、生物质发电、避免 甲烷排放（沼气回收）等领域。值得注意的是，从 2017 年 3 月开始，国家已经暂停对 CCER 项目、方法学等相关备案 申请，但我们预计未来随着碳中和政策持续推进，在碳市场建设相对完备后，CCER 的备案 申请也将重新开放。1.2.3. 第三阶段：全国碳交易市场的建立2014 年，国家发改委颁布了《碳排放权交易管理暂行办法》，明确了全国统一碳排放交 易市场的基本框架。2015 年，在《中美元首气候变化联合声明》以及巴黎气候 大会上宣布我国将于 2017 年建立全国碳交易市场。2016 年 10 月，国家发改委发布《关于 切实做好全国碳排放权交易市场启动重点工作的通知》，确定了全国碳市场纳入行业。2017 年 12 月，我国碳排放交易体系完成了总体设计，并正式启动。2020 年，随着“碳达峰、碳 中和” 的目标被多次提及，全国碳交易市场建设加快进行，《碳排放权交易管理办法（试行）》 于 2021 年 1 月发布，电力行业于 2021 年正式启动第一个履约周期。全国碳交易市场未来仍需完善。目前我国碳交易市场的建设仍处于起步阶段，未来相关 政策仍有进一步完善空间。以碳市场纳入行业为例，根据生态环境部于 2021 年 1 月发布的 《碳排放权交易管理办法（试行）》，全国碳市场交易首批仅纳入发电行业，在未来我国碳市 场建设逐渐成熟的情况下，将最终覆盖发电、石化、化工、建材、钢铁、有色金属、造纸和 国内民用航空等八大行业。根据前瞻产业研究院预测，2021 年我国碳交易市场成交量有望达到 2.5 亿吨，为 2020 年各个试点交易所交易总量的 3 倍，成交金额将达 60 亿元，到碳达峰的 2030 年累计交易额 或将超过 1000 亿元。2. CCER 发展空间大，项目收益可观由于发电原理及生产过程的差异，不同清洁能源企业在进行 CCER 备案时需要采用不同 的检测方法（即方法学）进行碳排放量的计量。国内 CCER 备案的方法学主要来自于清洁发 展机制（CDM）中的方法学。根据中国自愿减排交易信息平台，自 2013 年 3 月 11 日首次 公布以来，至2016 年 11 月，我国已累计备案 CCER 方法学 200 种，其中常规项目方法学 109 种，农林项目 5 种，小型项目 86 种。截至 2017 年 6 月末，国家发改委公示 CCER 审 定项目累计 2856 个，备案项目 1047 个，获得减排量备案项目 287 个。通过统计中国自愿减排交易信息平台公布的数据，截至 2017 年 4 月（之后暂停 CCER 项目、方法学等相关备案申请），CCER 已备案项目达到 861 个，减排量已备案项目达到 254 个，其中，风电、太阳能发电、垃圾焚烧项目占比最高，除此之外，生物质发电、沼气、热 电联产、碳汇等项目同样具有一定规模。本报告将详细分析风电光伏、生物质发电、沼气以 及热电联产 CCER 项目的减排情况以及 CCER 项目带来的收益。2.1. 风电光伏具备天然减排优势，通过 CCER 可显著增收在以风电、光伏为主的非化石电力的大力发展下，我国发电结构将持续优化。根据《中 国电力行业碳排放达峰及减排潜力分析》（陈怡等），在既有政策背景下，风电和光伏的发电 量之和占比到 2035 年预计达到 25%；在强化政策情景下，风电和光伏的发电量之和占比到 2035 年有望达到 40%。风光大力发展下，电力行业碳减排量有望高增。根据《中国电力行业碳排放达峰及减排 潜力分析》，假设按照风电、光伏带来的 CO2 减排贡献等于风光替代等量煤电所削减的 CO2 排放的定义，风电、光伏的加速发展所带来的 CO2减排量有望从 2025 年的 2.2 亿吨逐步 增加至 2030 年的 5.9 亿吨和 2035 年的 11.2 亿吨。因此，积极推进风光的可持续发展对 于推动电力行业减排具有重要意义。风力发电的主要原理是利用风力带动风车叶片旋转，再透过增速机将旋转速度提高，进 而促使发电机发电。根据可再生能源并网发电方法学（CM-001-V02）和 CCER 风电备案项目，风电在发电过程中可完全实现零碳排放，所发上网电量对应的基准排放量可完全归入项 目减排量，因此，风电项目在实现碳减排方面具有显著优势。以中节能乌鲁木齐达坂城 20 万千瓦风电项目为例，该项目安装了装 80 台单机容量为 2.5MW 的风力发电机组，总装机容量 200MW，属于大规模风电项目。本项目选择的方法学为CM-001-V02 可再生能源并网发电方法学（第二版），通过测算基准排放量（由风电替 代的火电厂 CO2 排放量）和项目排放量，根据公式：项目减排量 = 基准排放量 - 项目排放量基准排放量 = 本项目实施所提供的净上网电量*排放因子得出中节能乌鲁木齐达坂城 20 万千瓦风电项目从 2015 年 12 月 27 日至 2022 年 12 月 26 日计入期内预计总减排量为 2,590,489 tCO2，在监测期（2015 年 12 月 27 日至 2017 年 1 月 31 日）内所产生温室气体减排量为 134,152tCO2e。由于风电项目排放量为零，本 项目基准排放量即为项目减排量。CCER 有望为风电运营企业带来除发电效益以外的可观收益。我们根据中国自愿减排交 易信息平台披露的减排项目监测报告，选取了五个具有代表性的风电运营 CCER 项目：三峡 新能源四子王旗幸福风电场一期400MW风电项目、张家口沽源黄盖淖风电场200MW工程、 国家风光储输示范工程二期扩建张尚风电场 400MW 项目、龙源大丰风力发电有限公司江苏 大丰三期 200MW 风电项目以及中节能乌鲁木齐达坂城 20 万千瓦风电项目。根据计算单项 目的度电碳减排量，计算行业平均度电碳减排量。通过测算得出风电项目度电碳减排量约为 857.5 克/千瓦时。我们以节能风电为例，以公司 2020 年年度风电发电量为基础，计算公司 预期通过风力发电产生的年度碳减排量。公司 2020 年度风力发电量为 68.2 亿千瓦时，以 857.5 克/千瓦时的平均度电碳减排量进行计算，公司 2020 年风电碳减排量为 584.8 万吨。根据索比光伏网，2020 年，在我国率先实行碳交易试点的地区，CCER 价格约 30 元(5 美元 左右)/吨，预计未来交易价格仍将上涨。我们保守估计按照 30 元/吨的交易价格进行计算， 在不考虑 CCER 申请过程中相关成本的情况下，加速节能风电 2020 年风电发电量全部申请 CCER，公司预计通过 CCER 获得 1.75 亿元的额外收入。光伏发电保持稳定增长，减碳优势显著。根据国家统计局发布的数据，我国 2020 年光 伏发电量为 2605 千瓦时，同比增长 16.2%，占总发电量比重的 3.5%。2020 年光伏新增装 机量 48.2 兆瓦，同比增长 24.1%，累计装机量达到 253 兆瓦。以光伏发电为代表的清洁能 源消费量在能源消费结构中的占比逐年提升，由 2016 年的 19.1%增长至 2020 年的24.3%， 光伏发电产业依然保持稳定增长态势。从碳减排方面看，根据绿色和平环保组织发布的《中 国光伏产业清洁生产研究报告》所述，光伏发电在使用过程中不产生碳排放，在实现减碳目 标方面具备天然且显著的优势。以中国自愿减排交易信息平台（CCER）中备案的新疆天富能源 20 兆瓦光伏并网电站项目为例，该项目实际装机容量为 19.94 兆瓦，预计的 25 年运行期内平均年上网电量为 25550 兆瓦时，所发电量并入西北电网。项目年运营小时数为 1277.5 小时，负荷因子(PLF) 为 14.58%。本项目选择方法学 CM-001-V01（可再生能源发电并网项目的整合基准线方法 学（第一版））。通过测算基准排放量（即由光伏发电替代的火电厂 CO2排放量）和项目排放 量，根据公式：项目减排量 = 基准排放量 – 项目排放量基准排放量 = 项目活动净上网电量 * 排放因子得出新疆天富能源 20 兆瓦光伏并网电站项目在 2014 年 11 月 11 日（含）至 2016 年 12 月 31 日（含）这一为期 782 天的监测期内实际产生净上网电量 51694.879 兆瓦时，共减 排 4.3 万吨二氧化碳当量（tCO2e）。由于光伏项目的零排放特点，项目排放量为零，项目减 排量等于基准排放量。预计参与 CCER 将为光伏发电企业带来额外收益。根据中国自愿减排交易信息平台披露 的减排项目监测报告，我们选取了五个具有代表性的光伏发电减排项目计算单项目的度电碳 减排量，从而计算行业平均度电碳减排量。通过测算得出光伏发电项目度电碳减排约为 856 克/千瓦时。我们以国内较大的光伏发电企业，太阳能、林洋能源、大唐发电为例，以公司 2020 年上半年光伏发电量为基础，计算公司预期通过光伏发电产生的年度碳减排量。根据 索比光伏网，2020 年我国率先实行碳交易试点的地区的 CCER 价格约 30 元/吨，预计未来 交易价格仍将上涨。我们保守估计按照 30 元/吨的交易价格进行计算，在不考虑 CCER 申请 过程中相关成本的情况下，假设按照太阳能、林洋能源、大唐发电三家公司 2020 年上半年 光伏发电量全部申请CCER，得出三家公司相应预计通过 CCER可分别获得6685万元、2465 万元和 1643 万元的额外收入。2.2. 水电板块未来有望受益于 CCER水电虽然为可再生清洁能源，但由于其对生态环境具有一定负面影响，例如在建设过程 中产生废水、废气和固体废弃物，破坏所在地植被，对上下游水流产生影响，以及影响鱼类 繁殖等因素，水电一直以来极少被纳入 CCER，除上海之外，全国各碳交易试点对水电 CCER 项目均采用不同程度限制。根据各试点发布的碳排放抵消机制政策，北京、天津、深圳、广 东、重庆碳交易试点均不允许水电项目申请CCER，仅湖北试点允许小型水电项目参与CCER， 中大型水电项目不被纳入，上海对水电项目申请无限制。因此，根据中国自愿减排交易信息 网中披露的信息，减排量备案中水电项目较少。然而，根据联合国环境规划署，参考目前全球 CDM 项目类型，截至 2020 年底，全球 CDM 项目中水能项目占比 26%，仅次于风能，为第二大 CDM 项目类型。同时，由于国内 碳交易市场的建立，CCER 的交易需求大增。我们以首批纳入全国碳市场的重点电厂排放总 量进行计算，根据《全国碳排放交易权交易市场建设方案（发电行业）》，年排放超过 2.6 万 吨二氧化碳当量的企业，相当于综合能耗 1 万吨标准煤左右的企业将被纳入全国碳市场，第 一批共有 2225 家电力企业被纳入，碳排放总量超过 30 亿吨。假设以 30 亿吨的碳排放量进 行计算，按照 5%的碳排放配额抵消比例，粗略计算得出在全国碳市场建设初期 CCER 需求 量约为 1.5 亿吨/年，在未来八大行业均纳入全国碳市场后 CCER 需求量仍将大幅提升。然 而，根据中国自愿减排交易信息平台，目前已备案的 254 个 CCER 项目年均减排量仅为 5000 多万吨，远不及需求量。由于水电项目发电量大，减排量高，未来在碳交易市场建设成熟的 情况下水力发电项目有望被纳入 CCER。中国自愿减排交易信息平台中备案的水电项目较少，以四川雅砻江桐子林水电站项目为 例，水电项目采用可再生能源并网发电方法学（第二版）（CM-001-V02），以水能转化为电 能，项目碳排放量为零。本项目总装机 600MW，水库面积 4.52 平方千米，项目全投产后估算年上网电量为 2,975,000MWh。通过测算基准排放量（由水电替代的火电厂 CO2 排放量）和项目排放量， 根据公式：得出四川雅砻江桐子林水电站项目在监测期 2015 年 10 月 20 日~2016 年 7 月 25 日内 所产生温室气体减排量为 952,675 tCO2e。由于水电项目排放量为零，本项目基准排放量即 为项目减排量。我们选取了三个项目用于计算水电项目所能产生的度电减排量，项目分别为四川雅砻江 桐子林水电站项目、平武县泗耳河二级水电站以及甘孜州九龙县子耳河河口水电站。根据计 算水电项目平均度电碳减排为 723 克/千瓦时，虽然碳减排量小于风电以及太阳能发电，但 若未来碳交易市场 CCER 申请对水电开放，水电企业仍可依靠其大额发电量获得极高额外收 益。2.3. 垃圾焚烧量持续提升，焚烧发电将受益 CCER 展开我国生活垃圾焚烧处理量持续提升。根据国家统计局发布的数据，我国生活垃圾焚烧处 理量从 2015 年的 0.62 亿吨增长至 2019 年的 1.22 亿吨；焚烧处理量占比从 2015 年的34.3% 增长至 2019 年的 50.7%，焚烧发电厂建设同样处于高速发展期。目前，垃圾焚烧发电已成 为了促进垃圾资源化利用， 积极推进城乡垃圾无害化处理，实现垃圾减量化、资源化和无 害化的重要手段。从碳减排方面看，垃圾焚烧具有两大优势：1）与垃圾填埋比较，垃圾焚 烧可避免由于填埋产生的有害气体（主要为甲烷）；2）与火力发电对比，焚烧发电用焚烧余 热利用代替化石燃料从而在一定程度上减少温室气体排放。以中国自愿减排交易信息平台（CCER）中备案的佛山市南海垃圾焚烧发电一厂改扩建 项目为例，该项目是瀚蓝环境旗下垃圾焚烧项目，利用垃圾焚烧发电，将所发电量并入南方 电网，避免垃圾填埋产生的温室气体排放及替代以化石燃料电厂为主的南方电网同等电量， 从而 减少温室气体的排放。项目有三条日处理垃圾各为 500 吨的垃圾焚烧生产线，日处理 垃圾量 1500 吨，年处理垃圾量 50 万吨，项目年发电量 175,000MWh,，其中约 20%的电量 用于厂内自用， 其余 80%电量并入南方电网，即上网电量为 140,000MWh。本项目选择方 法学 CM-072-V01（多选垃圾处理方式（第一版））。通过测算基准排放量（垃圾填埋产生的 甲烷以及火力发电产生的温室气体基准排放）和项目排放量，根据公式：得出佛山市南海垃圾焚烧发电一厂改扩建项目从 2016 年 6 月 1 日至 2016 年 12 月 31 日共减排 8.1 万吨二氧化碳。预计参与 CCER 将为垃圾焚烧发电企业带来额外收益。根据中国自愿减排交易信息平台披露的减排项目监测报告，我们选取了五个具有代表性的垃圾焚烧发电减排项目计算单项目的度电碳减排量，从而计算行业平均度电碳减排量。通过测算得出垃圾焚烧项目度电碳减排 约为 704.1 克/千瓦时。虽然从 2017 年 3 月开始，国家已经暂停对 CCER 项目、方法学等相关备案申请，但我 们预计未来随着碳中和政策持续推进，在碳市场建设相对完备后，CCER 的备案申请也将重 新开放，预计届时有望为垃圾焚烧发电企业带来一定的额外收益。我们以国内较大的垃圾焚 烧运营企业瀚蓝环境、上海环境、伟明环保为例，以公司 2019 年发电量水平为基数（分别 为 177419.24 万千万时、247953.74 万千万时、187120.5 万千万时），计算公司预期通过垃 圾焚烧发电产生的年度碳减排量分别为 124.6 万吨、174.6 万吨、131.8 万吨。同时，根据 索比光伏网，2020 年，在我国率先实行碳交易试点的地区，CCER 价格约 30 元(5 美元左右)/ 吨，预计未来交易价格仍将上涨。我们保守估计按照 30 元/吨的交易价格进行计算，在不考 虑 CCER 申请过程中相关成本的情况下，假设按照瀚蓝环境、上海环境和伟明环保三家公司 2019 年上网发电所有项目全部申请 CCER，得出三家公司相应预计通过 CCER 分别获得 3738 万元、5238 万元和 3954 万元的额外收入。2.4. 生物质发电具备减排潜力，有望受益于 CCER生物质能总量丰富，装机容量持续增长。生物质是一种可再生碳源，主要包括木质素、 农林废弃物、畜禽粪便、生活垃圾等。生物质能发电即指利用生物质发电，目前的发电方式 主要包括农林废弃物直接燃烧发电、农林废弃物气化发电、生物质与煤混合发电、垃圾焚烧 发电、垃圾填埋气发电、沼气发电等等。根据 2018 年美国能源资料协会对全球生物质能产 量与消费量的预测结果，2020 年全球生物质能产量将达到 4.38 万亿英热单位，相当于约 12.8 亿千瓦时。发展生物质能发电已成为国际共识，2008 至 2017 年间，全球生物质能装机容量 从 53.59GW 增长至 109.21GW，年复合增长率 8.23%。我国生物质资源总量丰富，规模化欠缺限制当前发展。根据田宜水等《我国生物质经济 发展战略研究》，我国作为农业大国，生物质资源丰富，每年可产生农业生物质资源约 35.39 亿吨，林业生物质资源约 1.95 亿吨，城市生物质资源约 2.45 亿吨，总计 39.79 亿吨。其中 可能源化利用部分达 3.26 亿吨，占比约 8.2%。我国广大农村地区和林区是开发生物质能发 电的重点地区，但由于我国农业生产以家庭承包为主，秸秆等农林废弃物分散，储运困难且 成本高，较难实现规模化，这是当前国内在生物质能发电发展中面临的主要问题之一。作为重要的清洁能源，生物质能发电企业可通过 CCER 获得一定补贴，支持其发展，带 动地方参与积极性。以中国自愿减排交易信息平台（CCER）中备案的国能临泉生物质发电 项目为例，该项目实际装机容量为 30 兆瓦，配套 1 台 130t/h 生物质锅炉和 1 台单机容量为 30MW 的汽轮发电机组。预计年净上网电量为 187950 兆瓦时，年运营时间 7000 小时，负 荷因子 79.9%，所发电量并入华东电网。本项目选择方法学 CM-092-V01（纯发电厂利用生 物废弃物发电（第一版））。通过测算基准排放量（即与华东电网连接的所有化石燃料电厂的 排放量）、项目排放量和泄漏量，根据公式：项目减排量 = 基准排放量 – 项目排放量 – 泄漏量得出国能临泉生物质发电项目在 2015 年 2 月 10 日（含）至 2016 年 9 月 30 日（含） 这一为期 599 天的监测期内实际消耗生物质废弃物 46.23 万吨（湿基），实现减排 20.15 万 吨二氧化碳当量（tCO2e）。根据中国自愿减排交易信息平台披露的减排项目监测报告，我们选取了五个具有代表性 的生物质发电减排项目计算单项目的度电碳减排量，从而计算行业平均度电碳减排量。通过 测算得出生物质发电项目度电碳减排约为 602.7 克/千瓦时。按照 30 元/吨的 CCER 均价进行计算，生物质发电项目同样有望为公司带来较大额外收益。2.5. 沼气资源化利用，促进生态农业发展政策推动沼气资源化利用。2017 年发改委出台《全国农村沼气发展“十三五”规划》， 要求加快推进规模化大型沼气工程建设，促进沼气的高效综合利用。《2020 中国生物质发电 产业发展报告》的数据显示，在沼气发电方面，2020 年，沼气发电新增装机 14 万千瓦，累 计装机达到 89 万千瓦；沼气发电新增并网项目 50 个；累计发电量为 37.8 亿千瓦时。截至 2019 年底，全国 25 个省(区、市)沼气发电累计装机容量 79 万千瓦，较 2018 年增长 27%。 排名前五的省份累计装机容量合计占全国累计装机容量的 60%。沼气作为一种高效、安全、 环保的清洁燃料，借助沼气发电扶持政策，已经实现沼气资源化利用，产生电能和热能减少 碳减排。以中国自愿减排交易信息平台（CCER）中备案的浙江开启能源科技有限公司农业废弃 物资源化及沼气发电工程示范项目为例，该项目是开启能源旗下沼气发电项目，利用养殖场 等有机废弃物生产沼气用于发电，所发电力并入华东电网，避免了与所替代的电力相对应的 发电过程的 CO2 排放，从而实现温室气体减排。本项目利用有机废弃物生产沼气用于发电， 建成一座装机容量为 2MW 的沼气发电站，所发电量除满足自身发电设施使用外，全部供给 电网。该项目采用 2 台1MW 沼气发电机组，总装机容量为 2 MW，预计年供电量为 13,200MWh。本项目选择方法学 CM-086-V01 通过将多个地点的粪便收集后进行集中处理减排温室气体（第一版）。通过测算基准排放量和项目排放量，根据公式：得出浙江开启能源科技有限公司农业废弃物资源化及沼气发电工程示范项目从 2015 年 1 月 1 日至 2016 年 6 月 30 日共减排 18.6 万吨二氧化碳。建立沼气池既能够改善农村的畜牧环境，实现农村生态的可持续发展，又可以为农户提供可再生生物质能源，减少碳排放。多项农村沼气利用项目在湖北省、贵州省、四川省和云 南省的农村地区开设，通过建设沼气池回收利用其产生的沼气并替代燃煤用于炊事供热，为 农户提供清洁可再生生物质能源。本项目主要从两个方面产生温室气体减排量：一方面，通 过建设具有甲烷回收系统的沼气池，改变传统的畜禽粪便管理模式来减少甲烷的排放；另一 方面，沼气灶代替传统煤炉燃烧沼气，产生与使用煤炉相当的热量，从而减少了二氧化碳的 排放。据中国自愿减排交易信息平台披露的减排项目监测报告，我们选取了五个具有代表性 的沼气利用项目进行数据汇总，通过测算得出沼气利用项目年平均温室气体减排量 3.25 万 吨。缓解燃气供气压力，促进城镇化建设。我国能源生产供应结构不合理、总体缺口较大。 据北极星环保网，全国每年可用于沼气生产的农业废弃物资源总量约 14.04 亿吨，可产生物天然气 736 亿立方米，可替代约 8760 万吨标准煤。因此，发展农村沼气，可降低煤炭 消费比重、填补天然气缺口，进一步优化能源供应结构。同时我国的人口城镇化率稳步提升， 国家统计局数据显示，2019 年末常住人口城镇化率达 60.6%。按照国务院发展研究中心的 研究数据，城镇化率每提高 1 个百分点，能源消费至少会增长 6000 万吨以上标准煤。因 此沼气项目有效的解决了现存的燃气供应不足的问题，同时满足了人民对于清洁便利能源的 需求，有力推进新型城镇化建设。随着我国对可再生能源的不断重视和城镇化水平的不断提 高，沼气利用和发电项目有望为企业带来新的利润增长点。2.6. 热电联产项目持续推进，助力企业实现额外收益热电联产发电量持续增加。自 2016 年国家发改委在《生物质能发展“十三五”规划》 中鼓励农林生物质发电全面转向分布式热电联产和推进新建热电联产项目后，各省区市积极 进行热电联产改造，提高装机容量。《2020 中国生物质发电产业发展报告》的数据显示，在 农林生物质发电方面，2020 年，农林生物质发电新增装机 217 万千瓦，累计装机达到 1330 万千瓦；农林生物质发电新增并网项目 70 个；累计发电量约为 510 亿千瓦时。截至 2019 年底，全国 25 个省 (区、市)农林生物质发电累计装机容量973 万千瓦，较 2018 年增长 21%。 排名前五的省份累计装机容量合计占全国累计装机容量的 54.3%。目前我国生物质能资源丰 富，推进农林生物质能利用，能够有效减少农林秸秆有害化燃烧，减少雾霾污染和碳排放。以中国自愿减排交易信息平台（CCER）中备案的日照市北经济开发区生物质能热电联 产项目为例，该项目是日照丰禾旗下热电联产项目，利用生物质废弃物资源，例如木屑和玉 米秸秆，生产可再生能源电力，以替代当地电网以煤电为主的供电和燃煤锅炉的供热，以此 满足当地的电力需求和供热需要，减少温室气体排放。项目有两台 75t/h 高压高温燃秸秆水 冷振动炉排锅炉和一台 25MW 高压高温抽凝式汽轮发电机组，年发电量 137,500MWh，其 中自用电占17%，即年供电量为 114,000MWh。本项目可以向日照市城区每年供应工业用热 约 761,024GJ。同时，本项目主要使用木屑和玉米秸秆作为燃料，预计年消耗生物质 124,800 吨（干重）。本项目选择方法学 CM-075-V01 生物质废弃物热电联产项目（第一版）。通过测 算基准排放量（生物质废弃物数量、净热值和恰当的排放因子的乘积）、项目排放量和泄露 排放量，根据公式：项目减排量 = 基准排放量 - 项目排放量-泄露排放量得出日照市北经济开发区生物质能热电联产项目从 2015 年 11 月 21 日至 2016 年 11 月 20 日共减排 11.98 万吨二氧化碳。预计参与 CCER 将为热电联产企业带来额外收益。根据中国自愿减排交易信息平台披露 的减排项目监测报告，我们选取了五个具有代表性的热电联产减排项目进行分析，由于各热 电联产项目边界不一，利用方式差异较大，因此项目度电碳减排量差别较大。2.7. 碳汇造林潜力巨大，看好碳汇项目交易碳汇造林有效助力碳减排。碳汇指通过森林、草原、湿地等保护修复措施增加对温室气 体的吸收，减缓气候变化。我国大规模国土绿化行动成效显著。据国家林草局， “十三五” 期间，我国完成造林 5.29 亿亩，森林抚育 6.38 亿亩，全民义务植树累计达 28 亿人次，义务植树 116 亿株。我国的森林覆盖率已经提高到 23.04%，森林蓄积量超过 175 亿立方米。 目前我国碳汇造林项目已具备从育苗、栽种、设计到养育、监测的全产业链实施能力，有效 减少温室气体排放。研究数据表明，我国的碳汇能力逐步提升，通过大力培育和保护人工林， 2010-2016 年我国陆地生态系统年均吸收约11.1 亿吨碳，吸收了同时期人为碳排放的 45%， 可见林业碳汇在碳中和愿景中扮演重要角色，碳汇项目将助力我国实现碳中和目标。以中国自愿减排交易信息平台（CCER）中备案的大埔县碳汇造林项目为例，该项目是 丰溪现代林业发展旗下碳汇造林项目，通过植树造林，以增加森林碳汇量、减少大气中 CO2 的总体含量，达到减缓气候变暖趋势的目的。项目自 2012 年起，每年分别造林约 1850 公 顷，共计 7400 公顷；其中荒地造林 4248.86 公顷、疏残林地造林 3141.14 公顷。本项目选 择方法学 AR-CM-001-V01 碳汇造林项目方法学。通过测算基准排放量和项目排放量，根据 公式：得出大埔县碳汇造林项目从 2012 年 4 月 1 日至 2016 年 12 月 31 日共减排 3.8 万吨二 氧化碳。根据中国自愿减排交易信息平台披露的减排项目监测报告，我们选取了五个具有代表性 的碳汇造林项目，总结了各项目平均年度温室气体减排量和年造林面积，从而计算出碳汇造 林项目总体平均年度温室气体减排量 6.2 万吨。若以世界银行碳基金 2005 年确立的 29.25 元（4.5 美元）每吨的 CO2收购价格，碳汇造林项目每年平均可带来 181.35 万元（27.9 万 美元）的收益。积极联动林业碳汇交易和碳排放权交易。2014 年国家林业局出台的《关于推进林业碳汇交易工作的指导意见》中指出要找到林业碳汇交易与碳排放权交易之间的联系，通过鼓励 林业碳汇自愿交易项目作为抵消项目以及推进排放配额管理，参与碳排放权交易。全国多地 积极响应号召，完善清洁发展机制（CDM）林业碳汇项目交易，推进林业碳汇自愿交易。以 湖北省为例，2015 年湖北省通山县竹子造林碳汇项目是全国首个可进入国内碳市场交易的 CCER 竹子造林碳汇项目，预计 20 年的计入期内将产生 13.11 万吨减排量，年均减排量约 0.66 万吨。若未来 CCER 项目审批重启，碳汇造林项目有望为企业带来额外收益。十四五规划助力，绿色发展提升林业碳汇前景。十四五规划纲要提出我国森林覆盖率要 从 2019 年的 23.2%提升到 2025 年的 24.1%。《纲要》提出要着力提高生态系统自我修复能 力和稳定性，守住自然生态安全边界，加快推进东北森林带、北方防沙带等生态屏障建设健 全生态保护补偿机制，完善市场化多元生态补偿，鼓励各类社会资本参与生态保护修复，完 善森林、草原和湿地生态补偿制度。鼓励受益地区和保护地区、流域上下游通过资金补偿、 产业扶持等多种形式开展横向生态补偿。在列出的八项重要生态系统保护和修复工程中提到， 在黄河重点生态区将保护修复林草植被 80 万公顷，在长江生态区完成营造林 110 万公顷， 在东北森林带培育天然林后备资源 70 万公顷等。造林碳汇项目将有望在政策支持下获得批 准 CCER 并从中参与碳市场获得额外收益。生态修复重视程度加深，企业迎来新机遇。“十三五”期间，国家林业局生态湿地规划 明确表明至 2020 年湿地面积不低于 8 亿亩，重点指出黄河流域生态保护，长江生态保护等 国家级重点生态保护区域。据自然资源部，“十三五”期间，全国整治修复岸线 1200 公里、 滨海湿地 2.3 万公顷；开展了包括云南抚仙湖在内的 25 个山水林田湖草生态保护修复工程试点；开展长江干流和主要支流两侧、京津冀周边和汾渭平原重点城市等重点区域历史遗留 矿山生态修复，治理修复废弃矿点近 9000 个、面积达 2.5 万公顷，生态修复成效显著，生 态环境得到很大改善。近年来我国生态修复行业规模不断扩大，北极星环保网统计数据显示，2011 年起中国生 态修复行业市场规模持续增加，从 2011 年的 1656 亿元增长到 2018 年的 3199 亿元，除 2018 年外，生态修复行业市场规模增速持续加大，2012 年增速仅为 7.97%，到 2017 年增速已达 到 13.2%，2018 年增速回落到 6.88%。目前矿山生态修复项目测算所采用的方法学主要为 小规模非煤矿区生态修复方法学 CM-099-V01，为整治因采矿等人为或自然因素而损坏的矿 山废弃地，通过土地整治，乔、灌、草的种植及其他生态工程等措施，因地制宜恢复生态功 能，从而减少温室气体排放量，优化生态环境。企业受益于生态修复领域。以东珠生态为例，公司自 2010 年即开始将业务重心从传统 的景观建设上转移到生态环境修复及改造领域，截至 2019 年，公司在生态修复领域已取得 专利 18 项，2018 年生态湿地领域营业收入占总营收的 57.6%，2019 年生态修复收入占总 营收的 79.3%，比去年同比增加 37.7%。生态修复所带来的订单量激增提高公司营收，驱动 企业高速发展。绿茵生态利用自身生态修复领域技术优势，在盐碱地治理、矿山荒山修复、 水环境治理等多个生态修复领域展开研究，截至报告期末，公司累计申请国家专利 258 项， 累计获得国家专利 166 项，同时公司被评为国家重点高新技术企业（资源与环境领域），展 现公司在生态修复和环境治理领域的实力。2020 年年报显示公司实现营收 9.5 亿元，其中生 态修复项目营收 6.32 亿元，占总营收的 66.64%，2020 年生态修复项目毛利率 41.4%，同 比下降 1.83%。可见生态修复领域对公司贡献不断加大，未来随着碳交易市场的不断推进， 有望提高市场需求，为企业扩展经营范围。详见报告原文。（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）精选报告来源：【未来智库官网】。
冉雍《2020年中国碳价调查报告》：全国碳市场预计五年内趋于成熟
12月8日，由中国碳论坛、ICF国际咨询以及北京中创碳投共同编写的《2020年中国碳价调查报告》(下称“报告”)在北京发布。报告称，目前我国重点排放企业已在为碳市场建立积极筹备，业内普遍认为，全国碳排放交易体系预计将在未来五年内趋于成熟完善。据介绍，这一报告收集了567位各行业人士对于中国碳市场预期的反馈。在受访者之中，约有75%来自于重点排放行业，其中有32%的受访者来自于当前我国碳市场试点地区，67%来自于非试点地区。分析认为，此次报告调研的范围已覆盖到全国绝大部分省市，全国各地对碳市场的参与度已越来越高。报告结果显示，约半数的受访者预计全国碳市场将于2021年正式启动交易，电力行业将是首先纳入交易的重点领域，随后碳市场涵盖范围最有可能纳入水泥、钢铁、化工、电解铝等重点排放行业。同时，超过70%的受访者认为，在2025年前我国能够建立一个成熟完善的碳市场。据记者了解，此次碳市场调查开展于2020年7月至8月，调查开展后不久，我国就作出了力争在2060年实现碳中和的重要承诺。报告共同作者之一、欧洲环保协会中国办事处首席代表龙迪(Dimitri de Boer)认为，调查结果表明了受访者对中国气候行动的信心。“即使在中国作出碳中和承诺之前，同时也有疫情的挑战，市场仍预期全国碳市场将很快启动。”报告预测称，在建立之初，全国碳排放权交易价格预期约为49元/吨，到2030年碳价有望达到93元/吨，并于本世纪中叶超过167元/吨。同时，考虑到我国在调查开展之后作出了碳中和承诺，报告作者认为，最新价格预期很可能高于调查结果。据记者了解，在2013年至2016年期间，我国已在北京、重庆、上海、天津、深圳五个城市以及广东、湖北和福建三个省份相继启动碳市场试点，在配额分配机制、覆盖行业、抵消机制等方面进行了尝试。在今年11月，生态环境部发布《全国碳排放权交易管理办法(试行)》和《全国碳排放权登记交易结算管理办法(试行)》并就两项文件公开征求意见，也成为了自碳市场试点启动以来首次发布的国家层面系统性规则。我国碳市场建立在即，报告结果却显示，在调查过程中，有超过半数的受访企业准备仍有所不足——“不知何时会被纳入碳交易市场”、“企业领导不够重视”、“没有专职员工负责碳资产管理和排放交易业务”等反馈均出现在报告回复之中。对此，报告援引一位来自湖北某电力公司受访者的建议称，在加入全国碳排放权交易体系前，“公司内部相关制度建设、部门职责分工需要进一步优化”。同时，也有业内人士建议，纳入碳排放体系的公司需要开展相关法律法规的内部管理和培训。报告结论称，从近几年的调查结果来看，业内人士普遍认为碳排放权交易体系的建设将对投资决策产生越来越大的影响。龙迪指出，随着气候转型在中国和全球范围内蓄势待发，企业在作出投资决策时，应该将碳价这一重要因素考虑在内。联合国开发计划署驻华代表白雅婷(BeateTrankmann)在发布会上表示：“碳价反映了燃烧化石燃料的所有成本，是激励低碳经济转型的重要因素，也是我们应对气候变化、实现可持续发展目标所作出的共同努力的一部分。”能源基金会中国低碳转型项目主管陈灵艳则指出，最近我国提出的碳达峰以及碳中和目标对市场释放了一个强有力的信号，但同时也需要大量的资金和人力投入来实现这一目标。为此，她强调：“要实现气候目标需要公共资金与市场资源形成合力，在‘十四五’期间，建议我国环境部门和金融部门进行更多的对话，更加关注碳市场以及碳金融的衔接，在碳市场的机制设计等方面开展更多的协调工作。”联合国开发计划署亚太区高级经济顾问郝博霖(BalázsHorváth)也强调，中国碳市场的建立很可能影响到未来可再生能源等行业的投资决策，各大机构以及企业在作出投资决策时，应更多地关注未来碳价预期，而不仅仅局限于当下的碳价。报告的另一位共同作者——中创碳投公司副总经理钱国强则表示：“碳价将是推动减排的重要手段之一，这对中国实现到2060年建成一个碳中和社会的长期愿景尤为重要。我们希望全国碳市场能尽快开始交易。”（文章来源：中国能源报）
数日不见建立全国统一碳交易市场关键问题研究
【能源人都在看，点击右上角加'关注'】北极星大气网讯:【摘要】自十八世纪工业革命以来，环境问题一直是阻碍人类可持续发展的重大课题。习近平主席在十九大报告中指出要引导应对气候变化国际合作，成为全球生态文明建设的重要参与者、贡献者、引领者。中国借鉴国际先进做法，于2013年相继成立“两省五市”碳交易市场，通过政府与市场双“手”合作引导企业自觉淘汰落后产能，加大清洁能源开发利用，减少CO2等温室气体排放，缓解环境压力。但是在试点过程中，出现了一些国际通病与中国特有问题亟待解决。本文运用会计学，经济学等方法理论，通过对相关问题与案例的研究思考，为加快建立全国统一碳交易市场进言献策。1、碳交易市场的形成与运行为促进企业节能减排，提高企业环保意识，七大试点相继对纳入体系的控排企业实施碳排放配额以及中国核证自愿减排量（以下简称“CCER”）管理。所谓碳排放配额就是规定企业在一定区域时间内二氧化碳（其他温室气体可以折算成二氧化碳当量衡量）排放的总量，于是碳排放配额也被称作碳排放权配额。市场是资源配置的一种方式，通过价格引导资源的有效配置。碳排放权本质是行政许可即是一种权力，而权力是一种无形资源，因此碳排放权就形成了碳配额交易市场的基础。与行政命令不同，通过碳交易市场机制，企业不必拘泥于某种减排方式或者减排任务，具有较大的灵活性。另外，根据微观经济学理论，资源只有具备稀缺性并且符合科斯定理，就会自发形成竞争市场，促进资源的合理配置。因此政府应严格控制碳配额发放总量，做好企业注册登记，引导市场形成碳排放权定价，吸引资本流入，形成经济效益与环境效益。企业在期初获得政府发放的碳配额，到了期末，要根据期间二氧化碳排放额上交对应数量的配额，称为履约，这样就形成了一级市场的交易循环。CCER作为补充机制，可作为清缴配额用于履约，抵消企业部分实际排放量，因而也具有市场交易价值。企业的减排成本较低，就会剩余部分碳配额，基于利益最大化目的，企业可以留待下期抵用，或者卖给减排成本高的企业，促进企业碳减排总成本的降低，逐渐形成了碳配额交易的二级市场。由于企业只需要在履约期拥有对应的碳排放配额，而在持有期间，企业可以根据市场波动自由买卖碳配额，形成投资收益，因此吸引了金融机构与投资机构介入形成交易平台，并逐渐出现碳债券，碳期货等金融产品，比如上海试点的远期产品，广东试点的碳债券等等，极大丰富了碳交易市场体系。目前，各试点的监管主要以当地政府为主，主要是各试点交易范围不广，虽然总量巨大，但市场间流动性不强，因此并不具备设立专门监管机构的条件。综上所述，碳市场就是以碳配额，CCER及相关衍生金融产品为交易标的，控排企业与金融机构为交易主体，政府主导，监管，兼顾经济效益与环境效益的碳交易市场。1.1碳交易市场流动性问题经济理论认为金融市场的适度的流动性能够促进市场交易，是发挥市场的价格发现功能和运作效率的必要前提。从实践来看，碳交易市场也是如此。国内多名学者指出，中国碳市场流动性较差，交易量集中在履约窗口期，而在平时交易较少。以北京试点2017年交易情况为例，北京的履约窗口期为每年的6月1日-6月30日。在该期间，北京试点碳交易量为951459吨，而全年的交易量为2323443吨，窗口期占了全年交易量的40.95%。临近窗口期交易数量大幅增加，带动价格的剧烈波动。另外，由于各试点间政策，核算方式等差异，试点间的流动性更差，几乎形成了区域壁垒，这对建立全国统一碳交易市场带来了巨大挑战。1.2 碳价格波动与企业价值问题以2008年为时间段，在八个试点（福建试点于2017年成立）的碳交易价格情况中除了湖北，天津，广东外，其余试点价格波动频繁。依前面所述，企业有关碳配额的期中计量均以公允价值予以调整。由于碳价的剧烈波动，极有可能造成企业即便减排了也会企业价值减损，不利于企业参与碳配额交易的积极性。而对于超排企业，有可能造成超排带来的效益超过购买碳配额带来的损失，造成整体效益的提升。下面我们以在上海和香港证券交易所上市的中国神华能源股份有限公司（601088）（下面简称中国神华）为例，具体阐释碳价波动与企业价值问题。由于企业并不披露有关碳交易的具体数据，因此本文主要是借实际公司的交易与碳价的数据来说明问题，具体的交易数据都是不失一般性的假设。根据北京试点碳价变动，再结合上述内容，不妨假设中国神华还在2017年启动锦界电厂“十万吨级二氧化碳捕集与封存全流程示范项目”中初始投入为100万元，后续的管理测定为10万元，在18年3月20日顺利通过国家测定，当日CCER交易价格为25元/吨。在2016年-2017年发生以下碳交易业务：2016年6 月30日，中国神华收到政府免费分配的碳排放配额500 万吨，持有目的不明，可能在市场状况比较好的情况下将其出售或将来在减排任务较重的情况下用于履约，6月30日北京碳交易价格为39.45元/吨。2016年7月18日，中国神华在碳交易市场花费 5500万元购买100万吨二氧化碳当量的碳排放权（按可供出售金融资产处理），该日市场价为53.56元/吨。中国神华决定暂时持有碳排放权，根据自身排放情况确定该排放权用途。针对情况一，先对碳固项目进行会计处理：（单位：万元）借：消耗性生物资产—碳固项目 100 （初始投入） 贷：银行存款 100借：碳管理费用 10（管理测定费用） 贷：银行存款 10借：碳无形资产 250 （10万*25）贷：消耗性生物资产—碳固项目 100 碳递延收益—碳固项目 150下面对16-17年度的碳配额进行会计处理对于期初政府免费发放的：借：碳无形资产 19725（公允价值入账） 贷：碳递延收益 19725第一季度：借：碳无形资产 6775（公允价值调整） 贷：碳递延收益 6775借：碳递延收益 6625（按季度分摊） 贷：碳营业外收入 6625借：碳管理费用 5300（根据第一季度的实际排放量确认负债）贷：预计负债—碳排放 5300第二季度：借：碳资本公积—其他资本公积240（第二季度根据公允价值调整已确认的预计负债）剩下的会计分录方法同上期末：借：预计负债—碳排放 32714.5（根据实际排放量履约）贷：碳无形资产 32714.5由于超排了150万吨，中国神华决定将在16年7月18日市場购买的100万吨配额再在市场购买50万吨用于履约。借：碳可供出售金融资产 2516.5 贷：银行存款 2516.5将碳可供出售金融资产转入碳无形资产借：碳无形资产 7549.5 碳可供出售金融资产—碳公允价值变动损益 467贷：碳可供出售金融资产 8016.5情况二会计处理类似。最后总结如下：从上表可以看出，情况一虽然企业超排了150万吨，但是碳所有者权益依然是正的，这是由于碳配额的价格波动，预计负债变动（1733.5）即履约成本的减少与可供出售金融资产公允价值变动（-467）所积累的结果。而在情况二下，中国神华16-17年度减排二氧化碳50万吨，但是碳所有者权益却减少了378.5万元，这主要是因为公允价值的提高导致企业履约成本的增加。另外，企业由于减排，账上还有碳无形资产2766.5万元，如果碳市场碳价下行，会导致企业价值再度受损。由于这是政府免费发放的配额，所以即便账面上是亏损的，但是企业并没有发生真正的现金流出。但是，政府有偿发放配额必然是大势所趋，还有如果这是从碳交易市场上购买的配额，可以预见，企业的损失将会是巨大的。经济效益与环境效益不能协调，加重了企业减排成本。由于碳市场刚刚建立，上述假设的交易与价格波动在实际中经常发生，那么上述不合理的情况就会影响市场正常运行，打击了减排企业的积极性，给了超排企业钻漏洞的机会。当然，即便成熟的市场，价格波动也在所难免，我们不能为企业的投融资决策失误而买单，但是我们必须为市场不合理的运行而付出代价。因此，为了杜绝上述情况的发生，建议如下（1）补偿机制：政府通过有偿发放获得的资金和对超排企业的处罚获得应该用于弥补市场不完善导致的企业亏损。（2）价值提升机制：上述两种情况的发生都是由于碳配额公允价值的降低。因此，政府应该适度收紧碳配额的发放，预留部分配额或者通过有偿发放，给予二级市场一个价格信号，限定碳配额的最低价格。政府也可以通过扩大拍卖发放的数量，充分发挥市场的定价作用，提升碳配额价值。（3）价格稳定机制：扩大控排企业范围，做大市场的同时提升市场流动性。较强的流动性可以起到稳定碳价，减少大起大落的作用。加强监管，坚决防止内部交易或者市场操纵的现象发生。内部交易与市场操纵对市场运行的破坏是巨大的，会造成碳价的剧烈波动从而引起企业不必要的价值变化，加强监管的目的最终还是要稳定碳价。2、结论与展望根据此前中国金融学会绿色金融专业委员会碳金融工作组发布了《中国碳金融市场研究报告》，报告测算了未来中国碳金融市场的规模，初步分析显示，2017 年后如果能够推出相关的碳金融交易工具，保守情景下交易规模能达到 600-800 亿元;2020 年后，保守情景下交易规模能达到 1000～1200 亿元。可以说，碳市场会是中国下一个投资“风口”。但是碳市场的主要目的不是让企业或者金融机构获利，其主要目的是在保护环境的同时降低企业总的减排成本，实现经济效益与环境效益的统一。但是碳市场与金融市场不同，经济效益是次要的，环境效益才是主要的。可以预见未来中国的减排任务得以实现，环境适宜，没有污染，那么碳市场也就没有了存在的意义。但是，在当前环境下，我们还是需要积极参与碳市场的开发，做好顶层设计，建好基础设施，解决上述问题。尽快建成中国统一碳交易市场，与国际接轨，就像习主席所说：“成为全球生态文明建设的重要参与者、贡献者、引领者”。免责声明：以上内容转载自北极星环保网，所发内容不代表本平台立场。全国能源信息平台联系电话：010-65367702，邮箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社
堕汝形骸2020年中国碳交易市场现状及发展趋势分析 成交金额创下新高
碳排放权交易市场是指以温室气体排放配额或温室气体减排信用为标的物所进行的交易的市场。我国碳交易市场金额自建立起呈现增长态势，并且各个试点呈现了不同的市场样貌，未来在十四五期间，市场将会继续壮大和完善，为实现碳中和等的减排目标助力。碳市场是一种全新的环境经济政策工具，其最大的创新之处在于通过“市场化”的方式解决环境问题通过发挥市场在资源配置中的决定性作用，在交易过程形成合理碳价并向企业传导，促使其淘汰落后产能或加大研发投资。碳市场机制特别是碳金融的发展有助于推动社会资本向低碳领域流动，有利于激发企业开发低碳技术和应用低碳产品，带动企业生产模式和商业模式发生转变，提高企业的市场竞争力，为培育和创新发展低碳经济提供动力。2012年以前，中国碳市场发展较缓慢，主要以参与清洁发展机制(CDM)项目为主。随着后京都时代到来，中国开启了碳市场建设工作，对建立中国碳排放权交易制度做出了相应决策部署。2011年11月，中国发布《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，拉开碳市场建设帷幕。从2013年6月，深圳率先开展交易，其他试点地区也在2013年到2014年先后启动市场交易。从我国2014-2020年碳交易市场成交量情况来，成交量整体呈现先增后减再增的波动趋势，2017年我国碳交易成交量最大，为4900.31万吨二氧化碳当量;2020年全年，我国碳交易市场完成成交量4340.09万吨二氧化碳当量，同比增长40.85%。从我国碳交易市场的成交金额变化情况来看，2014-2020年我国碳交易市场成交额整体呈现增长趋势，仅在2017、2018两年有小幅度减少。2020年我国碳交易市场成交额达到了12.67亿元人民币，同比增长了33.49%，创下碳交易市场成交额新高。由于我国的企业地理分布形势以及各试点的建设进度不同，我国各个试点省市的碳交易市场情况尽不相同，差异性很高。以各个试点自建立到2021年3月底间的交易总量和交易总额来看，湖北省的碳交易市场的交易总量和交易总额都位居第一，其成交总量为7827.6万吨，占比32.46%;成交总额为16.88亿元人民币，占比28.81%。位居第二的则是广东省碳交易市场，自成立起共有碳交易成交总量7755.1万吨，占比为32.16%;成交金额15.91亿元，占比为27.14%。从各试点的年交易量变化情况来说，2020年广东碳市场成交量居于试点碳市场首位，成长性最高，2020全年成交约1948.86万吨碳配额，是试点市场中唯一交易量破1500万吨的碳市场。其次是湖北省碳交易市场，2020年交易量重新恢复到千万吨水平，为1421.62万吨。各试点中，深圳碳交易市场活跃度较明显呈现下降趋势，自2016年后深圳市场的成交量就逐年下降，2020年仅为55.13万吨。从现阶段碳交易试点的配额价格情况看，各地迥异的总量确定方法和配额分配方案导致碳价格差异较大。从图中可以看出北京碳交易市场的配额均价为所有试点中最高的，2020年市场均价为每吨89.49元。其余市场的2020年配额均价都在每吨40元以下，并且深圳市场、福建市场的单价仍然存有明显的下降趋势。不过未来，随着全国碳交易市场在2021年6月底前上线交易，以及发电企业的参与，未来将出现全国与地方两种碳交易价格，全国碳交易市场与地方碳交易市场都是独立的交易市场，价格之间没有联动机制，但全国市场的价格会影响地方区域市场的价格，使得价格波动出现更强关联性。未来，在碳达峰、碳中和目标下，“十四五”期间，全国碳排放权交易市场有望加快发展。首先，市场内纳入行业范围有望继续扩大，发电行业是我国温室气体排放量最高的行业，率先被纳入碳排放权交易体系。据国合会相关专家介绍，未来包括发电在内的石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、航空等八个重点行业，有望逐步纳入碳交易体系。其次，我国有望进一步推动碳金融产品创新，增强碳市场的价格发现功能，并有望开展碳基金、碳资产质押贷款、碳资产授信、碳保险等各项碳金融服务，促进碳价发现机制的形成，推动碳金融体系深化发展。从试点市场情况看，覆盖范围上，部分试点地区包含除全国碳排放权交易体系规定的八大行之外的行业，例如公共建筑和服务业;企业纳入门槛上，部分试点地区对于纳入企业排放量标准的规定，低于全国碳排放权交易体系。目前我国全国碳交易体系即将步入初期运行阶段，试点市场短期内仍有望继续发挥作用，对全国碳市场交易体系起到良好的补充。未来随着全国碳交易机制的逐步建设和完善，试点市场的活跃度可能会受到一定影响。更多本行业研究分析详见前瞻产业研究院《中国清洁发展机制（CDM）产业市场前瞻与投资战略规划分析报告》，同时前瞻产业研究院提供产业大数据、产业规划、产业申报、产业园区规划、产业招商引资、IPO募投可研等解决方案。
年寿长矣调查报告：全国碳市场预计五年内趋于成熟
本报讯记者李丽旻报道：12月8日，由中国碳论坛、ICF国际咨询以及北京中创碳投共同编写的《2020年中国碳价调查报告》(下称“报告”)在北京发布。报告称，目前我国重点排放企业已在为碳市场建立积极筹备，业内普遍认为，全国碳排放交易体系预计将在未来五年内趋于成熟完善。据介绍，这一报告收集了567位各行业人士对于中国碳市场预期的反馈。在受访者之中，约有75%来自于重点排放行业，其中有32%的受访者来自于当前我国碳市场试点地区，67%来自于非试点地区。分析认为，此次报告调研的范围已覆盖到全国绝大部分省市，全国各地对碳市场的参与度已越来越高。报告结果显示，约半数的受访者预计全国碳市场将于2021年正式启动交易，电力行业将是首先纳入交易的重点领域，随后碳市场涵盖范围最有可能纳入水泥、钢铁、化工、电解铝等重点排放行业。同时，超过70%的受访者认为，在2025年前我国能够建立一个成熟完善的碳市场。据记者了解，此次碳市场调查开展于2020年7月至8月，调查开展后不久，我国就作出了力争在2060年实现碳中和的重要承诺。报告共同作者之一、欧洲环保协会中国办事处首席代表龙迪(DimitrideBoer)认为，调查结果表明了受访者对中国气候行动的信心。“即使在中国作出碳中和承诺之前，同时也有疫情的挑战，市场仍预期全国碳市场将很快启动。”报告预测称，在建立之初，全国碳排放权交易价格预期约为49元/吨，到2030年碳价有望达到93元/吨，并于本世纪中叶超过167元/吨。同时，考虑到我国在调查开展之后作出了碳中和承诺，报告作者认为，最新价格预期很可能高于调查结果。据记者了解，在2013年至2016年期间，我国已在北京、重庆、上海、天津、深圳五个城市以及广东、湖北和福建三个省份相继启动碳市场试点，在配额分配机制、覆盖行业、抵消机制等方面进行了尝试。在今年11月，生态环境部发布《全国碳排放权交易管理办法(试行)》和《全国碳排放权登记交易结算管理办法(试行)》并就两项文件公开征求意见，也成为了自碳市场试点启动以来首次发布的国家层面系统性规则。我国碳市场建立在即，报告结果却显示，在调查过程中，有超过半数的受访企业准备仍有所不足——“不知何时会被纳入碳交易市场”、“企业领导不够重视”、“没有专职员工负责碳资产管理和排放交易业务”等反馈均出现在报告回复之中。对此，报告援引一位来自湖北某电力公司受访者的建议称，在加入全国碳排放权交易体系前，“公司内部相关制度建设、部门职责分工需要进一步优化”。同时，也有业内人士建议，纳入碳排放体系的公司需要开展相关法律法规的内部管理和培训。报告结论称，从近几年的调查结果来看，业内人士普遍认为碳排放权交易体系的建设将对投资决策产生越来越大的影响。龙迪指出，随着气候转型在中国和全球范围内蓄势待发，企业在作出投资决策时，应该将碳价这一重要因素考虑在内。联合国开发计划署驻华代表白雅婷(BeateTrankmann)在发布会上表示：“碳价反映了燃烧化石燃料的所有成本，是激励低碳经济转型的重要因素，也是我们应对气候变化、实现可持续发展目标所作出的共同努力的一部分。”能源基金会中国低碳转型项目主管陈灵艳则指出，最近我国提出的碳达峰以及碳中和目标对市场释放了一个强有力的信号，但同时也需要大量的资金和人力投入来实现这一目标。为此，她强调：“要实现气候目标需要公共资金与市场资源形成合力，在‘十四五’期间，建议我国环境部门和金融部门进行更多的对话，更加关注碳市场以及碳金融的衔接，在碳市场的机制设计等方面开展更多的协调工作。”联合国开发计划署亚太区高级经济顾问郝博霖(BalázsHorváth)也强调，中国碳市场的建立很可能影响到未来可再生能源等行业的投资决策，各大机构以及企业在作出投资决策时，应更多地关注未来碳价预期，而不仅仅局限于当下的碳价。报告的另一位共同作者——中创碳投公司副总经理钱国强则表示：“碳价将是推动减排的重要手段之一，这对中国实现到2060年建成一个碳中和社会的长期愿景尤为重要。我们希望全国碳市场能尽快开始交易。”
大明《2020年中国碳价调查报告》：调查报告：全国碳市场预计五年内趋于成熟
【能源人都在看，点击右上角加'关注'】这一报告收集了567位各行业人士对于中国碳市场预期的反馈。由中国碳论坛、ICF国际咨询以及北京中创碳投共同编写的《2020年中国碳价调查报告》（下称。约半数的受访者预计全国碳市场将于2021年正式启动交易。12月8日，由中国碳论坛、ICF国际咨询以及北京中创碳投共同编写的《2020年中国碳价调查报告》（下称“报告”）在北京发布。报告称，目前我国重点排放企业已在为碳市场建立积极筹备，业内普遍认为，全国碳排放交易体系预计将在未来五年内趋于成熟完善。据介绍，这一报告收集了567位各行业人士对于中国碳市场预期的反馈。在受访者之中，约有75%来自于重点排放行业，其中有32%的受访者来自于当前我国碳市场试点地区，67%来自于非试点地区。分析认为，此次报告调研的范围已覆盖到全国绝大部分省市，全国各地对碳市场的参与度已越来越高。报告结果显示，约半数的受访者预计全国碳市场将于2021年正式启动交易，电力行业将是首先纳入交易的重点领域，随后碳市场涵盖范围最有可能纳入水泥、钢铁、化工、电解铝等重点排放行业。同时，超过70%的受访者认为，在2025年前我国能够建立一个成熟完善的碳市场。据记者了解，此次碳市场调查开展于2020年7月至8月，调查开展后不久，我国就作出了力争在2060年实现碳中和的重要承诺。报告共同作者之一、欧洲环保协会中国办事处首席代表龙迪（Dimitri de Boer）认为，调查结果表明了受访者对中国气候行动的信心。“即使在中国作出碳中和承诺之前，同时也有疫情的挑战，市场仍预期全国碳市场将很快启动。”报告预测称，在建立之初，全国碳排放权交易价格预期约为49元/吨，到2030年碳价有望达到 93 元/吨，并于本世纪中叶超过 167 元/吨。同时，考虑到我国在调查开展之后作出了碳中和承诺，报告作者认为，最新价格预期很可能高于调查结果。据记者了解，在2013年至2016年期间，我国已在北京、重庆、上海、天津、深圳五个城市以及广东、湖北和福建三个省份相继启动碳市场试点，在配额分配机制、覆盖行业、抵消机制等方面进行了尝试。在今年11月，生态环境部发布《全国碳排放权交易管理办法（试行）》和《全国碳排放权登记交易结算管理办法（试行）》并就两项文件公开征求意见，也成为了自碳市场试点启动以来首次发布的国家层面系统性规则。我国碳市场建立在即，报告结果却显示，在调查过程中，有超过半数的受访企业准备仍有所不足——“不知何时会被纳入碳交易市场”、“企业领导不够重视”、“没有专职员工负责碳资产管理和排放交易业务”等反馈均出现在报告回复之中。对此，报告援引一位来自湖北某电力公司受访者的建议称，在加入全国碳排放权交易体系前，“公司内部相关制度建设、部门职责分工需要进一步优化”。同时，也有业内人士建议，纳入碳排放体系的公司需要开展相关法律法规的内部管理和培训。报告结论称，从近几年的调查结果来看，业内人士普遍认为碳排放权交易体系的建设将对投资决策产生越来越大的影响。龙迪指出，随着气候转型在中国和全球范围内蓄势待发，企业在作出投资决策时，应该将碳价这一重要因素考虑在内。联合国开发计划署驻华代表白雅婷（BeateTrankmann）在发布会上表示：“碳价反映了燃烧化石燃料的所有成本，是激励低碳经济转型的重要因素，也是我们应对气候变化、实现可持续发展目标所作出的共同努力的一部分。”能源基金会中国低碳转型项目主管陈灵艳则指出，最近我国提出的碳达峰以及碳中和目标对市场释放了一个强有力的信号，但同时也需要大量的资金和人力投入来实现这一目标。为此，她强调：“要实现气候目标需要公共资金与市场资源形成合力，在‘十四五’期间，建议我国环境部门和金融部门进行更多的对话，更加关注碳市场以及碳金融的衔接，在碳市场的机制设计等方面开展更多的协调工作。”联合国开发计划署亚太区高级经济顾问郝博霖（BalázsHorváth）也强调，中国碳市场的建立很可能影响到未来可再生能源等行业的投资决策，各大机构以及企业在作出投资决策时，应更多地关注未来碳价预期，而不仅仅局限于当下的碳价。报告的另一位共同作者——中创碳投公司副总经理钱国强则表示：“碳价将是推动减排的重要手段之一，这对中国实现到 2060 年建成一个碳中和社会的长期愿景尤为重要。我们希望全国碳市场能尽快开始交易。”免责声明：以上内容转载自中国能源网，所发内容不代表本平台立场。全国能源信息平台联系电话：010-65367702，邮箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社
矫言伪行一文带你解读2020年中国碳市场发展现状及市场展望分析 逐步减排在即！
全球碳市场2019 年情况欧盟作为全球首个碳排放权交易体系，于2005 年正式启动，2019 年已经进入第三个运行阶段的后期，其交易机制和监管机制都已较为完善和成熟，为其他地区碳市场的建设提供了经验参考。2019 年欧盟碳市场的配额高达18.55 亿吨，覆盖其温室气体排放总量的40%左右。截至2019 年，全球共有20 个碳排放权交易体系已经投入运行，6 个国家和地区正建设碳排放权交易体系，12 个国家和地区正在策划实施碳排放权交易机制。全球碳市场共覆盖了温室气体排放总量的8%左右，覆盖地区的GDP 之和占全球GDP 的37%左右，覆盖范围涉及电力、工业、民航、建筑、交通等多个行业，交易产品主要包括碳配额和自愿核证减排量。2019 年各个碳市场主要进行了机制改革与完善，对配额发放方式、碳市场的覆盖范围等作出了一些调整与改进，探索更适合本国或本地区的碳交易机制，以更好地发挥减碳效果。中国全国碳市场的建设进展2017 年，国家发改委发布《全国碳排放权交易市场建设方案(发电行业)》，该方案的出台标志着中国全国碳市场的正式启动。《方案》明确了全国碳市场建设的总体部署，指出要分基础建设期、模拟运行期和深化完善期三步来建设全国碳市场。全国碳市场自2017 年底启动以来，已经走过了两年的时间。按照《方案》的部署，2018 年为基础建设期，主要进行碳市场的基础建设工作，包括建立健全制度体系、建设基础支撑系统、开展能力建设等。2019年为模拟运行期，主要开展发电行业配额模拟交易。中国全国碳市场的建设规模2019 年七个试点碳市场共分配配额11.66 亿吨;完成线上配额交易量2 187 万吨，达成交易额7.73 亿元;成交均价为35.39 元/吨。配额分配总量和配额线上成交总量较2018 年有所减少，但成交总额和成交均价有所提升。从七个试点碳市场2019 年的平均成交价格来看，北京碳市场成交价格最高，为80 元/吨左右;上海碳市场的平均成交价格仅次于北京，为40 元/吨左右;湖北碳市场的平均成交价格大约为30 元/吨;广东碳市场的平均成交价格大约表4 2019 年度七个试点碳市场的配额分配与线上交易情况为25 元/吨;深圳碳市场的日成交价格第三季度开始下降，平均成交价格约为20 元/吨;天津碳市场的平均成交价格只有15 元/吨左右;重庆碳市场的日成交价格前三季度大约为10 元/吨，第四季度上升到30 元/吨左右，平均成交价格为10元/吨左右。2020年中国碳市场展望预期全国碳市场将在2020—2021 年完成发电行业碳市场首单交易，纳入80%重点排放单位，并逐步引入国家核证自愿减排。预计全国碳市场将在“十四五”期间扩大到石油加工及炼焦业、化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业、造纸和纸制品业、民航业等行业中年综合能耗达到1万吨标准煤的企业。覆盖的温室气体种类为CO2，排放源类别不仅包括化石燃料燃烧产生的直接碳排放，也包括电力和热力使用导致的间接碳排放，这将在中国电力市场尚缺乏价格传导机制的情况下，促进电力消费部门节电与发电部门提效的联动。这一时期全国碳市场还将探索开展配额衍生品交易和配额有偿分配。预计2020 年之后，全国碳市场的配额将达到33 亿吨CO2，覆盖中国CO2 排放总量的30%左右。当前中国已经实现了2020年的碳强度在2005 年的基础上降低40%~45%的碳强度减排目标，未来全国碳市场的顺利运行，预期将对中国实现CO2 排放在2030 年之前尽早达峰这一目标，发挥积极的促进作用。以上数据来源于前瞻产业研究院《中国能源互联网趋势前瞻与投资战略规划分析报告》，同时前瞻产业研究院提供产业大数据、产业规划、产业申报、产业园区规划、产业招商引资等解决方案。
入曰中国碳交易试点发展现状、问题及对策分析
在全国碳排放权交易体系和碳排放权交易市场正式启动的背景下，从国内七大碳交易试点的发展现状入手，分析我国碳市场存在碳交易规则与机制有待完善、缺乏碳金融支持、碳交易人才不足等问题，并针对这些问题提出相应的对策建议，以期对推动建设全国碳排放权交易市场提供参考。关键词：碳交易试点；发展现状；问题；对策全球气候变暖问题日渐突出，世界范围内的绿色低碳发展成为大势所趋。随着1992年《联合国气候变化框架公约》、1997年《京都议定书》的签订，世界各国开始重视碳减排，极大地促进了全球碳排放权交易市场的发展。推动碳排放交易对改善全球气候问题具有重要意义，越来越多的发达国家和发展中国家开始重视碳交易市场的建设，据联合国预测，至2020年全球碳市场交易额有望达到3.5万亿美元，超过石油成为世界第一大市场[1]。中国作为发展中国家，不承担有法律约束力的温室气体绝对总量的减排，但作为负责任的大国，我国早在2009年主动承诺到2020年单位GDP二氧化碳排放比2005年下降40%~45%[2]。在党的十九大报告中更是强调，“加快建立绿色生产和消费的法律制度和政策导向，建立健全绿色低碳循环发展的经济体系。”2011年起国家发改委先后在北京、天津、上海、重庆、广东、湖北、深圳启动7个碳交易试点，探索建立碳交易机制。截至目前，七个碳排放交易市场已经历多年探索，在碳排放交易系统的基础设施、社会环境、技术基础等方面日趋完善。2017年12月19日《全国碳排放权交易市场建设方案(发电行业)》印发，标志着我国碳排放交易体系的总体设计基本完成，全国碳排放权交易市场正式建立。一、我国试点碳市场发展现状1。初步建立市场准入规则及相关法律法规。从市场准入情况看，各试点省市市场准入规则不一，但均覆盖了一些高能耗、高排放行业，如电力(7个地区)、钢铁(5个地区)、化工(4个地区)等。此外，深圳、天津等还将服务业和大型公共建筑纳入排控范围[3]。完善的政策、法律体系是碳交易市场正常运行的基本保障。试点地区自成立以来，分别出台了具有不同法律效力的碳交易地方法规(北京、深圳和重庆)、政府规章(上海、广东和湖北)或部门规范性文件(天津)[4]，对排放控制目标、配额分配方法、质量控制等多方面加以规定，使碳交易市场机制得以有效发挥。2。形成了以配额现货和CCER为主要品种的交易模式。从交易品种来看，目前我国碳交易试点市场主要包括配额现货(SHEA)和中国核证自愿减排量(CCER)。配额现货交易，就是允许根据自身的实际情况和减排的成本之间的差异，在碳排放市场中对温室气体排放的额度进行自由交易[5]。配额现货交易包括公开交易、协议转让交易以及拍卖交易三种方式。中国核证减排量(CCER)是指国内减排企业根据自身情况和企业实力自愿降低并经认证的碳排放量。我国CCER项目类型中，以风电、光伏发电、水电、生物质发电等可再生能源类项目居多。目前我国碳试点中有关碳交易的金融衍生产品很少，仅湖北和深圳上线了碳远期，上海正在探索碳远期产品，而碳期货依然空白。2014年起，北京、上海、广州、深圳、湖北等碳交易试点省市，先后推出了近20种碳金融产品[6]。但由于试点市场流动性不足、缺乏社会资金来支撑碳金融业务的持续开展，导致部分产品市场参与度较低。3。碳成交量和成交额呈上升趋势。2013年以来，我国碳交易市场十分活跃，碳配额现货成交量和成交额呈上升趋势，且增速明显。2017年增速有所减缓，全年成交配额现货接近6 740万吨，较2016年交易总量增长约5.31%；交易额约11.81亿元，较上年增长约13.01%(数据来源于北极星环保网)。目前湖北在7个试点地区中交易量最大，重庆和天津市场成交量则较小，交易几乎陷于停滞。湖北市场的成交量主要得益于三方面的因素：一是其控排企业多，拥有较大的配额规模；二是市场准入门槛较低，个人和机构投资者均可参与；三是碳金融创新走在各试点省市的前列。重庆试点碳市场采取“企业自主申报的方式”，造成配额大量剩余，交易几乎陷入停滞。天津市纳入的企业数量在7个碳交易试点中最少，且钢铁类型企业占了近一半[7]。4。碳交易价格地区差别大。我国各试点省市碳交易价格差别较大，且波动程度不同。具体来讲，北京碳配额价格较高，大多维持在50元/吨以上，且价格较为平稳；天津、湖北价格较为平稳，保持在1 015元/吨；广东价格也较为平稳，介于1 020元/吨之间；重庆则波动较大，自2017年以来价格呈“U”型走势，2017年3月之前价格约为15元/吨，后一度跌至1元/吨，至2017年底方才回升，接近30元/吨；深圳碳试点建立之初波动较大，碳价最高达99.8元/吨，2015年后趨于平稳，介于2 550元/吨之间；福建自成立以来碳价呈下降趋势，介于2 040元/吨之间；上海碳价呈先下降后上升趋势，最高达48元/吨，最低达4.29元/吨。二、中国碳交易市场存在的问题1。碳试点的市场准入规则存在问题。主要表现在入场企业的标准低，类型单一。我国碳试点基本都局限在高排放的工业领域，而没有给可以加入市场的农、林等行业留有机会。而且，对于有些省市来说，工业并非其主要产业，这就使得有些试点反映出的预期较差。在这一情况的驱使下，为了活跃碳交易市场，碳试点市场就不得不降低入场门槛。但对于这些企业来说，减排的边际成本高，减排量的多少并不十分重要，这也使碳交易市场的作用大打折扣。长期形势势必会使得市场的长期发展动力不足，因为不能实现在减排的同时又可以降低生产成本的目的，更加不利于其他有强烈减排意愿或更有必要进行减排的企业更好地进行减排，这种市场资源的不公平配置，对市场的长期发展是十分不利的，且不利于我国碳交易市场的成熟以及国际化。2。缺乏碳金融支持。我国本土金融机构和国外金融机构数量众多，金融资本充实，但在我国，金融业对碳交易涉及却不多，只是对某些领域开展融资贷款。且目前国内有关碳交易的法律法规不健全，相关业务的财务会计处理机制的缺乏，还有与碳交易相关的碳远期、碳期货等金融衍生创新产品设计寥寥无几。种种外部性原因，导致各个碳试点的市场缺乏创新和活力，使得碳试点的市场表现欠缺。3。缺乏相关方面人才。碳交易是一个新兴产业，熟悉碳交易相关理论并将其与中国国内实际情况联合在一起实践的政府官员、企业管理人员不多；可以开发、熟练运用衡量碳排放、减排标准方法的系统性技术人员缺乏；以及涉及衡量和规避碳交易市场风险，碳交易市场风险监管的人才缺乏，这些都成为碳试点市场发展的“瓶颈”，这些人才的获得才能使得碳交易市场有更多的发展动力。三、中国碳交易市场的建设建议1。完善碳交易市场的准入规则和相关法律法规。应制定并明确入场标准，提前审查，避免出现资源的浪费或者相关减排意愿强烈的企业得不到入场机会的现象。其次，应一步提高进入碳汇市场的相关企业包含度，使得农、林企业也尽早融入碳交易市场，促进碳交易市场的进一步完善。同时制定并完善相关的法律法规，加大执行力度，对一些不符合碳交易市场进入规则，并进行相关信息造假的行为予以一定的处罚，以此来提高入场企业质量，使碳交易市场发挥其最大的作用。2。扶持碳金融发展。加大碳交易市场的资金投入并提高各个金融机构的业务参与程度，并建立符合的政策、制度或者提供适当的福利条件，推进碳交易市场的发展。比如相关业务方面进行免税或者税收降低的政策，疏通其他的融资渠道，带动社会各行业的整体性投入等等。其次，应提高银行在碳金融方面的参与度。一方面，大银行的金融资本雄厚；另一方面，大银行可以起到引领的作用。当然，也应当与其他金融同业进行适当的合作，加快设计一些符合我国国情的碳期货、碳掉期交易、碳证券等碳金融创新产品，为碳交易市场增加活力。3。培养相关人才。国外的相关技术较为成熟，中国可以向国外适当借鉴，也可以进行人才引进，使之为国内的碳汇市场发展提供新鲜的想法并提出一些合理的建议与方向。同时，应对于一些相关方面的人才进行大力培养，更重要的是，应当进一步推广碳汇市场相关理念，让碳汇市场受到同其他市场一样的相关重视。此外，对于一些从事相关行业的人员，进行定期培训和相关审核，将更有思想的人才留在碳交易市场，为我国的碳汇事业发光发热。（文章来源：经济研究导刊）
技也IEA报告：中国碳交易市场在电力行业低碳转型中的作用
【能源人都在看，点击右上角加'关注'】2021年4月，国际能源署网站发布《中国碳市场在电力行业低碳转型中的作用》（The Role of China’s ETS in Power Sector Decarbonisation）报告。中国碳市场在电力行业低碳转型中的作用国际能源署（IEA）和清华大学能源环境经济研究所共同发布报告探索了中国碳交易市场（ETS）在推动电力行业减排和支持电力系统转型中的作用。报告基于电力行业的发展和政策趋势，对中国电力系统2020年至2035年的发展进行了国家和省级层面的情景分析，并研究了中国碳市场基于产出和基准值的设计对发电相关碳排放、技术和成本的影响以及区域间的差异性影响。报告就如何使碳市场在激励电力行业经济有效和结构性减排方面发挥更大作用、进一步服务于中国长期气候目标提出建议。中国的全国碳排放权交易体系于2017年正式启动建设，预计全国碳市场于2021年启动交易。中国碳市场在初期首先纳入电力行业，从而覆盖中国40%以上的化石燃料燃烧产生的二氧化碳排放；未来全国碳市场将逐步拓展到其它能源密集型行业。全国碳市场可成为助力实现中国近期提出的更高气候目标的一项重要市场政策工具，帮助落实中国二氧化碳排放2030年前达峰的目标和2060年前实现碳中和的愿景。执行摘要中国于近期就提高其中长期气候雄心做出了一系列重要声明。习近平主席在2020年9月的第七十五届联合国大会上宣布，中国将力争实现二氧化碳排放于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和，为未来四十年的发展提出了开创性的愿景。中国于2020年12月宣布提高《巴黎协定》框架下的2030年国家自主贡献目标，包括到2030年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。2021年3月发布的“十四五”规划和2035年远景目标纲要提出“制定2030年前碳排放达峰行动方案”，“锚定努力争取2060年前实现碳中和，采取更加有力的政策和措施”。在这一背景下，中国碳市场可成为助力实现中国气候目标和能源转型的一项重要的市场政策工具。中国的全国碳排放交易体系于2017年正式启动建设，预计全国碳市场于2021年实现运行，将首先纳入电力行业，并在未来逐步拓展到其它能源密集型行业。中国碳市场在初期将覆盖发电行业燃煤和燃气机组，从而覆盖中国40%以上的化石燃料燃烧产生的二氧化碳排放，使其在运行初期就成为世界上最大的碳市场。目前，中国碳市场根据产出和基准值进行碳排放配额的分配1，与欧盟和加州碳市场等采用的预先设置排放上限、进行总量控制的排放交易设计不同。中国碳市场的配额根据机组在履约期内的实际产出（如2019-2020年的实际供电量）和对不同燃料和技术预先规定的排放强度基准值（如为各类燃煤和燃气机组设置的单位供电碳排放基准值）进行分配。中国碳市场配额目前采取免费分配，未来可能引入配额拍卖（MEE, 2021）。生态环境部在2020年底发布了发电行业配额分配实施方案，首个履约周期覆盖2019和2020年的排放（MEE, 2020a）。本报告旨在探索中国碳市场在推动电力行业减排和支持电力系统转型中的作用。报告基于电力行业的发展和政策趋势，对中国电力系统2020年至2035年的发展进行了国家和省级层面的情景建模分析。本报告采用在技术、资源和政策约束下最小化电力系统总成本的容量扩张和调度优化模型。模型假设中国电力系统自2025年起实施经济调度，跨省电力交易增长；2020年后新建的风电和光伏装机不再享受上网电价补贴，模型内对未来风光装机发展设定最低值。报告模型所纳入的碳市场设计采用基于产出和基准值的配额分配方法，按照机组发电量和四类燃煤和燃气发电技术的碳排放基准值分配配额3。配额价格为模型输出结果之一，代表了配额总量约束下能够使得系统成本最小化的碳减排边际成本；配额价格受碳排放基准值严格程度影响明显。本报告设计分析了三个情景，以研究中国碳市场对电力行业的潜在影响：1、无碳价情景（No-Carbon-Pricing Scenario）4是用以评估碳市场作用的对照情景。无碳价情景中没有针对性的二氧化碳排放控制政策，即没有碳市场或排放上限、能耗标准等命令控制型政策，但该情景假设2025年起电力系统实行经济调度，并对风电、光伏的装机发展设计了最低值。2、碳市场情景（ETS Scenario）是研究碳市场对电力行业影响的主要情景。在无碳价情景的政策假设基础上，碳市场情景自2020年起实施基于产出、配额免费分配的全国碳市场。该情景假设所有针对燃煤发电技术的基准值设置将不断收紧。基于中国碳市场当前的配额分配方案，该情景中配额短缺的燃气机组无需为履约额外购买配额。3、碳市场拍卖情景（ETS Auctioning Scenario）旨在探索逐步引入配额拍卖制度对碳市场的影响。该情景采用与碳市场情景相同的基于产出的配额分配设计和基准值收紧幅度。碳市场拍卖情景假设于2025年引入拍卖制度，拍卖比例初始设置为10%，然后将配额拍卖比例逐步提高到2030年的30%和2035年的50%。主要结论1、随着配额基准值逐渐收紧，中国碳市场可经济有效地促使电力行业二氧化碳排放在2030年前达峰在碳市场配额分配的排放基准值逐渐收紧下调的情况下，全国碳市场在扭转发电碳排放上升趋势方面可发挥重要作用，支持发电碳排放在2030年前达峰，有助于落实中国二氧化碳排放2030年前达峰的目标和2060年前实现碳中和的愿景。在碳市场情景中，碳排放基准值不断收紧，碳市场的配额价格逐渐从2020年的约100元/吨二氧化碳（15美元/吨二氧化碳）增长至2035年的约360元/吨（52美元/吨二氧化碳）。在碳市场情景中，2035年发电产生的二氧化碳排放量较无碳价情景低12%，即减少约5.7亿吨二氧化碳，相当于2018年加拿大燃料燃烧产生的二氧化碳排放总量。碳市场主要通过提高燃煤发电效率和推动碳捕集利用与封存（CCUS）技术实现减排。2020-2030年间煤电能效提升为减排的主要驱动因素；2030年后，碳市场对CCUS技术发展的推动作用不断加强。然而，如果不同技术使用不同排放基准值且配额分配免费，碳市场对于促进其他燃料替代燃煤发电的作用将较为有限。2、碳市场的配额分配设计鼓励煤电能效提升通过与电力体制改革相结合，采取配额免费分配的碳市场可以在2035年平均供电成本5保持在2020年水平的情况下实现上述减排。碳市场可比强制性的煤电能耗标准更经济有效，能够降低电力系统减排成本。中国的燃煤发电装机容量在2000年到2018年间增长了四倍多，于2018年达到10亿千瓦。中国煤电不仅装机容量全球最大，而且也是全球现役煤电机组中最年轻、效率最高的之一(IEA, 2020a)。然而，亚临界机组等较低效机组仍占中国现役煤电装机容量的近一半。加强对燃煤发电机组的管理，对实现中国的减排目标和清洁能源转型至关重要。通过采用基于产出和基准值的配额分配设计，碳市场将促进燃煤发电的效率提升。在此设计下，排放强度低于基准值的机组将获得可出售的盈余配额，而排放强度高于基准值的机组将需要购买配额。在基准线法和经济调度的激励下，高效机组将显著增加运行时间。在碳市场情景中，超超临界机组发电量在2025年占燃煤发电量的66%、在2035年占未加装CCUS的燃煤机组发电量的94%；同时，低效老旧机组将成为运行时间较短的备用机组或直接退役。除改变煤电机组的运行情况外，碳市场也将加快高效机组对低效机组的替代。在碳市场情景中，约1.5亿千瓦的亚临界、高压和循环流化床机组将在2020-2030年间退役，退役容量较无碳价情景高出43%。与无碳价情景相比，碳市场对高能效的激励将进一步提高高效燃煤机组的利用小时数，同时也可能在2030年前鼓励新建更多高效燃煤机组。在碳市场情景中，2035年未加装CCUS的燃煤发电机组平均供电煤耗降低到275克标煤/千瓦时，比“十三五”能源发展和电力发展规划中要求的2020年现役煤电机组供电煤耗310克标煤/千瓦时的指标低11%。未加装CCUS的燃煤发电的碳排放强度相应降低到764 克二氧化碳/千瓦时，比无碳价情景下低5%。3、碳市场设计可能推动碳捕集利用与封存技术在2030年前应用于电力行业在当前配额分配方法下，通过允许加装CCUS的机组通过出售富余配额而盈利，碳市场可能推动CCUS技术在2030年前应用于电力行业。如果加装CCUS机组适用大型常规燃煤发电机组的碳排放基准值，至2030年，碳市场将可为煤电加装CCUS技术提供显著的经济激励，并使加装CCUS的燃煤机组在部分地区具有成本竞争力。在碳市场情景下，加装CCUS的燃煤机组的发电量到2030年可占燃煤发电总量的3%，到2035年其占比将增加到8%。CCUS技术的应用可在2035年替代超过4700亿千瓦时未加装该技术的燃煤发电量，从而避免近3亿吨的二氧化碳排放，并将燃煤发电机组的平均碳排放强度降低到近710克二氧化碳/千瓦时。碳市场的具体设计（如配额分配方法和豁免规则等）与其他政策支持相结合，将可以推动碳排放强度较低的技术的应用与发展。4、在采用多条基准线免费分配配额的情况下，碳市场在激励天然气和非化石能源替代燃煤发电方面作用有限尽管碳市场可促进中国煤电行业向更高效和加装CCUS技术的方向转型，但在当前基于产出、分技术设置多条基准线且免费分配配额的设计下，它在激励非化石能源发电或燃气发电方面的作用将较为有限。在基于产出的配额设计下，机组所获配额量与供电量成比例，碳市场激励各技术类别的机组将自身碳排放强度降低到适用的基准值以下，从而避免配额不足、转而获得配额盈余。因此，在特定的配额价格下，发电机组所面对的实际碳成本还将取决于机组排放水平和其适用基准值间的差距。尽管多条基准线的设计有助于缓解部分技术面临过大配额短缺问题，但多基准线比单一基准线的设计更进一步造成碳排放交易对各技术的影响不同（Goulder et al. , 2020）。目前的基准线设计对燃煤和燃气发电机组采用不同的基准值，并且不直接覆盖非化石能源。碳市场覆盖的企业若使用排放强度较低的燃煤发电机组，将可实现排放配额盈余；但若采用燃气发电、核能或可再生能源发电替代燃煤发电，则不一定有盈余配额。同时，在基于产出、免费分配的配额分配设计下，只有排放强度高于相应基准值、配额不足的机组才需要购买配额，因此机组面临的实际碳成本有限，难以激励燃料替代。在基于产出和多基准线免费分配配额的碳市场情景中，燃气发电量和非化石能源发电量到2035年较无碳价情景仅有少量增长。风能和太阳能在两个情景中发电量相近，并未明显受到碳市场的激励。挖掘碳市场在促进燃料替代方面的潜力将进一步加强其在推动电力行业减排和转型中的作用。5、在基于产出的碳市场中引入配额拍卖制度可推动电力系统进一步的低碳转型在基于产出的碳市场设计下，总排放水平并不被固定的排放总量限制，而是取决于供电量和使用的基准值。在配额免费分配情况下，由于只有出现配额短缺的企业需要购买配额，碳市场施加的实际碳成本相对有限。如果引入配额拍卖，大多数企业将需要购买一定量的配额，拍卖制度将由此提高排放者面临的碳成本，同时降低通过提高供电量获得更多配额的吸引力，从而进一步推动减排。在碳市场拍卖情景中，从2025年起逐步引入部分配额拍卖，拍卖比例逐渐提高，在2035年达到50%。相比于配额免费分配的碳市场情景，拍卖情景中发电产生的碳排放将在更低水平达峰，且2035年的发电年排放量将再降低10%（约5亿吨二氧化碳），低于2020年的排放水平。配额拍卖制度将增强可再生能源、核能和燃气发电技术相对于煤电的竞争力，加速淘汰低效煤电机组、减少新建煤电。逐步引入拍卖制度将使未加装CCUS的燃煤发电在2035年的发电结构中占比降低到40%以下，明显低于碳市场情景中的近50%。同时，碳市场拍卖情景下燃气发电量翻倍，太阳能和风能发电量较免费分配的碳市场情景分别提高10%和40%以上。更高比例的配额拍卖将很可能带来更为迅速、彻底的电力行业低碳转型。6、碳市场对各地区的影响存在一定差异由于各地区之间发电结构的差异，碳市场可能导致配额盈余和短缺的不均衡分布，造成区域间的差异性影响。 在碳市场情景中，2020年，发电结构中超超临界煤电占比较大的地区可从碳市场中获利，而亚临界和高压机组占比高的地区将可能面临额外成本。随着配额基准线的逐渐收紧和CCUS技术的发展应用，区域间的差异性影响将出现显著变化。发展加装CCUS的煤电机组的地区将可能获得大量配额盈余，而未发展CCUS的地区将出现配额短缺。由于配额价格的升高，各地区面临的收益和成本差异将进一步扩大。考虑潜在的区域间公平问题将对保障碳市场的公平性和政治接受度具有重要意义。政策建议全国碳市场即将启动上线交易，这是中国气候政策和市场机制应用的重要一步。为强化碳市场在激励电力行业经济有效和结构性减排方面的作用，使碳市场的近期和中期效果进一步服务于中国2030年前碳达峰和2060年前碳中和的目标，本报告提出以下政策建议：持续收紧配额基准值、逐步融合基准线，保证基于产出的碳市场的有效性；加速电力体制改革以加强碳市场的作用；适时逐步引入配额拍卖制度，为燃料替代提供更强的碳价信号，同时创造拍卖收入；逐步将碳市场转向总量控制的设计，设置固定的排放量上限，以保证碳排放总量的确定性，支持碳达峰和碳中和目标；加强碳市场在电力行业实施过程中和扩展到其他行业后的政策协调，包括碳市场与可再生能源发展、能效提升、支持CCUS发展等政策的协调。政策建议详情，请点击阅读原文查看IEA网站报告中文原文。来源：IEA https://www.iea.org/reports/the-role-of-chinas-ets-in-power-sector-decarbonisationhttps://www.iea.org/reports/the-role-of-chinas-ets-in-power-sector-decarbonisation?language=zh转自：风能专委会CWEA免责声明：以上内容转载自中国能源研究会能源互联网专委会，所发内容不代表本平台立场。全国能源信息平台联系电话：010-65367702，邮箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社
向南方碳中和专题研究报告：海外碳市场的道与术
（报告出品方/作者：长江证券）一、全球：碳市场体系日臻完善，配额总量近 50 亿 吨碳市场已运行 21 个，诸多体系储备中气候变化是全人类面临的严峻挑战，关系世界各国的可持续发展，1992 年联合国大会 通过了《联合国气候变化框架公约》，此为世界上第一个关于控制温室气体排放、遏制全 球变暖的国际公约，公约明确了世界各国“共同但有区别的责任”、公平、各自能力原则 和可持续发展等原则；此后京都议定书、巴厘路线图、哥本哈根协议、巴黎协定等会议 信息明确了未来全球应对气候变化的具体安排，长期目标是将全球平均气温较工业化时 期上升幅度控制在 2℃以内，并努力将温度上升幅度限制在 1.5℃以内。2019 年全球二氧化碳排放总量达 341.7 亿吨，较上世纪末增长 47.7%，其中中国、美 国、欧盟的二氧化碳排放量分别为 98.3 亿吨、49.7 亿吨、33.3 亿吨，占比 28.8%、 14.5%、9.7%，三者排放量占比超过全球的一半，在全球二氧化碳减排中将扮演重要角 色。从历史排放数据来看，我国碳排放量还处于上升期，美国和欧盟则于 2007 年左右 和上世纪 70 年代末达到峰值，且承诺在 2050 年实现碳中和。碳排放权交易是利用市场化的手段、以最低的全社会成本来降低二氧化碳排放量的有效 方式，为世界诸多国家和地区所采用。根据国际碳行动伙伴组织（ICAP）发布的全球碳 排放市场发展状况报告，目前，占全球 GDP 42％的地区正在使用碳交易机制，覆盖了 全球 9％的温室气体排放，碳市场管辖范围覆盖全球近 1/6 的人口。已有 21 个体系正 在实施碳排放交易体系，覆盖 29 个司法管辖区，包括欧盟碳排放交易体系（EU-ETS）、 美国的区域温室气体倡议（RGGI）、中国的 8 个试点市场、韩国等；另有 9 个司法管辖 区正计划未来几年启动碳排放交易体系，包括中国的全国碳排放市场、德国供暖与运输 燃料的全国碳排放交易体系等；此外，还有 15 个司法管辖区正在考虑建立碳市场，例 如智利、巴西、泰国、印尼、日本等。温室气体覆盖面：全球温室气体包括二氧化碳（CO2）、甲烷（CH4）、一氧化二氮（N2O）、 氢氟烃（HFCs）、全氟化合物（PFCs）、六氟化硫（SF6）、三氟化氮（NF3），其中二氧 化碳为温室气体的主要构成项，目前全球在运行的碳交易市场均覆盖二氧化碳交易，部 分试点市场开始涉及其他温室气体，例如欧盟碳市场覆盖二氧化碳、一氧化二氮、全氟 化合物三种气体，韩国碳市场覆盖除三氟化氮之外的其余 5 种气体。运行碳市场配额总量约 47.8 亿吨，交易价格呈回升趋 势1、全球碳市场配额总量：2005 年欧盟碳市场启动，配额总量约 21 亿吨 CO2，占当时 全球温室气体排放量的比例约 5%；随后各地碳交易市场逐渐建立，交易总量上升，预 计 2021 年随着中国全国性碳交易市场的建立，全球碳市场配额总量预计将超过 75 亿 吨，覆盖量增至 2005 年的 3 倍，占全球温室气体排放量的比例提升至 14%。根据 ICAP 统计，2020 年全球 21 个在运行碳市场配额总量约 47.82 亿吨（部分市场数 据采用以前年份统计值），其中欧盟碳市场配额量全球最大，达到18.16亿吨，占比38.0%； 韩国 5.48 亿吨（11.5%）、加州 3.34 亿吨（7.0%）、墨西哥 2.71 亿吨（5.7%）；中国 8 个试点市场合计 14.25 亿吨，占比 29.8%，合计来看，中国碳市场为仅次于欧盟的全球 第二大碳交易市场。配额分配方式包括免费分配和有偿分配（主要是拍卖）两种。目前多数碳市场实行的是 免费分配和拍卖分配混合形式，市场建立初期通常免费分配占绝大多数，随着碳市场制 度的逐渐完善和当地对碳减排力度的提升，拍卖分配等有偿分配比例呈现逐渐上升趋势。 例如，欧盟碳市场在 2008-2012 年的配额拍卖分配比例约 10%，而在 2013-2020 年这 一比例提升至 57%，其中电力行业完全实行拍卖方式分配。2、碳配额交易价格：碳排放交易市场配额价格受市场供需状况、外部政策、宏观环境影 响而表现出较大的差异。纵向来看，随着各地区对碳市场的制度设计逐渐完善和政府减 排力度的加强，近几年碳排放交易价格呈现回升趋势；横向来看，各碳市场交易价格差 异较大，以 2019 年均价来看，欧盟和韩国领跑全球，分别为 27.8、25.6 USD/tCO2， 美国区域温室气体倡议市场（RGGI）为 6.0 USD/tCO2，中国 8 个碳交易试点市场均价 在 1.4-11.4 USD/tCO2，整体均价较低，可能与是市场尚处于试点开发阶段有关。二、欧盟：全球最大碳市场的经验与教训欧盟碳市场步入第四阶段，排放总量控制效果显著欧盟碳交易体系为世界上历史最悠久、规模最大的碳交易市场，我们以欧盟碳市场为例 来对海外碳市场做详细剖析。 欧盟碳排放交易体系（EU ETS）成立于 2005 年，成员包括 28 个欧盟成员国和冰岛、 列支敦士登、挪威 3 个国家，欧盟碳市场已成为欧盟落实控排目标最主要的手段，该系 统覆盖了约 45%的欧盟碳排放，包括电力部门、制造业和欧洲经济区内的航空公司等。 欧盟碳排放交易体系的发展经历了 4 个阶段：2005-2007 年、2008-2012 年、2013-2020 年、2021-2030 年。第一阶段（2005-2007 年）：此时纳入碳交易体系的公司包括发电厂和内燃机规模超过 20MW 的企业（危废处置和城市生活垃圾处置设施除外），以及炼油厂、焦炉、钢铁厂、 水泥、玻璃、石灰、陶瓷、制浆和纸生产等各类工业企业。第一阶段为碳排放交易的试 验性阶段，此阶段的温室气体仅局限在排放量占比最大的二氧化碳。配额分配上，采用 自下而上的方式来确定，即欧盟成员国制定国家分配计划（NAP）经过欧盟委员会审查 后，配额被分配到各个部门和企业。配额的分配采用拍卖方式和免费发放相结合，以免 费发放为主。由于配额供给过度，配额价格曾一度逼近 0 欧元/吨。第二阶段（2008-2012 年）：2012 年控排单位引入航空公司，同时交易体系也扩展到了 冰岛、列支敦士登和挪威。经过前期的试验阶段，交易体系不断完善，配额分配方式与 第一阶段一致，配额免费分配比例约 90%；配额总量略有下降，但恰逢全球金融危机和 欧债危机，经济发展承压，能源相关行业产出减少，配额需求急剧下滑，交易价格并无 明显好转。第三阶段（2013-2020 年）：纳入碳捕捉和储存设施、石化产品生产、化工产品生产、有 色金属和黑色金属冶炼等单位。第三阶段欧盟对碳排放额度的确定方法进行改革，取消 国家分配计划，实行欧盟范围内统一的排放总量控制；自 2013 年开始逐年减少 1.74% 的碳排放上限以确保 2020 年温室气体排放比 1990 年降低 20%以上，而在配额的发放 上，逐渐以拍卖替代免费发放，整体来看拍卖配额比例约 57%，其中：电力行业：要求完全实行拍卖获取额度（电网建设落后或能源结构单一的 8 个东 欧国家的电力行业配额分配可从免费逐渐过渡到拍卖，2020 年时全部通过拍卖方 式获得）；制造部门：2013 年约 80%的配额为免费获得，至 2020 年降低至 30%；并将在 2030 降低至 0%（直接供暖部门除外）；航空部门：15%的配额为拍卖获取，82%为免费获取，剩余 3%为储备部分。 2020 年 1 月，欧盟碳市场与瑞士碳市场建立可进行跨市场交易的联系。第四阶段（2021-2030 年）：2018 年完成系统框架修订，将于 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，对于稳定碳交易价格具备重要作用。 当碳市场中流通的配额量超过 8.33 亿吨之后，将每年从未来即将推出的拍卖份额 中提取相当于当前流通总量的 12%的份额到 MSR 中（其中，2019-2023 年间该 比例暂时提高至 24%）；当碳市场中流动的配额量低于 4 亿吨后，欧盟将从 MSR 中调拨 1 亿吨配额注入市 场中流通。综上，欧盟碳排放权交易市场的运行有以下特点：1）分阶段演变，从试验到成熟：欧盟碳市场经历了 2005-2007、2008-2012、2013-2020、 2021-2030 年四个发展阶段，控排企业范围、配额总量确定方法、配额分配方法等都经 历了从探索到成熟的阶段。2）交易范围不断拓宽：市场参与主体从欧盟 28 个成员国，到新增列支敦士登、挪威、 冰岛 3 个国家，2020 年又建立起与瑞士碳市场的联系；纳入交易体系的控排企业从电 力行业、工业企业延伸到航空、化工、石化等企业；主要交易温室气体从 CO2 开始，逐 渐增加 N2O 和铝生产过程中的 PFCs。3）配额总量不断收缩：欧盟碳市场的配额总量从前两阶段的自下而上确认，转为欧盟 确定统一的排放总量，且在 2013-2020 年和 2021-2030 年分别按照年均下降 1.74%和 2.2%的幅度来收缩，同时设定市场稳定机制（MSR），对流通中的配额总量进行调控。4）免费分配转为有偿分配：2005-2012 年欧盟碳市场的分配以免费分配为主，拍卖分 配为辅，而 2013-2020 年的第三阶段拍卖分配比例提升至 57%，并预计将再 2021-2030 年进一步提高，有偿分配比例的增加提升了控排企业的排放成本。5）政策改进推动交易价格回升：配额交易价格发现是碳市场的功能之一，纵观欧盟碳 市场价格的变化历程可以发现，市场供求为价格的决定因素，第三阶段开始政府通过一 系列的政策改进推动交易价格回升，包括市场配额总量逐年收缩、配额折量延迟拍卖1、 推行市场稳定机制（MSR）、提升超额排放惩罚力度等。欧盟碳配额交易价格从 2018 年 前的 5-10 欧元/吨提升至目前的 30 欧元/吨以上。6）碳市场主体多元化：欧盟碳市场的参与者包括控排企业和诸多金融机构、各类投资 者，交易主体多元化。可再生能源消费比例持续上行，风光发电爆发式增长从欧盟的碳排放行业构成来看，电力行业为第一大排放源。自 2013 年以来，电力部门 的总碳排放量在短短六年内下降了 29%。其中，煤电排放下降了 43%（硬煤下降了 57%， 褐煤下降了 26%），天然气和石油的排放量仅增长了 7%，期间风电和光伏等可再生能 源得到迅速发展。虽然电力行业减排成果显著，但 2019 年电力行业排放的二氧化碳总 量为 8.44 亿吨，占欧盟 ETS 排放总量的 52%，仍为第一大排放源，根据 EMBER 估 计，2019-2030 年的可再生能源使用量必须比 2010-2019 年的平均水平翻一番，才能达 到欧盟设定的减排目标。 工业排放下降 2%更多是由于工业生产的下降，而不是效率的提高。欧盟统计局 (EUROSTAT)的数据显示，2019 年工业产值下降 0.6%，其中钢铁产量下降 5%。欧盟目标到 2020 年温室气体排放水平较 1990 年下降 20%，到 2030 年下降至少 40%， 2030 年的排放水平较 2005 年下降 43%；欧盟去年又将 2030 年较 1990 年的目标降幅 进一步提升至 55%，2050 年达到碳中和。在碳中和推进过程中，欧盟目前取得的成果 如下：1）能源消费：欧盟此前制定了 2020 年可再生能源占其终端能源消费总量 20%的目标， 并将该目标分配给各个成员国执行。欧盟 28 个国家（含英国）终端能源消费中可再生 能源的比例从 2004 年的 8.6%提升至 2019 年的 18.9%，距离完成目标值仅差 1.13pct， 从成员国来看，已有瑞典、芬兰等 14 个国家已完成目标。其中：电力能源消费中可再生能源比例从 2004 年的 14.3%提升至 2019 年的 34.2%，提 升 19.8pct； 供暖与制冷能源消费中可再生能源占比从 2004 年的 10.4%提升至 2019 年的 20.5%；欧盟制定了在 2020 年交通领域能源消费中可再生能源比例达到 10%的目标，截 至 2019 年整体已达到 8.9%，瑞典、芬兰、荷兰已提前完成目标值，而部分成员 国距离目标值仍有较大差距。2）发电量结构：在碳中和推进过程中，欧盟的发电结构也发生了巨大的变化。从发电 量来看：与 2004 年相比，2019 年欧盟 28 国发电总量下降 2.3%，其中，化石燃料发电 和核电发电分别下降 20.8%和 18.5%，水电发电量平稳略降，而风电和光伏发电呈现爆 发式增长，2019 年发电量分别为 431.5TWh 和 138.6TWh，增幅分别达到 6.3 倍和 198 倍。从发电量占比来看：2019 年欧盟化石燃料和核电发电量占比均有明显下降，水电 基本持平，而风电和光伏发电比例分别提升 11.6pct 和 4.3pct。三、抵消机制：全球市场买家萎缩，国内市场尚处过渡阶段基于温室气体影响的全球性、不同国家的减排潜力和成本不同、全球合作与减排的经济 成本不同，京都议定书规定了温室气体减排的三种灵活机制：清洁发展机制（CDM， Clean Development Mechanism）、联合履行（JI，Joint Implementation）、排放贸易（ET， Emissions Trading）。其中，JI 和 ET 为发达国家之间的合作，CDM 为发达国家和发展 中国家的合作。清洁发展机制（CDM）：发达国家通过向发展中国家提供资金和技术展开项目级别 的合作，从而获得经过核证的减排量（即 CER），用于发达国家缔约方完成在京都 议定书上承诺的减排量。联合履行（JI）：发达国家之间在项目上展开合作，实现的减排单位称为 ERU，可 以转让给另一个发达国家缔约方。排放贸易（ET）：发达国家之间纯粹的排放权交易，发达国家将其超额完成减排义 务的指标（即 AAU）以贸易的方式转让给另外一个未能完成减排义务发达国家。截至 2019 年 6 月底，全球碳排放抵消机制累计交易量达到 453 亿吨二氧化碳当量，其 中来自 CDM 和 JI 机制的交易量占比分别为 57.6%和 42.4%。清洁发展机制（CDM） 目前为全球实行最早、规模最大的温室气体减排机制，来自中国的 CDM 交易量约 195 亿吨，占比 74.7%，中国为 CDM 的最大参与者。CDM 市场的交易价格在过去几年经历了大幅波动，目前整体市场低迷。2008 年全球金 融危机爆发前价格超过 20 美元/吨，但随后诸多原因导致交易价格跌至 2015 年底的 0.50 美元/吨。交易价格低迷的最主要原因在于买方市场的萎缩：1） 欧盟碳市场为全球最大的碳排放权市场，同时也是全球最大的 CERs 买方。金融危机和欧债危机导致经济活跃度下滑，企业生产萎缩，碳排放量减少；欧盟碳市场第一阶段（2005-2007）和第二阶段（2008-2012）的配额总量处于宽 松过剩状态，排放企业掌握着充足的碳排放配额，无需使用抵消机制；近年欧盟各国加强国内碳排放管理力度，倒逼国内企业通过技术工艺改进和结构转型提升实现自身碳减排，而降低对外部抵消机制的依赖；自 2013 年开始欧盟修改抵消机制应用范围，要求新开发的 CDM 项目只能来自全 球最不发达的国家，欧盟碳市场对中国 CERs 的需求不断降低，而此前来自中国 的 CDM 占据了全球的半壁江山。2）加拿大于 2011 年 12 月退出京都议定书，日本等在碳减排上采取消极行为，CDM 市 场买家进一步减少。抵消机制在国内试点碳市场已有多年运营经验。各试点市场都允许实行 CCER 抵消机 制，同时也对项目的运营起始时间、项目类型、来源区域、交易数量进行了严格限制， 例如试点市场要求年 CCER 使用量不超过配额总量或实际排放量的 5%-10%，2021 年 初发布的《碳排放权交易管理办法（试行）》要求重点排放单位每年可以使用国家核证自 愿减排量抵销比例不得超过应清缴碳排放配额的 5%。1）发展历程：发改委于 2014-2016 年审批备案仅千个 CCER 项目，涵盖风电、光伏、 垃圾焚烧、秸秆发电、沼气发电、森林碳汇等类型，但受市场规范程度较差、部分项目 减排量较小、供给过度等因素影响，2017 年 3 月起暂缓审批备案 CCER 项目，目前依旧处于对《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》修订过程中。2）累计交易量：根据中创碳投统计，截至 2021 年 3 月 19 日，全国 CCER 累计成交超 2.76 亿吨。其中上海 CCER 累计成交量持续领跑，超 1.1 亿吨，占比 41%；广东排名 第二，累计成交 5658 万吨，占比 20%；北京、深圳、四川、福建、天津 CCER 累计成 交量占比在 5%-9%；湖北市场交易量占比 3%；重庆市场累计交易量仅 49 万吨。3）交易价格：以上海碳排放交易市场数据为例，截至 2019 年底 CCER 累计成交量 8889 万吨，成交额约 5.66 亿元，成交均价6.4 元/吨，其中挂牌交易成交量占比 22.0%，均 价 17.6 元/吨；协议转让成交量占比 78.0%，均价 3.2 元/吨。而同期配额累计成交量 3951 万吨，成交额约 8.26 亿元，成交均价 20.9 元/吨。CCER 成交价格低于配额价格， 可能与试点市场内控排企业配额相对充足、对抵消机制认知不足、CCER 审定备案项目 数量较多导致供给过剩有关。待新修订的核证自愿减排量管理办法出台后，不排除国家 通过控制 CCER 项目类型、开发区域、投运时间等方式来管控供给，从而维持一定的交 易价格的可能性。详见报告原文。（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）精选报告来源：【未来智库官网】。
