新周期拉开序幕，绿色经济起飞在即

全球碳交易以欧盟为主，新兴市场不断发展

1.1.吸收欧盟先进经验，我国碳交易体系更加科学

追求资源最优配置，科斯定理为碳交易提供理论基础。支撑碳交易落地实施的理论基础最早可以追溯到科斯定理（Coase theorem），科斯定理提到经济活动产生的外部问题可以通过经济市场加以赋值并重新分配来解决，只要明确产权归属，就能够实现资源的最优配置。由此在污染控制领域，以污染排放量为商品权益的交易理论应运而生，这项交易理论定义了如今碳交易的本质交易品：“排放权”。排放权被定义为在符合法律的条件下，权利人向环境排放污染物的权利。特定条件下，权利人可对其进行交易。因此，排放权就是对环境资源的限量使用权，基本思想就是将环境视为一种人为赋值的商品，政府作为商品的所有者，将对任何损害“环境”这项商品价值的污染物进行限制。在明确这些污染物是进行经济活动而产生的附属品且无法彻底根除之后，政府可以制定定量的污染排放权，通过科学的分配方法分配到排放者手中，这些污染排放权可以在排放者之间进行买卖。生产效率或减排成本较高的排放者可以从生产效率高或减排成本较低的排放者手中购买更多的排放权，依托排放权在交易市场中的交易，创造出更多的经济效益。通过发挥市场经济在环境资源配置中的统筹效应，鼓励排放者通过市场信号做出行为决策，让污染减排的边际成本在排放者之间趋于相等，就能够科学地以总体减排成本最低的方式控制污染排放总量。

市场上流通的碳交易品种本质都是AAUs的变体。2005年起开始生效的《京都议定书》明确了以控制温室气体排放为主的国际环保行动，并制定了第一个用于市场流通的交易品种AAUs（Assigned Amount Units）；2009年召开的哥本哈根会议明确在温室气体中以控制二氧化碳排放为主，至此“排放权”的交易转变为如今的碳排放交易。《京都议定书》于1997年通过，2005年正式生效，其限制了签约国家的温室气体排放总量；制定了温室气体的定义群体为二氧化碳、甲烷、氧化亚氨、氢氟碳化物、全氟化碳以及六氟化硫；规定了排放贸易机制和清洁发展机制；明确了碳汇（光合作用）所吸收的温室气体排放可以用于抵消所承诺的温室气体排放数量；并首次制定了用于市场流通的交易品种AAUs，现今市场上流通的各类碳交易品种都是各国基于AAUs进行的适应国情的类型变化。如欧盟的ERUs，中国的CCERs以及在CDM框架下的CERs等。

欧盟排放交易体系(简称EU ETS)，是世界上建立最早的多国参与的排放交易体系，也是目前市场最大最活跃的碳交易市场。早在2005年《京都议定书》生效之后，欧盟作为世界上最大的联合经济体最早响应了对环境的保护措施，成立了欧盟排放交易体系（EU ETS）以及欧盟内部流通的交易品种EUAs。该交易体系将议定书中对欧盟的总排放限额进行了拆分并分配到下属各个主体国家；并且为世界各大主要碳排放经济体累计了丰富的经验。

欧盟碳交易市场早期遇到了多种问题。欧盟排放交易体系在逐步进入正轨后，排放权的价格与钢铁等高温室气体排放产业的产量出现了明显的正相关关系，说明排放权的价格已经成为企业制定生产决策的影响因子，倒逼企业进行减排或减产，否则会承担更高的减排成本。其次，该交易体系在执行过程中遇到的问题也为世界各国打下了基础，其中包括排放权发放超过实际排放量、不同产业对排放量的需求不同，不可平均分配、免费分配排放量到质某些产业恶意提高过量排放权的市场价格，造成排放权市场价大幅波动等。例如欧盟早期配额总量确定，采用成员国自行确定并加总的NAPs模式，导致各国都努力将本国配额总量最大化，使配额总量过剩；另外早期免费配额大多基于“历史法”，违背“污染者付费原则”，惩罚早期减排者、奖励高排放者，降低了减排意愿。

我国自2011年起就不断探索碳交易所机制。从2011年开始，我国在北京、上海、天津、重庆、深圳、广东和湖北七省市已经开展了试点碳交易工作，七个试点碳市场根据各自的经济发展、产业结构、能源消费、温室气体排放等特点纳入了不同的行业、划定了不同的管控门槛，并充分吸取欧盟碳交易市场的经验教训，开发出全新的碳交易机制。2021年1月5日，生态环境部发布《碳排放权交易管理办法(试行)》，并印发配套的配额分配方案和重点排放单位名单，标志着全国统一碳市场建设和发展进入新阶段。今年是全国统一碳市场的第一个履约周期，共涉及2225家年排放量在2.6万吨二氧化碳当量以上的发电行业重点排放单位，其中涉及北京的发电企业13家。除发电行业外，按照国家主管部门的安排和部署，未来钢铁、水泥、石化、航空等行业也将逐步纳入碳交易体系。在2021年8月30日举办的中央全面深化改革委员会第二十一次会议中，国家最高领导人再次强调，要巩固污染防治攻坚成果，坚持精准治污、科学治污、依法治污，以更高标准打好蓝天、碧水、净土保卫战，以高水平保护推动高质量发展、创造高品质生活，努力建设人与自然和谐共生的美丽中国。碳交易所得成立，正是对于绿色发展、落实碳达峰碳中和要求的制度安排。

中国碳交易整体采用的制度与欧盟后期成熟阶段相似，碳配额及CCER交易市场更加稳健。中国同欧盟普遍认为CER将不再适应未来碳交易领域。CER 源自《京都议定书》下的清洁发展机制(CDM)，本质为鼓励发达地区投资欠发达地区的减排项目，促进发展中国家低碳经济转型。并为了鼓励此类CDM项目，其产生的核证减排量（CER）可用于抵销碳排放。但从实际情况来看，由于欧盟早期对 CDM项目管理宽松，导致市场上CER供应量严重过剩，泛滥的CER直接冲击了碳配额市场，因此欧盟不断增加CER使用限制，CDM项目逐步退出欧盟碳交易的主流舞台。我国CCER正是改版CER而出现的产物，在充分认知到抵销机制对平衡地区利益作用的同时，需吸取欧盟的经验教训，严控CCER供应泛滥的情况发生。在充足的准备下，中国碳配额及CCER交易市场或更加稳健，将有效避免欧盟早期问题。

1.2.碳交易是实现碳中和的重要方法

碳交易是实现碳中和的重要方法，对碳排放量需求较高的企业可以购买林业碳排放指标，既帮助了林业等绿色行业发展，又给予了高碳排放量企业节能减排改革的时间。碳中和（carbon neutrality）指的是通过树木的光合作用将企业、团体、个人在一段时间内直接或间接排放的二氧化碳量完全消耗，从而在宏观层面达到二氧化碳的“零排放”。在此过程中，林业将发挥重要作用，而碳交易则可以助力林业发展。由于树木的光合作用可以用于抵消碳排放量，林业企业的碳排放量几乎都存在大量剩余，而碳交易的存在允许企业将剩余的碳排放量进行售卖，获得的资金可以继续用于企业生产；另一方面，由于节能减排无法一蹴而就，高排放企业如钢铁，电力生产等行业需要时间进行设备更迭。在设备更新换代期间，对维持生产所需排放的温室气体依然具有较高需求，此时可以通过碳交易对市场上的碳排放额进行购买从而避免过高的过度排放罚金等问题。

1.2.1.全球碳交易市场逐步扩张，新兴市场开始兴起

欧盟排放交易体系（EU ETS）依然是全球碳交易市场的引领者，自运行以来，碳产品交易量和交易额一直占全球总量的3/4以及上。2014年3月份正式实施“推迟拍卖方案”（back-loading）。该方案将9000万吨EUA进入市场的时间推迟。“推迟拍卖方案”是EU ETS机制改革的第一步，调整2020年后的排放限额也在计划之中。此外，欧盟希望通过EU ETS将2030年的温室气体排放量在2005年基础上削减43%，以实现其2030年的气候变化控制目标。

美国目前还没有建立全国统一的碳交易体系，但拥有东部及中大西洋10个州区域温室气体减排倡议（RGGI）、加州全球变暖行动倡议等区域碳市场，进行配额交易和基于项目的自愿减排量交易。2013年起，RGGI提出了以缩紧配额总量和更改成本控制机制为核心的改革方案，该方案将2014年起每年的配额数量削减了45%以上。受到该方案刺激，萎靡多年的RGGI碳市场重新焕发活力，市场价格稳步上扬。

澳大利亚如今的碳交易与欧盟排放交易体系挂钩。2012年8月，澳大利亚宣布其碳市场将与EU ETS进行链接：2015年7月建立部分链接，澳大利亚可单方面进口EUA；最晚2018年7月1日实现完全链接，建成统一市场。

亚洲地区碳交易起步较晚。2012年5月2日，韩国国会通过了引入碳交易机制的法律，是第一个通过碳交易立法的亚洲国家。2015年1月1日，韩国碳交易机制运行启动。该机制覆盖占全国排放总量60%以上的300多家来自电力、钢铁、石化和纸浆等行业的大型排放企业，在初始阶段95%的排放配额将免费发放给企业，剩下的比例将通过拍卖的方式进行分配。

中国于2021年5月19日公布《碳排放权交易管理规则(试行)》，从交易规则、风险管理、信息管理、 监督管理、争议处置等方面明确碳排放权交易细则。从交易的基本原则来看，碳排放配额交易以“每吨二氧化碳当量价格”为计价单位，买卖申报量的最小变动计量为1吨二氧化碳当量，申报价格的最小变动计量为0.01元人民币。交易主体申报卖出交易产品的数量以其交易账户内的可交易数量为限，申报买入交易产品的相应资金不得超出其交易账户内的可用资金。从时效限制的角度，一旦买卖申报被交易系统接受则即刻生效，并在当日交易时间内有效，交易主体交易账户内相应的资金和交易产品即被锁定。未成交的买卖申报可以撤销，如未撤销，未成交的申报在该日交易结束后自动失效。已买入的交易产品当日内不得再次卖出，卖出交易产品的资金可以用于该交易日内的交易，交易相关的原始凭证等文件由交易机构保存不少于20年。

欧盟碳交易所以基准法为碳配额分配核心，不断收紧对企业的约束

2.1.ETS是欧盟用来实现碳减排的最重要的工具之一

欧盟ETS是欧盟用来实现碳减排的最重要的工具之一。欧盟碳交易系统（以下简称”欧盟ETS”）是一个通过给产业的温室气体排放量进行上限限额并将分配的排放许可额度当作交易标的物的体系。它不仅能通过给碳排放定价让企业生产成本变高导致高碳产业的产量下降，同时也能拉动低碳经济，在长期可持续发展上达到全球碳排放量的减少并最终实现碳中和。欧盟ETS是目前世界范围内最大的碳交易系统，交易对象囊括了31个国家中超过11000个发电站和所有往返这些国家之间的航空产业。

欧盟ETS是对于不同国家不同企业进行碳排放限制的综合考量。欧盟认为，用传统的通过增税来硬性控制企业减少碳排放量的方式并不能保证最佳的减排效果，因为不同的企业在碳排放的地点和排放方式上都是不一样的，设置同一个标准无法给予企业足够的灵活性，但分开设置标准限制又会使碳减排效率大大降低。尤其是像欧盟这样的多国体系将会使增税这种传统方式的缺点更加暴露。所以，在不向欧盟的企业收取过高或过低的费用的情况下要以“合适的价格”来达到理想的减排效果，欧盟认为由碳市场通过交易等众多因素来确定碳价格是最优方式。于是，欧盟ETS由此设立。

2.2.欧盟ETS经历了从分散到系统的一些列改革

ETS的设计源于《京都协定书》中的碳减排承诺。在1997年签订的《联合国气候变化框架公约（UNFCCC）》的《京都议定书》条款中，37个工业化国家就在第一个承诺期（2008年至2012年）期间达到具有法律约束力的温室气体减排目标达成了一致，由此欧盟急需可以帮助其达成《京都协定书》中约定的碳减排目标的有力工具。2000年3月，欧盟委员会提交了一份关于“欧盟内部温室气体排放交易（Greenhouse gas emissions trading within the European Union）”的绿皮书，并在内容中提出了关于欧盟ETS设计的初步设想。这份文件随后成为了建立欧盟碳排放交易系统的讨论基础，也在ETS建立的初步阶段中起到了关键作用。在这样的布局下，2003年时，欧盟ETS指令被通过，并于2005年被正式启用。

2.2.1.第一阶段：试点ETS，在摸索中尝试总量限额

第一阶段的目标主要是测试价格、建立必要的基础设施、以及确保ETS在第一个承诺期到来之前运行正常。欧盟ETS开启的第一阶段是一个为期两年的试点阶段（2005-2007）。这一阶段需要达成的主要目标有两个，一是测试在碳市场中价格是如何形成的；二是建立监测、报告、和核查碳排放的必要基础设施。然而，因为系统才刚刚开始运行，有关碳排放的可靠数据大量缺失，所以此时的限额主要通过估量的方式制定。这样的做法主要是为了确保在2008年《京都协定书》第一个承诺期到来之前欧盟ETS可以有效地运转，并且同时欧盟的每一个成员国都可以达成协定书中的承诺。在这一阶段中，欧盟规定相关企业只能通过《京都协定书》中提出的清洁发展机制(CDM)进行碳交易，也就是发达国家向发展中国家提供资金和技术并在发展中国家实施碳减排。通过CDM，各成员国可以获得相应的“经核证减排量(CER)”，并将其归入本国的减排量中来抵消本国碳排放。

第一阶段的限额体系由各成员国分别设置国家最高限额并加总。在这一阶段中，欧洲委员会(the European Commission)为各成员国们设置了基本的设定标准：首先，标准要与《京都协定书》中的“碳减排目标”、“碳排放量减少的进程”、“不超过除企业必需以外的碳排放量”、以及“不曲解善意竞争”等保持一致性；其次，要保证给予各企业单位足够的灵活性以便调整个体的碳排放额度。在各成员国将各自整理的碳排放量企划书统一提交给欧洲委员会后，后者会复核并做出微调，然后将每个成员国设定的碳排放量标准加总并最终确定欧盟整体的总量限额。

过于宽松的限额和各成员国参差不齐的标准导致无法确认排放结果和提高碳稀缺性。在ETS建设第一阶段，由于欧洲委员会给出的标准过于模糊，又需要处理各成员国大量的具体信息，欧盟最终很难确认各成员国是否达到了设定的碳排放标准。同时，因为加总的方式导致总量限额过于宽松，碳稀缺性很低，且成员国之间存在着不良竞争的行为。在这样的情况下，第一阶段运行一年后，碳交易额维持在20到30欧元/吨，然而由于各种问题的累积，第一阶段末期的碳价甚至接近0，与欧盟最开始预期的18-36欧元/吨的碳交易额价格相差甚远。

2.2.2.第二阶段：ETS阶段性成功，限额机制“期中测评”

第二阶段时，联合履行机制的融入让欧盟成为全世界最大的碳减排需求来源。与《京都协定书》的第一个承诺期时间相同，欧盟ETS的第二个阶段也从2008年开始。在这个阶段中，联合履行机制（JI）也被允许企业进行使用，JI机制与CDM机制大体相同，只是将合作对象转为了其他发达国家。这样一来，在第二阶段接近尾声的2012年，欧盟ETS成为了CDM和JI机制最大需求来源。同时，欧盟ETS在此时开始扩大其规模，并将航空部门纳入了系统中。

欧盟进行“中期回顾”并解决潜在问题，限额体系的修改重心被放在第三阶段。在2006年时，欧盟进行了一次“中期回顾”，并将潜在的问题放入调整方案中。然而由于新法案的草拟期耗时过长，直到2008年底才得以出台，并于2009年底生效。在第二阶段中，关于限额体系的修改只在各成员国之间达成了口头一致，而具有法律效力的新条例直到第三阶段的2013年才被正式启用。

2.2.3.第三阶段：ETS成为欧盟碳减排重要工具，限额体系逐渐成熟

第三阶段的欧盟ETS通过汲取前车之鉴不断完善，成为欧盟达成第二承诺期目标的关键。有了第一阶段和第二阶段的试点经验和阶段性成功，欧盟ETS将第三阶段的发展重点放在了提高整个体系的协调性上。在2012年12月的多哈气候大会中，欧盟也对第二个承诺期中约定的碳减排目标进行了承诺，而ETS也成了其达成目标的关键。值得注意的是，欧盟ETS是由欧盟立法定义并独立于其他国家或UNFCCC的任何行动的，也就是说，欧盟ETS只会服务于欧盟并帮助其达成碳减排承诺，与其他地区的碳减排活动并无关联。

随着“20-20-20”目标正式建立，第三阶段的限额体系更加系统化。2010年3月，欧盟发布了欧盟2020气候和能源目标计划，也就是“20-20-20”计划。其中，欧盟承诺在2020年时，总碳排放量将比1990年下降20%。而作为达成此目标的关键，欧盟为ETS 制定了更加系统化的规定。首先，ETS将欧盟的目标进一步细化，规定ETS部门的碳排放量在2020时要比2005年初设时减少21%。同时，为了降低欧盟整体的碳排放量，ETS将未加入ETS的部门的预期排放量也计入这个规划，而这些非ETS的部门的碳排放量额度则由各成员国负责单独管理。同时，欧盟终于摒弃了各国加总的限额设定方式，并将其调整为全欧盟统一的限额标准。至此，欧盟ETS步入了稳定的发展期。

2.3.欧盟ETS实行基准法以确保碳配额分配科学

2.3.1.配额制定的三种方式：拍卖、历史总量法、和基准法

拍卖方式是理论上最优方式，但往往因为对工业部门成本增加过高而不被使用。拍卖配额顾名思义，就是企业参与对碳排放量的拍卖活动，以自己可以接受的价格购买可以排出的温室气体额度。这样的方式在理论上有着最高的经济效率，且过程公正透明。然而，由于合规成本过高，只有极少数的工业部门愿意接受这种方式。同时，因为拍卖所得收益需要考虑再分配问题，这也给各国政府增加了管理成本，所以拍卖机制在政府部门中的呼声也不高。

历史总量法由于操作简单在许多ETS体系建立初期备受青睐，但也因此最容易出现激励倒错的问题。历史总量法的配额制定原理就是通过收集产业碳排放的历史数据，再通过其排放量按比例给予额度。这是一种不需要产业支付额外费用且与企业过往实际碳排放量牢牢挂钩的配额方式，所以在工业部门中很受欢迎。然而，历史总量法的弊端也很大。首先，对于新兴产业来说，由于没有历史排放数据，所以在配额时会有所偏差。其次，由于历史总量法的配额计算是按照产业碳排放量的历史数据并按比例分配的，排放量大的产业会拿到更大的配额，这就容易导致在交易过程中出现配额多的企业将碳价提高出售以获取暴利的行为。这不但无法正确激励碳减排，还可能导致这些产业过多挤压配额不足的产业，从而使市场失衡。

基准法是结合了前两种方式优点的最佳配额机制。同样作为不需要额外费用的配额方式，基准法的制定采用的数据是各产业的业绩表现。业绩表现的计算数据涵盖了各工厂的活跃度和每个生产环节所释放出的温室气体量，并通过其工业增长率来进行基准线的调整。虽然这种方式的配额计算方法相对要复杂许多，但是它可以有效地避免激励倒错，也同时保证了环境效率和经济效率。此外，基准法配额的计算结合了产业实际的生产水平，即使在产业产量不断增长的情况下，也可以有效维持产业间的良性竞争，因此基准法是目前欧盟ETS正在使用并推荐的配额机制。

2.3.2.欧盟ETS指定多种计算方式确保配额分配科学

为了确保基准线的设置流程足够公正透明，欧盟ETS制定了非常详尽的规则。首先，欧洲委员会会起草一份基准法制定规则的草案，并为各行业提供清晰详细的指导方针，以便各行业后续提交制定基准线所必要的信息。这部分往往是整个基准线制定流程中讨论最激烈的环节，尤其是在欧洲委员会与各行业之间。为了确保欧盟整体的碳排放额可以达标，委员会方面会尽可能地将各行业排放量控制得尽量低；而行业方面则想尽办法试图获取更高的碳排放额，以减少由于降低排放额带来的成本和产量的不利影响。在第一阶段的讨论达成一致后，欧盟ETS便开始非公开的数据收集环节。在此步骤中，ETS设计了一套基准曲线法，通过各工厂的技术先进程度和在行业中的表现排名绘制出整个行业的基准曲线，再通过这条曲线计算出各行业相应的基准线。ETS会将数据的收集方式做成规则手册以供未来调整时参考。最后，ETS会复核曲线计算所用到的所有方法理论及数据，并制定最终的基准线。

完整的配额计算方式不仅考虑到基准线和产量，还会算入碳泄露和跨行业修正等因素。在计算出了基准线之后，ETS还需要企业提供历史上的产量数据。目前来看，企业有权在2005-2008年区间和2009-2010年区间这两个时间段中选择一个，并将这段时间内产量的中位数作为这一历史指标，这也为2008年之后成立的企业提供了一定的灵活性。除了基准线和历史参考数据这两个基础数据外，配额的计算公式中还加入了碳泄漏曝光系数和跨行业修正等因素。前者是为了更好地监测因碳排放泄漏而导致的实际碳排放量超标风险，而后者是为了更好地从整体上控制碳排放额度达标。其中，值得一提的是，总体的碳泄漏曝光系数已经从2013年时的80%降低到了2020年时的30%，说明欧盟ETS的参与企业也在工厂碳排放和碳泄漏问题上有所改善和进步。

对于无法放入或未被放入产品基准线表单的工业活动，ETS专门设置了通过燃料及热量消耗程度来计算的基准线与配额计算方式。虽然欧盟ETS在对行业产品分类时已经非常细化，但还是有部分行业未被加入到产品基准线表单中。因此，ETS提供了通过产品生产流程中所消耗的热量和燃料来计算配额的公式。这两个公式与通过产品产量计算的配额公式相似，只是在计算出热量和燃料基准线后，将配额公式中的产量指标替换成所耗燃料量或所耗热量。这样一来，欧盟ETS可以最大程度地确保所有的参与企业都被分配了合适的碳排放额度。

历史最久的ETS系统和日益成熟的交易机制让欧盟碳交易市场成为世界碳交易市场的模范。在不断地试错和完善中，欧盟ETS发展得越来越好，交易机制也愈发成熟。纵观欧盟碳市场的碳价变动曲线，欧盟ETS的碳价一路也不算稳定，在2012年至2018年一直低于10美元/吨。然而，作为目前国际上最完善的ETS体系，欧盟ETS的发展历程在限额、配额、及碳交易方面都可以为我们提供许多经验和启示，让我国的碳交易市场可以快速且稳定地发展。

国内碳交易试点阶段不成体系且碳价较低

3.1.碳交易尝试从CDM过渡到区域碳排放交易试点

2005年，我国主要以卖方身份参与清洁发展机制。自1997 年12 月，为应对全球气候变化，减少温室气体排放，《联合国气候变化框架公约》第3 次缔约方大会在日本通过了《京都议定书》，把碳排放权交易作为解决温室气体排放问题的市场履约机制之一。自此，我国也开始积极主动地探索节能减排道路。主要途径是参与CDM项目碳资产一级市场的供应。2004年6月30日，国家发展改革委、科技部、外交部联合签署的《清洁发展机制项目运行管理暂行办法》开始实施。中国从2005年开始参与国际碳交易市场，主要作为卖方参与清洁发展机制。

2011年10月，我国碳排放交易正式启动。国家发展和改革委员会发布《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》,标志着我国碳排放交易正式启动。并于北京市、天津市、上海市、重庆市、广东省、湖北省、深圳市等七省市分别陆续开启了碳排放交易的试点工作。

3.2.试点阶段：碳交易市场系统彼此独立

各试点地区基于一定的排放标准，将符合条件的企事业单位纳入碳交易体系。根据各地公布的碳排放交易纳入配额管理的企业名单，可以看出，控排主体的行业覆盖面较广，囊括了电力、石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、航空等重点排放行业。

在纳入的排放气体方面，除了重庆外各碳试点均仅纳入了二氧化碳气体，重庆纳入了六种温室气体（二氧化碳、甲烷、氧化亚氮、氢氟碳化物、全氟碳化物、六氟化硫），各地覆盖温室气体排放的比例在40%-70%之间。

在交易量方面，从各个试点地区的交易情况来看，湖北省和广东省的碳交易中心的市场规模要远超于其他地区，其中，截至2021年7月22日，广东省的碳交易总量和碳交易总额都位列首位，分别为1.735亿吨，35.19亿元。在北京、上海、天津、深圳和重庆五个市内，深圳碳交易相对活跃，其碳交易额总共为11.18亿元。

在碳交易价格方面，各地的碳交易价格差异大。我国各试点省市碳交易价格差别较大，且波动程度不同。从具体数据来看，北京碳配额价格较高，大多维持在50元/吨以上，且价格较平稳，2020年8月达到最高值102.8/吨；天津、湖北价格较为平稳，保持在30元/吨左右；广东价格也较为平稳，处于40元/吨左右；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122.97元/吨，2015年后趋于平稳，介于30～50元/吨之间；福建自成立以来碳价呈下降趋势，介于15～30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。

试点阶段碳交易市场不活跃，碳交易价格与国际水平仍有差异。2013年至2020年4月，我国8个主要碳排放交易试点机构的成交量相较于我国庞大的碳排放量（我国2020年的碳排放量为94.87亿吨）仍是杯水车薪。同时，由于市场活跃程度不足，8个碳排放交易试点市场的交易价格较低。例如2019年我国碳交易的均价为43元人民币/吨，而欧盟同期的碳交易价格为250元人民币/吨，2020年我国试点碳市场交易均价也仅在34元人民币/吨。

3.3.试点阶段国内碳配额总体充足

试点阶段，我国交易所的碳配额分配方式主要由有偿竞价、履约竞价、非履约竞价构成。在碳市场启动初期，参与碳交易的企业对配额价格判断差异比较大的时候可以通过竞价的手段协调出较多数企业可以接受的价格。《草案修改稿》明确规定：分配方式包括免费分配和有偿分配，初期以免费分配为主，根据国家要求适时引入有偿分配，并逐步扩大有偿分配的比例。

各试点城市交易所碳配额总量供给充足。根据试点城市的交易所，试点城市的碳配额总量供给较为充足。广东地区的配额总量较为充裕，多达4. 2 亿吨，其次是湖北，再次是天津、上海和重庆，北京和深圳的碳配额则较为紧缺。从成交总量看，七个试点地区从多到少的顺序依次为: 广东、深圳、湖北、北京、上海、天津、重庆。碳市场构建的目的是控制碳排放总量，进而达到节能减排的目的，然而碳总量供给充足会使得企业需要外购碳配额的需求不够强烈，碳交易不活跃。

3.4.试点区域曾引入抵消机制，但后续被叫停

试点交易所通过设置抵消机制的抵消比例影响碳价高低。2015 年国家发改委上线“自愿减排交易信息平台”，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），并相继在在 8 个试点与四川联合环境交易所开展中国核证自愿减排量交易。试点市场交易是通过本省市试点碳排放配额和CCER项目减排量的现货来开展的，纳入碳排放交易体系的履约企业可以用CCER项目的减排量来抵消一定比例的碳排放，未被纳入碳交易市场的项目如风电、光伏、森林碳汇等可以参与自愿减排机制，通过出售CCER间接参与碳交易。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%。实际操作过程中，各个试点区的抵消比例在3%到10%间不等，抵消机制碳信用越多，市场供给越多，在其他条件不变的情况下碳价越低。由于 CCER 存在交易量小、项目不够规范、流动性不足等问题，地方试点的碳排放免费配额存在供大于求的局面，核证自愿减排量交易于 2017 年叫停。

我国碳交易市场逐步向全国碳市场过渡。截止2020年年底我国碳排放交易试点市场累计交易4.55亿吨，成交额达105.5亿元，累计成交量约5883.40万吨二氧化碳当量。相比2019年的22.24元/吨，平均成交价格大幅升高，达到27.42元/吨。纳入碳市场企业的碳排放强度和碳排放总量实现不同程度的下降，我国碳交易市场逐步向全国碳市场过渡。

3.5.试点区域交易方式主要为公开挂牌交易和协议转让

各个试点碳市场的交易方式主要为公开挂牌交易和协议转让，两种方式形成的交易价格各不相同。挂牌交易价格由市场化的定价机制决定，而协议转让由转让双方协商定价，价格涨幅区间大，适合大宗交易。为了防止碳价剧烈波动，各个试点交易所设置了日涨跌幅对碳价进行直接调控。从挂牌交易和协议转让的价格差异来看，由于两种交易方式对市场的公开程度以及定价机制的不同，各个试点交易所的情况各有不同。上海、湖北和天津的碳交易市场的协议转让价格和挂牌交易价格基本接近并且趋于稳定，北京碳市场的协议转让价格大大低于挂牌价，碳价的波动起伏较大。

全国碳排放交易系统逐步启动，成长空间巨大

全国碳排放权交易市场的设计与我国碳达峰、碳中和的目标紧密贴合。我国全国碳排放权交易市场于2021年7月16日正式通过上海环境能源交易所开市，也同时成为了全球覆盖温室气体排放量规模最大的市场。欧盟ETS和我国地区性试点碳市场的实践成果进一步表明了碳市场对达到碳减排目标的重要性，而全国碳交易市场的规则制定也从四个方面紧扣中国碳达峰、碳中和的目标：1）通过碳市场所覆盖的高排放行业，推动实现产业结构和能源消费的低碳化，让高排放行业率先碳达峰；2）通过将碳排放量市场化获取碳价信号，再通过激励机制将资金引导至减排潜力大的行业，以此推动低碳技术革新和向低碳发展的转型；3）通过抵消机制促进可再生能源的发展，并倡导绿色低碳的生产和消费方式；4）全国碳市场的发展可以为行业向绿色低碳转型提供投融资渠道，加速实现碳达峰、碳中和。

4.1.全国碳市场以免费分配为主，初期仅纳入发电行业

4.1.1.统一全国碳交易规则，确定以免费分配为主的交易方式

全国碳交易市场统一碳排放量计算时应包括的内容，以及被列入重点排放的单位名单。全国碳市场实行的是以碳排放额为交易产品、以包括重点排放单位以及符合国家有关交易规则的机构和个人为主体的强制性温室气体排放额交易机制。与试点时期不同，《碳排放权交易管理办法（试行）》重新统一了“温室气体”和“碳排放”所指的内容。在对碳排放量进行计算时，应当包含企业所排放的所有温室气体，除了二氧化碳外，还需包括甲烷、氧化亚氮、氢氟碳化物、全氟化碳、六氟化硫、以及三氟化氮。同时，碳排放不仅仅指工业生产过程中由于能源燃烧所产生的温室气体，还囊括了因使用外购的电力和热力等所导致的温室气体排放。根据这些定义，生态环境部给出了应当被列入温室气体重点排放单位名单的条件：1）属于全国碳排放权交易市场覆盖的行业；2）年度温室气体排放量达到2.6万吨二氧化碳当量（tCO2e）的单位。在碳排放配额的交易当中，计价单位也运用了“每吨二氧化碳当量价格”，买卖申报量的最小变动计量为1吨二氧化碳当量，而申报价格的最小变动计量为0.01元人民币。

整合试点阶段的配额交易方式，确定以免费分配为主的两种交易方式。所有碳排放权交易都需通过全国碳排放权交易系统进行，目前开放了协议转让和单向竞价两种方式。协议转让方式包括了挂牌协议交易和大宗协议交易，使用前者的交易主体通过交易系统提交卖出或买入的挂牌申报，然后意向受让方或出让方对挂牌申报进行协商并确认成交，而使用后者需交易双方通过交易系统报价、询价并最终确认成交。同时，上海环境能源交易所可以对不同交易方式设置不同交易时段，为交易主体提供一定程度的灵活性。

4.1.2.发电行业领头，CCER回归

汲取试点阶段的成果，全国碳交易所稳定起步。在试点阶段中，各地区根据各自区域性特点设置了不同的碳排放权交易管理办法以及覆盖单位，而全国碳市场则汲取了各地区试点成果并统一了具体交易规则。首先，上海环境能源交易所为碳市场设置了10%的涨跌幅，以便更有效地控制碳价浮动。其次，虽然全国碳市场与地区性碳市场的设计原理基本一致，但全国碳市场暂时只覆盖发电行业，并准备以发电行业为突破口逐步向全国其他行业覆盖，这样的初始方案是由于发电行业可以更高效地稳定刚刚起步的全国性碳市场。

发电行业是我国最具代表性的高碳排放行业之一。由于直接烧煤的原因，全国2000多家发电企业年碳排放量超过40亿吨，而把发电行业作为先行行业也得以完成让高碳排放单位率先碳达峰的目标，同时可以更充分地发挥碳市场对碳减排的重要作用。除此之外，由于我国全国碳市场采用基准法的配额方式，拥有行业较多的相关数据才可以更精确的计算相应的碳排放配额，并更真实地反映碳价。而发电行业从管理制度上更加成熟健全，拥有更好的数据基础，这也得以让全国碳市场在起步阶段运行得更平稳。

抵消机制再次启用，但使用范围相对较小。除去在交易市场进行的碳排放权交易(CEA)，全国碳市场还重新纳入了国家核证自愿减排量（CCER）。与欧盟CER所采取的《京都协定书》中的CDM机制不同，我国的CCER并非与他国合作取得减排量，而是指对我国境内可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目的温室气体减排效果进行量化核证，并在国家温室气体自愿减排交易注册登记系统中登记的温室气体减排量。相对于CEA，CCER只是用来鼓励碳减排的一种补充性的激励机制，所以与CEA相比使用范围受限很多，也因此通常价格会相对更低。对于排放配额不足又处于资金等原因无法使用CEA购入更多排放权的企业来说，购买CCER可以抵消一定的排放额，以更低成本避免超额排放。目前，能够产生CCER的项目包括风电、水电、光伏、生物质能等，但如果企业决定使用CCER作为抵消机制，需要经过一系列的计算和检测来确保项目所带来的碳减排量相对于基准线是额外产生的。

4.2.发电行业配额机制与计算方法：供电基准值×实际供电量×修正系数+供热基准值×实际供热量

生态环境部针对发电行业实施更加细化的配额基准线计算方法。作为全国碳市场的启动行业，生态环境部为发电行业量身定制了一套碳排放权交易配额总量设定与分配的实施方案。方案将《碳排放权交易管理办法（试行）》中规定的2.6万吨二氧化碳当量根据发电行业特点进一步细化，规定将在2012-2019年任一年排放达到此标准及综合能源消费量约1万吨标准煤的发电企业纳入重点排放单位名单并进行实名管理。同时，在各发电企业内，此方案列出了详细的需纳入配额管理的机组类别，以此来计算出各企业的配额基准线。在配额总量上，发电行业方面实行总量加总的方式，先由省级生态环境主管部门核定管辖范围内重点排放单位的配额数量并加总形成省级行政区域配额总量，再将各省级行政区域配额总量加总确定全国的发电行业配额总量。

配额的计算方式不仅包括供电产生的碳排放量，还计入了供热部分的碳排放量。计算发电行业各机组配额总量不仅需要计算供电方面的碳排放量，如果该机组还拥有供热能力，则还需加入供热部分所产生的碳排放量。除此之外，计算公式中还加入了修正系数，以确保机组固有的技术特性不影响配额分配的公平性。如此一来，发电行业的配额计算标准公式为：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。根据不同燃煤机组的技术特性不同，具体的公式还会加入机组供热量修正系数、机组负荷（出力）系数修正系数、机组冷却方式修正系数等其他数据以全面确保配额分配的公平和公正性。

4.3.全国碳市场运行良好，体制优势下看好未来发展

4.3.1.首周全国碳市场的运行良好，碳价较为稳定 

首周碳价较为稳定，但各企业还未熟悉碳交易市场运作方式。在全国碳排放权交易市场运行的首周，23日开盘价为56.72元/吨，收盘价56.97元/吨。全国碳市场累计成交量达到483.3万吨，成交额将近2.5亿元，其中挂牌协议交易和大宗交易均有成交。纵观首周交易情况，碳价涨跌幅相对稳定，最低价48元/吨，最高价61.07元/吨。除了开市首日收盘较开盘涨幅为6.73%以外，每天涨跌幅均在3%以下。同时，除了首日成交量高达410.4万吨外，其他交易日成交量大多在20万吨以下。长期来看，我国碳排放权交易价格还有很大的上涨空间。首周碳价涨跌幅较为稳定也在预期之中，由于各企业还处于对碳交易的摸索阶段，也有许多企业此前并未参与过试点阶段的碳交易，因此在碳交易经验方面还多有不足。此外，由于全国碳市场刚刚开放，碳稀缺性还非常低，随着碳市场交易制度的逐步完善及企业参与度的持续提高，碳市场的活跃度也会有进一步提升。

4.3.2.体制优势使得国内碳交易市场稳定性更强

纵观欧盟ETS碳价的历史浮动，碳交易的稳定性很大程度取决于宏观经济及政策稳定性。2008年和2011年，欧盟因为金融危机和欧债危机的原因，整体市场需求大幅减弱，然而因为供给端没有能够作出相应调整，碳价一度跌到接近零的水平。同时，在运行多年后，由于产业技术进步和低碳经济的发展，碳的稀缺性逐渐提高，也致使欧盟ETS碳价随之上涨。可见，在碳市场建设初期，建立碳交易的稳定机制尤为重要，机制建设的重点应该放在如何在需求大幅波动时进行配额机制的调整以使市场更加稳定。

把握碳排放量限额，碳减排目标与政策强制力最相关。自欧盟ETS进入成熟发展期后，碳价一路震荡上行，这和欧盟整体对碳排放量的强制性监管紧密相关。第三阶段时的欧盟ETS制定了与其2020整体碳减排目标一致的规划，通过详细计算碳排放限额和配额机制，最终不仅让其成功达成了目标减排量，也让欧盟ETS碳价一路飙升。而我国因为拥有体制优势，且因为各行业和地方政府与中央政策保持高度一致和配合，在2019年底将碳强度较2005年降低约48.1%，也成功提前完成了2009年哥本哈根气候大会上承诺的2020目标。由此可见，合理且高效的政策管理对碳减排目标的达成有着相当积极的促进作用，而如今随着我国碳交易市场的开放，我国向碳达峰、碳中和的发展道路也更加乐观。

4.4.对比欧盟ETS，我国碳市场未来成长空间巨大

对比欧盟ETS，我国碳市场未来成长空间还很大。欧盟ETS目前覆盖了全欧盟39%的碳排放量，囊括了10569个发电站、制造业工厂、及航空产业。而目前我国的碳市场仅纳入了发电行业中2225个火力发电站，覆盖碳排放量已经达到40%。未来，我国将持续推动碳市场的扩大，最终目标覆盖80%碳排放量。也就是说，虽然两个地区碳市场的覆盖比例大体相同，但比起成熟的欧盟碳市场，我国的碳交易市场还有着很大的上升空间。

4.4.1.我国达成碳中和时限远远少于欧盟，高碳行业压力巨大

相对于早已碳达峰的欧盟，我国的碳排放量还在逐年上升。欧盟早在1979年便达到碳排放量峰值，并在1989年后彻底开始逐年下降。也就是说，欧盟自1989年碳达峰到其承诺的2050年碳中和目标有大致60年的时间发展低碳经济，相比之下，我国的碳排放量还在逐年上升。然而，我国承诺在2030年实现碳达峰，在2060年时完成碳中和，这也就意味着我国产业需要在30年的时间里完成向绿色低碳转型。这样的宏观政策给予我国高碳排放产业的压力无疑是巨大的，也有许多各行业的龙头企业开始投入资金研发清洁能源替代高碳排放的化石能源。其中，钢铁行业的龙头宝武集团专门成立了宝武清洁能源有限公司研发氢能燃料电池以促进其钢铁能源结构优化，向低碳冶炼发展。对于没有过多资金可以直接发展产业转型的企业，碳交易市场的建立则给他们提供了以最低成本逐步迈向碳减排和低碳转型的平台。

能源行业碳排放量占比最重，其中火力发电占大头。根据国际碳行动伙伴关系(ICAP)的数据显示，我国能源行业占整体碳排放量的77.7%，远远超过其他行业的碳排放量。其中，由于我国发电过于依赖火电，火力发电行业占整体碳排放量的40%。将发电行业作为我国碳市场的启动行业，不仅可以更快地促进高碳排放行业碳达峰，也促使了我国可再生能源的发展以及其他高碳排放产业的结构转型。

4.4.2.预估2021年碳市场规模可达599.2亿元至1048.6亿元

由于我国碳市场目前只囊括了有发电功能和发电及供热功能的燃煤机组，所以实际的市场规模预测需要用到的是我国燃煤发电行业的碳排放数据。2021年我国碳市场可交易配额的预测应该为2021年燃煤发电行业的预测总碳排放量减去2021年碳市场的总配额，也就是燃煤发电行业2021年需要在碳市场上购买的碳排放量配额。同时，在计算2021年预计碳排放量时，需要考虑到我国还未碳达峰的问题。也就是说，在计算时需要加入预测碳排放量增值的因素。所以，2021年碳市场可交易配额的计算公式应为：

2021年碳市场可交易配额=（2020年燃煤发电行业总碳排放量+预计碳排放量增值）-2021年燃煤发电行业总配额

2021年碳市场（燃煤发电行业）总配额约为30.18亿吨。《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）》中规定，配额将按照机组2018年度供电（热）量的70%进行计算。根据国际能源署（IEA）的统计，2018年中国发电行业的总碳排放量达到了44亿吨，而其中98%来自于燃煤发电行业。也就是说，2018年燃煤发电行业总碳排放量为43.12亿吨。那么，2021年碳市场的总配额为30.18亿吨。

2021年碳排放增量预计约为2.106亿吨。由于我国还未碳达峰，每年的碳排放总量还在保持着一定程度的增长，所以在市场规模预测时还需要纳入2021年预计增量。根据国家应对气候变化战略研究和国际合作中心的预测，在2030年碳达峰时我国的总二氧化碳排放量预计为120亿吨，而2020年时我国的二氧化碳排放总量为98.94亿吨，距离预测的峰值存在21.06亿吨的差额。假设每年二氧化碳排放量匀速增长，则未来十年每年碳排放增量为2.106亿吨。

2021年碳市场预计可交易碳排放量额度约为14.98亿吨。按照公式，2021年碳市场预计可交易碳排放量额度为2020年总碳排放量加上预测的增值，即为101.05亿吨。如果按照2018年燃煤发电行业的碳排放量占比，则2021年燃煤发电行业预计碳排放量为45.16亿吨，而由于2021年燃煤发电行业总配额约为30.18亿吨。那么2021年燃煤发电行业可在碳排放权交易市场交易的总配额约为14.98亿吨。

2021年碳市场规模约为599.2亿元至1048.6亿元之间。参照碳排放权交易市场之前的试点情况和首周的碳价格浮动，我们提取了从偏悲观的40元/吨到偏乐观的70元/吨的四套碳价格假设，从而计算出2021年碳市场的规模约在599.2亿元至1048.6亿元之间，公式为：

2021年CEA市场预测规模=2021年碳市场可交易额度*碳价

2021年CCER市场规模约为67.74亿元至112.9亿元。如果CCER市场启动并按照试点阶段5%的限额实施的话，那么按照我国碳市场CCER可交易额度的计算公式，

CCER预测规模=2021燃煤发电行业预测碳排放量*5%

并基于此前试点时期CCER的平均碳价（30元/吨），算出CCER市场67.74亿元的预计规模。同时，我们预测未来在CCER市场逐步发展后碳价会随之上升，在相对乐观的情况下（40元/吨、50元/吨）计算出2021年CCER市场规模分别约为90.32亿元和112.9亿元。

我国碳中和的道路任重道远，国家统一强硬的碳市场管控预期会让碳价一路上行。纵观欧盟ETS的历史碳价走势，前期由于政策摸索期导致碳价不稳定，而后期步入成熟阶段后碳价也随之一路震荡上行。虽然欧盟ETS有值得借鉴之处，但我国有着欧盟所缺失的中央统一监管和政策强制力，而这也会让我国的碳交易市场的发展更加稳定。随着未来CCER的开放，CEA市场上的碳价预期会有短期回落，但碳价会随后继续上升。我国将碳市场作为碳减排的重要工具，如果碳价过低，则达不到碳达峰和碳减排的理想效果；反之，如果碳价过高，则供给端产业将会因为生产成本过高而面临风险，进而导致供需失衡。所以我国碳市场的碳价格应该会紧跟我国环境政策一路上升，而随着碳排放权价格的升高和成本的增加，碳市场将会促进企业技改转型，向绿色低碳经济逐步发展。对于可再生能源和新能源领域，政策两边向好。一方面，可再生能源行业通过扩大产业规模和储能技术，将逐步替代高碳排放行业；另一方面，未来CCER的开放将为新能源行业带来可观的额外收益。

碳交易为风电、光伏以及新能源汽车产业带来机遇

5.1.可再生能源发电行业迎来快速发展机遇期

风电、光伏行业的发展将对碳减排起到推动作用。近年来随着政策对于可再生能源发展的推动，风电和光伏行业迅速成长，在2020年底分别达到了28153万千瓦和25343万千瓦的装机容量，并在今年持续稳步上升。虽然风电和光伏发电市场成长迅速，但由于储能技术有待开发，这两种发电方式目前的供电能力还不稳定，在短期内无法有效替代燃煤发电。另一方面，正因为风电和光伏发电行业的快速发展，也给我国碳交易市场打开了CCER供给端潜力。而未来CCER市场的逐步开放也将为这两个行业带来除发电收益以外的可观收益。

水电行业虽对生态环境有一定负面影响，但却是可以稳定发电的可再生能源。水电是目前我国除了燃煤发电之外供电占比最高的发电方式，占整个发电市场的16%，也是我国稳定的供电方式之一。虽然水电行业由于建造发电站时需要用到大量的水泥等高碳工业品而对生态环境有一定的负面影响，在CCER项目审核中并不受青睐，但相比火力发电它依然是最可靠且最有潜力替代煤炭发电的可再生能源发电方式。换句话说，对于水电行业来说，与其靠试图参与CCER项目获取收益，专注自身发电和储能技术的精进和加快扩大稳定供电范围是更优发展道路。

生物质能发电虽还处在开发初期，但沼气发电不仅是高效的清洁燃料，还可以促进新型城镇化建设。生物质能发电包括了垃圾焚烧发电、垃圾填埋气发电、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及沼气发电等。高效地利用生物质转换能源也可以活用农业废弃物，实现可循环能源体系。目前，我国的生物质能发电还处在开发阶段的初期，由于我国农业生产以家庭为主，地区集中度低。而由于生物质能原料来源于各农户，非市场化的交易容易导致成本变高。同时，目前还未开发出足够稳定的生物质能储能和运输技术，所以距离生物质能发电规模化还有很长一段距离。虽然如此，生物质能作为零碳能源，是CCER项目中炙手可热的板块。其中，利用沼气发电和供热项目也愈发增多。在CCER已经完成减排量备案的254个项目中，农村户用沼气的比例达到16%，仅次于风电（35%）和光伏发电（19%）。相对于利用自然资源发电的方式，沼气发电不仅可以进一步促进清洁能源的发展，还可以促进生态农业的发展和新型城镇化建设。

5.2.风电是实现碳中和的重要途径

5.2.1.海上风力发电成为风电减碳的核心

火力发电将被风电、光伏、核电等清洁、低碳能源予以补充或替代。习近平总书记在第75届联合国大会一般性辩论上提出，中国的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。2021年3月15日，习总书记于相关会议中再次强调，要打造清洁低碳安全高效的能源体系，构建以新能源为主体的新型电力系统，聚焦兼备清洁性与经济性的公用事业资产。公用事业作为全社会产业链的发动机，承担一次能源转换平台的职责，而受“碳达峰”、“碳中和”目标影响，能源使用将从以往单一考虑经济性维度逐步转向兼顾经济性和清洁性的双重维度，作为公用事业的电力行业将受较大影响而发生变革。

碳中和与碳达峰成全球减排共识，海上风电是实现碳减排的重要力量。包括欧盟、美国、日本、 英国、中国、加拿大等在内的世界主要经济体已相继明确碳中和目标，而且无一例外地将风电、光伏发展作为实现碳中和的重要路径之一。其中由于海风有风力大、风力稳、单机装机容量大等优点，已成为实现碳减排的重要力量。

5.2.2. “十四五”海上风电预计年均新增装机5000万千瓦以上

碳交易开启，清洁能源将更进一步发展，海上风力发电装机容量将进一步提升。结合已经发布的规划项目容量和各省市目标，“十四五”期间我国海上风电新增装机容量有望突破 37GW。“双碳”目标发布以来，沿海各省基于消纳和风资源优势纷纷积极响应，将海上风电作为“十四五”期间新能源发展的重要方向。《江苏省“十四五”可再生能源发展专项规划(征求意见稿)》中提出要以“近海为主、远海示范”为原则，稳妥推进近海海上风电项目开发，力争推动深远海海上风电示范项目建设，“十四五”期间全省风电新增装机11GW，其中海上风电新增装机8GW。《促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展的实施方案》中提出广东省2025年底装机达到 18GW(即“十四五”期间新增装机 17GW)，并进一步摸查其他可开发的海上风能资源，对发展规划进行修编。此外，浙江、福建、山东也纷纷公布海上风电发展目标。据全球风能理事会（GWEC）数据显示，2020年全球海上风电累计装机容量超3500万千瓦，其中英国占最大份额29%，中国通过近年来快速发展已达到世界第二，占比28.12%，且目前国内对于海上风电的支持力度逐渐加大。根据《风能北京宣言》倡议，“十四五”期间国内年均新增风电装机达5000万千瓦以上，风电行业成长确定性较强。

5.3.国内2030年前光伏新增装机量仍有超过7倍空间

5.3.1.光伏市场景气度迎来新高，平价并网成为趋势

碳交易市场的全面开启，给深耕多年的光伏企业带来新的机会。碳交易让光伏发电的价值进一步提升，行业景气度提升，有望迎来新一轮市场爆发期。新建光伏项目可自愿市场化交易，即为了更好的体现绿色电力价值，新建项目可自愿市场化交易，由于强调资源，基于投资回报角度市场化交易电价肯定不低于标杆燃煤电价，大幅超出此前主流的市场化交易电价将会较低的预期。

户用市场发展迅猛，全年并网规模可观。户用市场近年来发展迅速，历年装机量屡创新高，光伏户用项目因其低成本高收益的特性进入千家万户，成为光伏应用的重要场景。2020年光伏新政中，户用光伏补贴总额为5亿元，占总补贴比例从2019年的25%提升至33.3%，2020年户用光伏项目实际装机规模为10.12GW，再创历年装机新高。从长期角度看，根据IRENA 的最新研究，在全球2050年实现碳中和的背景下，到2050年电力将成为最主要的终端能源消费形式，占比达51%。其中，90%的电力由可再生能源发电供应，63%的电力由风电和光伏发电供应。光伏技术进步带动装机成本不断下行，全球平价时代全面来临。当前全球各国“碳中和”时间表陆续推出，能源转型是其中重中之重，光伏作为最灵活、最具成本优势的清洁能源，未来全球增长空间巨大。

国内光伏新增装机量存在巨大空间。太阳能光伏由于具有安装灵活的特点，从2004年开始，国内接入电网的光伏发电量以年均60%速度增长，到2020年，总发电容量已经达到21.58GW，是当前发展速度最快的能源。在NZE2050（2050年全球能源部门碳净零排放）目标指引下，国际能源署预测中国2025E/2030E光伏年新增装机量将分别达85GW/185GW，相比2018年，国内在2030年前光伏新增装机量仍有超过7倍的空间。

5.4.碳交易使车企竞争格局重置

5.4.1.双积分管理模式为新能源车企带来收益

我国通过双积分模式管理车企的碳排放。2021年《政府工作报告》提到“加快建设全国用能权、碳排放权交易市场，完善能源消费双控制度。”根据中汽统计的中国碳排放情况，汽车行业碳排放占比达到7.5%，仅次于电力和制造行业。我们国家暂时没有像欧盟一样对车企设计碳配额。区别于国际上常见的碳交易与碳税制度，我国汽车行业采用的是“双积分”碳排放管理模式，即通过平均燃料消耗量积分和新能源汽车积分来对各大车企碳排放进行限制。

双积分为新能源车企带来收益，迫使传统车企转型。伴随双积分要求的逐年提升，缺少新能源汽车正积分的企业将不得不转向交易市场购买积分，以特斯拉为例，这家公司2020年靠出售碳排放积分获得了15.8亿美元的营业收入，是年净利润的两倍多。若按照3000元/分的价格换算，比亚迪、上汽通用五菱所拥有的新能源积分价值也分别在22.62亿元、13.2亿元。积分交易给新能源车企带来潜在收入的同时，也给负积分缺口较大的企业带来了较大的经营负担。受新的“双积分”政策影响，2020年六大汽车集团产生的双积分均为负值，且新能源积分价格不断水涨船高，车企因此出现增亏的普遍现象。以长安集团为例，2020年因双积分造成的单车减利约为4000元。

5.4.2.双积分管理模式引导新能源汽车行业正向发展

油耗考核严格叠加新能源负积分规模扩大将迫使车企技术进步，行业龙头企业优势愈发显著。根据最新的“双积分”政策要求，车企卖出的所有的车的燃油消耗量必须满足一定的节能标准，否则就需要生产新能源汽车或者向其他车企购买新能源积分。同时新能源汽车积分需达到一定考核比例，不达标会产生新能源负积分，同样需要通过交易从其他车企购买积分抵消。在此背景下，新能源汽车行业以及传统车企中技术领先的龙头企业将显著受益。

双积分代替国家补贴，推动新能源汽车行业正向发展。双积分政策于2018年4月1日起实行，新能源汽车补贴政策逐步退坡，以燃料消耗量积分和新能源汽车积分逐步接替购置补贴，将推动企业逐步向电气化转型。对比2016年，2019年油耗正积分规模同比下滑45%，负积分规模同比扩大260%。随着“碳交易”市场规模逐步扩大，不排除未来，我国也学习借鉴欧盟模式，将汽车行业也纳入碳交易体系。即便未被纳入碳交易体系，在双积分管理模式下，可以看到，积分价格已由2018年时的300～500元/积分上涨至2500～3000元/积分，未来新能源汽车行业里真正有减排技术的企业可以通过积分交易获得更大的利润空间。

5.5.碳交易所的成立将导致高能耗型大宗商品价格提升

碳交易所初期只纳入发点行业，后续有望纳入更多高排碳行业。根据我国2019年各行业的碳排放数据，碳排放量占比最大的为电力行业，占比达到了43%，电力行业也成为了碳交易所纳入的首批行业。而根据生态环境部应对气候变化司，其已经正式委托中国建筑材料联合会开展建材行业纳入全国碳市场相关工作，意味着水泥等建材行业碳排放重点行业也将在后续纳入碳交易市场；继建材行业之后，中国钢铁工业协会也收到了生态环境部应对气候变化司的指示，表明钢铁行业也即将纳入碳交易体系。市场预期在“十四五”期间，石化、化工、有色、航空等高碳排放行业也将会被陆续纳入碳交易体系。

5.5.1.碳交易背景下钢铁价格易升难降

钢铁行业是我国碳排放第二大行业，仅次于电力、蒸汽和热水生产和供应部门。根据CEADs的数据，中国的钢铁行业碳排放量在2018年占总排放量的18.39%，是制造业门类中碳排放最多的。目前虽然钢铁行业没有被纳入到碳交易体系之中，但是生态环境部应对气候变化司已经对中国钢铁工业协会发出了委托函，委托钢协开展钢铁行业纳入全国碳市场相关工作。7月17日，中国钢铁工业协会执行会长何文波表示，到目前为止，我国钢铁行业已初步完成《钢铁行业碳达峰实施方案》初稿，方案目标初步定为：2025年前，钢铁行业实现碳排放达峰；到2030年，钢铁行业碳排放量较峰值降低30%，预计将实现碳减排量4.2亿吨。钢铁行业作为能源消耗高密集型行业，为完成这一目标，粗钢产量将同比下降。

碳交易政策对于钢铁产量会形成明显冲击。由于碳交易政策有层层加码的特征，我国对于碳排放重点行业的限制会越来越多，企业排碳的成本也会越来越高，这会倒逼企业降低产量以降低碳排放。以目前世界上最大的碳交易市场欧盟为参考，欧盟的碳交易市场的建设分成了四个阶段，第一阶段是2005-2007年，这一阶段的任务主要为推广碳交易，因此企业的免费配额比例为100%；第二阶段为2008-2012年，免费配额缩减成了90%；第三阶段为2013-2020年，这一阶段的碳配额进一步收紧，电力没有获得任何配额，其他行业的碳排放配额为30%-70%；第四阶段为2021-2030年，此阶段目标为碳排放配额年降幅为2.2%。在欧盟降碳的过程中，也对于钢铁等高碳排放产业产量形成了较大的冲击。

制造业发展以及城镇化的推进导致我国的钢铁需求仍会继续上行。对于钢铁价格的分析需要从供需两端分别进行分析。需求端我国对于钢铁的需求再未来有望进一步上涨，一方面是由于我国作为世界上最重要的制造业大国，未来工业的发展对于钢铁的需求仍然是比较大的，特别是在疫情期间海外工业生产受到抑制的状态下，我国的制造业获得了比较大的发展真空期，这也反映在了2021年上半年中我国出口额的快速增长中。而由于全球疫情结束仍然遥遥无期，后续我国大概率仍将发挥全球制造中心的地位，制造业也将得到进一步发展，对于钢铁的需求也会继续较强。二是我国的城镇化在2020年才达到了63.89%，与欧美发达国家尚有比较大的差距，推进城镇化的过程会催生对于钢铁的需求。且根据欧美以及日本等发达国家的经验，在城镇化率触顶后，在十年内一国对于钢铁的需求仍然会继续保持上行。因此预期我国对于钢铁的需求仍然会继续保持上升的态势。

高需求叠加低供给促使钢铁价格易升难降。由于碳交易政策将会逐步收紧，因此导致钢铁企业的成本逐渐走高、产量不断缩减，叠加不断走高的钢铁需求，我们认为钢铁的价格将会不断走强。碳交易对于钢铁价格的影响已经在欧盟市场得到了体现。在欧盟碳交易市场发展的过程中，在逐渐收紧碳配额的第二以及第三阶段过程中，钢铁价格的走势相对于PPI来说明显具有更强的支撑。在2009年欧盟PPI下降阶段，钢铁价格却逆势而上；在2011年至2016年期间PPI处于下行阶段时，钢铁价格相对来说下降更缓慢；在2017年至2020年PPI震荡下行区间，钢铁的价格也相对稳定。整体来看，碳交易的落地使得欧盟的钢铁价格更为坚挺，考虑到我国后续对于钢铁需求强而供给弱，因此钢铁价格易升难降。

5.5.2.建材行业限产在所难免，供需错位导致价格有望继续走高

建材行业是碳排放第三大行业，其中水泥工业排碳最多。根据中国建筑材料联合会发布的《中国建筑材料工业碳排放报告（2020年度）》，建材行业2020年共排放二氧化碳14.8亿吨，比2019年上升了2.7%。从各子行业来看，2020年水泥工业二氧化碳共排放12.3亿吨，同比上升了1.8%；石灰石膏行业二氧化碳排放1.2亿吨，同比上升了14.3%；墙体材料工业二氧化碳排放1322万吨，同比上升2.5%；建筑技术玻璃工业二氧化碳排放2740万吨，同比上升3.9%。此外，建筑材料工业的电力消耗可间接折算约合1.7亿吨二氧化碳当量。因此可以看出来，建材行业的排碳大户是水泥工业，也将会是后续受到碳交易所政策影响最大的行业。

欧盟实行碳交易政策后，水泥生产量出现了显著的下滑。由于在欧盟设立了碳交易所之后，建材行业始终是受到规制的行业，因此在欧盟碳交所进行到第二阶段之时，碳交易额实质性的收紧对建材行业产生了显著的影响，作为主要碳排放源的水泥工业，其生产出现了显著的下滑。水泥供给的下滑也反映在了价格上，在欧盟碳交易第二阶段，虽然PPI在2008年6月份至2009年7月份之间、2011年7月至2016年4月之间出现了显著的下降，但是PPI水泥价格指数并未出现同步的下降，而是保持在了高位，表明碳交易政策对于水泥价格有边际支撑的作用。

我国对于水泥的需求仍比较强烈，未来建材价格有望继续走高。在供给侧改革时期，水泥的产量增速出现了显著的下降，同时水泥的价格也在之后不断走高。我们认为碳交易对于建材行业的影响类似于供给侧改革对于建材行业的影响，碳交易对于建材行业的影响将会逐渐反映到产量上。且由于城镇化不断推进，预计国内对于建材的需求将持续上升。供需关系收紧的背景下，以水泥为主的建材价格有望继续走高。

5.5.3.煤炭需求依然较高，供给受限将导致价格上行

我国能源结构中煤炭占比较大。由于我国比较独特的能源结构，国内对于煤炭的依赖极大，且清洁能源的使用占比较低。2019年中国石油与煤炭消耗量占比总和为77.33%，其中煤炭消耗量单独占比为57.04%，远高于其他较为发达的经济体。对于煤炭的过于依赖导致了我国的单位GDP能源能耗相对较高。

虽然减少煤依赖大势所趋，但短期内煤炭需求仍可走强。随着国内对于绿色发展的重视以及碳达峰、碳中和政策的落地，国内对于单位GDP能源消耗要求也在逐步趋向严格。“十四五”规划纲要将“单位GDP能源消耗降低13.5%”作为经济社会发展主要约束性指标之一，假设十四五期间国内GDP平均增速为5%且十四五期间单位GDP能耗平均下降，根据我们的测算，国内对于能源的需求仍会以平均每年2%的速度增长。

国内对于煤炭的需求仍会继续上涨，但供给将会受到较大的限制。由于国内长期以煤作为主要的能源，且十四五期间国内对于能源需求整体仍在上行，因此可以预见国内对于煤炭的需求仍然会比较强。与此同时，由于国内碳达峰、碳中等政策的要求，一方面企业使用煤炭的成本将会升高，另一方面企业对于煤炭产能的投资也将有所减少，供小于求的状态下中短期内煤炭价格有望继续走高。

投资建议

碳交易所逐步落地，经济开启转型。国内经济处于由以前粗放式发展向绿色化、公平化的模式发展，在转换过程中建议关注盈利稳健的顺周期板块以及低估值的成长板块，重点关注风电、光伏、新能源汽车等绿色行业。同时也建议关注大宗商品超市场表现机会。

风险提示

政策落实不及预期。