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聚焦 | 全国碳市场发展现状、趋势及建议

建立全国碳排放权交易市场是实现碳达峰、碳中和目标的重要政策工具。2021年7月16日全国碳市场上线交易启动,发电行业成为首个纳入全国碳市场的行业,我国碳市场是第一个在发展中国家建立的国家级碳市场。2021年12月31日全国碳市场首个履约周期顺利结束,首期共运行114个交易日。全国碳市场健康有序运行,促进温室气体减排和…

建立全国碳排放权交易市场是实现碳达峰、碳中和目标的重要政策工具。2021年7月16日全国碳市场上线交易启动,发电行业成为首个纳入全国碳市场的行业,我国碳市场是第一个在发展中国家建立的国家级碳市场。2021年12月31日全国碳市场首个履约周期顺利结束,首期共运行114个交易日。全国碳市场健康有序运行,促进温室气体减排和绿色低碳转型的作用初步显现。

(来源:微信公众号“中能传媒研究院”作者:杨素 张晓萱 王钰 阮文婧 国网能源研究院有限公司)

一、首个履约周期运行情况

(一)总体情况

全国碳市场于2021年7月16日正式启动上线交易,首个履约周期于2021年12月31日结束。首期全国碳市场共纳入发电行业重点排放单位2162家,覆盖除西藏、香港、澳门、台湾以外的全国31个省(区、市),首次将温室气体控排责任压实到企业。首个履约期碳排放配额累计成交量1.79亿吨,累计成交额76.61亿元。全国碳市场总体情况向好,首期覆盖范围较广,运行机制稳健,形成了一系列的成熟经验,为纳入更多行业奠定了基础。

(二)履约情况

全国碳市场首期履约情况较好,按履约量计,全国碳市场首个履约周期履约完成率为99.5%。五大发电集团、“三桶油”等能源央企纷纷打造碳管理平台,开展碳资产运营管理。表1为五大发电集团碳配额清缴及碳资产管理公司情况。碳排放权交易对环境治理的贡献程度不断增强,全国碳市场有望在碳减排领域发挥核心作用。

表1 五大发电集团碳配额清缴及碳资产管理公司情况

(三)交易情况

首期全国碳市场交易价格总体保持在40~50元/吨区间波动。多方面因素导致全国碳市场交易价格波动,但从目前情况来看,碳市场的价格发现机制并不完善,所以应密切关注碳市场的价格,必要时可以实施一些合理的干预手段。从交易量的变动趋势来看,全国碳市场日常交易并不活跃,需要进一步激发市场活力(见图1)。

图1 碳市场首个履约周期成交量及成交价格走势

碳市场首个履约周期以大宗协议交易为主,挂牌协议交易较少。为了更好地完善全国碳市场,需要更多的交易主体积极参与,提高挂牌交易量,通过供需关系形成合理价格。表2为碳市场首个履约周期交易情况。

表2 碳市场首个履约周期交易情况(单位:亿吨、亿元、元/吨)

(四)存在的问题

碳排放统计核算体系有待完善,碳排放数据质量仍有较大提升空间。企业碳排放统计数据的真实性、完整性和准确性是确保碳市场稳健运行的基础,应进一步规范碳排放统计核算的统计标准和统计口径等。

交易主体和交易品种单一1,无法实现行业间优势互补。全国碳市场首期仅纳入电力行业,由于单一行业内的企业在技术水平、要素结构、风险因素等方面较为相似,导致碳市场潜在的结构性风险较大。当前碳市场的交易品种仅为配额现货,未来碳市场应积极开发多种碳金融产品。

全国碳市场以大宗协议交易为主,日常交易不活跃。交易集中于履约最后期限,日常交易量较少,导致市场无法在长期动态供需关系中形成合理的碳价。大宗协议交易中买方具有一定的垄断地位,降低碳市场的竞争性水平。

碳市场价格发现功能尚未完善,市场价格失真。碳市场还未真正发挥价格发现的功能,碳价偏离碳减排的边际成本,特别是在煤电成本升高的背景下,碳市场中价格扭曲程度更加严重。

二、全国碳市场发展趋势

与欧盟等起步较早的碳市场相比,我国碳市场存在市场主体与交易品种单一、市场活跃度较低、价格机制不完善等阶段性问题,还需进一步发挥碳市场的价格发现功能。此外,考虑我国电力行业发展实际,全国碳市场的配额分配相对宽松,一定程度上导致碳价相对较低2。考虑到我国碳市场尚处起步阶段,以上均可认为是发展中的问题,也将在发展中逐步得到解决。

展望未来,我国碳市场将呈现以下发展趋势:

趋势一:碳市场覆盖范围从单一发电行业逐步扩大到八大重点行业。全国碳市场扩大重点行业覆盖范围,有助于扩大市场范围,提高资源配置效率;有助于利用行业间减排成本差异,降低总体成本;纳入重点排放行业,碳市场可激励重点行业企业率先达峰。预计“十四五”期间,石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、航空等高排放行业将逐步纳入。综合考虑减排潜力、数据基础、产业政策及欧盟碳关税影响等,建材(水泥)、有色金属(电解铝)、钢铁行业将较先纳入。

趋势二:在配额现货交易基础上逐步发展碳金融。交易品种将从当前的以碳配额为主、CCER为补充,逐步引入期权、期货、远期、互换等碳金融衍生品,不断完善碳交易金融体系。

趋势三:引入投资机构和个人资本进入碳市场。未来,专业碳资产公司、金融机构和个人投资者有望参与全国碳市场,从而提高市场交易流动性。

趋势四:碳排放配额总量或将逐步收紧。目前碳配额总体相对宽松,一定程度导致碳市场交易低迷。立足国情实际,我国或将借鉴欧盟经验,按照“稳中有降”的原则,适度降低配额上限,稳步提高碳排放基准线水平,利用拍卖机制进行配额分配,通过增加排放成本倒逼市场活跃度提升。

三、电力市场和碳市场协调发展

我国电力市场化改革与全国碳市场的建设,都处在逐步推进、逐渐完善的阶段。由于两者在总体的建设思路、促进清洁能源发展和减排目标上,具有一致性的关系,且都对电力企业具有深远影响,因此需要考虑两个市场的同步推进,发挥相互促进的作用。

“双碳”目标下,电力市场与碳市场的协同目标是在保障电力安全可靠供应的基础上,加速能源电力低碳转型,推动电力行业尽早达峰、峰值更低,利用市场机制优化资源配置,以最小化成本实现碳中和目标。目前我国电力市场和碳市场建设均在推进完善中,两个市场应重点在市场空间、价格机制方面加强协同,在绿色认证方面加强联通。

具体来说,需要在以下三个方面做好电力市场和碳市场在改革进程中的衔接:

在市场空间方面,电力市场是随着GDP增长而实现发展的,碳市场则通过强制碳配额形成,两个市场要能够相互促进,而非相互制约。随着国民经济发展,电力行业发展空间仍在上升,如果碳排放总量空间过紧,可能影响电力发展和电力安全供应。

在价格机制方面,随着我国全面深化电力体制改革,市场化交易电量占比已近全社会用电量的一半。根据中电联统计,2021年全国电力市场化交易电量37787.4亿千瓦时,占全社会用电量45.5%。2021年10月,1439号文3将市场化电价上下浮动范围进一步放开至20%,标志着“能涨能跌”的市场化电价机制初步形成。但居民用户和其他公益性电价在目前及未来一定时期内仍然管制,即一定时期内,存在价格双轨制。市场化定价的部分,碳价计入发电成本后,部分会传导到销售侧。对于管制价格,需要参考碳价和市场电价,建立碳价和管制电价传导机制。

在绿色认证联通方面,我国绿电交易试点已顺利开展,未来随着钢铁、水泥、石化等高耗能产业纳入碳市场,绿电消费需求会进一步提升。目前,碳市场核算体系对企业绿电消费尚未做精细化考虑,需探索抵扣办法,将用户购买的绿电直接体现到碳排放核算中。

四、相关建议

一是尽快完善形成科学的碳价形成机制。加强全社会和重点行业减碳成本研究,指导形成合理碳价。碳市场初期配额约束不宜过紧,碳价不宜过高。全国碳市场平稳运行后,可选择钢铁、电力等特定行业,尝试一定比例的拍卖模式。市场成熟后,逐步降低免费分配比例,并同步提高拍卖比例。借鉴欧盟和国内试点碳市场经验,建立市场储备和调节机制,在配额严重过剩时从市场中撤回,在配额严重短缺时投放到市场。

二是尽快纳入其他重点行业,降低总体减排成本。火电企业同质化程度高、碳减排成本差异不大,应尽快纳入钢铁、水泥等高耗能行业,市场主体增加有助于扩大资源配置范围、降低减碳成本。

三是尽快建立完善CCER抵消机制。应尽快明确CCER抵消机制,逐步提高CCER使用比例,明确CCER项目适用类型,向非水可再生能源、新型储能、CCUS、智能电网技术等新兴低碳技术倾斜,开发并探索CCER参与国际碳市场。

1.欧盟碳市场中,交易品种以期货为主,期货、债券、期权、质押等金融衍生品交易额是现货交易额的约60倍,可有效发挥风险规避和价格发现功能。

2.2021年,欧盟碳市场平均碳价约54欧元/吨,其中12月接近80欧元/吨,约为我国碳市场12月平均碳价的13倍。

3.国家发展改革委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》发改价格〔2021〕1439号

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