【绿色金融】国内碳价屡创新高可持续吗？
作者：方琦，尹春哲，钱立华，鲁政委
8月15日，全国碳市场收盘价首次超过70元/吨，突破了全国碳市场交易启动以来碳价长期所处的40~60元/吨波动区间，8月23日更是达到74.76元/吨的历史高位。近期履约驱动的需求上涨，以及配额收紧、CCER供应有限所导致的供应紧缺，共同推升了碳价的上涨。
国内碳价还会继续大幅上涨，甚至实现与国际接轨吗？我们研究后认为，短期来看，在履约期结束前，碳价仍将维持高位，但持续大幅上涨的动能可能不及第一履约期。而长期来看，碳价受到多种因素的影响，与国际碳价接轨也并非必然。
为了进一步推动全国碳市场平稳、可持续地发展，建议：尽快建立和完善碳市场的灵活调控机制（比如市场稳定储备机制（MSR））、稳定市场预期（比如，明确配额结转方案、中长期配额分配方案）、丰富市场交易品种和交易主体类型。
近两月全国碳市场碳价持续上涨，截至8月31日，全国碳市场收盘价68.79元/吨，较6月末已上涨了14.7%。其中，8月15日，挂牌交易成交价首次超过70元/吨，突破了全国碳市场交易启动以来碳价长期所处的40~60元/吨波动区间，8月23日更是达到74.76元/吨的历史高位。与此同时，碳市场成交量也大幅提升，8月成交量达到1339.77万吨，超过了2023年前七个月成交量之和。
近期碳价上涨背后的驱动因素是什么？未来还会继续大幅上涨、甚至与国际碳价接轨吗？本文将就此展开分析。
近期，履约驱动的需求上涨，以及配额收紧、CCER供应有限所导致的供应紧缺，共同推升了碳价的上涨。
从需求端来看，全国碳市场第二履约期履约清缴工作启动，控排企业履约需求大幅提升。2023年7月17日，生态环境部发布《关于全国碳排放权交易市场2021、2022年度碳排放配额清缴相关工作的通知》（环办气候函〔2023〕237号，以下简称《配额清缴工作通知》），标志着全国碳市场第二履约期履约清缴相关工作的全面启动，根据相关安排，履约清缴截止日为2023年12月31日。当前我国碳市场仍然以履约驱动为主，回顾全国碳市场第一履约周期交易情况，在临近第一履约期截止日（2021年12月31）之前的两个月份CEA成交量占到第一履约期总成交量的89%，CEA收盘价也临近履约截止日前的一个月内上涨了超30%。随着第二履约期清缴履约工作的全面展开，控排企业履约需求大幅提升，全国碳市场再次迎来了成交量的大幅上涨。
从供给端来看，配额供应收紧、CCER供应有限，企业普遍惜售。根据《2021、2022年度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）》，第二履约期发电企业配额分配基准值下调（见图表2），配额发放收紧。而根据前述《配额清缴工作通知》，明确了配额结转相关要求：“重点排放单位持有的2019—2020年度配额、2021年度配额和2022年度配额均可用于2021年度、2022年度清缴履约，也可用于交易。”即第一履约期配额可以结转至第二履约期使用或交易。因此，在配额可100%结转预期下，且现有配额存量有限和预期未来配额进一步缩减的情况下，重点排放单位出于未来履约考虑会更加珍稀自己的配额而选择惜售。
此外，当前CCER尚未重启，市场上留存的CCER数量有限，难以满足企业使用CCER完成配额抵消履约。《配额清缴工作通知》允许重点排放单位在第二履约期使用CCER抵销配额清缴。但是，由于CCER暂停多年，目前市场上留存CCER仅1000余万吨
不止在第二履约期内CCER供应不足，在未来一段时间内，市场上供应的CCER数量可能仍然有限，主要是因为《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》（征求意见稿）对减排项目的开始时间和减排量计入时间提出了新的要求：“申请登记的温室气体自愿减排项目应当自温室气体自愿减排交易机制实施（2012年6月13日）之后开工建设”，“申请登记的项目减排量应当产生于我国提出碳达峰碳中和目标（2020年9月22日）之后，并且在项目申请登记之日前5 年以内”。按照此要求，一方面，短期内潜在CCER可开发项目将减少，在CCER暂停前，申请备案的减排项目应于2005年2月16日之后开工建设，而新要求为2012年6月13日之后，这意味着CCER重启后，2005年2月16日至2012年6月13日期间开工建设的减排项目将无法开发为减排项目；另一方面，项目可签发的减排量也将减少，CCER暂停前对产生的减排量计入起始时间没有要求，而新版征求意见稿中要求减排量要从2020年9月22日之后开始计入，且减排量计入回溯期只能从项目登记之日起向前追溯5年。因此，CCER重启后的一段时间内，可申请签发备案的减排量数量有限。此外，考虑到减排方法学的成熟度，避免CCER暂停前出现的项目不规范、减排备案远大于抵消速度等问题，预计未来生态环境部可能会分批纳入减排项目类型，而未来第一批可能只会有林业碳汇、甲烷减排等减排项目类型。因此，在减排项目和减排量签发时间，以及减排项目类型分批纳入的综合要求下，未来在一段时间内市场上供应的CCER数量仍然有限。
短期来看，在履约期结束前，碳价仍将维持高位，尤其是在临近履约截止日时可能再次迎来一波上涨，但持续大幅上涨的动能可能不及第一履约期。履约期结束前，控排企业仍有大量履约需求。在第一履约期的最后两月，全国碳市场总成交量达到了1.3亿吨，而当前在第二履约期履约清缴工作启动后的7月和8月总成交量合计仅有1640万吨。而基于当前的制度安排，全国碳市场仍是一个卖方市场，因此在履约期结束前，碳价仍将维持高位，并有进一步上涨的可能。
但与此同时，主管部门也提出了多重措施保障重点排放单位完成第二履约期的配额清缴工作
第一，放宽履约期。第二履约期的《配额清缴工作通知》提出：“对履约截止日期后仍未足额清缴配额的重点排放单位，可继续向省级生态环境主管部门提出履约申请，经省级生态环境主管部门确认后，由注登机构协助重点排放单位继续完成配额清缴。”
第二，提出配额预支和个性化纾困方案申报等履约纾困方式。相比于第一履约期，第二履约期除了延续豁免机制外，还提出了配额预支的灵活机制和个性化纾困以帮助部分缺口较大、经营困难、履约压力大的重点排放单位完成履约。配额预支即允许部分缺口较大企业预支2023年度预分配配额完成履约；个性化纾困方面，对承担重大民生保障任务且无法完成履约的重点排放单位，可申请制定相应的纾困方案。
第三，进一步完善保障措施。一是严谨交易范围设限，要求各省级生态环境主管部门“不得限制配额跨集团、跨区域流动”，二是研究建立履约风险动态监管机制、建立重点排放单位履约风险指数，定期评估重点排放单位履约风险，强化履约监督。
此外，企业对于配额是否可以100%结转至第三履约期的预期也发生了一定变化，或将一定程度抑制企业的惜售行为。《配额清缴工作通知》明确了2019—2020年度配额可用于2021、2022年度配额的清缴和交易，虽然目前对于2019~2022年度配额是否可以全额结转至2023年乃至之后年度使用仍未明确，但参照上一履约期结转安排，大多数企业仍预期未来配额也可以100%结转。然而，2023年8月24日，上海环境能源交易所发布《关于上线“碳排放配额21”“碳排放配额22”的通知》（沪环境交[2023]28号）要求，全国碳排放权交易系统自8月28日起将对碳配额标注被发放的年份，即交易系统中有“碳排放配额19-20”、“碳排放配额21”和“碳排放配额22”。该《通知》的发布或将使部分企业猜测未来不同年份的配额会拥有不同的有效期，越早年度的配额未来结转可能受限越大，从而倾向于卖出。由此我们看到，自8月28日公布相关数据以来，不同年度配额的成交情况出现了分化：2019-2020年度配额存量有限，7个交易日合计成交量最小；而最值得关注的是尚未明确结转规则的2021和2022年度配额成交情况的分化，在绝大多数交易日，2021年度配额收盘价均低于2022年度配额，7个交易日合计成交量是2022年度配额的2倍多，这与前述预期一致，基于较早年度配额未来结转受限可能更大的猜测，企业更倾向于出售2021年度配额，相应的价格也略低于2022年度配额。
市场上的一种普遍观点是认为我国碳价后续仍有较大上涨空间：一方面是考虑到我国气候目标的推进，配额总量预期将会持续下降；另一方面是认为国际碳价应该趋同，而目前与国际上其他地区碳市场相比，我国碳价仍处于相对较低的水平。从2023年9月1日国际上各主要碳市场碳价水平来看（见图表4），我国全国碳市场收盘价约为9.53美元/吨
但事实上，长期来看，碳价受到多种因素的影响，国际碳价接轨也并非必然。影响碳市场价格的因素不仅包括碳市场本身的制度设计因素，如配额总量、市场灵活机制等，也包括宏观层面的经济增长水平、利率水平、技术进步等因素，此外还会受到其他短期因素扰动，如影响化石能源消费量的天气、价格因素、以及履约期临近等，这些因素都会影响碳市场的供需情况，并最终反映在碳价上。而对于国际碳价是否会接轨，我们认为，一方面，在全球碳市场尚未实现链接的情况下，国际碳价难以实现接轨，而目前全球碳市场链接面临挑战；另一方面，即使我国碳市场实现了与国际碳市场的链接，碳市场的碳价也未必会实现国际接轨，这还要取决于与其他碳定价机制的协同。对于长期碳价影响因素及国际碳价接轨问题的详细论述请参见我们2021年7月31日发布的报告《未来碳价会持续上涨吗？》。
碳价的短期异常波动，过高或过低，均不利于经济可持续地迈向碳中和和碳市场的健康发展。碳价短期内过度上涨会给控排企业带来过高的成本压力，尤其是在经济下行期，过高的碳价将进一步抑制企业生产动力。碳价的过度下跌则会造成碳市场失灵，失去其控制企业碳排放的作用。而将碳价稳定在适当水平则可以有效促进企业通过技术创新或发展新能源等方式节能减排，尤其是当前全国碳市场仅纳入了发电行业，适当的碳价水平将有助于促进可再生能源发电的发展，特别是有助于改善可再生能源装机量大而出力不足的问题。截至2023年上半年，我国可再生能源装机规模已历史性超过煤电，约占我国总装机量的48.8%，而根据电力规划设计总院发布的《中国电力发展报告2023》，2022年全年发电量中，非化石能源发电量占比仅为36.2%
完善的市场灵活调控机制是防范碳配额价格异常波动风险、防止市场失灵的有效手段，目前全球大部分碳市场均设置了市场灵活调控机制，主要包括市场稳定储备、成本控制储备、设置价格上下限、拍卖保留价、配额的储存与借贷机制等，如欧盟碳市场在2019年1月启动了市场稳定储备机制（MSR），即在市场过度下跌的时候回购配额，在价格过高时从储备中调出一定数量的配额投放到市场，以此来稳定价格。我国在今年提出了配额预支机制，允许部分配额缺口较大的企业预支下一年度部分预分配配额完成履约，但是，这些预支企业在第三履约周期可能面临更大的履约压力。因此，建议我国可以进一步借鉴欧盟的市场稳定储备机制，通过投放或回购等方式，动态调整市场流通配额总量，保证市场价格平稳，防范配额价格过度上涨给控排企业带来过高的成本压力、或配额价格过度下跌造成的市场失灵。
一是要尽快出台长期配额分配方案。由于全国碳市场还处于初期建设和完善阶段，因此重点排放单位的配额分配方案仍然以分阶段方式进行制定和发布，目前配额分配方案仅公布到第二履约期。因此建议尽快出台长期的配额分配方案，帮助重点排放单位建立未来配额获得预期，有助于企业建立配额管理制度和使用方案，盘活碳资产使用。
二是要尽快明确配额结转方案。8月24日上海环交所开始对不同年度的配额分别命名，引发了市场对于未来重点排放单位进行履约时，对不同年度配额使用情况以及限制的关注和猜想，但目前全国碳市场尚未明确下一履约期的结转方案，不利于稳定市场预期。因此，建议主管机构尽快出台明确的配额结转方案，可以考虑针对不同年度配额的结转使用比例制定差异化政策，一方面以帮助重点排放单位更好地管理和使用配额，避免损失；另一方面也可以将其作为灵活调节机制的一种，有效调节市场上配额流通数量，以稳定碳价。
一是丰富市场交易品种，建议循序渐进开展碳期货等碳金融衍生品交易，从国际成熟的市场的发展经验来看，碳期货等碳金融衍生品的发展能够大大加强市场的价格发现功能，有效提升市场活跃度。
二是丰富交易主体类型。首先是尽快纳入更多的控排行业，建议针对碳市场在设立之初明确的发电、钢铁、石化、化工、建材、造纸等八大行业，本着“成熟一个，纳入一个”的要求，逐步纳入。从目前全国碳市场进度来看，建材行业、钢铁行业和石化行业已经进行了长期的准备，并开展了多轮的专家讨论，具备一定的优先纳入基础。尤其是建材行业中的水泥行业，由于其行业企业数量较多、工艺较统一、数据监测统计基础较好、前期准备工作充分，因此可以作为全国碳市场扩容后率先纳入的行业。
其次是鼓励金融机构参与碳市场。商业银行等金融机构参与碳市场，尤其是参与碳金融衍生品市场的交易，不仅可以强化价格发现功能，还能为控排企业提供风险管理服务。现行的碳市场中存在诸多对于金融机构参与碳市场的限制，比如银行业只参与碳交易的结算业务，不能参与碳现货或者其他碳金融衍生品交易，在现阶打破金融机构参与碳市场的制度限制对于提升碳市场的活跃度以及碳金融整体发展有着积极的推动作用，一方面作为中介机构参与碳市场，金融机构可以成为碳市场的“润滑剂”，平抑价格波动；另一方面，将推动碳排放权质押融资业务从少量创新走向普及发展，当前银行由于无法直接参与碳市场，对作为质押品的碳排放权并没有直接的处置途径，因此允许商业银行参与碳交易，或至少允许商业银行直接在碳市场被动处置碳排放权质押资产，将有助于推动碳排放权质押融资业务的规模化发展。
注：
本报告内容仅对宏观经济进行分析，不包含对证券及证券相关产品的投资评级或估值分析，不属于证券报告，也不构成对投资人的建议。
长按上方二维码关注我
微信扫码关注该文公众号作者