一、碳中和政策加码，碳排放权交易是重要抓手

《巴黎协定》设立温室气体净零排放愿景，掀起全球碳中和倡议浪潮

2016年《巴黎协定》设定了本世纪后半叶实现净零排放的目标，2019年以来，多个国家政府正在将其转化为国家战略。《巴黎协定》确立了2020年后国际社会合作应对气候变化的基本框架，提出把全球平均气温较工业化前水平升高幅度控制在 2℃之内，并为把升温控制在1.5℃之内，并在本世纪下半叶实现温室气体净零排放。2019年以来， 多个司法管辖区提出碳中和目标，目前约 126个国家和地区提出碳中和目标，占全球碳排放量的51%，绝大部分计划在 2050年实现碳中和。

我国计划在2030年前实现碳达峰，并在2060年前实现碳中和。自2005年以来，中国一直是全球第一大碳排放国，2019年已占到全球年排放总量的29%，且2019年中国GDP每单位美元碳排放量为685克/美元，远高于美国的232克/美元、英国137克/美元、日本的221克/美元，实现碳达峰乃至碳中和目标任重而道远。

碳交易通过市场手段倒逼高碳企业节能减排，是实现碳中和的核心抓手

碳交易体系在世界各国减少温室气体排放的实践中已发挥了巨大作用，对于我国实现“30·60”目标而言，碳市场是不可或缺的重要抓手。2021年 1月19 日，生态环境部副部长赵英民表示，中国高度重视利用市场机制推动温室气体减排和绿色低碳发展的制度创新，将碳交易作为落实中国二氧化碳排放达峰目标与碳中和愿景的核心工具之一。碳中和目标将增加碳市场有效规模，而碳市场又可以激励企业和居民碳中和的行动。

理论基础上，碳排放交易是通过明确产权将温室气体排放的负外部性转化为内部生产成本，进而通过自由交易实现温室气体排放的帕累托最优。Ronald H. Coase为解决环境 负外部性提出了目前被广泛接受的思路：通过把温室气体的排放权界定为明确的产权，自由市场参与者可以有效地选择最有利的交易方式，把温室气体减排活动安排在减排成本最低的地方，通过交易使得排放的负外部性降为最低。在科斯定理的基础之上，总量管制和交易制度（Cap-and-Trade）应运而生。随后的1968年，美国经济学家 John H. Dales在其出版的Pollution, Property, and Prices: An Essay in Policy-Making and Economics 中首次提出碳排放交易体系（Emission Trading System，ETS）的设计思路。

实践经验上，碳排放交易体系的建立可以体现碳排放权的稀缺性和价值，通过碳定价为遏制气候变化提供有效的激励机制。在限制区域或行业内碳排放总量上限的情况下，碳排放交易可以通过碳价引导资金在实体经济不同部门及不同环节的流转市场调整能源结构，引导低碳投资，推动经济转型，用市场手段引导高碳企业节能减排、鼓励低碳企业健康发展，最终实现总量减排和低碳发展目标。

二、他山之石：28个区域碳市场各自为战，欧盟碳交易体系为全球提供建设范式

《京都议定书》构建碳交易模板，《巴黎协定》各方掣肘致国际碳交易停滞

1997年《京都议定书》使得国际碳排放权成为了可以交易的商品，构建了碳交易市场=配额交易市场+项目交易市场的模式，为各碳排放交易市场建立提供了模板。《京都议 定书》为其附件B中的38个发达国家规定了量化减排目标，同时设计了三种碳交易机制， 分别为联合履行（Joint Implementation，JI）、清洁发展机制（Clean Development Mechanism，CDM）和国际排放贸易（International Emission Trading，IET）。具体而言：

联合履行JI：《联合国气候变化框架公约》附件一国家（发达国家和经济转型国家）之间基于减排项目的合作机制，项目产生的减排量被称为“减排单位”（Emission Reduction Units，ERUs），项目的东道国可以将 ERUs 转让给那些需要额外的排放权才能兑现其减排义务的国家，依此抵消其减排任务。

清洁发展机制CDM：附件一国家与非附件一国家（发展中国家）基于减排项目的合作机制，项目产生的减排量被称为“核证减排量”（Certified Emission Reductions， CERs），非附件一国家可以将CERs出售给附件一国家，依此抵消其减排任务。CDM是《京都议定书》唯一包含发展中国家的弹性机制，也是中国2012年以前唯一能够参与的国际碳排放交易方式。目前CDM已注册项目7847个，其中中国注册项目高达3764 ，位居世界第一。

国际排放贸易IET：核心是允许发达国家之间相互交易碳排放额度，《京都议定书》对附件B国家进行了减排义务规定，而这些国家可将其超额完成的减排义务指标，以贸易方式（而不是项目合作的方式）直接转让给另外一个未能完成减排义务的发达国家，交易商品是“分配数量单位”（Assigned Amount Units，AAUs）。

《京都议定书》勾勒的国际碳交易1.0时代已经落幕，《巴黎协定》接棒成为新的国际气候变化应对框架，而协定对于国际碳市场操作机制只字未提。以《京都议定书》CDM、JI、IET为核心的国际碳交易1.0时代已经落幕，自2005年议定书生效起的12年内，三 大机制为国际碳交易积累了大量减排合作经验。2017年后，由《巴黎协定》确定的国际碳交易2.0时代则更多地包含自下而上、自主减排的精神。根据协定，各方将以“自主贡 献”的方式参与全球应对气候变化行动，然而《巴黎协定》对国际碳市场机制的操作细节只字未提，只在第六条中描述了一个新的国际碳市场框架。

由于《巴黎协定》实施细则谈判各方掣肘，碳排放国际交易规则的确定一再搁置，国际碳交易2.0时代迟迟无法开启。由于美国2019年11月4日退出《巴黎协定》，各方关于协定第六条存在明显分歧，国际碳市场机制的操作规则一直悬而未决。2019年12月15日，马拉松式的第二十五届联合国气候变化会议（COP25）于西班牙首都马德里落幕，大会仍然未能就碳排放许可证的国际交易规则达成共识。随之而来的新冠疫情席卷全球，原定于 2020年11月在英国格拉斯哥举行的第26届联合国气候变化大会推迟至 2021年， 国际碳交易市场目前处于停滞状态。

28个区域碳交易体系构成现阶段全球碳市场，均沿袭Cap and Trade框架

在《京都议定书》搭建的国际碳排放交易机制框架之下，目前全球已实施 28个碳排放交易体系（ETS），整体而言，各ETS外部与《京都议定书》构建的CDM/JI等国际交易机制相衔接，内部均沿袭《京都议定书》中IET机制所采用的“Cap and Trade”结构。 典型ETS的构建形式一般为：政府将其碳排放控制目标转化为逐年递减的计划排放量上限（Emission Cap），继而通过免费分配及有偿拍卖等方式将其划分为排放配额（Emission Allowances）分配给各企业，并建立全国或区域碳排放权交易场所，使其可以在二级市场 中自由交易。碳排放超标企业需要购买减排企业出售的剩余排放配额或减排项目带来的碳信用以满足排放限制要求。排放量超过配额的企业将面临罚款或市场禁入等惩罚措施，而排放量低于配额的企业则可以通过出售排放权获得利润，通过市场手段以激励相关企业绿色化转型，压降温室气体排放量，以最终实现绿色发展目标。具体而言：

交易主体：在现货交易阶段，碳排放交易市场主体以控排企业为主，碳资产管理公司和金融投资机构为辅。在衍生品交易阶段，金融投资机构尤其是做市商和经纪商或将成为市场流动性的主要提供方。

市场客体：主要包含基础碳资产和碳金融产品。碳交易的基础资产主要包括两类：一 是碳排放权配额，如EU ETS下的欧盟碳排放配额（EUA）和欧盟航空碳排放配额（EUAA）、我国碳交易试点下的北京市碳排放权配额（BEA）、湖北省温室气体排放分配配额（HBEA）等；二是项目核证减排量，比如CDM项目下的核证减排量（CER）、 中国国家发改委认可的中国核证自愿减排量（CCER）等。

截至2020年底，全球各区域及国家的28个碳排放交易体系（ETS）是气候减缓的关键组成部分，覆盖温室气体排放量占全球总量10.7%，覆盖38个国家司法管辖区。目前全球已运行28个ETS，覆盖年排放量约60亿吨二氧化碳当量，约占全球10.7%，各ETS 覆盖38个国家司法管辖区。另外，弗吉尼亚州碳排放权交易市场、中国全国碳排放权交易市场及德国碳排放权交易市场将于2021年陆续实施并运行，预计届时全球31个ETS将覆盖温室气体排放量超90亿吨二氧化碳当量，占全球的17.86%，同比增长66%。届 时中国全国碳排放交易市场或将超越欧盟ETS成为全球最大的碳排放交易市场，覆盖全球6.37%的温室气体排放总量。

欧盟碳排放交易体系是全球建设范式，亦是我国碳市场主要的借鉴对象

纵观各国家及区域碳排放交易市场，欧盟碳排放交易体系（EU ETS）是目前全球建立最早、规模最大、覆盖最广的碳市场，通常被认为是全球其他 ETS的建设范式，也是中国碳排放交易市场最主要的学习和借鉴对象。根据欧盟官网，欧盟排放交易体系（EU ETS）是世界上第一个国际性的排放交易体系，启动于2005年1月1日；2020年EU ETS限制着超过15000 使用大量能源的设施（主要包括发电站和工厂）和超过1500家航空公司的排放，涵盖了欧盟超过45%的温室气体排放；EU ETS涵盖的排放量在2005年至 2019年之间下降了约35%。2019年当年总排放量减少9%，电力和热能生产减少14.9%， 工业减少1.9%。

制度设计上，EU ETS循序渐进，覆盖的国家、行业与温室气体范围逐渐扩大，整体配额逐渐减少、配额拍卖比重逐渐增加，反映出其管理机制不断成熟。

总体而言，EU ETS采用总量管制和交易制度（Cap-and-Trade），目前涵盖区域包括欧盟27国与北爱尔兰、 冰岛、挪威及列支敦士登，涵盖温室气体由仅包括CO2扩大到CO2、N2O及PCF，涵盖行业也由电力、钢铁等行业逐渐扩大到航空、石化、炼铝等行业。具体而言：

四大阶段：时间上可分为第一阶段试验时期（2005-2007）、第二阶段改革时期（2008-2012）、第三阶段（2013-2020）及第四阶段（2021-2030）。

交易品种：欧盟碳排放配额（EUAs）、欧盟航空碳排放配额（EUAAs）及《京都议定书》项下的ERUs及CERs，第三阶段EU ETS不再接受除最贫困国家外新签发的ERUs及CERs。而各交易品种还发展出了丰富而全面的期货、期权等衍生产品，目前碳期货交易规模占全部交易规模的90%以上。

配额分配：起步阶段配额上限由各国分散制定，各成员国普遍采取了根据被管辖设施的历史排放水平免费分配的方式。第三阶段后，欧盟委员会开始统一制定配额上限， 分派方式从简单的历史法发展为较为成熟的基准法，配额总量逐年降低，并逐步提高拍卖比例，以电力行业为代表的行业需要以拍卖或在二级市场购买的方式以获得他们所需的全部配额。目前EU ETS 许同一阶段内排放配额的存储，但不允许借贷，企业能够用当下的减排成果抵消未来扩大生产规模产生的额外排放，也可以立即将节省 的配额在碳市场出售变现，激励企业尽早开展节能减排行动。

履约保障：2005年开始，企业的二氧化碳排放量每超标1吨，将被处以40 欧元的罚款。2008年开始，罚款额将涨至每吨100 欧元，并且在次年，企业排放许可额度中还必须将相应数量加以扣除。

碳交易作为温室气体减排的市场化解决方案，除了减排效果以外，还需要从市场效率的角度来衡量其是否有效，EU ETS作为目前全球各ETS的建设范式，已经基本实现资源 配置与市场运行效率的最优化。碳排放交易作为典型的Cap and Trade体系，其减排效果主要依靠压降总配额，即控制 Cap。在Trade环节，碳交易市场通过碳价引导资金在实体经济不同部门及不同环节的流转，调整能源结构，引导低碳投资，推动经济转型，因此还 需要通过其资源配置效率及市场运行效率角度判断一个交易体系是否有效。

欧盟碳排放交易体系建立之初，不可避免地存在很多结构性弊端，而其不断改进与完善的经验，或可为我国全国碳排放市场的建设提供参考和借鉴。目前EU ETS在碳价有效性、碳价稳定性、碳价权威性及市场流动性四个方面均较为成熟完善，其发展经验与模式或将成为我国全国碳排放交易的主要参考对象。具体而言：

碳价的有效性：从成员国自主设定到欧盟委员会集中分配，EU ETS配额分配适度从紧，使碳价逼近真实环境成本，倒逼企业低碳减排。EU ETS建设初期，为了减少推行的政治阻力，欧盟采取了自下而上的“国家分配计划”（NAPs），成员国自主设定本国的排放额。而各国在提交国家分配计划时采用“祖父法”，根据企业的历史排放数据为其提供免费的初始配额。在官方排放数据缺失的情况下，企业往往虚报历史排放数据，导致配额严重供大于求。2006 年EUA期货价格暴跌，从最高的每吨30欧元跌到了每吨10欧元。再加上第一阶段的剩余配额不能储存到第二阶段使用，导致 EUA的市场价格直线下降，到 2007年上半年 EUA期货的价格已逼近零。为了实现碳价的有效性，EU ETS在第三阶段用“国家履行措施”（NIM）取代了NAP，设定 排放配额总量的权力集中至欧洲委员会，使得配额总量逐年压降。且分配方式也做出了修正，要求各国增加拍卖分配的配额占比，同时对免费发放的配额，也要求以“基 准法”来计算以避免过度分配。一系列操作导致进入第三阶段后，EUA市场价格稳步上升，目前已达 33欧元/吨二氧化碳当量，已经到达历史最高点，逐步逼近碳排放的 真实环境成本，充分倒逼相关企业进行减排升级。

碳价的稳定性：通过市场稳定储备机制（MSR）收回富余配额，稳定碳价并提供长期的碳价信号，稳定企业减排与低碳投资预期。欧盟为了应对需求侧冲击和配额过剩来稳定碳市场信心的机制，在 2018年正式通过了新的市场改革措施，确定将收紧配额供给并实施市场稳定储备机制（Market Stability Reserve），从2019年开始，市场稳定储备机制每年将减少24%的超额排放配额。市场稳定储备机制可以通过吸收过剩配额来部分抵消需求下降的影响，提高欧盟排放交易体系抵抗未来冲击的能力

碳价的权威性：EU ETS建立了完善的规则体系与监督机制，通过指令、条例、决议等形式进行规范，确保了其信息披露水平、交易规则的规范性和稳定性。欧盟从2003年起颁布了一系列指令（Directive）对市场进行信息披露、交易规则等进行规范化制定，随后通过一系列条例（Regulation）和决议（Decision），围绕统一登记簿、安全标准、配额拍卖、MRV、重复计算等技术问题，对EU ETS进行了不断的优化和完善。这些制度保障了 EU ETS的平稳运行，目前已经成为各国碳排放交易体系的样本。

市场的流动性：碳期货的发展极大地提高了EU ETS的流动性，碳排放交易逐步向碳金融发展。欧洲拥有发达的传统金融市场，EU ETS建立伊始就直接引入碳金融衍生品，主要有碳远期、碳期货、碳期权和碳互换，其中碳期货（主要包括EUAs期货 和CERs期货）的交易规模最大。通过购买碳期货合约代替碳现货，可以对未来将要 买入或卖出的碳现货产品进行套期保值，回避价格风险。目前欧盟的主要交易产品EUAs通常采用期货方式进行交易，期货交易占欧盟碳市场交易总量的90%以上，极大地提高了欧盟碳市场的流动性。

三、全国碳排放交易市场扬帆起航，短期内低碳价或对实现碳中和影响有限

我国碳排放交易历经三大阶段，全国碳排放权交易市场或于年中启动

我国参与碳排放交易历程可划分为三个阶段，整体采取先参与成熟的国际碳交易体系， 再进行部分地区碳交易试点，进而稳步推进全国碳市场建设的思路。具体而言：

CDM项目阶段（2005-2012）

我国碳排放交易主要起源于《联合国气候变化框架公约》和《京都议定书》下的CDM机制，CDM项目是我国2013年区域碳排放交易试点以前唯一能够参与的碳交易方式。在国内完善的碳排放权交易市场建立之前，国内碳排放权交易的主要途径是参与CDM项目 碳资产一级市场的供应，主要交易对手方来自欧盟。

风力发电项目是我国CDM项目的主力，参与CDM项目是我国风力发电初期的重要推动力。2005年6月26日，联合国CDN管理委员会注册了我国第一个风力发电项目——内蒙古辉腾锡勒风电场项目，标志着我国CDM风力发电项目开发的开端。CDM风力发电项目在我国得到了迅速的发展，成为我国CDM的重要项目构成类型，我国共计注册风力发电项目1516项，占我国所有CDM注册项目总数的40%。风电CDM项目通过出售核证减排量（CERs）给发达国家带来的收入，核证减排量带来的收入可以很大程度上对冲风力发电成本，提高风电盈利水平，CDM项目是中国发展风力发电的重要推动力。

2013年开始欧盟碳排放交易体系不再接受CDM项目产生的减排额，直接导致中国CDM项目开发的终结。2013年EU ETS进入第三阶段，该京都碳信用最大的买家宣布不再接受非最贫困国家新签发的CERs，这直接导致中国CDM项目开发彻底终结，而2012年注册项目激增也是因为《京都议定书》第一个承诺期结束前各项目急于完成注册和签发减排量，由CDM/JI主导的全球碳信用市场已结束。

区域碳排放交易试点阶段（2013-2020）

为了填补国际CDM项目终结而带来的国内碳交易市场空白，我国于2012年起逐步开始搭建自己的碳排放交易体系——碳排放交易试点市 ETS+自愿减排机制CCER。一 方面，我国2013年开始借鉴EU ETS逐步开展碳排放交易试点；另一方面，我国借鉴《京都议定书》清洁发展机制（CDM）构建了中国自己的核证减排项目机制——中国核证自愿减排机制（CCER）。两机制结合，构成了我国 2013至 2020年间碳交易的整体结构：

2013年起，我国陆续在深圳、上海、北京等8省市开展碳排放交易试点（ETS）。2011年国家发改委办公厅发布《国家发展改革委办公厅关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，同意北京、天津、上海、重庆、湖北、广东及深圳7个省市开展碳排放权交易试点。2013年6月18日至2014年6月19日，7个碳排放权交易试点省市先后开展了碳排放权交易，2016年福建省成为全国第8 个碳排放交易试点。行业方面，以发电、石化、化工、建材、钢铁、有色金属、造纸和国内民用航空等八大高耗能行业为主。配额分配方面，多数地区采取免费分配与有偿竞价相结合的模式。

2015年起，设计仿照CDM项目，我国陆续在8个试点ETS与四川联合环境交易所开展中国核证自愿减排量（CCER）交易。2015年，国家发改委上线“自愿减排交易信息平台”，在此经发改委签发的自愿减排项目的减排量，被称为中国核证自愿减排量（CCER）。除交易地点和审核机构不同外，CCER整体设计与CDM项目基本一致。纳入碳排放交易体系的企业在履约时均允许用CCER项目减排量抵消一定比例 的碳排放。未被纳入碳交易市场的风电、光伏、森林碳汇等项目可以参与自愿减排机制，获取发改委签发的 CCER，进而通过出售 CCER间接参与碳交易。包括风电、 光伏、垃圾焚烧、生物质发电、水电等 2871个项目先后经过审定，其中成功备案项目861个，实际签发项目254个。2017年3月，国家发改委表示CCER存在交易量小、个别项目不够规范等问题，暂停项目备案，截至目前尚未重启。

各碳交易试点在机制设计方面基本以EU ETS为蓝本，推进节奏较为谨慎。具体而言：1) 交易产品：我国碳市场交易商品主体是现货交易，主要包括各省市试点碳排放配额和CCER项目减排量。履约单位可购买CCER抵消超出配额排放量，抵消比例一般不得超过5%或10%。2) 参与主体：试点地区均允许履约机构和非履约机构参与交易，但非履约机构参与条件各有差异；除上海暂不接受个人参与交易外，其他试点地区均开放个人参与，其中北京门槛最高，需个人拥有100万元以上的金融资产；深圳等地还成功取得国家外管局许可，允许境外机构参与交易。3) 交易规则：各试点地区的履约日均集中在6月（天津为每年5月 31日），但对于未履约企业的处罚力度参差不齐，其中北京市通过地方人大立法，未履约企业需按市场均价3-5倍罚款。而天津对未履约企业除限期整改外，仅为3年内不享受优惠政策。

全国碳排放权交易市场配额现货交易阶段（2021-）

全国碳市场以试点为基础，自2017年底启动筹备，经过基础建设期、模拟运行期， 2021年进入真正的配额现货交易阶段。2021年2月1日《全国碳排放权交易管理办法（试 行）》正式施行，开启碳交易将进入全国实施阶段，中国人民银行上海总部党委副书记金鹏辉表示，全国碳排放权交易市场各项工作正在紧张有序开展过程中，计划于 2021年 6 底前启动全国碳交易。

覆盖行业上，电力行业被率先纳入，未来将逐步扩大至八大重点行业。2021年全国发电行业率先启动第一个履约周期，2225家发电企业分到碳排放配额。我国发电行业全年碳排放总量约为40亿吨，尽管只有电力一个行业参与交易，全国市场启动后也将成为全球最大碳市场。随着全国碳排放交易体系运行常态化，该范围将逐步扩大，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个行业。

交易产品上，全国碳排放配额现货交易将是主要形式，CCER现货作为补充。《粤港澳大湾区发展规划纲要》提出支持广州研究设立以碳排放为首个品种的创新型期货交易所。2019年10月初，生态环境部对设立广州期货交易所不持异议，但对于碳排放期货则表示， 生态环境部表示由于目前碳排放现货市场尚未启动运行，现阶段推出碳排放期货条件不成熟，建议广州期货交易所设立方案中删除碳排放期货相关表述。预计碳排放配额现货交易将是全国碳排放交易的主要形式。另外，《碳排放权交易管理办法》还提出，重点排放单位每年可以使用国家核证自愿减排量抵销碳排放配额的清缴，抵销比例不得超过应清缴碳 排放配额的5%，预计CCER将成为配额交易的补充。

配额分配将以免费分配为主，具体发电机组配额分配量将基准法核算。排放配额分配初期以免费分配为主，后续适时引入有偿分配，并逐步提高有偿分配的比例。机组配额总量将采用基准法进行配额分配，即对单位产品的二氧化碳排放量进行限制，具体而言：机组配额总量=供电基准值×实际供电量×修正系数+供热基准值×实际供热量，如燃气发电机组基准值为每度电0.392kg 二氧化碳排放配额。

试点阶段碳市场三大困境：流动性严重不足、碳价不具有效性、交易潮汐现象明显

各试点交易碳市场成交规模较小，流动性严重不足，超过三成交易日无任何交易行为。 由于地方试点的碳排放免费配额较多，整体市场供大于求，实际的碳交易较为冷清。2020年交易日共251天，8 区域碳排放交易所全年平均仅有 165天有成交记录，交易最活跃的广州碳排放权交易所也仅有238个交易日有交易行为，福建海峡股权交易中心仅90个工作日完成了交易，仅占全部交易日的 36%。截至2020年8月，我国碳排放交易试点省市累计成交量仅4亿吨，成交额仅略超90亿元。

试点阶段交易产品以现货为主，交易多是控排企业履约期突击购买，交易潮汐现象明显。每年6月是碳交易试点的履约期，各试点地区的重要排放单位，须在当地主管部门规定的期限内，按实际年度排放指标完成碳配额清缴。而在履约期将至时，不少企业为完成任务而匆匆进行交易，导致履约期前量价齐升，履约期后交易惨淡。企业并未真正利用碳交易工具实现自主减排，交易更多是短期内为了完成任务的突击应付。

预计短期内碳价稳步慢涨，宏观上低碳价或对实现碳中和影响有限

预计全国碳交易市场开市后，碳价上涨将是长期趋势，2030年或达93元/吨。受到碳中和目标的约束，未来全国碳排放市场必将不断收紧配额免费供给量，降低总排放限值，为碳中和目标提供可量化的进程体现。但 2019-2020年电力机组碳排放基准值较为宽松， 预计全国碳交易开始后仍维持稳健宽松状态。根据中国碳论坛发布的《2020 年中国碳价调查》，针对全国碳市场启动之初的平均碳价预期是：2021年为人民币49元/吨，2025年上涨至71元/吨，并在未来十年末涨到 93元/吨。

碳排放的社会成本约每吨41美元，我国预期碳价难以反映出其真实边际成本，完成减排承诺或需碳价达到47美元。根据美国环境保护署估算，碳排放的社会成本为每吨41美元，而若想单纯通过碳排放交易实现温室气体减排，则碳价应该至少高于碳排放的边际社会成本。世界银行在《State and Trends of Carbon Pricing 2020》中提出，为实现《巴 黎协定》目标，全球各国到 2030年碳价格至少要达到每吨50到100美元。而根据 IMF 经济学家 Ian Parry 的测算，考虑2030年的减排承诺及市场碳价的弹性系数，中国实现《巴 黎协定》减排承诺所需要的碳价约为47美元/吨，远高于未来我国预期碳交易市场价。

全国碳排放市场建设稳步慢行，短期内碳价或持续保持低位慢涨，预计减排效果难以立竿见影，能耗“双控”等直接的行政手段仍将是实现碳中和目标的主要方式。一方面，全国碳市场初期的所有排放配额都将免费分配，未来将“根据国家有关要求适时引入”配额有偿分配，措辞趋于谨慎。另一方面，当前的配额管理方案未设定总排放量上限，配额分配较为宽松，且为降低重点排放单位履约负担，电厂配额缺口量上限为其排放量的20%。就目前的市场设计而言，预计全国碳市场建设初期配额分配仍将较为宽松，短期内全国碳市场对“碳中和”的作用或将十分有限。但长期来看，成形的碳排放交易机制能够成为政府强有力的气候政策工具，也能促进市场参与者将碳中和目标纳入自身发展的中长期战略规划。

四、碳价引导市场投资决策，或对相关电力、钢铁、电解铝等行业产生显著影响

预期相对稳定的低碳价难以使得碳交易体系成为实现碳中和的主要力量，但碳成本的引入足以改变市场投资决策，并对相关产业产生显著影响，且碳价影响所有企业的投资、 经营决策，远超出被覆盖的企业范围。碳交易市场发挥碳定价作用，碳价成为引导各行业进行低碳投资的市场信号。根据《2020年中国碳价调查》，多数受访者预计碳排放权交易体系将对投资决策产生越来越大的影响；37%的受访者预计 2020年的投资决策将受到很大或中等程度的影响，而到 202 年，持这一观点的受访者比例则上升到 69%；仅有 5%的受访者预计即使到 2025年投资决策也不会受到影响。

电力行业绿色转型，风电光伏等清洁能源存在高确定性机会

电力行业是欧盟碳排放交易体系中排放量最大的行业，亦是我国碳排放的最大来源， 2021年全国碳交易正式开启，电力行业被率先纳入，未来必将首先面临转型压力。2019年，正在运营中的 265个燃煤电厂的排放量约占欧盟碳排放交易体系排放量的 31%。如果考虑其他化石燃料发电，整个电力行业的排放量约占整个欧盟碳排放交易体系排放量的 55%。而在我国，发电业产生的碳排放约占总体碳排放的37.6%，是最大的碳排放来源， 也是实现碳中和的关键。2020 年12月25日《全国碳排放权交易管理办法（试行）》正式发布，开启碳交易将进入全国实施阶段。2021年全国发电行业率先启动第一个履约周期， 2225家 2013-2018年任一年排放达到2.6万吨二氧化碳当量的发电企业被第一批纳入全 国碳排放交易体系内。

电力批发的价格优先排序机制可以确定电力市场的统一出清价格，并确定供需平衡发电总额，2020年前光伏、风电成本较高，火电为发电主力。欧盟电力市场中，电力批发的市场机制采用了价格优先排序法，按发电厂报价由低到高的排列确定电厂调度顺序。进入电力批发市场的电厂会采用这种方式竞价，形成统一的出清价格，边际成本越低的电厂盈利越高。根据价格高低顺序调度发电可以使得发电成本实现最小化。一般而言，水电、风电等边际成本较其他发电类型相比较低，化石燃料电厂由于其使用的煤、天然气等燃烧发电所以边际成本较高。2020年前，光伏风电的发电成本略高于火电，但随着技术工艺不断优化和非技术成本的持续压缩，光伏风电发电成本持续下降。据BNEF测算，自 2021年起中国新建光伏风电发电项目平均LCOE将逐步低于在运火电项目运营成本。

若碳价具有有效性，则碳排放交易能够调整发电企业调度顺序，进而使得光伏、风电成为发电行业的主力，火力发电产能或将面临淘汰，并逐步退出历史舞台。且碳配额成本可以一定程度提升电力市场出清价格，绿色发电企业的利润空间增长。碳市场的引入会直接增加火电及调峰机组的生产成本，而若碳排放市场中确定的碳价具有有效性，可以影响各类型发电企业的价格排序，改变调度顺序。零碳排放的光伏、风电将逐渐替代火电成为发电的主力，而火力发电由于碳配额成本增长而逐年增加（EU ETS 的 EUAs价格可以证明这一点），且光伏、风电发电成本持续下降，未来火力发电产能或将面临淘汰，并逐步退出历史舞台。而由于碳配额成本的引入，预计在火电完全退出市场前，电力市场出清价格将一定程度上调，而风光发电由于发电成本持续降低、市场规模不断增长、电力价格持续上调，未来行业利润或将有较大增长空间。

欧盟引入EU ETS后的实证经验可以一定程度验证上述理论基础：可再生能源占比不断提升，而风光发电占比提升最大；化石能源发电占比不断降低，煤炭发电市场份额断崖式下跌。2020年，可再生能源发电量占欧盟总发电量的 38.2%，增长4.3个百分点，首次超过化石燃料发电占比，2020年化石燃料发电占比降至37%，相较 2019年降低了2.6个 百分点。而其中风电光伏占比提升最大，2020年风光发电占比接近20%，较 2019年增加2.6 百分点，与化石燃料发电占比降幅基本一致，可以一定程度上理解为，2020年欧盟碳价上升带来的发电成本增加使得火力发电原有市场份额完全被新建风光发电占据。

欧洲的发电数据显示，哪怕在火力发电行业内部，单位热值含碳量的不同也带来了煤电与燃气发电的市场份额分化。同等热值的天然气燃烧排放的二氧化碳比煤炭少41%，引入碳成本后，碳价对碳排放强度更大的煤电影响高过气电，造成了火力发电行业内部调度顺序的改变，燃气电厂取代煤电厂排在风电、光伏之后，成为了煤电的重要替代品。2014年天然气发电市场份额仅12.6%，仅 6年就增长至19.3%，碳排放配额价格的上升导致了火力发电行业内部产生了产业结构变革是不可忽视的内部因素。但由于天然气发电仍有二氧化碳排放，预计这种增长趋势将难以持续，在过剩煤电产能被大量淘汰之后，天然气发电将紧随其后面临下一轮市场出清，水电、风电、光伏等清洁能源将逐步开启对传统火电的增量及存量全面替代。

欧盟电力批发价格与碳配额价格具有相当显著的相关性，碳价机制的引入，一定程度上将增加可再生能源发电、核电甚至天然气发电的利润空间。对比电力批发价格及碳配额价格可以看到，2013年 EU ETS进入第三阶段后，欧盟主要国家电价走势与碳配额 EUAs价格走势基本一致，进入2018年后两者的增长与回撤都呈现极高的相关性，平均相关系数超过80%，而捷克、波兰、斯洛文尼亚等国电价与EUAs价格的相关系数更是接近90%。但高相关性并不意味着因果关系，一方面碳配额走高增加了传统电力行业的生产成本，间接推高了电力行业出清价格；另一方面，电力行业的排放量占欧盟碳排放交易体系排放量的 55%，电力价格变动引发的电力行业生产、投资行为调整，也将反过来显著影响碳配额价格走势。而无论是那种影响占据主导因素，电力出清价格的提升将必然增加可再生能源发电、核电甚至天然气发电的利润空间。

碳成本引导相关产业结构调整，储能、电炉炼钢、水电铝或迎历史性市场机遇，储能行业伴随风光发电或迎跨越式发展，锂电储能或成市场主流

随着火电逐步退出历史舞台，风电、光伏等间歇性可再生能源成为电力行业主力，多样化储能行业或将迎来历史性发展机遇。目前储能行业处于从0到1的发展阶段阶段，有 望从示范性应用转向运营性应用。而截至20203Q，全球/中国风光发电平均配储功率比例仅为0.8%/0.5%，相比目前新增新能源配储功率的比例区间（10-15%）仍有广阔成长空 间。目前国内新能源发电侧锂电池储能保有量4.27GWh，储能行业或将在碳达峰、碳中 和目标及全国碳排放交易体系建设的历史性机遇下将迎来“跨越式”大发展。

锂电储能优势凸显，有望成为未来主流储能技术。根据能量存储方式的不同，储能主要分为物理储能、电化学储能、热能储能、储氢与电动汽车储能。其中电化学储能根据不同的储能介质可分为铅酸电池、锂离子电池、液流电池等6种细分种类。根据CNESA数据，目前抽水储能占据累计装机主要份额，2017/2020 3Q全球和中国抽水储能累计装机占比分别为96%/92%和 99%/92%，逐年下降。电化学储能2017/2020 3Q年全球和中国累计装机占比分别为1.7%/5.9%和1.3%/6.8%，2017/2019全球和中国新增装机占比为 14%-80%和3%-58%，成长趋势明显。电化学储能中，锂电储能具备能量密度更高、使用与循环寿命更长、响应时间更快等优势，2017年至今占全球新增电化学储能90%以上， 国内锂电储能占新增电化学储能的比例亦从2017年51%上升到2020 3Q 的99%，而2020 3Q新增规划/在建电化学储能项目几乎全部应用锂电池。预计锂电池储能技术将成为未来主流储能技术。

电炉炼钢存在高确定性机会，关键耗材石墨电极、耐火材料等需求量增长

钢铁行业是我国制造业碳排放量最高的行业，去产能将是大势所趋，新一轮“供给侧 改革”或已经到来，落后产能出清及限制新建产能有望提升钢铁行业景气度。根据中国碳排放数据库（CEADs），我国钢铁以高炉—转炉长流程生产工艺为主，导致碳排放量占全球钢铁行业的60%以上，占全国碳排放总量的18%左右。2020年12月29日的全国工业和信息化工作会议和2020年1月26 日国新办新闻发布会上，工信部均明确提到钢铁行业需要去产量，实现2021年钢铁产量同比负增长。而近期唐山以钢铁为试点实施大气污染物排放总量管控、内蒙出台全区高能耗审批调研和限定停产等政策或意味着钢铁行业新一轮供给侧改革已经到来。吨钢碳排放强度、吨能耗较低的公司或将收益，产业集聚化发展水平有望得到显著提升。

电炉钢碳排放不到高炉炼钢的1/4，碳排放成本的引入，必然将导致钢铁行业内部结构调整，预计电炉炼钢在实现碳中和的过程中将逐渐替代高炉炼钢，“十四五”期间电炉钢占比将从当前的12%提升至20%，到2030 年电炉钢占比或提升至25%。目前，全球钢铁企业的平均排放强度约为1.7吨，我国长流程企业吨钢CO2 排放量在2.1吨左右。而以废钢为原材料的短流程炼钢碳排放量仅0.4 吨二氧化碳/吨钢，若完全使用绿色电力，碳排放甚至可以降为零。然而，2019 年我国钢铁行业90%左右产能采用高炉技术，而电炉技术仅占生产总量的 10%。预计电炉炼钢在实现碳中和的过程中将逐渐替代高炉炼钢，“十四五”期间电炉钢占比将从当前的12%提升至20%，到2030年电炉钢占比或提升至25%。

传统高炉炼钢向电炉炼钢转型过程中，石墨电极、耐火材料等电炉配套耗材需求或将增加，相关企业有望受益。石墨电极是电炉关键配套零件，而钢铁冶炼过程又是石墨电极的主要下游行业，根据智博睿投资咨询《石墨电极项目可行性研究报告》，2020年我国电炉炼钢占石墨电极消费总量的50%左右，炉外精炼约占石墨电极消费总量的25%以上， 石墨电极产量、增长率与电炉钢产量、增长率密切相关。同时，电炉炼钢主要利用电弧热， 在电弧作用区，温度高达 4000℃，对耐火材料要求较高。钢铁行业向电炉炼钢转型或将带来其配套耗材石墨电极、耐火材料需求增长。

北铝南移，水电铝行业竞争力提升

目前电解铝行业尚未纳入碳交易市场，但45家电解铝企业自备电厂被纳入《纳入 2019-2020年全国碳排放权交易配额管理的重点排放单位名单》，铝行业碳排放交易箭在弦上。根据《2019-2020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）》， 各行业自备电厂在2013-2019年任一年排放达到 2.6 吨二氧化碳当量（综合能源消费量约1万吨标准煤）的，需要纳入《重点排放单位名单》。中铝矿业、天山铝业、兰州铝业 等45家铝相关企业的自备电厂被纳入2020年12月29日发布的《重点排放单位名单》。未来电解铝行业被完全纳入碳交易体系只是时间问题。

电解铝行业碳排放主要集中在电解环节所需要的电力生产过程，而其中65%来自于各企业火电自备电厂，碳排放成本的引入或将显著增加行业成本。我国电解铝行业用电模式分为自备电和网电，2019年年底自备电所占比例约为65%，均为火力发电。若完全使用火电作为电力来源，二氧化碳排放量为13吨/吨铝，其中火电环节的二氧化碳为 11.2 吨， 占比高达 86.2%，碳排放成本的引入或将显著增加行业成本。而若转换为水电等清洁能源电力进行电解，二氧化碳排放量可以降低至1.8吨/吨铝，减排效果相当显著。

传统行业以电解铝为例，碳交易或给水电铝带来300元以上成本优势。电解铝行业的碳排放主要来自于电解过程消耗的电力。电力主要有两种来源，一是来自于国家电网或者自备火电，属于有碳排放的电力来源，二是来自于电力市场化交易购得的水电，没有碳排放。参考福建地方碳交易所试点经验，电解铝的电解工序采用基准线法分配配额，每生产一吨铝液可获得8.19吨 CO2免费配额。实际碳排放方面，电网和自备电厂的度电碳排放均为 0.6101 千克，而水电为 0 排放。因此水电铝企业可以多余出配额进行出售，而火电铝企业则不得不额外购买配额。如果按照 40元/吨 CO2的交易价格计算，水电铝相对于火电铝的成本优势可达335元/吨，而且还会随着碳交易价格的上涨而扩大。

在成本和环保双重约束下，北铝南移趋势将逐渐强化，云南省电解铝企业多用水电， 碳排放成本较低，行业竞争力将显著提升。在成本和环保双重硬约束的大逻辑下，电解铝的产业转移趋势正在形成：山东等东部地区迁出，云南、广西等西部地区迁入。2019年 7月 31日，《国家发展改革委关于同意云南省开展运用价格杠杆促进弃水电量消纳试点的批复》提出推动电解铝产能有序向水电资源丰富的西南地区转移，支持云南省做优做强水电铝材一体化产业链。云南相继出台了《关于推动水电铝材一体化发展的实施意见》、《关于实施优价满发促进水电消纳的方案》等政策，提出凡自带产能指标入滇企业享受“优价满 发”的政策，电解铝前 5年享受每千瓦时 0.25 元的专项优惠电价，期满后执行电价与铝价联动政策，而铝材深加工则享受每千瓦时 0.20 的专项优惠电价。电解铝产业转移至云南后，碳排放成本与电力成本将进一步下降，综合竞争力或将进一步提升。

碳排放权交易金融化是必然趋势，相关金融机构业务机遇广阔

我国碳交易体系流动性严重不足，碳价波动剧烈，未能实现价格发现功能，且风险管理工具缺乏，未来发展碳金融是必然方向。完善的碳市场需要有效的价格机制和较高的市场参与度，完善价格机制是首要任务。EU ETS一启动就是期货现货同步推出的一体化市场，RGGI体系中期货交易甚至早于现货出现。而 EU ETS的发展历程表明，碳金融产品尤其是碳期货的推出与否，直接决定着碳交易市场的流动性与交易规模，2020 年欧盟碳期货交易占总碳交易规模的 93%。各种碳交易工具与碳融资工具的推出，也会直接提升碳金融市场的流动性和风险管理水平，同时提高市场的价格发现能力。

碳市场本质是一个政策性市场，与欧美将金融功能内置于碳市场不同，未来我国或将碳金融定位于服务碳减排的从属性市场工具，不宜过度投机。国家发改委相关负责人曾表示，支持在碳市场平稳运行的基础上，适度开展金融创新，但碳市场本质是一个政策性市场，碳金融的发展也要服务于控制温室气体排放的政策目标。具体而言，三类碳金融工具 或优先推出：

交易工具：碳期货、碳期权、碳远期、碳掉期、碳基金、碳指数等；

融资工具：碳质押、碳回购、碳托管等；

支持工具：碳指数和碳保险等。

以碳期货为代表的碳金融体系，或将大幅提高碳排放交易活跃度，碳期货引入后年交易金额或将达到600亿至 5000亿元，金融机构业务机会相当可观。根据国家发改委的测算，若是仅以现货交易，全国碳排放交易市场交易金额每年约 12亿到 80亿元。而如果碳期货被引入市场，年交易金额或将达到 600亿到 5000亿元，交易规模相当可观。试点阶段各地已经试验了少量碳金融服务，全国碳排放市场开始后，预计金融机构业务前景将更加广阔。

来源：国际能源研究中心