欧盟碳排放权交易体系及我国碳市场业务机遇

文/樊金璐 傅仙华

一、我国碳市场试点及上线交易

碳排放权交易系统（ETS）是一种支持节能减排的市场化政策工具，主要目的在于减少温室气体排放。纳入碳交易体系的企业可通过市场买卖碳排放配额，也可与其他企业交换碳排放配额。政府可通过调整碳交易系统的设计以适应当地实际情况，碳排放交易体系还可在政策组合中起到不同作用，如设计得当，包含碳定价与其他类型监管的政策组合将为实现碳中和提供确定、高效的解决方案。

自2013年起，在北京、天津、上海、重庆、湖北、广东、深圳等地区碳市场试点过程中，碳排放权交易作为控制温室气体排放的一种市场化手段已显现出积极效应。地区碳市场试点覆盖了约3000家重点排放单位，包含电力、水泥、钢铁等20多个高耗能行业。截至2021年6月末，试点省市碳市场累计配额成交量约4.8亿吨CO2当量，成交额约114亿元。试点成果体现在两个方面，一是重点排放单位履约率保持较高水平，二是市场覆盖范围内碳排放总量和强度保持双降，为全国碳市场建设积累了宝贵经验。

近年来，党中央、国务院高度重视全国碳市场建设工作。2021年4月22日，习近平总书记在领导人气候峰会上宣布中国将启动全国碳市场上线交易。随后，生态环境部根据国务院批准的建设方案，牵头组织全国碳市场建设工作。2021年7月7日，国务院常务会议审议决定在7月择机启动全国碳排放权交易市场、开展上线交易，并提出下一步将稳步扩大行业覆盖范围，以市场机制控制和减少温室气体排放。2021年7月16日，全国碳排放权交易开市。当天收盘碳配额最新价为51.23元/吨，涨幅为6.73%，均价为51.23元/吨；当天最高价为52.80元/吨，最低价为48元/吨；交易总量为410.40万吨，交易总额为2.1亿元。全国碳市场优先纳入发电行业，参与全国碳排放权交易市场的重点排放电力企业将不再参加试点地区碳交易，同时要求试点碳市场逐渐向全国碳交易市场过渡（见表1）。全国碳市场选择以发电行业为突破口，有两个方面的考虑：一是大多数发电企业直接用煤，温室气体排放占比大，达全国排放量的一半左右。全国发电行业重点排放单位有2225家，年排放CO2超40亿t，

表1 中国碳排放权交易市场建设过程

表1（续）

将发电行业作为首批启动行业能充分发挥碳市场控制温室气体排放的积极作用（见图1）。二是发电行业产品单一，碳数据计量设施完备，自动化管理程度较高，数据管理规范且易核实，配额分配简便易行。欧盟、韩国等地区的碳交易市场也将发电行业作为碳交易首选行业。我国已经连续多年组织开展其他行业的数据核算、报送和核查工作，后续如石化、建材、钢铁、造纸、航空等高排放行业也将参与到碳交易中。

图1 2018年我国各行业碳排放占比

二、欧盟碳排放权交易体系

（一）EU ETS市场领跑全球碳交易

2005年，欧盟碳排放权交易（EU ETS）正式开启，涵盖电厂、造纸、炼焦、钢铁、炼油、水泥、玻璃、石灰、制砖、制陶、航空等行业。欧盟碳交易量位列全球第一，根据路孚特碳市场年度回顾，2020年EU ETS交易额达2013亿欧元，占全球总额的88%；交易量超80亿tCO2，占全球总交易量的78%。EU ETS不仅是欧盟成员国每年温室气体许可排放量交易的支柱，也是当今全球碳交易市场的引领者。在EU ETS的第一阶段，大约60%的排放配额被分配到电力行业（见表2），电力行业是欧盟碳排放交易体系中排放量最大的行业。据非盈利组织Sandbag分析，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%；如考虑其他化石燃料发电，电力行业的碳排放量约占整个欧盟碳排放交易体系排放量的55%。

表2 欧盟碳市场交易规则

表2（续）

（二）EU ETS市场启动对电力行业的影响

1. 欧盟碳配额（EUA）价格变动传导至电力价格

赵盟等（2012）在《EU ETS

对欧洲电力行业的影响及对我国的建议》一文中总结了EU ETS对欧洲电力市场影响的相关研究，多数研究结果显示EU ETS提高了电力市场价格，不同水平的电力价格提升则可能与地域能源结构、EUA价格（期货价格）对电力企业的生产成本影响等有关。EUA价格到电价的传递率一般介于0～1之间，且在不同的市场结构和需求弹性下有所区别。Carlos J. Pereira Freit as等（2015）在对2008－2013年西班牙电力市场的研究中，考虑了燃料（天然气和煤炭）和碳价格、气温、可再生能源、商品价格等因素，结果表明碳价格在电力的长期均衡价格中扮演着重要角色，弹性系数为0.24，而CO2的极低价格可能会导致电价对CO2价格的敏感性降低。在EU ETS第三阶段，电力行业碳交易配额不再免费，必须通过一级市场拍卖或者通过二级市场交易获得。碳交易增加了企业发电的成本,电力企业作为电力市场的参与主体，倾向于通过调节售电价格将碳成本向电力系统下游传递。

2. 欧盟各国的电力结构决定了其碳成本的差异

不同的发电技术产生不同水平的CO2排放，其单位发电量产生的碳排放成本也不同。例如联合循环燃气轮机每兆瓦时产生约0.48tCO2，而典型的煤电厂每兆瓦时排放约0.85tCO2， 因 此，20€/t的 碳 价使天然气的发电成本增加了9.6€/MWh，煤电的发电成本增加了17€/MWh。此外，欧盟各国之间碳成本绝对量的差异归因于各国燃料组合的差异，例如德国电价主要由燃煤发电决定，法国电价由核电厂决定，荷兰电价是由燃气设施在负荷持续时间曲线的主要部分决定。

Jos Sijm等（2006）提出在竞争模型下由于碳排放交易，电力价格上涨，在碳价为20€/t的情况下，德国涨幅通常最高，比利时和荷兰处于中间位置，法国涨幅非常低，主要由于其以核能为主的发电方式。在20€/tCO2的价格下，英国CO2成本的平均上涨估值为13€/MWh～14€/MWh，而德国和荷兰的这一估值为17€/MWh和15€/MWh（见表3）。

表3 竞争模型与综合规划模型下电价随碳价的影响 单位：(€/MWh)

3. EU ETS促进能源结构清洁化

欧盟的电力供应正迅速地向多样化清洁能源转变。截至2019年年末，欧盟清洁能源发电比例近60%，其中可再生能源发电量自2014年起超过煤炭和核能，成为最大的发电来源。2019年，欧盟风电快速增长超过水电成为第二大清洁能源，占清洁能源的22.45%， 从2005年 的70.47万亿瓦时到2019年的430.73万亿瓦时，增长超过5倍；光能占清洁能源的7.21%，增幅超过9倍；生物质能同期增幅近6倍。风电、光能、生物质能快速发展，所需投资较少的以生物质为基础的电力被视为有效的碳减排措施。据Vincent Bert-rand等（2014）估算，来自欧洲电力行业的潜在生物质需求可以覆盖欧洲生物质产量的8%到148%，其中共燃对生物质需求高达产量的80%。核能虽是清洁能源，但因其潜在风险，德国、意大利、比利时、瑞士等国逐步淘汰核能，导致核能负增长（见图2）。

图2 欧盟发电结构

（三）德国碳强度逐年下降

德国作为欧盟最大的经济体和最大的煤炭消费国，其煤电占电力行业比例相对较高，发电结构与我国相近。2000年，煤炭在德国所有发电能源中占比为51.5%，到2019年，该比例下降至28.2%。2019年，德国可再生能源发电量首次高于传统化石燃料发电量，其中风能、太阳能等可再生能源的发电量满足了德国近43%的用电需求（见图3）。据统计，2020年第一季度，德国可再生能源发电量占其总电力消耗量的52%，预计到2050年该比例将达到80%（见图3）。

图3 德国发电结构

（四）主要参与者

碳市场参与者可分为供给者、最终使用者和中介机构三大类，涉及受排放约束的电力企业、减排项目开发者、咨询机构以及金融机构等（见图4）。电力企业既作为排放权的最终使用者、自愿交易机制的参与者，又作为碳交易中间商为买卖双方提供交易，同时还参与联合履约机制（JI）1联合履约机制（JI）是指发达国家之间通过项目级的合作，其所实现的减排单位(ERU)可以转让给另一发达国家缔约方，但是同时必须在转让方的分配数量(AAU)配额上扣减相应的额度。项目和清洁发展机制（CDM）2清洁发展机制（CDM）是《京都议定书》中引入的灵活履约机制之一。核心内容是允许缔约方即发达国家与非缔约方即发展中国家进行项目级的减排量抵消额的转让与获得，从而在发展中国家实施温室气体减排项目。主要解决两个目标，一是帮助非缔约方持续发展，为实现最终目标作出应有贡献；二是帮助缔约方进行项目级的减排量抵消额的转让与获得。项目一级市场的开发和购买活动。金融机构在EU ETS中作为供给者，为项目开发企业提供贷款和资金，开发各种创新金融产品；作为中介机构，为项目开发企业、投资者提供必要的咨询、金融投资工具，为碳排放权的最终使用者提供风险管理工作等。

图4 EU ETS市场的主要参与者

三、我国碳市场的业务机遇

碳达峰、碳中和“双碳”目标作为一个可量化的约束指标，将成为我国推动节能减排、低碳发展的加速器。碳市场是推进碳中和的重要保障，随着全国碳排放权交易市场正式启动，将带来一系列投资机会。对企业来说，参与碳市场挑战与机遇并存，龙头企业一般具有技术和规模优势，通过开发碳减排项目和碳资产管理工作能显著降低碳减排成本；对金融机构来说，可为碳减排项目开发企业提供贷款和资金，创新金融产品；对碳咨询、碳监测等中介机构来说，碳交易相关业务需求将随交易规模增加而增长。

（一）电力企业多途径开发碳资产

大型电力企业旗下多家公司或设备纳入全国碳交易市场后，可先在内部履约企业间进行配额调配，统一进行碳资产的统筹规划。例如，中国华电集团碳资产运营有限公司协助华电集团组织安排对108家火电企业、314台机组（总装机容量9644.4万kW）2010－ 2015年的CO2排放情况进行全面盘查，陆续开设北京、福建、深圳三地交易所账户和国家注册登记簿账户，华电电科院碳排放技术支撑团队搭建了电力行业首个碳排放在线检测实验平台，研究制定出适用于我国火电厂的CO2排放连续监测技术规范，作为技术牵头单位承担《火电厂烟气二氧化碳排放连续监测技术规范》行业标准的编制工作；国家能源集团龙源电力碳资产公司率先启动国家核记自愿减排项目开发，创下多个全国第一：第一个CCER项目备案、第一笔CCER减排量签发、第一笔CCER线上交易，于2021年7月7日自主研发的“在高空烟囱对孔处焊接倾角一致钛钢复合短管的施工工艺”获得国家知识产权局发明专利授权，有助于广泛推行CO2在线监测系统，具备较好的实用价值和社会价值。

2021年2月，南方电网、三峡集团、华能国际、国家电投集团、四川机场集团、雅砻江水电等6家企业注册的首批碳中和债成功发行。首批项目均为2年及以上的中长期债务融资工具，发行金额64亿元；项目投向为低碳减排领域，其中风电项目4个、水电项目4个、光伏项目2个、绿色建筑1个。根据评估认证报告，这6只碳中和债对应支持的绿色项目预计每年可减排CO24164.69万吨，可节约标准煤2256.79万吨，可减排二氧化硫2.09万吨。

（二）金融机构迎来“碳机遇”

全国碳交易市场开启，金融机构迎来“碳机遇”，探索出一系列交易、投资、支持类的金融产品，包含碳排放权（抵押）质押融资、碳金融结构性存款、附加碳收益的绿色债券、低碳信用卡等。碳排放权（抵）质押融资是目前国内碳金融领域的主流产品，指控排企业将碳排放权作为抵质押物进行融资，目前多以质押形式开展，例如：上海银行与上海环境能源交易所一起，落地了业内首批碳排放权质押融资业务；交行上海分行完成了长三角地区首笔碳配额质押融资；浦发银行落地全国首单碳排放权、国家核证自愿减排量组合质押融资。碳金融结构性存款是通过金融衍生交易将产品的还本付息金额与碳排放权交易价格波动挂钩，同时引入碳配额交易作为新的支付标的，有效解决企业碳配额需求的理财产品，例如：兴业银行联合上海银行共同发行挂钩上海清算所碳中和债券指数的结构性存款；中信银行发行了国内首只挂钩碳中和绿色金融债的结构性存款产品；中银理财发行了市场首批以“碳达峰”为主题的理财产品。碳债券是指企业为筹集低碳经济项目资金而发行的，承诺在一定时期支付利息和到期还本的债务凭证，其核心特点是将低碳项目的碳减排收入与债券利率水平挂钩，例如：国家开发银行发行了全国首单、全球最大的“碳中和”专题绿色金融债券；北京银行发行银行间市场全国首单碳中和小微金融债券；农业银行与兴业银行承销了市场首单权益出资型碳中和债券。但相对欧盟碳交易来看，我国金融机构从事的碳金融业务仍相对单一，且集中在下游环节，对二级市场交易金融产品开发等领域涉足较少。

（三）碳咨询、碳资产管理机构逐步发展

全国碳排放交易市场运转后，作为“双碳”目标下的新兴服务行业，碳咨询、碳资产管理机构将成为重要的市场服务商。目前，碳咨询机构主要有收益分享和纯咨询两种模式。一是在进行碳排放交易时，碳咨询机构按合同约定收取相应的减排收益，碳咨询公司与业主共同承担风险和收益，开发费用及成本均由咨询机构承担。二是碳咨询机构根据业主的需求提供相应咨询服务收取咨询费用，其中用于项目的费用需业主自行承担。在我国积极制定相关政策、构建碳资产管理制度体系的大环境下，专业的碳资产管理公司逐步建立起自身核心数字化分析和决策模型，积极开展有效的碳交易。

（四）全国碳交易检测、核查业务有望提升

第三方核查机构负责对温室气体排放数据进行周期性的核查，把控碳排放数据的精确性和可靠性，提升温室气体排放整体报告结果的可信度，但目前国内碳检测设备的渗透率不高，随着减排压力的增大，碳检测、碳核查需求有望持续增多。如基于纳入中国碳市场的企业数量（首批2225家电力企业）以及碳检测CEMS设备的均价（约30万元/台），假设每家电厂拥有2台设备，按5年寿命，预计未来5年新增市场空间约为13亿元；如考虑电力行业以外的其他行业，市场空间将进一步打开。在自愿减排市场，第三方核查（审定）机构是CCER项目的“质检员”，负责项目审定和核证流程，全国碳市场交易启动后，全国电力企业需通过开发CCER项目或交易其他可核证的碳指标予以抵消，第三方碳核查需求有望持续增多，对碳核查市场的贡献有望逐步增加。