开启碳排放权交易市场是实现我国碳达峰、碳中和的一个重要手段。研究了解我国碳排放权交易市场现状，有助于企业和相关产业发展，对实现我国双碳目标有重要意义。文章在了解我国碳排放情况基础上，梳理了我国碳市场发展历程，并系统介绍了碳排放权交易市场的交易机制。研究表明我国碳排放权交易市场的开启有助于提高发电企业的价值，促进其提升创新能力，对实现碳减排目标有着重要意义。
关键词
碳达峰; 碳中和; 碳排放权交易; 发电企业
引言
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（World Meteorological Organization，WMO）官网发布消息，到2025年，全球平均气温约有40%的可能性比工业化前的温度至少暂时高出1.5℃[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。
1、国内碳排放现状
国际能源署（IEA）的数据[2]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。
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1、二氧化碳排放增速明显放缓；2、单位GDP的二氧化碳排放强度逐步下降。从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年更是进一步下降至约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60%。这些进展在很大程度上受益于能源结构的不断调整。
根据Our world in data 2019年的统计数据[3]显示，中国93%的碳排放来自于化石燃料的使用，其中71%来自于固体燃料（如煤炭），23%来自于液体燃料（如石油），5%来自于气体燃料（如天然气）。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。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%。因此，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。
2、碳排放权交易市场
2.1 碳排放权交易市场发展历程
2011年，按中国在北京、天津、上海、重庆、湖北、广东及深圳7个省市启动了碳排放权交易试点工作。2013年起，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了《全国碳排放权交易市场建设方案（电力行业）》。这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年年底，生态环境部出台《碳排放权交易管理办法（试行）》，印发《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）》，正式启动全国碳市场第一个履约周期。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。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。未来石油、化工、建材、钢铁、有色金属、造纸、航空七大行业都会渐渐纳入全国碳排放市场。
2022年01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[4]。
图1 全国碳市场成交量及成交价格情况
2.2 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。
一级市场一般由各省发改委进行配额初始发放的市场，分为无偿分配和有偿分配配额。二级市场是控排企业或投资机构进行交易的市场。
配额就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：1、历史法：根据排放单位自身历史排放情况分配配额；2、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。此次电力行业采用的就是历史强度下降法。3、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[5]，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年发改委停止审批新的CCER项目至今，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，有望于2022年上半年重启，交易中心落户北京。
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11000吨以上CCER，以2020年CCER交易价，每年可在正常的光伏收益外增加碳交易收入33万元，到2030年同等规模电站的碳交易收益可达170万元左右。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，控排企业需使得当年企业的二氧化碳排放量等于配额。如图2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。
图2 碳排放权市场运行机制示意图
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CEER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。
2、碳市场对发电企业影响
（一）碳市场对发电企业价值影响
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，因此，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。
涂建明等[6]提出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。闫海洲和陈百助[7]研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。
（二）碳市场对发电企业创新能力影响
谢里和郑新业[8]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，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。廖文龙等[9]提出了绿色专利的良好转化运用能够促进绿色经济增长。余萍和刘纪显[10]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而增加。
（三）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，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，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。
选取300MW光电项目进行测算，参数设定如下：
取2020年全国光平均利用小时数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，测算结果如下表所示：
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。
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。
3、结语
目前我国面临碳减排任务压力巨大，需发挥好碳排放权交易市场外部约束和刺激作用。
生态环境部表示：全国碳市场启动上线交易以来，整体运行平稳，企业减排意识不断提升，市场活跃度稳步提高。总体来看，全国碳市场作为控制和减少温室气体排放，推动实现碳达峰、碳中和重要政策工具的作用得以初步显现。
学者研究也表明碳排放权交易市场对于实现双碳目标，平抑企业碳风险具有重要作用，政府应大力促进碳排放权交易碳市场的健康发展。
我国碳排放权交易市场尚在发展初期阶段，其金融属性潜力仍有待挖掘。碳基金、碳期货、碳期权等金融产品活力仍需得到释放。
参考文献：
[1] World Meteorological Organization. New climate predictions increaselikelihood of temporarily reaching 1.5℃ in next 5years[EB/OL].(2021-05- 27).https://public.wmo.int/en/media/press-release.
[2] 刘仁厚、王革、黄宁、丁明磊.中国科技创新支撑实现碳达峰、碳中和的路径和建议[J].广西社会科学,2021,（8）
[3]Our world in data. CO2 emissions byfuel[EB/OL].(2021-07-12).https://ourworldindata.org/grapher/co2-emissions-by-fuel-line.
[4] 周怿. 累计成交额76.61亿元 全国碳市场第一个履约周期顺利结束[N]．工人日报，2022-01-05(1)．
[5] 唐跃军, 黎德福. 环境资本、负外部性与碳金融创新[J]. 中国工业经济, 2010(6): 5-14.
[6] 涂建明, 李晓玉, 郭章翠. 低碳经济背景下嵌入全面预算体系的企业碳预算构想[J]. 中国工业经济, 2014(3): 147-160.
[7] 闫海洲, 陈百助. 气候变化、环境规制与公司碳排放信息披露的价值[J]. 金融研究, 2017(6): 142-158.
[8] 谢里, 郑新业. 理性预期与能源投资—基于中国
碳减排承诺的自然实验[J]. 金融研究, 2020(5): 151-169.
[9] 廖文龙, 董新凯, 翁鸣, 等. 市场型环境规制的经济效应: 碳排放交易、绿色创新与绿色经济增长[J]. 中国软科学, 2020(6): 159-173.
[10]余萍, 刘纪显. 碳交易市场规模的绿色和经济增长效应研究[[J]. 中国软科学,2020(4): 46-55.
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