本文來自：東亞前海證券研究所，作者：鄭嘉偉
全球碳交易以歐盟為主，新興市場不斷髮展
1.1.吸收歐盟先進經驗，我國碳交易體系更加科學
追求資源最優配置，科斯定理為碳交易提供理論基礎。支撐碳交易落地實施的理論基礎最早可以追溯到科斯定理（Coase theorem），科斯定理提到經濟活動產生的外部問題可以通過經濟市場加以賦值並重新分配來解決，只要明確產權歸屬，就能夠實現資源的最優配置。由此在污染控制領域，以污染排放量為商品權益的交易理論應運而生，這項交易理論定義瞭如今碳交易的本質交易品：“排放權”。排放權被定義為在符合法律的條件下，權利人向環境排放污染物的權利。特定條件下，權利人可對其進行交易。因此，排放權就是對環境資源的限量使用權，基本思想就是將環境視為一種人為賦值的商品，政府作為商品的所有者，將對任何損害“環境”這項商品價值的污染物進行限制。在明確這些污染物是進行經濟活動而產生的附屬品且無法徹底根除之後，政府可以制定定量的污染排放權，通過科學的分配方法分配到排放者手中，這些污染排放權可以在排放者之間進行買賣。生產效率或減排成本較高的排放者可以從生產效率高或減排成本較低的排放者手中購買更多的排放權，依託排放權在交易市場中的交易，創造出更多的經濟效益。通過發揮市場經濟在環境資源配置中的統籌效應，鼓勵排放者通過市場信號做出行為決策，讓污染減排的邊際成本在排放者之間趨於相等，就能夠科學地以總體減排成本最低的方式控制污染排放總量。
市場上流通的碳交易品種本質都是AAUs的變體。2005年起開始生效的《京都議定書》明確了以控制温室氣體排放為主的國際環保行動，並制定了第一個用於市場流通的交易品種AAUs（Assigned Amount Units）；2009年召開的哥本哈根會議明確在温室氣體中以控制二氧化碳排放為主，至此“排放權”的交易轉變為如今的碳排放交易。《京都議定書》於1997年通過，2005年正式生效，其限制了簽約國家的温室氣體排放總量；制定了温室氣體的定義羣體為二氧化碳、甲烷、氧化亞氨、氫氟碳化物、全氟化碳以及六氟化硫；規定了排放貿易機制和清潔發展機制；明確了碳匯（光合作用）所吸收的温室氣體排放可以用於抵消所承諾的温室氣體排放數量；並首次制定了用於市場流通的交易品種AAUs，現今市場上流通的各類碳交易品種都是各國基於AAUs進行的適應國情的類型變化。如歐盟的ERUs，中國的CCERs以及在CDM框架下的CERs等。
歐盟排放交易體系(簡稱EU ETS)，是世界上建立最早的多國參與的排放交易體系，也是目前市場最大最活躍的碳交易市場。早在2005年《京都議定書》生效之後，歐盟作為世界上最大的聯合經濟體最早響應了對環境的保護措施，成立了歐盟排放交易體系（EU ETS）以及歐盟內部流通的交易品種EUAs。該交易體系將議定書中對歐盟的總排放限額進行了拆分並分配到下屬各個主體國家；並且為世界各大主要碳排放經濟體累計了豐富的經驗。
歐盟碳交易市場早期遇到了多種問題。歐盟排放交易體系在逐步進入正軌後，排放權的價格與鋼鐵等高温室氣體排放產業的產量出現了明顯的正相關關係，説明排放權的價格已經成為企業制定生產決策的影響因子，倒逼企業進行減排或減產，否則會承擔更高的減排成本。其次，該交易體系在執行過程中遇到的問題也為世界各國打下了基礎，其中包括排放權發放超過實際排放量、不同產業對排放量的需求不同，不可平均分配、免費分配排放量到質某些產業惡意提高過量排放權的市場價格，造成排放權市場價大幅波動等。例如歐盟早期配額總量確定，採用成員國自行確定並加總的NAPs模式，導致各國都努力將本國配額總量最大化，使配額總量過剩；另外早期免費配額大多基於“歷史法”，違背“污染者付費原則”，懲罰早期減排者、獎勵高排放者，降低了減排意願。
我國自2011年起就不斷探索碳交易所機制。從2011年開始，我國在北京、上海、天津、重慶、深圳、廣東和湖北七省市已經開展了試點碳交易工作，七個試點碳市場根據各自的經濟發展、產業結構、能源消費、温室氣體排放等特點納入了不同的行業、劃定了不同的管控門檻，並充分吸取歐盟碳交易市場的經驗教訓，開發出全新的碳交易機制。2021年1月5日，生態環境部發布《碳排放權交易管理辦法(試行)》，並印發配套的配額分配方案和重點排放單位名單，標誌着全國統一碳市場建設和發展進入新階段。今年是全國統一碳市場的第一個履約週期，共涉及2225家年排放量在2.6萬噸二氧化碳當量以上的發電行業重點排放單位，其中涉及北京的發電企業13家。除發電行業外，按照國家主管部門的安排和部署，未來鋼鐵、水泥、石化、航空等行業也將逐步納入碳交易體系。在2021年8月30日舉辦的中央全面深化改革委員會第二十一次會議中，國家最高領導人再次強調，要鞏固污染防治攻堅成果，堅持精準治污、科學治污、依法治污，以更高標準打好藍天、碧水、淨土保衞戰，以高水平保護推動高質量發展、創造高品質生活，努力建設人與自然和諧共生的美麗中國。碳交易所得成立，正是對於綠色發展、落實碳達峯碳中和要求的制度安排。
中國碳交易整體採用的制度與歐盟後期成熟階段相似，碳配額及CCER交易市場更加穩健。中國同歐盟普遍認為CER將不再適應未來碳交易領域。CER 源自《京都議定書》下的清潔發展機制(CDM)，本質為鼓勵發達地區投資欠發達地區的減排項目，促進發展中國家低碳經濟轉型。併為了鼓勵此類CDM項目，其產生的核證減排量（CER）可用於抵銷碳排放。但從實際情況來看，由於歐盟早期對 CDM項目管理寬鬆，導致市場上CER供應量嚴重過剩，氾濫的CER直接衝擊了碳配額市場，因此歐盟不斷增加CER使用限制，CDM項目逐步退出歐盟碳交易的主流舞台。我國CCER正是改版CER而出現的產物，在充分認知到抵銷機制對平衡地區利益作用的同時，需吸取歐盟的經驗教訓，嚴控CCER供應氾濫的情況發生。在充足的準備下，中國碳配額及CCER交易市場或更加穩健，將有效避免歐盟早期問題。
1.2.碳交易是實現碳中和的重要方法
碳交易是實現碳中和的重要方法，對碳排放量需求較高的企業可以購買林業碳排放指標，既幫助了林業等綠色行業發展，又給予了高碳排放量企業節能減排改革的時間。碳中和（carbon neutrality）指的是通過樹木的光合作用將企業、團體、個人在一段時間內直接或間接排放的二氧化碳量完全消耗，從而在宏觀層面達到二氧化碳的“零排放”。在此過程中，林業將發揮重要作用，而碳交易則可以助力林業發展。由於樹木的光合作用可以用於抵消碳排放量，林業企業的碳排放量幾乎都存在大量剩餘，而碳交易的存在允許企業將剩餘的碳排放量進行售賣，獲得的資金可以繼續用於企業生產；另一方面，由於節能減排無法一蹴而就，高排放企業如鋼鐵，電力生產等行業需要時間進行設備更迭。在設備更新換代期間，對維持生產所需排放的温室氣體依然具有較高需求，此時可以通過碳交易對市場上的碳排放額進行購買從而避免過高的過度排放罰金等問題。
1.2.1.全球碳交易市場逐步擴張，新興市場開始興起
歐盟排放交易體系（EU ETS）依然是全球碳交易市場的引領者，自運行以來，碳產品交易量和交易額一直佔全球總量的3/4以及上。2014年3月份正式實施“推遲拍賣方案”（back-loading）。該方案將9000萬噸EUA進入市場的時間推遲。“推遲拍賣方案”是EU ETS機制改革的第一步，調整2020年後的排放限額也在計劃之中。此外，歐盟希望通過EU ETS將2030年的温室氣體排放量在2005年基礎上削減43%，以實現其2030年的氣候變化控制目標。
美國目前還沒有建立全國統一的碳交易體系，但擁有東部及中大西洋10個州區域温室氣體減排倡議（RGGI）、加州全球變暖行動倡議等區域碳市場，進行配額交易和基於項目的自願減排量交易。2013年起，RGGI提出了以縮緊配額總量和更改成本控制機制為核心的改革方案，該方案將2014年起每年的配額數量削減了45%以上。受到該方案刺激，萎靡多年的RGGI碳市場重新煥發活力，市場價格穩步上揚。
澳大利亞如今的碳交易與歐盟排放交易體系掛鈎。2012年8月，澳大利亞宣佈其碳市場將與EU ETS進行鏈接：2015年7月建立部分鏈接，澳大利亞可單方面進口EUA；最晚2018年7月1日實現完全鏈接，建成統一市場。
亞洲地區碳交易起步較晚。2012年5月2日，韓國國會通過了引入碳交易機制的法律，是第一個通過碳交易立法的亞洲國家。2015年1月1日，韓國碳交易機制運行啟動。該機制覆蓋佔全國排放總量60%以上的300多家來自電力、鋼鐵、石化和紙漿等行業的大型排放企業，在初始階段95%的排放配額將免費發放給企業，剩下的比例將通過拍賣的方式進行分配。
中國於2021年5月19日公佈《碳排放權交易管理規則(試行)》，從交易規則、風險管理、信息管理、 監督管理、爭議處置等方面明確碳排放權交易細則。從交易的基本原則來看，碳排放配額交易以“每噸二氧化碳當量價格”為計價單位，買賣申報量的最小變動計量為1噸二氧化碳當量，申報價格的最小變動計量為0.01元人民幣。交易主體申報賣出交易產品的數量以其交易賬户內的可交易數量為限，申報買入交易產品的相應資金不得超出其交易賬户內的可用資金。從時效限制的角度，一旦買賣申報被交易系統接受則即刻生效，並在當日交易時間內有效，交易主體交易賬户內相應的資金和交易產品即被鎖定。未成交的買賣申報可以撤銷，如未撤銷，未成交的申報在該日交易結束後自動失效。已買入的交易產品當日內不得再次賣出，賣出交易產品的資金可以用於該交易日內的交易，交易相關的原始憑證等文件由交易機構保存不少於20年。
歐盟碳交易所以基準法為碳配額分配核心，不斷收緊對企業的約束
2.1.ETS是歐盟用來實現碳減排的最重要的工具之一
歐盟ETS是歐盟用來實現碳減排的最重要的工具之一。歐盟碳交易系統（以下簡稱”歐盟ETS”）是一個通過給產業的温室氣體排放量進行上限限額並將分配的排放許可額度當作交易標的物的體系。它不僅能通過給碳排放定價讓企業生產成本變高導致高碳產業的產量下降，同時也能拉動低碳經濟，在長期可持續發展上達到全球碳排放量的減少並最終實現碳中和。歐盟ETS是目前世界範圍內最大的碳交易系統，交易對象囊括了31個國家中超過11000個發電站和所有往返這些國家之間的航空產業。
歐盟ETS是對於不同國家不同企業進行碳排放限制的綜合考量。歐盟認為，用傳統的通過增税來硬性控制企業減少碳排放量的方式並不能保證最佳的減排效果，因為不同的企業在碳排放的地點和排放方式上都是不一樣的，設置同一個標準無法給予企業足夠的靈活性，但分開設置標準限制又會使碳減排效率大大降低。尤其是像歐盟這樣的多國體系將會使增税這種傳統方式的缺點更加暴露。所以，在不向歐盟的企業收取過高或過低的費用的情況下要以“合適的價格”來達到理想的減排效果，歐盟認為由碳市場通過交易等眾多因素來確定碳價格是最優方式。於是，歐盟ETS由此設立。
2.2.歐盟ETS經歷了從分散到系統的一些列改革
ETS的設計源於《京都協定書》中的碳減排承諾。在1997年簽訂的《聯合國氣候變化框架公約（UNFCCC）》的《京都議定書》條款中，37個工業化國家就在第一個承諾期（2008年至2012年）期間達到具有法律約束力的温室氣體減排目標達成了一致，由此歐盟急需可以幫助其達成《京都協定書》中約定的碳減排目標的有力工具。2000年3月，歐盟委員會提交了一份關於“歐盟內部温室氣體排放交易（Greenhouse gas emissions trading within the European Union）”的綠皮書，並在內容中提出了關於歐盟ETS設計的初步設想。這份文件隨後成為了建立歐盟碳排放交易系統的討論基礎，也在ETS建立的初步階段中起到了關鍵作用。在這樣的佈局下，2003年時，歐盟ETS指令被通過，並於2005年被正式啟用。
2.2.1.第一階段：試點ETS，在摸索中嘗試總量限額
第一階段的目標主要是測試價格、建立必要的基礎設施、以及確保ETS在第一個承諾期到來之前運行正常。歐盟ETS開啟的第一階段是一個為期兩年的試點階段（2005-2007）。這一階段需要達成的主要目標有兩個，一是測試在碳市場中價格是如何形成的；二是建立監測、報吿、和核查碳排放的必要基礎設施。然而，因為系統才剛剛開始運行，有關碳排放的可靠數據大量缺失，所以此時的限額主要通過估量的方式制定。這樣的做法主要是為了確保在2008年《京都協定書》第一個承諾期到來之前歐盟ETS可以有效地運轉，並且同時歐盟的每一個成員國都可以達成協定書中的承諾。在這一階段中，歐盟規定相關企業只能通過《京都協定書》中提出的清潔發展機制(CDM)進行碳交易，也就是發達國家向發展中國家提供資金和技術並在發展中國家實施碳減排。通過CDM，各成員國可以獲得相應的“經核證減排量(CER)”，並將其歸入本國的減排量中來抵消本國碳排放。
第一階段的限額體系由各成員國分別設置國家最高限額並加總。在這一階段中，歐洲委員會(the European Commission)為各成員國們設置了基本的設定標準：首先，標準要與《京都協定書》中的“碳減排目標”、“碳排放量減少的進程”、“不超過除企業必需以外的碳排放量”、以及“不曲解善意競爭”等保持一致性；其次，要保證給予各企業單位足夠的靈活性以便調整個體的碳排放額度。在各成員國將各自整理的碳排放量企劃書統一提交給歐洲委員會後，後者會複核並做出微調，然後將每個成員國設定的碳排放量標準加總並最終確定歐盟整體的總量限額。
過於寬鬆的限額和各成員國參差不齊的標準導致無法確認排放結果和提高碳稀缺性。在ETS建設第一階段，由於歐洲委員會給出的標準過於模糊，又需要處理各成員國大量的具體信息，歐盟最終很難確認各成員國是否達到了設定的碳排放標準。同時，因為加總的方式導致總量限額過於寬鬆，碳稀缺性很低，且成員國之間存在着不良競爭的行為。在這樣的情況下，第一階段運行一年後，碳交易額維持在20到30歐元/噸，然而由於各種問題的累積，第一階段末期的碳價甚至接近0，與歐盟最開始預期的18-36歐元/噸的碳交易額價格相差甚遠。
2.2.2.第二階段：ETS階段性成功，限額機制“期中測評”
第二階段時，聯合履行機制的融入讓歐盟成為全世界最大的碳減排需求來源。與《京都協定書》的第一個承諾期時間相同，歐盟ETS的第二個階段也從2008年開始。在這個階段中，聯合履行機制（JI）也被允許企業進行使用，JI機制與CDM機制大體相同，只是將合作對象轉為了其他發達國家。這樣一來，在第二階段接近尾聲的2012年，歐盟ETS成為了CDM和JI機制最大需求來源。同時，歐盟ETS在此時開始擴大其規模，並將航空部門納入了系統中。
歐盟進行“中期回顧”並解決潛在問題，限額體系的修改重心被放在第三階段。在2006年時，歐盟進行了一次“中期回顧”，並將潛在的問題放入調整方案中。然而由於新法案的草擬期耗時過長，直到2008年底才得以出台，並於2009年底生效。在第二階段中，關於限額體系的修改只在各成員國之間達成了口頭一致，而具有法律效力的新條例直到第三階段的2013年才被正式啟用。
2.2.3.第三階段：ETS成為歐盟碳減排重要工具，限額體系逐漸成熟
第三階段的歐盟ETS通過汲取前車之鑑不斷完善，成為歐盟達成第二承諾期目標的關鍵。有了第一階段和第二階段的試點經驗和階段性成功，歐盟ETS將第三階段的發展重點放在了提高整個體系的協調性上。在2012年12月的多哈氣候大會中，歐盟也對第二個承諾期中約定的碳減排目標進行了承諾，而ETS也成了其達成目標的關鍵。值得注意的是，歐盟ETS是由歐盟立法定義並獨立於其他國家或UNFCCC的任何行動的，也就是説，歐盟ETS只會服務於歐盟並幫助其達成碳減排承諾，與其他地區的碳減排活動並無關聯。
隨着“20-20-20”目標正式建立，第三階段的限額體系更加系統化。2010年3月，歐盟發佈了歐盟2020氣候和能源目標計劃，也就是“20-20-20”計劃。其中，歐盟承諾在2020年時，總碳排放量將比1990年下降20%。而作為達成此目標的關鍵，歐盟為ETS 制定了更加系統化的規定。首先，ETS將歐盟的目標進一步細化，規定ETS部門的碳排放量在2020時要比2005年初設時減少21%。同時，為了降低歐盟整體的碳排放量，ETS將未加入ETS的部門的預期排放量也計入這個規劃，而這些非ETS的部門的碳排放量額度則由各成員國負責單獨管理。同時，歐盟終於摒棄了各國加總的限額設定方式，並將其調整為全歐盟統一的限額標準。至此，歐盟ETS步入了穩定的發展期。
2.3.歐盟ETS實行基準法以確保碳配額分配科學
2.3.1.配額制定的三種方式：拍賣、歷史總量法、和基準法
拍賣方式是理論上最優方式，但往往因為對工業部門成本增加過高而不被使用。拍賣配額顧名思義，就是企業參與對碳排放量的拍賣活動，以自己可以接受的價格購買可以排出的温室氣體額度。這樣的方式在理論上有着最高的經濟效率，且過程公正透明。然而，由於合規成本過高，只有極少數的工業部門願意接受這種方式。同時，因為拍賣所得收益需要考慮再分配問題，這也給各國政府增加了管理成本，所以拍賣機制在政府部門中的呼聲也不高。
歷史總量法由於操作簡單在許多ETS體系建立初期備受青睞，但也因此最容易出現激勵倒錯的問題。歷史總量法的配額制定原理就是通過收集產業碳排放的歷史數據，再通過其排放量按比例給予額度。這是一種不需要產業支付額外費用且與企業過往實際碳排放量牢牢掛鈎的配額方式，所以在工業部門中很受歡迎。然而，歷史總量法的弊端也很大。首先，對於新興產業來説，由於沒有歷史排放數據，所以在配額時會有所偏差。其次，由於歷史總量法的配額計算是按照產業碳排放量的歷史數據並按比例分配的，排放量大的產業會拿到更大的配額，這就容易導致在交易過程中出現配額多的企業將碳價提高出售以獲取暴利的行為。這不但無法正確激勵碳減排，還可能導致這些產業過多擠壓配額不足的產業，從而使市場失衡。
基準法是結合了前兩種方式優點的最佳配額機制。同樣作為不需要額外費用的配額方式，基準法的制定採用的數據是各產業的業績表現。業績表現的計算數據涵蓋了各工廠的活躍度和每個生產環節所釋放出的温室氣體量，並通過其工業增長率來進行基準線的調整。雖然這種方式的配額計算方法相對要複雜許多，但是它可以有效地避免激勵倒錯，也同時保證了環境效率和經濟效率。此外，基準法配額的計算結合了產業實際的生產水平，即使在產業產量不斷增長的情況下，也可以有效維持產業間的良性競爭，因此基準法是目前歐盟ETS正在使用並推薦的配額機制。
2.3.2.歐盟ETS指定多種計算方式確保配額分配科學
為了確保基準線的設置流程足夠公正透明，歐盟ETS制定了非常詳盡的規則。首先，歐洲委員會會起草一份基準法制定規則的草案，併為各行業提供清晰詳細的指導方針，以便各行業後續提交制定基準線所必要的信息。這部分往往是整個基準線制定流程中討論最激烈的環節，尤其是在歐洲委員會與各行業之間。為了確保歐盟整體的碳排放額可以達標，委員會方面會盡可能地將各行業排放量控制得儘量低；而行業方面則想盡辦法試圖獲取更高的碳排放額，以減少由於降低排放額帶來的成本和產量的不利影響。在第一階段的討論達成一致後，歐盟ETS便開始非公開的數據收集環節。在此步驟中，ETS設計了一套基準曲線法，通過各工廠的技術先進程度和在行業中的表現排名繪製出整個行業的基準曲線，再通過這條曲線計算出各行業相應的基準線。ETS會將數據的收集方式做成規則手冊以供未來調整時參考。最後，ETS會複核曲線計算所用到的所有方法理論及數據，並制定最終的基準線。
完整的配額計算方式不僅考慮到基準線和產量，還會算入碳泄露和跨行業修正等因素。在計算出了基準線之後，ETS還需要企業提供歷史上的產量數據。目前來看，企業有權在2005-2008年區間和2009-2010年區間這兩個時間段中選擇一個，並將這段時間內產量的中位數作為這一歷史指標，這也為2008年之後成立的企業提供了一定的靈活性。除了基準線和歷史參考數據這兩個基礎數據外，配額的計算公式中還加入了碳泄漏曝光係數和跨行業修正等因素。前者是為了更好地監測因碳排放泄漏而導致的實際碳排放量超標風險，而後者是為了更好地從整體上控制碳排放額度達標。其中，值得一提的是，總體的碳泄漏曝光係數已經從2013年時的80%降低到了2020年時的30%，説明歐盟ETS的參與企業也在工廠碳排放和碳泄漏問題上有所改善和進步。
對於無法放入或未被放入產品基準線表單的工業活動，ETS專門設置了通過燃料及熱量消耗程度來計算的基準線與配額計算方式。雖然歐盟ETS在對行業產品分類時已經非常細化，但還是有部分行業未被加入到產品基準線表單中。因此，ETS提供了通過產品生產流程中所消耗的熱量和燃料來計算配額的公式。這兩個公式與通過產品產量計算的配額公式相似，只是在計算出熱量和燃料基準線後，將配額公式中的產量指標替換成所耗燃料量或所耗熱量。這樣一來，歐盟ETS可以最大程度地確保所有的參與企業都被分配了合適的碳排放額度。
歷史最久的ETS系統和日益成熟的交易機制讓歐盟碳交易市場成為世界碳交易市場的模範。在不斷地試錯和完善中，歐盟ETS發展得越來越好，交易機制也愈發成熟。縱觀歐盟碳市場的碳價變動曲線，歐盟ETS的碳價一路也不算穩定，在2012年至2018年一直低於10美元/噸。然而，作為目前國際上最完善的ETS體系，歐盟ETS的發展歷程在限額、配額、及碳交易方面都可以為我們提供許多經驗和啟示，讓我國的碳交易市場可以快速且穩定地發展。
國內碳交易試點階段不成體系且碳價較低
3.1.碳交易嘗試從CDM過渡到區域碳排放交易試點
2005年，我國主要以賣方身份參與清潔發展機制。自1997 年12 月，為應對全球氣候變化，減少温室氣體排放，《聯合國氣候變化框架公約》第3 次締約方大會在日本通過了《京都議定書》，把碳排放權交易作為解決温室氣體排放問題的市場履約機制之一。自此，我國也開始積極主動地探索節能減排道路。主要途徑是參與CDM項目碳資產一級市場的供應。2004年6月30日，國家發展改革委、科技部、外交部聯合簽署的《清潔發展機制項目運行管理暫行辦法》開始實施。中國從2005年開始參與國際碳交易市場，主要作為賣方參與清潔發展機制。
2011年10月，我國碳排放交易正式啟動。國家發展和改革委員會發佈《關於開展碳排放權交易試點工作的通知》,標誌着我國碳排放交易正式啟動。並於北京市、天津市、上海市、重慶市、廣東省、湖北省、深圳市等七省市分別陸續開啟了碳排放交易的試點工作。
3.2.試點階段：碳交易市場系統彼此獨立
各試點地區基於一定的排放標準，將符合條件的企事業單位納入碳交易體系。根據各地公佈的碳排放交易納入配額管理的企業名單，可以看出，控排主體的行業覆蓋面較廣，囊括了電力、石化、化工、建材、鋼鐵、有色、造紙、航空等重點排放行業。
在納入的排放氣體方面，除了重慶外各碳試點均僅納入了二氧化碳氣體，重慶納入了六種温室氣體（二氧化碳、甲烷、氧化亞氮、氫氟碳化物、全氟碳化物、六氟化硫），各地覆蓋温室氣體排放的比例在40%-70%之間。
在交易量方面，從各個試點地區的交易情況來看，湖北省和廣東省的碳交易中心的市場規模要遠超於其他地區，其中，截至2021年7月22日，廣東省的碳交易總量和碳交易總額都位列首位，分別為1.735億噸，35.19億元。在北京、上海、天津、深圳和重慶五個市內，深圳碳交易相對活躍，其碳交易額總共為11.18億元。
在碳交易價格方面，各地的碳交易價格差異大。我國各試點省市碳交易價格差別較大，且波動程度不同。從具體數據來看，北京碳配額價格較高，大多維持在50元/噸以上，且價格較平穩，2020年8月達到最高值102.8/噸；天津、湖北價格較為平穩，保持在30元/噸左右；廣東價格也較為平穩，處於40元/噸左右；重慶則波動較大，自2017年以來價格呈“U”型走勢，2017年3月之前價格約為15元/噸，後一度跌至1元/噸，至2017年底方才回升，接近30元/噸；深圳碳試點建立之初波動較大，碳價最高達122.97元/噸，2015年後趨於平穩，介於30～50元/噸之間；福建自成立以來碳價呈下降趨勢，介於15～30元/噸之間；上海碳價呈先下降後上升趨勢，最高達48元/噸，最低達4.29元/噸。
試點階段碳交易市場不活躍，碳交易價格與國際水平仍有差異。2013年至2020年4月，我國8個主要碳排放交易試點機構的成交量相較於我國龐大的碳排放量（我國2020年的碳排放量為94.87億噸）仍是杯水車薪。同時，由於市場活躍程度不足，8個碳排放交易試點市場的交易價格較低。例如2019年我國碳交易的均價為43元人民幣/噸，而歐盟同期的碳交易價格為250元人民幣/噸，2020年我國試點碳市場交易均價也僅在34元人民幣/噸。
3.3.試點階段國內碳配額總體充足
試點階段，我國交易所的碳配額分配方式主要由有償競價、履約競價、非履約競價構成。在碳市場啟動初期，參與碳交易的企業對配額價格判斷差異比較大的時候可以通過競價的手段協調出較多數企業可以接受的價格。《草案修改稿》明確規定：分配方式包括免費分配和有償分配，初期以免費分配為主，根據國家要求適時引入有償分配，並逐步擴大有償分配的比例。
各試點城市交易所碳配額總量供給充足。根據試點城市的交易所，試點城市的碳配額總量供給較為充足。廣東地區的配額總量較為充裕，多達4. 2 億噸，其次是湖北，再次是天津、上海和重慶，北京和深圳的碳配額則較為緊缺。從成交總量看，七個試點地區從多到少的順序依次為: 廣東、深圳、湖北、北京、上海、天津、重慶。碳市場構建的目的是控制碳排放總量，進而達到節能減排的目的，然而碳總量供給充足會使得企業需要外購碳配額的需求不夠強烈，碳交易不活躍。
3.4.試點區域曾引入抵消機制，但後續被叫停
試點交易所通過設置抵消機制的抵消比例影響碳價高低。2015 年國家發改委上線“自願減排交易信息平台”，此經發改委簽發的自願減排項目的減排量，被稱為中國核證自願減排量（CCER），並相繼在在 8 個試點與四川聯合環境交易所開展中國核證自願減排量交易。試點市場交易是通過本省市試點碳排放配額和CCER項目減排量的現貨來開展的，納入碳排放交易體系的履約企業可以用CCER項目的減排量來抵消一定比例的碳排放，未被納入碳交易市場的項目如風電、光伏、森林碳匯等可以參與自願減排機制，通過出售CCER間接參與碳交易。履約單位可購買CCER 抵消超出配額排放量，抵消比例一般不得超過5%或10%。實際操作過程中，各個試點區的抵消比例在3%到10%間不等，抵消機制碳信用越多，市場供給越多，在其他條件不變的情況下碳價越低。由於 CCER 存在交易量小、項目不夠規範、流動性不足等問題，地方試點的碳排放免費配額存在供大於求的局面，核證自願減排量交易於 2017 年叫停。
我國碳交易市場逐步向全國碳市場過渡。截止2020年年底我國碳排放交易試點市場累計交易4.55億噸，成交額達105.5億元，累計成交量約5883.40萬噸二氧化碳當量。相比2019年的22.24元/噸，平均成交價格大幅升高，達到27.42元/噸。納入碳市場企業的碳排放強度和碳排放總量實現不同程度的下降，我國碳交易市場逐步向全國碳市場過渡。
3.5.試點區域交易方式主要為公開掛牌交易和協議轉讓
各個試點碳市場的交易方式主要為公開掛牌交易和協議轉讓，兩種方式形成的交易價格各不相同。掛牌交易價格由市場化的定價機制決定，而協議轉讓由轉讓雙方協商定價，價格漲幅區間大，適合大宗交易。為了防止碳價劇烈波動，各個試點交易所設置了日漲跌幅對碳價進行直接調控。從掛牌交易和協議轉讓的價格差異來看，由於兩種交易方式對市場的公開程度以及定價機制的不同，各個試點交易所的情況各有不同。上海、湖北和天津的碳交易市場的協議轉讓價格和掛牌交易價格基本接近並且趨於穩定，北京碳市場的協議轉讓價格大大低於掛牌價，碳價的波動起伏較大。
全國碳排放交易系統逐步啟動，成長空間巨大
全國碳排放權交易市場的設計與我國碳達峯、碳中和的目標緊密貼合。我國全國碳排放權交易市場於2021年7月16日正式通過上海環境能源交易所開市，也同時成為了全球覆蓋温室氣體排放量規模最大的市場。歐盟ETS和我國地區性試點碳市場的實踐成果進一步表明了碳市場對達到碳減排目標的重要性，而全國碳交易市場的規則制定也從四個方面緊扣中國碳達峯、碳中和的目標：1）通過碳市場所覆蓋的高排放行業，推動實現產業結構和能源消費的低碳化，讓高排放行業率先碳達峯；2）通過將碳排放量市場化獲取碳價信號，再通過激勵機制將資金引導至減排潛力大的行業，以此推動低碳技術革新和向低碳發展的轉型；3）通過抵消機制促進可再生能源的發展，並倡導綠色低碳的生產和消費方式；4）全國碳市場的發展可以為行業向綠色低碳轉型提供投融資渠道，加速實現碳達峯、碳中和。
4.1.全國碳市場以免費分配為主，初期僅納入發電行業
4.1.1.統一全國碳交易規則，確定以免費分配為主的交易方式
全國碳交易市場統一碳排放量計算時應包括的內容，以及被列入重點排放的單位名單。全國碳市場實行的是以碳排放額為交易產品、以包括重點排放單位以及符合國家有關交易規則的機構和個人為主體的強制性温室氣體排放額交易機制。與試點時期不同，《碳排放權交易管理辦法（試行）》重新統一了“温室氣體”和“碳排放”所指的內容。在對碳排放量進行計算時，應當包含企業所排放的所有温室氣體，除了二氧化碳外，還需包括甲烷、氧化亞氮、氫氟碳化物、全氟化碳、六氟化硫、以及三氟化氮。同時，碳排放不僅僅指工業生產過程中由於能源燃燒所產生的温室氣體，還囊括了因使用外購的電力和熱力等所導致的温室氣體排放。根據這些定義，生態環境部給出了應當被列入温室氣體重點排放單位名單的條件：1）屬於全國碳排放權交易市場覆蓋的行業；2）年度温室氣體排放量達到2.6萬噸二氧化碳當量（tCO2e）的單位。在碳排放配額的交易當中，計價單位也運用了“每噸二氧化碳當量價格”，買賣申報量的最小變動計量為1噸二氧化碳當量，而申報價格的最小變動計量為0.01元人民幣。
整合試點階段的配額交易方式，確定以免費分配為主的兩種交易方式。所有碳排放權交易都需通過全國碳排放權交易系統進行，目前開放了協議轉讓和單向競價兩種方式。協議轉讓方式包括了掛牌協議交易和大宗協議交易，使用前者的交易主體通過交易系統提交賣出或買入的掛牌申報，然後意向受讓方或出讓方對掛牌申報進行協商並確認成交，而使用後者需交易雙方通過交易系統報價、詢價並最終確認成交。同時，上海環境能源交易所可以對不同交易方式設置不同交易時段，為交易主體提供一定程度的靈活性。
4.1.2.發電行業領頭，CCER迴歸
汲取試點階段的成果，全國碳交易所穩定起步。在試點階段中，各地區根據各自區域性特點設置了不同的碳排放權交易管理辦法以及覆蓋單位，而全國碳市場則汲取了各地區試點成果並統一了具體交易規則。首先，上海環境能源交易所為碳市場設置了10%的漲跌幅，以便更有效地控制碳價浮動。其次，雖然全國碳市場與地區性碳市場的設計原理基本一致，但全國碳市場暫時只覆蓋發電行業，並準備以發電行業為突破口逐步向全國其他行業覆蓋，這樣的初始方案是由於發電行業可以更高效地穩定剛剛起步的全國性碳市場。
發電行業是我國最具代表性的高碳排放行業之一。由於直接燒煤的原因，全國2000多家發電企業年碳排放量超過40億噸，而把發電行業作為先行行業也得以完成讓高碳排放單位率先碳達峯的目標，同時可以更充分地發揮碳市場對碳減排的重要作用。除此之外，由於我國全國碳市場採用基準法的配額方式，擁有行業較多的相關數據才可以更精確的計算相應的碳排放配額，並更真實地反映碳價。而發電行業從管理制度上更加成熟健全，擁有更好的數據基礎，這也得以讓全國碳市場在起步階段運行得更平穩。
抵消機制再次啟用，但使用範圍相對較小。除去在交易市場進行的碳排放權交易(CEA)，全國碳市場還重新納入了國家核證自願減排量（CCER）。與歐盟CER所採取的《京都協定書》中的CDM機制不同，我國的CCER並非與他國合作取得減排量，而是指對我國境內可再生能源、林業碳匯、甲烷利用等項目的温室氣體減排效果進行量化核證，並在國家温室氣體自願減排交易註冊登記系統中登記的温室氣體減排量。相對於CEA，CCER只是用來鼓勵碳減排的一種補充性的激勵機制，所以與CEA相比使用範圍受限很多，也因此通常價格會相對更低。對於排放配額不足又處於資金等原因無法使用CEA購入更多排放權的企業來説，購買CCER可以抵消一定的排放額，以更低成本避免超額排放。目前，能夠產生CCER的項目包括風電、水電、光伏、生物質能等，但如果企業決定使用CCER作為抵消機制，需要經過一系列的計算和檢測來確保項目所帶來的碳減排量相對於基準線是額外產生的。
4.2.發電行業配額機制與計算方法：供電基準值×實際供電量×修正係數+供熱基準值×實際供熱量
生態環境部針對發電行業實施更加細化的配額基準線計算方法。作為全國碳市場的啟動行業，生態環境部為發電行業量身定製了一套碳排放權交易配額總量設定與分配的實施方案。方案將《碳排放權交易管理辦法（試行）》中規定的2.6萬噸二氧化碳當量根據發電行業特點進一步細化，規定將在2012-2019年任一年排放達到此標準及綜合能源消費量約1萬噸標準煤的發電企業納入重點排放單位名單並進行實名管理。同時，在各發電企業內，此方案列出了詳細的需納入配額管理的機組類別，以此來計算出各企業的配額基準線。在配額總量上，發電行業方面實行總量加總的方式，先由省級生態環境主管部門核定管轄範圍內重點排放單位的配額數量並加總形成省級行政區域配額總量，再將各省級行政區域配額總量加總確定全國的發電行業配額總量。
配額的計算方式不僅包括供電產生的碳排放量，還計入了供熱部分的碳排放量。計算髮電行業各機組配額總量不僅需要計算供電方面的碳排放量，如果該機組還擁有供熱能力，則還需加入供熱部分所產生的碳排放量。除此之外，計算公式中還加入了修正係數，以確保機組固有的技術特性不影響配額分配的公平性。如此一來，發電行業的配額計算標準公式為：機組配額總量=供電基準值×實際供電量×修正係數+供熱基準值×實際供熱量。根據不同燃煤機組的技術特性不同，具體的公式還會加入機組供熱量修正係數、機組負荷（出力）係數修正係數、機組冷卻方式修正係數等其他數據以全面確保配額分配的公平和公正性。
4.3.全國碳市場運行良好，體制優勢下看好未來發展
4.3.1.首周全國碳市場的運行良好，碳價較為穩定
首周碳價較為穩定，但各企業還未熟悉碳交易市場運作方式。在全國碳排放權交易市場運行的首周，23日開盤價為56.72元/噸，收盤價56.97元/噸。全國碳市場累計成交量達到483.3萬噸，成交額將近2.5億元，其中掛牌協議交易和大宗交易均有成交。縱觀首周交易情況，碳價漲跌幅相對穩定，最低價48元/噸，最高價61.07元/噸。除了開市首日收盤較開盤漲幅為6.73%以外，每天漲跌幅均在3%以下。同時，除了首日成交量高達410.4萬噸外，其他交易日成交量大多在20萬噸以下。長期來看，我國碳排放權交易價格還有很大的上漲空間。首周碳價漲跌幅較為穩定也在預期之中，由於各企業還處於對碳交易的摸索階段，也有許多企業此前並未參與過試點階段的碳交易，因此在碳交易經驗方面還多有不足。此外，由於全國碳市場剛剛開放，碳稀缺性還非常低，隨着碳市場交易制度的逐步完善及企業參與度的持續提高，碳市場的活躍度也會有進一步提升。
4.3.2.體制優勢使得國內碳交易市場穩定性更強
縱觀歐盟ETS碳價的歷史浮動，碳交易的穩定性很大程度取決於宏觀經濟及政策穩定性。2008年和2011年，歐盟因為金融危機和歐債危機的原因，整體市場需求大幅減弱，然而因為供給端沒有能夠作出相應調整，碳價一度跌到接近零的水平。同時，在運行多年後，由於產業技術進步和低碳經濟的發展，碳的稀缺性逐漸提高，也致使歐盟ETS碳價隨之上漲。可見，在碳市場建設初期，建立碳交易的穩定機制尤為重要，機制建設的重點應該放在如何在需求大幅波動時進行配額機制的調整以使市場更加穩定。
把握碳排放量限額，碳減排目標與政策強制力最相關。自歐盟ETS進入成熟發展期後，碳價一路震盪上行，這和歐盟整體對碳排放量的強制性監管緊密相關。第三階段時的歐盟ETS制定了與其2020整體碳減排目標一致的規劃，通過詳細計算碳排放限額和配額機制，最終不僅讓其成功達成了目標減排量，也讓歐盟ETS碳價一路飆升。而我國因為擁有體制優勢，且因為各行業和地方政府與中央政策保持高度一致和配合，在2019年底將碳強度較2005年降低約48.1%，也成功提前完成了2009年哥本哈根氣候大會上承諾的2020目標。由此可見，合理且高效的政策管理對碳減排目標的達成有着相當積極的促進作用，而如今隨着我國碳交易市場的開放，我國向碳達峯、碳中和的發展道路也更加樂觀。
4.4.對比歐盟ETS，我國碳市場未來成長空間巨大
對比歐盟ETS，我國碳市場未來成長空間還很大。歐盟ETS目前覆蓋了全歐盟39%的碳排放量，囊括了10569個發電站、製造業工廠、及航空產業。而目前我國的碳市場僅納入了發電行業中2225個火力發電站，覆蓋碳排放量已經達到40%。未來，我國將持續推動碳市場的擴大，最終目標覆蓋80%碳排放量。也就是説，雖然兩個地區碳市場的覆蓋比例大體相同，但比起成熟的歐盟碳市場，我國的碳交易市場還有着很大的上升空間。
4.4.1.我國達成碳中和時限遠遠少於歐盟，高碳行業壓力巨大
相對於早已碳達峯的歐盟，我國的碳排放量還在逐年上升。歐盟早在1979年便達到碳排放量峯值，並在1989年後徹底開始逐年下降。也就是説，歐盟自1989年碳達峯到其承諾的2050年碳中和目標有大致60年的時間發展低碳經濟，相比之下，我國的碳排放量還在逐年上升。然而，我國承諾在2030年實現碳達峯，在2060年時完成碳中和，這也就意味着我國產業需要在30年的時間裏完成向綠色低碳轉型。這樣的宏觀政策給予我國高碳排放產業的壓力無疑是巨大的，也有許多各行業的龍頭企業開始投入資金研發清潔能源替代高碳排放的化石能源。其中，鋼鐵行業的龍頭寶武集團專門成立了寶武清潔能源有限公司研發氫能燃料電池以促進其鋼鐵能源結構優化，向低碳冶煉發展。對於沒有過多資金可以直接發展產業轉型的企業，碳交易市場的建立則給他們提供了以最低成本逐步邁向碳減排和低碳轉型的平台。
能源行業碳排放量佔比最重，其中火力發電佔大頭。根據國際碳行動夥伴關係(ICAP)的數據顯示，我國能源行業佔整體碳排放量的77.7%，遠遠超過其他行業的碳排放量。其中，由於我國發電過於依賴火電，火力發電行業佔整體碳排放量的40%。將發電行業作為我國碳市場的啟動行業，不僅可以更快地促進高碳排放行業碳達峯，也促使了我國可再生能源的發展以及其他高碳排放產業的結構轉型。
4.4.2.預估2021年碳市場規模可達599.2億元至1048.6億元
由於我國碳市場目前只囊括了有發電功能和發電及供熱功能的燃煤機組，所以實際的市場規模預測需要用到的是我國燃煤發電行業的碳排放數據。2021年我國碳市場可交易配額的預測應該為2021年燃煤發電行業的預測總碳排放量減去2021年碳市場的總配額，也就是燃煤發電行業2021年需要在碳市場上購買的碳排放量配額。同時，在計算2021年預計碳排放量時，需要考慮到我國還未碳達峯的問題。也就是説，在計算時需要加入預測碳排放量增值的因素。所以，2021年碳市場可交易配額的計算公式應為：
2021年碳市場可交易配額=（2020年燃煤發電行業總碳排放量+預計碳排放量增值）-2021年燃煤發電行業總配額
2021年碳市場（燃煤發電行業）總配額約為30.18億噸。《2019-2020年全國碳排放權交易配額總量設定與分配實施方案（發電行業）》中規定，配額將按照機組2018年度供電（熱）量的70%進行計算。根據國際能源署（IEA）的統計，2018年中國發電行業的總碳排放量達到了44億噸，而其中98%來自於燃煤發電行業。也就是説，2018年燃煤發電行業總碳排放量為43.12億噸。那麼，2021年碳市場的總配額為30.18億噸。
2021年碳排放增量預計約為2.106億噸。由於我國還未碳達峯，每年的碳排放總量還在保持着一定程度的增長，所以在市場規模預測時還需要納入2021年預計增量。根據國家應對氣候變化戰略研究和國際合作中心的預測，在2030年碳達峯時我國的總二氧化碳排放量預計為120億噸，而2020年時我國的二氧化碳排放總量為98.94億噸，距離預測的峯值存在21.06億噸的差額。假設每年二氧化碳排放量勻速增長，則未來十年每年碳排放增量為2.106億噸。
2021年碳市場預計可交易碳排放量額度約為14.98億噸。按照公式，2021年碳市場預計可交易碳排放量額度為2020年總碳排放量加上預測的增值，即為101.05億噸。如果按照2018年燃煤發電行業的碳排放量佔比，則2021年燃煤發電行業預計碳排放量為45.16億噸，而由於2021年燃煤發電行業總配額約為30.18億噸。那麼2021年燃煤發電行業可在碳排放權交易市場交易的總配額約為14.98億噸。
2021年碳市場規模約為599.2億元至1048.6億元之間。參照碳排放權交易市場之前的試點情況和首周的碳價格浮動，我們提取了從偏悲觀的40元/噸到偏樂觀的70元/噸的四套碳價格假設，從而計算出2021年碳市場的規模約在599.2億元至1048.6億元之間，公式為：
2021年CEA市場預測規模=2021年碳市場可交易額度*碳價
2021年CCER市場規模約為67.74億元至112.9億元。如果CCER市場啟動並按照試點階段5%的限額實施的話，那麼按照我國碳市場CCER可交易額度的計算公式，
CCER預測規模=2021燃煤發電行業預測碳排放量*5%
並基於此前試點時期CCER的平均碳價（30元/噸），算出CCER市場67.74億元的預計規模。同時，我們預測未來在CCER市場逐步發展後碳價會隨之上升，在相對樂觀的情況下（40元/噸、50元/噸）計算出2021年CCER市場規模分別約為90.32億元和112.9億元。
我國碳中和的道路任重道遠，國家統一強硬的碳市場管控預期會讓碳價一路上行。縱觀歐盟ETS的歷史碳價走勢，前期由於政策摸索期導致碳價不穩定，而後期步入成熟階段後碳價也隨之一路震盪上行。雖然歐盟ETS有值得借鑑之處，但我國有着歐盟所缺失的中央統一監管和政策強制力，而這也會讓我國的碳交易市場的發展更加穩定。隨着未來CCER的開放，CEA市場上的碳價預期會有短期回落，但碳價會隨後繼續上升。我國將碳市場作為碳減排的重要工具，如果碳價過低，則達不到碳達峯和碳減排的理想效果；反之，如果碳價過高，則供給端產業將會因為生產成本過高而面臨風險，進而導致供需失衡。所以我國碳市場的碳價格應該會緊跟我國環境政策一路上升，而隨着碳排放權價格的升高和成本的增加，碳市場將會促進企業技改轉型，向綠色低碳經濟逐步發展。對於可再生能源和新能源領域，政策兩邊向好。一方面，可再生能源行業通過擴大產業規模和儲能技術，將逐步替代高碳排放行業；另一方面，未來CCER的開放將為新能源行業帶來可觀的額外收益。
碳交易為風電、光伏以及新能源汽車產業帶來機遇
5.1.可再生能源發電行業迎來快速發展機遇期
風電、光伏行業的發展將對碳減排起到推動作用。近年來隨着政策對於可再生能源發展的推動，風電和光伏行業迅速成長，在2020年底分別達到了28153萬千瓦和25343萬千瓦的裝機容量，並在今年持續穩步上升。雖然風電和光伏發電市場成長迅速，但由於儲能技術有待開發，這兩種發電方式目前的供電能力還不穩定，在短期內無法有效替代燃煤發電。另一方面，正因為風電和光伏發電行業的快速發展，也給我國碳交易市場打開了CCER供給端潛力。而未來CCER市場的逐步開放也將為這兩個行業帶來除發電收益以外的可觀收益。
水電行業雖對生態環境有一定負面影響，但卻是可以穩定發電的可再生能源。水電是目前我國除了燃煤發電之外供電佔比最高的發電方式，佔整個發電市場的16%，也是我國穩定的供電方式之一。雖然水電行業由於建造發電站時需要用到大量的水泥等高碳工業品而對生態環境有一定的負面影響，在CCER項目審核中並不受青睞，但相比火力發電它依然是最可靠且最有潛力替代煤炭發電的可再生能源發電方式。換句話説，對於水電行業來説，與其靠試圖參與CCER項目獲取收益，專注自身發電和儲能技術的精進和加快擴大穩定供電範圍是更優發展道路。
生物質能發電雖還處在開發初期，但沼氣發電不僅是高效的清潔燃料，還可以促進新型城鎮化建設。生物質能發電包括了垃圾焚燒發電、垃圾填埋氣發電、農林廢棄物直接燃燒發電、農林廢棄物氣化發電、生物質與煤混合發電及沼氣發電等。高效地利用生物質轉換能源也可以活用農業廢棄物，實現可循環能源體系。目前，我國的生物質能發電還處在開發階段的初期，由於我國農業生產以家庭為主，地區集中度低。而由於生物質能原料來源於各農户，非市場化的交易容易導致成本變高。同時，目前還未開發出足夠穩定的生物質能儲能和運輸技術，所以距離生物質能發電規模化還有很長一段距離。雖然如此，生物質能作為零碳能源，是CCER項目中炙手可熱的板塊。其中，利用沼氣發電和供熱項目也愈發增多。在CCER已經完成減排量備案的254個項目中，農村户用沼氣的比例達到16%，僅次於風電（35%）和光伏發電（19%）。相對於利用自然資源發電的方式，沼氣發電不僅可以進一步促進清潔能源的發展，還可以促進生態農業的發展和新型城鎮化建設。
5.2.風電是實現碳中和的重要途徑
5.2.1.海上風力發電成為風電減碳的核心
火力發電將被風電、光伏、核電等清潔、低碳能源予以補充或替代。習近平總書記在第75屆聯合國大會一般性辯論上提出，中國的二氧化碳排放力爭於2030年前達到峯值，努力爭取2060年前實現碳中和。2021年3月15日，習總書記於相關會議中再次強調，要打造清潔低碳安全高效的能源體系，構建以新能源為主體的新型電力系統，聚焦兼備清潔性與經濟性的公用事業資產。公用事業作為全社會產業鏈的發動機，承擔一次能源轉換平台的職責，而受“碳達峯”、“碳中和”目標影響，能源使用將從以往單一考慮經濟性維度逐步轉向兼顧經濟性和清潔性的雙重維度，作為公用事業的電力行業將受較大影響而發生變革。
碳中和與碳達峯成全球減排共識，海上風電是實現碳減排的重要力量。包括歐盟、美國、日本、 英國、中國、加拿大等在內的世界主要經濟體已相繼明確碳中和目標，而且無一例外地將風電、光伏發展作為實現碳中和的重要路徑之一。其中由於海風有風力大、風力穩、單機裝機容量大等優點，已成為實現碳減排的重要力量。
5.2.2. “十四五”海上風電預計年均新增裝機5000萬千瓦以上
碳交易開啟，清潔能源將更進一步發展，海上風力發電裝機容量將進一步提升。結合已經發布的規劃項目容量和各省市目標，“十四五”期間我國海上風電新增裝機容量有望突破 37GW。“雙碳”目標發佈以來，沿海各省基於消納和風資源優勢紛紛積極響應，將海上風電作為“十四五”期間新能源發展的重要方向。《江蘇省“十四五”可再生能源發展專項規劃(徵求意見稿)》中提出要以“近海為主、遠海示範”為原則，穩妥推進近海海上風電項目開發，力爭推動深遠海海上風電示範項目建設，“十四五”期間全省風電新增裝機11GW，其中海上風電新增裝機8GW。《促進海上風電有序開發和相關產業可持續發展的實施方案》中提出廣東省2025年底裝機達到 18GW(即“十四五”期間新增裝機 17GW)，並進一步摸查其他可開發的海上風能資源，對發展規劃進行修編。此外，浙江、福建、山東也紛紛公佈海上風電發展目標。據全球風能理事會（GWEC）數據顯示，2020年全球海上風電累計裝機容量超3500萬千瓦，其中英國佔最大份額29%，中國通過近年來快速發展已達到世界第二，佔比28.12%，且目前國內對於海上風電的支持力度逐漸加大。根據《風能北京宣言》倡議，“十四五”期間國內年均新增風電裝機達5000萬千瓦以上，風電行業成長確定性較強。
5.3.國內2030年前光伏新增裝機量仍有超過7倍空間
5.3.1.光伏市場景氣度迎來新高，平價併網成為趨勢
碳交易市場的全面開啟，給深耕多年的光伏企業帶來新的機會。碳交易讓光伏發電的價值進一步提升，行業景氣度提升，有望迎來新一輪市場爆發期。新建光伏項目可自願市場化交易，即為了更好的體現綠色電力價值，新建項目可自願市場化交易，由於強調資源，基於投資回報角度市場化交易電價肯定不低於標杆燃煤電價，大幅超出此前主流的市場化交易電價將會較低的預期。
户用市場發展迅猛，全年併網規模可觀。户用市場近年來發展迅速，歷年裝機量屢創新高，光伏户用項目因其低成本高收益的特性進入千家萬户，成為光伏應用的重要場景。2020年光伏新政中，户用光伏補貼總額為5億元，佔總補貼比例從2019年的25%提升至33.3%，2020年户用光伏項目實際裝機規模為10.12GW，再創歷年裝機新高。從長期角度看，根據IRENA 的最新研究，在全球2050年實現碳中和的背景下，到2050年電力將成為最主要的終端能源消費形式，佔比達51%。其中，90%的電力由可再生能源發電供應，63%的電力由風電和光伏發電供應。光伏技術進步帶動裝機成本不斷下行，全球平價時代全面來臨。當前全球各國“碳中和”時間表陸續推出，能源轉型是其中重中之重，光伏作為最靈活、最具成本優勢的清潔能源，未來全球增長空間巨大。
國內光伏新增裝機量存在巨大空間。太陽能光伏由於具有安裝靈活的特點，從2004年開始，國內接入電網的光伏發電量以年均60%速度增長，到2020年，總髮電容量已經達到21.58GW，是當前發展速度最快的能源。在NZE2050（2050年全球能源部門碳淨零排放）目標指引下，國際能源署預測中國2025E/2030E光伏年新增裝機量將分別達85GW/185GW，相比2018年，國內在2030年前光伏新增裝機量仍有超過7倍的空間。
5.4.碳交易使車企競爭格局重置
5.4.1.雙積分管理模式為新能源車企帶來收益
我國通過雙積分模式管理車企的碳排放。2021年《政府工作報吿》提到“加快建設全國用能權、碳排放權交易市場，完善能源消費雙控制度。”根據中汽統計的中國碳排放情況，汽車行業碳排放佔比達到7.5%，僅次於電力和製造行業。我們國家暫時沒有像歐盟一樣對車企設計碳配額。區別於國際上常見的碳交易與碳税制度，我國汽車行業採用的是“雙積分”碳排放管理模式，即通過平均燃料消耗量積分和新能源汽車積分來對各大車企碳排放進行限制。
雙積分為新能源車企帶來收益，迫使傳統車企轉型。伴隨雙積分要求的逐年提升，缺少新能源汽車正積分的企業將不得不轉向交易市場購買積分，以特斯拉為例，這家公司2020年靠出售碳排放積分獲得了15.8億美元的營業收入，是年淨利潤的兩倍多。若按照3000元/分的價格換算，比亞迪、上汽通用五菱所擁有的新能源積分價值也分別在22.62億元、13.2億元。積分交易給新能源車企帶來潛在收入的同時，也給負積分缺口較大的企業帶來了較大的經營負擔。受新的“雙積分”政策影響，2020年六大汽車集團產生的雙積分均為負值，且新能源積分價格不斷水漲船高，車企因此出現增虧的普遍現象。以長安集團為例，2020年因雙積分造成的單車減利約為4000元。
5.4.2.雙積分管理模式引導新能源汽車行業正向發展
油耗考核嚴格疊加新能源負積分規模擴大將迫使車企技術進步，行業龍頭企業優勢愈發顯著。根據最新的“雙積分”政策要求，車企賣出的所有的車的燃油消耗量必須滿足一定的節能標準，否則就需要生產新能源汽車或者向其他車企購買新能源積分。同時新能源汽車積分需達到一定考核比例，不達標會產生新能源負積分，同樣需要通過交易從其他車企購買積分抵消。在此背景下，新能源汽車行業以及傳統車企中技術領先的龍頭企業將顯著受益。
雙積分代替國家補貼，推動新能源汽車行業正向發展。雙積分政策於2018年4月1日起實行，新能源汽車補貼政策逐步退坡，以燃料消耗量積分和新能源汽車積分逐步接替購置補貼，將推動企業逐步向電氣化轉型。對比2016年，2019年油耗正積分規模同比下滑45%，負積分規模同比擴大260%。隨着“碳交易”市場規模逐步擴大，不排除未來，我國也學習借鑑歐盟模式，將汽車行業也納入碳交易體系。即便未被納入碳交易體系，在雙積分管理模式下，可以看到，積分價格已由2018年時的300～500元/積分上漲至2500～3000元/積分，未來新能源汽車行業裏真正有減排技術的企業可以通過積分交易獲得更大的利潤空間。
5.5.碳交易所的成立將導致高能耗型大宗商品價格提升
碳交易所初期只納入發點行業，後續有望納入更多高排碳行業。根據我國2019年各行業的碳排放數據，碳排放量佔比最大的為電力行業，佔比達到了43%，電力行業也成為了碳交易所納入的首批行業。而根據生態環境部應對氣候變化司，其已經正式委託中國建築材料聯合會開展建材行業納入全國碳市場相關工作，意味着水泥等建材行業碳排放重點行業也將在後續納入碳交易市場；繼建材行業之後，中國鋼鐵工業協會也收到了生態環境部應對氣候變化司的指示，表明鋼鐵行業也即將納入碳交易體系。市場預期在“十四五”期間，石化、化工、有色、航空等高碳排放行業也將會被陸續納入碳交易體系。
5.5.1.碳交易背景下鋼鐵價格易升難降
鋼鐵行業是我國碳排放第二大行業，僅次於電力、蒸汽和熱水生產和供應部門。根據CEADs的數據，中國的鋼鐵行業碳排放量在2018年佔總排放量的18.39%，是製造業門類中碳排放最多的。目前雖然鋼鐵行業沒有被納入到碳交易體系之中，但是生態環境部應對氣候變化司已經對中國鋼鐵工業協會發出了委託函，委託鋼協開展鋼鐵行業納入全國碳市場相關工作。7月17日，中國鋼鐵工業協會執行會長何文波表示，到目前為止，我國鋼鐵行業已初步完成《鋼鐵行業碳達峯實施方案》初稿，方案目標初步定為：2025年前，鋼鐵行業實現碳排放達峯；到2030年，鋼鐵行業碳排放量較峯值降低30%，預計將實現碳減排量4.2億噸。鋼鐵行業作為能源消耗高密集型行業，為完成這一目標，粗鋼產量將同比下降。
碳交易政策對於鋼鐵產量會形成明顯衝擊。由於碳交易政策有層層加碼的特徵，我國對於碳排放重點行業的限制會越來越多，企業排碳的成本也會越來越高，這會倒逼企業降低產量以降低碳排放。以目前世界上最大的碳交易市場歐盟為參考，歐盟的碳交易市場的建設分成了四個階段，第一階段是2005-2007年，這一階段的任務主要為推廣碳交易，因此企業的免費配額比例為100%；第二階段為2008-2012年，免費配額縮減成了90%；第三階段為2013-2020年，這一階段的碳配額進一步收緊，電力沒有獲得任何配額，其他行業的碳排放配額為30%-70%；第四階段為2021-2030年，此階段目標為碳排放配額年降幅為2.2%。在歐盟降碳的過程中，也對於鋼鐵等高碳排放產業產量形成了較大的衝擊。
製造業發展以及城鎮化的推進導致我國的鋼鐵需求仍會繼續上行。對於鋼鐵價格的分析需要從供需兩端分別進行分析。需求端我國對於鋼鐵的需求再未來有望進一步上漲，一方面是由於我國作為世界上最重要的製造業大國，未來工業的發展對於鋼鐵的需求仍然是比較大的，特別是在疫情期間海外工業生產受到抑制的狀態下，我國的製造業獲得了比較大的發展真空期，這也反映在了2021年上半年中我國出口額的快速增長中。而由於全球疫情結束仍然遙遙無期，後續我國大概率仍將發揮全球製造中心的地位，製造業也將得到進一步發展，對於鋼鐵的需求也會繼續較強。二是我國的城鎮化在2020年才達到了63.89%，與歐美髮達國家尚有比較大的差距，推進城鎮化的過程會催生對於鋼鐵的需求。且根據歐美以及日本等發達國家的經驗，在城鎮化率觸頂後，在十年內一國對於鋼鐵的需求仍然會繼續保持上行。因此預期我國對於鋼鐵的需求仍然會繼續保持上升的態勢。
高需求疊加低供給促使鋼鐵價格易升難降。由於碳交易政策將會逐步收緊，因此導致鋼鐵企業的成本逐漸走高、產量不斷縮減，疊加不斷走高的鋼鐵需求，我們認為鋼鐵的價格將會不斷走強。碳交易對於鋼鐵價格的影響已經在歐盟市場得到了體現。在歐盟碳交易市場發展的過程中，在逐漸收緊碳配額的第二以及第三階段過程中，鋼鐵價格的走勢相對於PPI來説明顯具有更強的支撐。在2009年歐盟PPI下降階段，鋼鐵價格卻逆勢而上；在2011年至2016年期間PPI處於下行階段時，鋼鐵價格相對來説下降更緩慢；在2017年至2020年PPI震盪下行區間，鋼鐵的價格也相對穩定。整體來看，碳交易的落地使得歐盟的鋼鐵價格更為堅挺，考慮到我國後續對於鋼鐵需求強而供給弱，因此鋼鐵價格易升難降。
5.5.2.建材行業限產在所難免，供需錯位導致價格有望繼續走高
建材行業是碳排放第三大行業，其中水泥工業排碳最多。根據中國建築材料聯合會發佈的《中國建築材料工業碳排放報吿（2020年度）》，建材行業2020年共排放二氧化碳14.8億噸，比2019年上升了2.7%。從各子行業來看，2020年水泥工業二氧化碳共排放12.3億噸，同比上升了1.8%；石灰石膏行業二氧化碳排放1.2億噸，同比上升了14.3%；牆體材料工業二氧化碳排放1322萬噸，同比上升2.5%；建築技術玻璃工業二氧化碳排放2740萬噸，同比上升3.9%。此外，建築材料工業的電力消耗可間接折算約合1.7億噸二氧化碳當量。因此可以看出來，建材行業的排碳大户是水泥工業，也將會是後續受到碳交易所政策影響最大的行業。
歐盟實行碳交易政策後，水泥生產量出現了顯著的下滑。由於在歐盟設立了碳交易所之後，建材行業始終是受到規制的行業，因此在歐盟碳交所進行到第二階段之時，碳交易額實質性的收緊對建材行業產生了顯著的影響，作為主要碳排放源的水泥工業，其生產出現了顯著的下滑。水泥供給的下滑也反映在了價格上，在歐盟碳交易第二階段，雖然PPI在2008年6月份至2009年7月份之間、2011年7月至2016年4月之間出現了顯著的下降，但是PPI水泥價格指數並未出現同步的下降，而是保持在了高位，表明碳交易政策對於水泥價格有邊際支撐的作用。
我國對於水泥的需求仍比較強烈，未來建材價格有望繼續走高。在供給側改革時期，水泥的產量增速出現了顯著的下降，同時水泥的價格也在之後不斷走高。我們認為碳交易對於建材行業的影響類似於供給側改革對於建材行業的影響，碳交易對於建材行業的影響將會逐漸反映到產量上。且由於城鎮化不斷推進，預計國內對於建材的需求將持續上升。供需關係收緊的背景下，以水泥為主的建材價格有望繼續走高。
5.5.3.煤炭需求依然較高，供給受限將導致價格上行
我國能源結構中煤炭佔比較大。由於我國比較獨特的能源結構，國內對於煤炭的依賴極大，且清潔能源的使用佔比較低。2019年中國石油與煤炭消耗量佔比總和為77.33%，其中煤炭消耗量單獨佔比為57.04%，遠高於其他較為發達的經濟體。對於煤炭的過於依賴導致了我國的單位GDP能源能耗相對較高。
雖然減少煤依賴大勢所趨，但短期內煤炭需求仍可走強。隨着國內對於綠色發展的重視以及碳達峯、碳中和政策的落地，國內對於單位GDP能源消耗要求也在逐步趨向嚴格。“十四五”規劃綱要將“單位GDP能源消耗降低13.5%”作為經濟社會發展主要約束性指標之一，假設十四五期間國內GDP平均增速為5%且十四五期間單位GDP能耗平均下降，根據我們的測算，國內對於能源的需求仍會以平均每年2%的速度增長。
國內對於煤炭的需求仍會繼續上漲，但供給將會受到較大的限制。由於國內長期以煤作為主要的能源，且十四五期間國內對於能源需求整體仍在上行，因此可以預見國內對於煤炭的需求仍然會比較強。與此同時，由於國內碳達峯、碳中等政策的要求，一方面企業使用煤炭的成本將會升高，另一方面企業對於煤炭產能的投資也將有所減少，供小於求的狀態下中短期內煤炭價格有望繼續走高。
投資建議
碳交易所逐步落地，經濟開啟轉型。國內經濟處於由以前粗放式發展向綠色化、公平化的模式發展，在轉換過程中建議關注盈利穩健的順週期板塊以及低估值的成長板塊，重點關注風電、光伏、新能源汽車等綠色行業。同時也建議關注大宗商品超市場表現機會。
風險提示
政策落實不及預期。
