2021年碳市场前瞻分析报告

导语

截至 2021 年 1 月 31 日，全球共有 24 个运行中的碳市场；有 8 个碳市场正在计划实施，预计将在未来几年内启动运行；还有 14 个国家/地区在考虑碳市场这一政策工具在其气候变化政策组合中所能发挥的作用。

来源：信达证券

一、关于减排政策工具的对比分析

1、推动温室气体减排的政策工具

碳税和碳市场是有效的碳定价工具，能够将二氧化碳等温室气体的负外部性内部化，相较行政命令而言，效率更 高、社会福利损失更少。碳税和碳市场均遵循“污染者付费原则”，通过具体的碳价，鼓励生产者和消费者将温室气体排放所产生的社会成本的一部分实现内部化。

碳市场能够控制碳排放量，但存在价格波动；碳税能够控制碳排放成本，但排放量难以直接确定。在完全竞争、 完全信息和零交易费用的条件下，碳税和碳市场可以达到相同的政策效果，两者可以相互替代，只要将价格或者排放上限确定在边际减排成本与边际减排收益相等处即可。一般来说，碳市场是基于总量干预的环境经济政策，其实质是控制碳排放量；而碳税是基于价格的干预手段，其实质是控制碳排放成本。

行政命令、碳税、碳市场三种政策工具市场化程度、效率依次升高，但执行难度逐渐变大，因而在不同的减排阶 段、面向不同的减排领域可能需要不同的政策工具组合。对比三种政策工具的优劣势：行政手段适合碳排放较快增长阶段，以规划控制等方式限制新增项目，快速降低新增排放；碳税适合碳排放低速增长或下 降阶段，可运用在参与方众多、排放强度较低、边际减排成本相近，而交易成本较高的领域，如建筑、交通部门 等；碳市场适合碳排放低速增长或下降阶段，可运用在参与方相对有限、排放强度较高、边际减排成本存在差异、 交易成本较低的领域，如电力、工业部门等。

2、碳定价机制在全球的应用情况

从全球来看，碳市场和碳税均有较大范围应用。采用碳市场的有 1 个共同体、9 个国家和 20 个地区，从覆盖面看，2021 年运行的碳定价机制（碳税和碳市场）数量达到 64 个，覆盖的温室气体排放量占全球温室气体排放总量的 21.5%。根据世界银行统计，2020 年运行的碳定价机制数量为 58 个，覆盖全球 15.1%的温室 气体排放量。2021 年增量主要来自于中国全国碳排放权交易市场的建立。

从碳价水平看，无论采用碳税还是碳市场，碳价均存在较大差异，中位数为 18 美元/吨二氧化碳当量，与实现 2℃ 温升控制目标要求下的碳价水平还存在较大差距。世界银行预测，为实现全球 2℃温升控制目标要求，碳价应达到 40-80 美元/吨二氧化碳当量水平，而目前碳价高于这一水平的温室气体覆盖率仅为 3.76%，均为瑞典、瑞士、 列支敦士登等欧洲发达国家。

从涉及的领域来看，碳市场普遍直接覆盖电力和工业部门，大多通过覆盖上游排放源的形式纳入建筑和交通部 门。国内航空、废弃物、林业等行业，碳市场涉及较少。

碳市场适合覆盖的领域排放占比很高，加之其适用边界在不断延伸，预计将加快发展，成为最主要的减排政策工 具。一是碳市场覆盖的电力部门和工业部门，二者排放的 CO2在 CO2 排放总量中占比较高；二是碳市场能够通过一些技术手段替代碳税，扩展适用范围。

3、我国减排政策前瞻

在碳达峰前，预计我国主要采用“行政命令+碳市场”进行减排。一是推动我国二氧化碳排放达峰，重在控制排放增量。坚决遏制“两高”项目盲目发展。二是建立健全全国碳市 场，积极探索满足碳排放要求的最低成本路线，将为碳达峰之后的深度减排阶段做好体制机制准备。

碳达峰至碳中和阶段，预计我国主要采用“碳市场+碳税”进行减排。碳市场至少覆盖电力、工业等部门，排放量占比高，加之其具有灵活扩展能力，因此将是碳达峰至碳中和阶段的主要政策工具。碳税将作为碳市场的补充， 主要针对排放点多、面广、浓度低的领域。

二、全球碳市场的架构与发展

1、碳市场的构成与运行

（1）碳市场的架构

碳市场通常包括一主一辅两个市场。主市场为碳配额交易市场（碳排放权交易市场），交易主体主要为控排企业，交易标的为碳配额，实际排放量大于初始碳配额的企业可向存在富余碳配额的企业购买；辅市场为碳信用交易市场，交易主体主要为控排企业和自愿减排企业，交易标的为碳信用。控排企业可使用碳信用完成配额清缴，但为了确保控排企业有效减排，该使用量会存在限制，一般不超过控排企业应清缴碳排放配额的 5%或 10%。

（2）碳市场的 Cap & Trade 模式

碳市场采用总量控制和交易模式。根据政策要求确定年度排放总量上限，将碳配额分配给控排 企业，之后组织碳配额和碳信用交易，通过市场机制寻找成本最低的减排路径。总量上限决定了对控排行业的系 统性影响，而配额分配方式决定了对控排行业的结构性影响。

（3）碳市场的运行流程

碳市场的运行大致包括三个关键节点：配额预分配，根据上一年度产量等数据预分配目标年的配额。配额最终核定，次年对目标年的实际排放进 行核查，对配额进行最终核定，若与预分配不一致，则多退少补。配合清缴，控排企业完成目标年的配 额清缴，其中配额不足的企业可通过购买碳配额、碳信用等方式完成清缴。

2、全球碳市场的总体架构

理想条件下，全球形成统一碳市场。通过在不同控排主体、不同行业、不同国家之间碳配额的充分交易，实现碳排放权在全球的最优配置，同时形成最低成本的减排路径。

排放总量的确定：基于温升控制目标确定全球剩余碳排放预算，然后结合经济社会发展等因素，确定年度排放总量限额。

碳配额的分配：基于一定原则，将全球年度排放总量限额分配至各个国家，各国进一步分配至各个控排主 体。

碳配额的交易：将全球所有控排主体纳入统一的碳交易市场，使其能够直接、充分地进行碳配额交易，以此最大程度降低减排成本。

三方面因素限制了理想条件下的全球统一碳市场的形成，约束了其发展形态。

一是碳配额在国家之间的分配面临巨大争议，在较长一段时间内全球碳配额交易市场或难以形成，国家/经 济体之间或仅能够通过一些国际减排合作机制，开展有限的碳信用交易。从碳配额分配的可行性看，若要满足 1.5°C / 2°C 温升控制目标，全球碳排放需要立刻下降，争取在 2050 年/2070 年左右实现碳中和，但实际上全球碳排放至今仍持续保持上升，全球碳配额总体不足背景下，难以向各国分配碳配额。《京都议定书》下的国家碳配额交易仅面向发达国家，其执行情况尚且如此，若要面向全球所有国家，其难度可想而知。

二是减排初期各国成本差异巨大，大量控排企业进行国际碳交易有可能扰乱国家的经济、产业部署，构建国 家/经济体层面的碳市场并以此为主推进碳交易，或为更加现实的方式。碳市场寻求碳排放权的最优配置， 而国家发展需要考虑产业链完整、就业情况等多方面因素，二者或难以完全契合。因此，以国家/经济体碳市场为主，在考虑产业结构要求等条件下引导控排企业减排更加切实可行。这种模式虽然有可能损失一部分效 率，但国家将获得宏观调控自主性。

三是国际碳市场、国家/经济体碳市场难以一次性覆盖所有排放源，在发展初期国家/经济体内部可能还会存 在一些小型市场，作为前者的补充。

在理想情景下考虑现实约束，全球碳市场将主要包括国际碳市场和国家/经济体碳市场两个层面。国际 碳市场在未来相当长的一段时间内将主要开展碳信用交易，且交易规模较为有限。国家/经济体碳市场是主体， 作为各国推进减排的重要政策工具；国家/经济体碳市场内部，可能存在一些小型市场，主要覆盖前者未涉及的行业、领域。国家/经济体碳市场之间，碳定价水平的差异影响产品竞争力并可能导致“碳泄露”问题。这将会产生两种影响：一是不同国家/经济体碳市场进行连接，市场交易将拉平二者碳定价水平，商品在生产环节即支付相同的碳成本，之后可开展自由贸易；二是高碳定价国家通过构建碳边境调节机制，在国际贸易环节拉平进口商品与国内商品 的碳成本。

3、全球碳市场的发展现状与趋势

当前，全球碳市场建设总体呈现“下沉”特征：

国际碳市场陷于停滞。碳配额交易市场，因难以在全球年排放上限、各个国家碳配额分配等问题上达成共识， 故一直无法建立；碳信用交易市场，受益于《京都议定书》设立的三种灵活合作机制推动。《京都议定书》于 2020 年到期，新的全球气候协议《巴黎协定》开展了新合作机制探讨，但距离机制出台仍需时日。

国家/经济体碳市场之间相互影响加深。一是开展碳市场连接的探索，瑞士碳市场于 2020 年与欧盟碳市场完成了连接；二是欧盟积极推进碳边境调节机制，3 月 10 日，欧洲议会投票通过“碳边境调节机制”议案，计划 2023 年正式施行。

国家/经济体碳市场加快建设。随着 2020 年多国提出碳中和目标，更多国家/经济体开始推动碳市场建设。截至 2021 年 1 月 31 日，全球共有 24 个运行中的碳市场；有 8 个碳市场正在计划实施，预计将在未来几年内启动运行；还有 14 个国家/地区在考虑碳市场这一政策工具在其气候变化政策组合中所能发挥的作用。

展望未来，自上而下的 Cap & Trade 模式难以推行，自下而上推动国家/经济体碳市场连接、逐步组建全球碳市 场将是可行途径。《京都议定书》总体采用自上而下的管理方式，带来各方争议过大、难以形成共识等问题。《巴黎协定》转向自下而上的管理方式，规定各方将以“自主贡献”的方式参与全球应对气候变化行动，各方根据不同的国情，逐步增加当前的自主贡献，并尽可能增大力度。在此政策背景下，结合上述理论和现状分析，未来全球碳市场大概率将自下而上、由各个国家/经济体碳市场耦合连接而成。

碳价相近国家的碳市场或将逐步连接。碳市场连接后碳价将趋同。边际减排成本相近的碳市场连接，价格变化有限，对控排企业影响较小。瑞士碳市场于 2020 年与欧盟碳市场完成了连接，此后价格趋于一致。

碳价差异较大的国家，或通过碳边境调节机制、经贸谈判等方式，对碳市场施加间接影响。碳价差异较大的国家难以直接推动碳市场连接，而维持不同的碳价将对各国经济发展、出口商品竞争力产生差异化影响，因而碳价将成为国际竞争博弈的重要内容。减排进度较快国家将通过碳边境调节机制、经贸谈判等方式，对减排进度较慢国家的碳市场施加间接影响，提高后者的碳成本。

三、国际碳市场发展前瞻

1、《京都议定书》下的国际碳市场

（1）三大机制

《京都议定书》为发达国家设定了温室气体减排目标，同时构建了三大市场化的减排机制，推动全球低成本减 排。《京都议定书》设定了量化减排目标，同时构建了三种灵活合 作机制，推动发达国家缔约方通过配额交易或减排项目合作等方式灵活地完成减排任务，同时使发展中国家获得 相关技术和资金支持。

（2）执行效果

《京都议定书》时代，清洁发展机制（CDM）交易最为活跃，联合履约机制（JI）次之，排放贸易机制（ET）关 于分配数量单位（AAUs）等重点标的的交易较少。显示出，国际碳信用交易市场发展迅速，而碳配额交易市场 发展缓慢。随着《京都议定书》第一承诺期于 2012 年到期，发达国家参与度下降，加之欧盟等主要经济体进行 了政策调整，CDM 和 JI 项目量出现快速下滑，结合目前各国政策走向判断，未来国际碳市场仍将以碳信用交易 机制为主，但交易量和交易金额较为有限。

2、《巴黎协定》下的国际碳市场

《京都议定书》第二承诺期于 2020 年到期，《巴黎协定》取代其成为全球气候协议，建立了合作方法和可持续发展机制，形成自主参与的新市场机制。缔约方可利用这两种机制开展合作减排以达成国家自主贡献，并在未来进一步提升减排力度。

《巴黎协定》对于市场机制尚存在较多未明确之处，缔约方间也存在大量分歧与争议。预计未来较长一段时间内，国际碳市场中，碳配额交易机制难以落地实施，仍将以碳信用交易机制为主，且交易量和交易金额较为有限。

四、欧盟碳市场与碳边境调节机制

1、欧盟碳市场

欧盟碳市场（EU ETS）至今已经历四个发展阶段。目前覆盖的行业包括电力和热力生产、炼油、钢铁、建材、纸浆和造纸、航空、化工、石化、合成氨、电解铝等。覆盖的温室气体包括二氧化碳（CO2）、 氧化亚氮（N2O）、全氟碳化物（PFCs）。配额总量由欧盟直接进行总量控制，每年下降 2.2%；同时加快回收过剩配额，建立了市场稳定储备机制，2019 年到 2023 年间，24%的剩余配额将放入 MSR 中，2023 年后 MSR 中超过上一年度拍卖数量的配额将会失效。分配方式以拍卖为主，占比超过 50%，计划于 2027 年实现全部配额的有偿分配；配额可跨期存储，但不可借贷；允 许使用国际碳信用，但使用 CERs 仍存限制。

（1）碳价分析

欧盟碳配额期货价格，初期由于规则不完善而出现波动，自 2018 年开始稳步上涨。分析其价格波动原因，能够得出三点结论：

碳价何时会近 0？配额过剩且无法存储。第一阶段（2005-2007 年）因欧盟成员国在分配配额时有很大的自 主权，加之以历史法为主的配额分配方式，导致配额过剩；又由于第一阶段配额禁止存储至第二阶段，因而 第一阶段末碳价几乎为 0。第二阶段开始，配额可跨期存储，此后碳价再未近 0。

何时碳价会不断下降？供给侧在于过多的碳配额或碳信用，需求侧在于经济危机冲击、减排超预期等。第一 阶段至第三阶段初期，欧盟碳市场配额+碳信用整体过剩，造成碳价的持续低迷，这一情况在第三阶段中后 期建立了过剩配额回收机制后得以好转。此外，经济危机冲击带来经济产出下降、减排超预期造成配额过剩也将造成局部时段碳价低迷。

何时碳价会稳步上涨？严格的总量控制、持续加强的控排预期和不断提高拍卖占比。欧盟碳 市场的主要变化有三：一是取消了国家分配方案，配额直接发放给排放源，实现了对配额总量的严格控制；二是制订了长期减排规划，为各方形成了稳定的政策预期，配额总量每年下降幅度由 1.74%提高至 2.2%，稀缺性大幅提升；三是不断提高拍卖占比，由第二阶段的 10%，提高至 57%， 并计划于 2027 年实现全部配额的有偿分配。这三方面因素支撑了近年来欧盟碳价的稳步上涨。

对于碳信用价格，其上限为碳配额价格，下限由自身供需情况决定，供给过多时价格将接近 0。欧盟 CERs 期货价格和碳配额价格相比具有两个特点：一是 CERs 期货价格均低于碳配额价格，这一现象主要由交易规则决定。在进行碳配额清缴时，碳配额可以完全替代碳信用，而碳信用使用量存在上限，无法完全替代碳配额，因此在碳配额交易市场能够出清时，碳信用价格一定不高于碳配额价格。当碳配额价格过高时，政府将会拿出额外碳配额进行拍卖，确保市场有效出清。二是 CERs 期 货价格从 2013 年至今持续低迷，低于 1 欧元/吨 CO2e。供给端，CERs 在 2012、2013 年大量签发，需求端， 欧盟要求 2013 年之后只能使用最不发达国家 CDM 项目所签发的 CERs，导致 CERs 供过于求，价格近 0。

（2）碳配额分析

欧盟碳市场第三阶段免费配额占比维持在 46%。免费配额主要包括 3 项，一是根据历史法或基准线法分配的基础额度，二是面向新进入者的储备额度，三是因设备退役或产能产量变化等带来的未分配额度。

电力行业自 2013 年起碳配额全额拍卖。其中低收入成员国可将已分配给该国用于拍卖的配额免费分配给发电装 置，以支持其升级电力系统，此部分占欧盟电力行业碳排放总量的 4.5%。2018 年欧盟发电行业碳排放 10.49 亿吨 CO2e，低收入国家电力行业免费配额发放量为 0.47 亿吨，占比 4.5%。

制造业采用基准线法确定免费配额，同时兼顾碳泄露带来的影响，给予受影响行业更多免费配额。总体来看，免费配额占比 80%以上。

2、欧盟碳边境调节机制

（1）政策背景

欧盟在不断提高减排目标过程中，面临“碳泄露”问题。碳泄露是指对于严格减排的国家， 其国内产品生产可能转移到其他未采取严格减排措施的国家，导致前者减少的碳排放，被后者因产业转移带来的新增碳排放而抵消。

欧盟进一步控排需要降低工业部门免费配额占比，但担心“碳泄露”，陷入两难境地。欧盟碳市场主要覆盖电力行业和工业部门，目前电力行业的碳配额已接近全额有偿分配，进一步控排需要降低工业部门的免费配额占比。目前覆盖的高碳行业占欧盟工业碳排放的94％左右，但是大部分仍然获得相当比例的免费配额，为欧盟实现2050 温室气体中和计划带来了困难。但如果减少这些碳密集行业的免费配额，又可能引发碳泄露，导致产业转移。

欧盟提出碳边境调节机制，意在确保进口产品与本土产品承担相同的碳排放成本，以此 CBAM 提升自身产业竞 争力并实现更高减排目标。欧盟推行 CBAM，一方面能够保护本国工业免受碳定价弱或无碳定价国家的外国竞争的影响，另一方面也能进一步降低内部工业企业的免费配额占比，促使其作出更大减排努力。

（2）政策进度

欧盟计划于 2023 年 1 月落地实施 CBAM，2026 年正式征收相关费用。CBAM 在 2019 年 7 月即被欧盟委员会 主席 Ursula 提出，目前已进入立法程序。欧盟预计于 2022 年底完成立法，2023 年落地实施。

（3）政策内容

CBAM 目前覆盖电力、钢铁、水泥、铝、化肥行业， 涉及上述进口商品的直接排放，碳价取欧盟碳市场的平均价格，并且存在抵扣机制，即进口商品对标欧盟商品，征收二者付出的碳成本的差值部分。

关于抵扣机制，欧盟目前尚未明确其细则，结合欧盟征收原则和实操可行性来看，欧盟将依据免费配额占比不同、 碳定价的不同，要求进口商品补齐碳成本。CBAM 机制设立后，欧盟可以进一步降低工业免费配额占比，能够提高对进口商品的征税额；而出口国需要通过减少免费配额、提高碳定价予以应对。

（4）政策前瞻

欧盟完成立法并非易事，预计最终立法内容与当前可能与当前草案存在较大差异。

CBAM 完成立法需要欧盟所有成员国同意。CBAM 采用欧盟普通立法程序。欧盟普通立法程序主要由三个机构共同完成，分别是欧盟委员会、欧洲议会和欧盟理事会。一般而言，欧盟委员会提出法案后，需要欧洲议会和欧盟理事会均投票通过才能完成立法。欧洲议会通过条件为简单多数，即不少于 50%代表同意。特别地，对于外交、税收等重要事项需要欧盟所有成员国通过才能完成立法，CBAM 正属于此类事项。

结合目前支持率和工业部门阻力来看，完成立法并不容易，立法内容可能会有较大修改。进一步考虑 CBAM 设立后将降低工业部门的免费碳配额，目前欧盟工业界已提出强烈反对，因此预计立法难以一帆风顺。

从宏观上看，国际争议将集中于两点，且此两点在短时间内难以取得共识。（1）一个国家的碳定价是否等于其减排努力？推行 CBAM 的背后是希望各国付出相同的减排努力，由于各国资源禀赋、要素价格存在差异，因而相 同的减排努力往往不意味着相同的碳定价，至少应按照购买力平价进行考量；（2）发展中国家与发达国家是否应 当做出相同的减排努力？“共同但有区别的责任”是《联合国气候变化框架公约》的核心原则之一，而欧盟 CBAM 尚未考虑此差异性。

从 WTO 规则来看，CBAM 难以符合 WTO 核心原则，虽然满足一些例外条款，或能够设计出合规的机制，但预 计难以获得共识。《碳边境调节机制与世界贸易组织规则适应性探讨与启示》研究发现，碳边境调节机制（CBAM） 与世界贸易组织规则适应性存在国际争议。分析《关税与贸易总协定》（GATT）具体条款及相关经济体主张，从 规则一致性、适用范围及正当性三方面来看，CBAM 的生产足迹属性和贸易限制属性使其难以符合世界贸易组 织的核心原则，但相关经济体可能从世界贸易组织规则的例外条款入手，设计合规的碳边境调节机制。

（5）落地可能性

从 2012 年欧盟将国际航空纳入欧盟碳市场的经验来看，即使完成立法，国际反对意见较大时，也难以实际执行。

CBAM 的影响程度远超将国际航空纳入欧盟碳市场，目前已引发诸多国家反对，即使欧盟完成立法，其能否真 正落地仍存在较大不确定性。亚洲国家对 CBAM 普遍持反对态度。美国对 CBAM 态度存在摇摆， 但由于其国内尚未形成碳定价政策体系，因此不具备实施碳边境调节机制的前提，预计在美国能够自身设立 CBAM 前难以支持欧盟 CBAM。

（6）政策落地影响

若欧盟 CBAM 超预期落地，在现行规则下，其影响仍然有限。

影响范围：欧盟碳边境调节机制作为欧盟碳市场在边境的延伸，其征收范围应为已纳入欧盟碳市场的行业，主要 包括电力、工业。根据 7 月 14 日欧盟披露的 CBAM 立法草案，目前仅涉及电力、钢铁、水泥、铝、化肥五个行业。

影响程度：中国对欧盟出口中，CBAM 所涉行业的出口金额占比不超过 2%，欧盟碳市场所涉行业的出口金额占 比不超过 10%。利用海关总署 HS 分类数据进行影响上限估计，计算 CBAM 目前涉及我国对欧盟出口金额不足 2%；如果考虑 CBAM 进一步扩大至欧盟碳市场 的全部范围，该占比也不超过 10%。

影响分析：一是欧盟 CBAM 将逐步对进口产品生产全过程排放进行溯源，将带来大量碳核查需求；二是在商品 生产过程中，短时间难以改变工艺流程，则使用绿电替代化石能源电量成为最简单有效的减碳方法。预计非化石 能源发电市场化交易电价/绿证价格或将出现上行；三是或将加快我国碳价上 涨，缩小与欧盟碳价差距，以此将更多“碳税”留在国内。四是未来需要进一步关注欧盟碳市场扩容，这将扩大 CBAM 可能征收的范围；特别是向下游行业/产品的扩容，可能将对我国出口产生较大影响。

五、全国碳市场

1、基本框架及行业影响

全国碳排放权交易市场于 7 月 16 日启动，需要重点关注其覆盖范围、总量目标、配额分配等要素，以及交易机 制、排放核算方法等带来的影响。

（1）覆盖范围

电力、石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、民航等八个高能耗行业将纳入全国碳市场。目前，全国碳市场以 发电行业为起步，预计“十四五”期间逐步纳入其他七大行业。考虑到良好的数据基础是纳入碳市场的重要前提，钢铁、有色、建材行业生产工艺流程相对较为标准化，排放等基础数据较好，或将于第二批纳入。

（2）总量目标

从整体政策背景看，碳交易对国内大部分企业而言仍是新鲜事物，当前的工作重点是充分验证市场机制、推动企 业适应相关交易流程，因此预计“十四五”期间配额总量总体充足，不会给行业带来系统性减排压力。应对气候变化与生态环境保护相关工作统筹融合的格局总体形成，协同优化高效的工作体系基本建立，在统一政策规划标准制定、统一监测评估、统一监督执法、统一督察问责等方面取得关键进展，当前总体还处于建章立制阶段。

从率先纳入的发电行业实际执行情况来看，初期配额分配总体充足，企业履约压力暂时不大。碳排放配额指标会否收紧，要等市场机制充分验证后才会逐步导入。

（3）配额分配

现阶段为 100%免费发放，之后将逐步提升有偿分配占比。从国际经验看，配额分配一般会从免费分配开始，逐步向拍卖过度。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比例。

预计分配方法当前主要采用基准线法和历史强度法，当数据基础充足时，可全部采用基准线法。配额分配方法对 控排行业将产生结构性影响。结合理论分析和区域试点市场经验，目前适合采用基准线法的行业主要有发电、水泥、玻璃、电解铝等， 适合采用历史强度法的行业主要有钢铁、铜冶炼、造纸等。若未来一段时间，行业数据基础有明显改善，八大重 点行业或统一采用基准线法。

（4）交易机制

碳市场包括一主一辅两个市场。全国碳排放权交易市场的交易产品为碳排放配额。在配额清缴过程中，重点排放单位每年可以使用国家核证自愿减排量抵销碳排放配额的清缴，抵销比例不得超过应清缴碳排放配额的 5%。

（5）排放核算

控排企业排放核算主要包括本地燃烧排放、工业过程排放、外购电（热）排放三项，其中外购电排放的计算方法未来存在调整可能，外购电排放因子或由区域电网平均排放因子转变为依据购售电合同计算所得的实际排放因子。电网售电为“统购统销”模式，控排企业外购电无法区分其来源，采用区域电网排放因子是合理的。2015 年新一轮电改开启，大力推行“管住中间，放开两头”方式，电力用户与发电企业已能够直接签订购售电合同，区分外购电来源已具备数据基础。

（6）碳价预测

预计全国碳市场碳配额交易价格中枢在初期略高于试点市场均值，价格中枢大致为 40 元/吨 CO2e，之后稳步上 涨。理论上，碳交易价格代表企业的边际减排成本，在无明显减排技术突破条件下，边际减排成本将逐渐上升。

2、行业影响

（1）火电

发电行业的配额分配采用基准线法。总体来看，由于在行业内部进行了细致分类，每一类机组分别采用不同的基准值，因而一定程度上降低了上述配额分配方法对于行业的结构性影响。

分机组来看，需要额外购买配额的机组主要是两档分类中的最低等级机组。300MW 等级以上燃煤机组中，排放 强度位于基准线以上的主要是亚临界 600MW 机组；300MW 等级及以下燃煤机组中，排放强度位于基准线以上的主要是超高压 200MW、125MW 机组。分煤种来看，褐煤的标煤碳排放系数较高，使用褐煤的机组度电排放强度明显高于使用烟煤的机组。

测算碳交易对于火电企业业绩影响，考虑基准线约为每档机组度电排放加权平均值，则度电利润影响不超过 3%。

各等级机组占比：2019 年中国大陆的煤电机组数约 3000 台，装机容量 10.4 亿千 瓦，其中，1000MW 级煤电机组 1.37 亿千瓦（13.2%），600MW 级机组 3.6 亿千瓦（34.6%），300MW 级 机组 2.7 亿千瓦（26.0%）。因此 300MW 以下机组约 2.7 亿千瓦（26.3%）。

若进一步考虑火电企业各容量机组间碳收益和碳支出存在正负相抵，则碳交易对于火电企业业绩影响将远低于上述测算值。

（2）电解铝

对比火电铝和水电铝来看，碳交易带来的吨铝利润影响为-1.8%/+7.2%。火电铝、水电铝吨铝 CO2 排放分别为 13 吨、1.8 吨，若排放基准线取 10.8 吨 CO2/吨铝，则每吨火电铝需购 买碳配额为 2.2 吨，水电铝可出售碳配额 9 吨。在 40 元/tCO2 碳价下，每吨火电铝/水电铝利润影响为-88/+360 元。目前每吨电解铝盈利约 5000 元，则吨铝利润弹性为-1.8%/+7.2%。

目前电解铝外购电量采用区域电网平均排放因子，则吨火电铝/水电铝利润弹性进一步下降至-1.4%/+2.6%。自备电厂排放因子取 0.85kgCO2/kWh，南方电网排放因子取 0.5271kgCO2/kWh， 则火电铝、水电铝排放约 12 吨 CO2/吨铝、7 吨 CO2/吨铝，基准线取全行业加权平均 10.3 吨 CO2/吨铝，则火电 铝需购买碳配额为 1.7 吨，水电铝可出售碳配额 3.3 吨。在 40 元/tCO2 碳价下，每吨火电铝/水电铝利润影响为68/+132 元。目前每吨电解铝盈利约 5000 元，则吨铝利润弹性为-1.4%/+2.6%。

未来，碳市场对电解铝行业影响主要集中于两方面：（1）随着碳价上升，碳配额交易对于电解铝行业的结构性影 响将会持续扩大；（2）需重点关注电解铝行业碳排放核算时外购电排放因子的选择，由区域电网平均排放因子调 整为实际排放因子时，碳交易为水电铝带来的业绩提升将明显扩大。

风险因素

1、自然因素导致全球温升控制目标出现变化；

2、欧美联合推进碳边境调节机制；

3、全国碳交易市场覆盖行业碳配额分配政策出现较大变化（基准线出现较大调整、大幅提高有偿分配比例等）。

文琳编辑

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