2021-7-21 11:29 来源: 信达证券
内容提要：
核心提要：碳市场作为有效的减排手段，受到国家高度重视。本文对全球碳市场（国际碳市场、欧盟碳市场和碳边境调节机制、我国碳市场）进行了全面分析，建议关注碳市场对行业产生的结构性影响，重点把握技术路径、用能形式存在明显差异的行业的投资机会，如电解铝（水电铝vs火电铝）、钢铁（电炉钢vs转炉钢）等，以及区分不同类型电源的环境属性下的非化石能源发电（水电、风电、光伏等）板块机会；同时须注意碳交易所股权价值、ccer价值存在的风险。
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，但预计交易量和交易金额较为有限。《京都议定书》构建了三大市场化的减排机制，其中清洁发展机制（CDM）发展规模最大，但在2013年因欧盟政策调整而趋于消亡。2020年后，《巴黎协定》成为全球减排总纲领，但其对于碳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。
欧盟碳边境调节机制（CBAM）是欧盟碳市场在边境的延伸，其本质是碳关税。（1）欧盟内部存在争议，完成立法并非易事，预计最终立法内容与当前可能存在较大差异；（2）虽然欧盟极力避免将CBAM定位为“碳关税”而上升至WTO层面进行讨论，但可能难以实现，而一旦进入WTO层面讨论，大概率将引发广泛争议，预计将大大推迟CBAM落地进程；（3）按照当前规则，CBAM对我国出口影响有限，主要受影响行业为钢铁和电解铝。未来应重点关注欧盟碳市场对工业免费配额的减少和CBAM对商品上游投入物排放的计算方式，上述变化是CBAM对我国出口影响的核心变量。
全国碳市场在“十四五”期间影响主要为结构性而非系统性。预计“十四五”期间配额总量将总体充足，不会给行业带来系统性的减排压力；从配额分配方法来看，主要采用的基准法、历史强度法将会对所纳入行业产生结构性影响，主要利好碳排放强度低于行业基准值的头部企业。对于火电行业，300MW以上和300MW及以下机组采用不同基准线，若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%。对于下一步有望纳入碳市场的电解铝行业，目前电解铝外购电量采用区域电网平均排放因子，则火电铝/水电铝利润弹性为-1.4%/+2.6%。未来，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；同时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（+7.2%）。
投资机会：（1）关注技术路径、用能形式存在明显差异的行业的投资机会，如电解铝（水电铝vs火电铝）、钢铁（电炉钢vs转炉钢）等；（2）区分不同类型电源的环境属性下的电力投资机会，看好水电、新能源运营商、生物质发电板块。
风险提示：（1）碳交易所股权价值或存在高估；（2）CCER政策不确定性大，应把握业绩修复逻辑，而非额外收益逻辑。预计平价风电、光伏等难以继续纳入其中，CCS、生物质发电等项目或仍能受益，林业碳汇项目需重点考虑其能否满足额外性要求，从历史经验看该类型项目较难申请。
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）。
正文目录
一、关于减排政策工具的对比分析
二、全球碳市场的架构与发展
三、国际碳市场发展前瞻
四、欧盟碳市场与碳边境调节机制
五、全国碳市场与投资机会
六、风险因素
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
减排可以通过行政命令、碳税、碳市场三种方式实现。行政命令，一般是政府通过控制高排放产品的供需来实现减排，通常采用限制新项目核准、限制存量项目产量或要求存量项目进行节能减排改造等方式；碳税，是指针对二氧化碳排放征税，主要面向煤炭、石油、天然气等化石燃料，按照其碳含量或碳排放量进行征收；碳市场，是碳排放权交易市场的简称，指建立在温室气体减排量基础上将排放权作为商品流通的交易市场，采用“总量管制与排放交易（Cap &Trade）”的运作方式，即设定排放总量控制目标，然后引导边际减排成本不同的各方进行交易，以最低的成本实现减排目标。
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。但现实中上述条件很难满足，因而碳税和碳市场的政策效果并不相同。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。通过对比三种政策工具的优劣势，我们认为：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。
表1：三种减排政策工具对比
资料来源：ICAP，信达证券研发中心
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，主要包括欧盟、中国、美国部分州、韩国、德国、英国等；采用碳税的有27个国家和7个地区，主要包括法国、英国、日本等；同时采用碳市场和碳税的有19个国家和2个地区，主要包括法国、英国、加拿大、西班牙、葡萄牙等。
图1：碳市场与碳税在全球的实施情况
资料来源: 世界银行，信达证券研发中心（截至2021年4月）
表2：碳市场与碳关税在全球的实施情况
资料来源：世界银行，信达证券研发中心（截至2021年4月）
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。
图2：全球碳定价机制运行数量和覆盖的温室气体排放量占比
资料来源：世界银行，信达证券研发中心
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。
图3：各国家和地区碳价水平
资料来源：世界银行，信达证券研发中心（2021年4月1日价格）
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。
图4：不同国家/地区碳市场所覆盖的行业
资料来源：ICAP，信达证券研发中心（截至2020年底）
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，以我国为例，该比例约为80%；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。如面向交通和建筑领域，美国、加拿大部分地区通过覆盖上游市场主体（如交通部门上游的燃料分销商、建筑部门上游的供暖燃料分销商等）等方式，将相关部门纳入碳市场；又如北京在碳排放权交易试点过程中，通过细分交通部门，将排放源相对集中、易于监测的公共交通企业纳入碳市场管理。
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。目前，各地仍在积极上马“两高”（高耗能、高排放）项目，国家通过规划控制，压缩新增项目、减少排放增量，必定是碳达峰前的主要政策选择之一。4月15日，生态环境部已印发《关于加强高耗能、高排放项目生态环境源头防控的指导意见（征求意见稿）》，要求坚决遏制“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。需要特别说明的是，碳税覆盖的排放总量较小，因而若是未来减排压力不大，则国家有可能不出台碳税政策。
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（市场较为成熟后，可将交易主体进一步扩充至金融机构、个人投资者等），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（自愿减排市场），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（核证减排量）。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%。该机制又称基线与信用机制、抵消机制等。
• 碳信用（Carbon Credit）是指自愿减排企业实施提升能源使用效率、吸收温室气体、减少温室气体排放等类型项目，产生的相较于基线（上述项目未实施时通常可能发生的情况）的减排量。该减排量需要由政府部门或国际组织核证签发，可用于抵消量化减排义务。
图5：碳市场架构
资料来源：ICAP，中国碳排放交易网，信达证券研发中心
（2）碳市场的Cap & Trade模式
碳市场采用总量控制和交易（Cap & Trade）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。
碳配额的分配方法包括免费分配和有偿分配两类，一般由免费分配起步，逐步提高有偿分配的占比。
• 历史强度法：控排企业碳配额=企业的历史排放强度值✕减排系数✕产量。如果减排系数相同，则低排放强度的高效产能反而受损；如果设置差异化的减排系数，则能够达到鼓励先进、鞭策落后的效果。
• 基准线法：控排企业碳配额=行业基准值✕产量。利好排放强度位于行业基准线以下的企业，一般为行业头部、技术水平较高的企业，其每生产一单位产品，将产生实际排放与行业基准线差值的碳配额富余，可以通过碳市场出售给碳配额不足的企业；而排放强度位于行业基准线以上的企业，与此相反。
图6：碳配额分配方法的分类
资料来源：中创碳投，信达证券研发中心
图7：碳配额分配方法对比
资料来源：中国碳排放交易网，信达证券研发中心
（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，如我国发电行业根据2018年供电（热）量的70%预分配2019-2020年配额。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（履约），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。
图8：碳市场的运行流程
资料来源：《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），信达证券研发中心
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。如政府间气候变化专门委员会（IPCC）测算表明，若希望将全球温升控制在1.5°C以内（50%以上概率），剩余碳排放预算约为580-770 GtCO2，然后可结合经济社会发展、技术条件等因素，确定年度碳排放上限。
• 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。国家碳配额的分配可综合考虑历史排放水平、人均排放水平等因素进行分配；国内碳配额的分配可基于历史排放、行业平均排放强度、拍卖等形式进行分配。
• 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，根据IPCC测算，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（2020年受新冠疫情影响，除外），全球碳配额总体不足背景下，难以向各国分配碳配额。从历史经验上看，《京都议定书》设置了联合履约、排放贸易、清洁发展机制开展国际减排合作，其中排放贸易机制下的国家分配单位（Assigned Amount Units，AAUs）类似国家碳配额，但其交易远不及清洁发展机制下的经认证减排单位（Certified Emission Reduction，CERs）交易活跃，从一定程度上表明了在国家之间推行Cap & Trade减排模式存在极大阻力。《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。
图9：全球温室气体排放增长情况
资料来源：UNEP，信达证券研发中心
图10：IPCC所建议的全球减排路径
资料来源：IPCC，信达证券研发中心
• 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。如欧盟碳市场主要覆盖电力、工业等部门，德国碳市场覆盖建筑、交通部门，实现对欧盟碳市场的补充。
在理想情景下考虑现实约束，我们认为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（碳泄露是指对于严格减排的国家，其国内一些产品（尤其是高耗能产品）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，将会被后者因产业转移带来的新增碳排放而抵消）。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（碳关税），在国际贸易环节拉平进口商品与国内商品的碳成本。
图11：全球碳市场的总体架构
资料来源： 京都议定书，巴黎协定，信达证券研发中心
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（国际排放贸易机制、联合履约机制、清洁发展机制）推动，国际碳信用交易在《京都议定书》第一承诺期（2008-2012年）初步建立；但之后，由于各国参与《京都议定书》第二承诺期（2013-2020年）的积极性大打折扣、发达经济体调整碳信用购买要求等原因，该市场成交量出现了明显下降。《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”（Carbon Border AdjustmentMechanism，CBAM）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。据国际碳行动伙伴组织（International Carbon International Carbon Action Partnership，ICAP）统计，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。
图12：全球碳市场发展现状
资料来源： ICAP，信达证券研发中心（截至2021年1月底）
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，我们认为，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。
图13：欧盟与瑞士碳市场连接前后的碳价变化
资料来源：ICAP，信达证券研发中心（截至2021年3月）
• 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。可以预见，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。《联合国气候变化框架公约》附件一确定了43个存在减排要求的缔约方，主要为发达国家/经济体（部分为向市场经济过渡的国家）。《京都议定书》为附件B中39个缔约方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。
表3：我国终端能源需求预测
资料来源: 联合国气候变化框架公约，京都议定书，信达证券研发中心
• 联合履约（Joint Implementation，JI）是指《联合国气候变化框架公约》附件一国家（主要是发达国家）之间开展项目级的合作，其所实现的温室气体减排抵消额称为“排放减量单位”（Emission Reduction Units，ERUs），项目的东道国可以将ERUs转让给那些需要额外的排放权才能兑现其减排义务的国家，但是同时必须在东道国的允许排放限额上扣减相应的额度。
• 清洁发展机制（Clean DevelopmentMechanism，CDM）是指附件一国家和非附件一国家（发展中国家）之间开展项目级的合作，发展中国家可以将项目所产生的“核证减排量”（Certified Emission Reductions，CERs）转让给发达国家，后者将其用于完成在《京都议定书》下的减排承诺。
CDM的项目开发主要有三种模式：（1）单边模式。发展中国家独立实施CDM项目活动，没有发达国家的参与。发展中国家在市场上出售项目所产生的CERs。（2）双边模式（主要模式）。发达国家实体和发展中国家实体共同开发CDM项目，或发达国家在发展中国家投资开发CDM项目，由发达国家获得项目产生的CERs。（3）多边模式。项目产生的CERs被出售给由多个发达国家的投资者组成基金。
清洁发展机制是一项“双赢”机制：一方面，通过这种合作，发展中国家可以获得资金和技术，有助于实现可持续发展；另一方面，发达国家可以大幅度降低实现减排所需的费用。
• 排放贸易（Emission Trading，ET）是附件一国家之间的合作，一个发达国家，可以将其超额完成减排义务的指标，以贸易的方式转让给另外一个未能完成减排义务的发达国家，并同时从转让方的允许排放限额上扣减相应的转让额度。转让的指标主要包括：（1）“分配数量单位”（Assigned Amount Units，AAUs），即由发达国家在《京都议定书》下的排放限额分解而成的计量单位；（2）排放减量单位（ERUs）；（3）核证减排量（CERs）；（4）清除单位（Removal Units，RMUs），即利用变换土地利用方式、减少森林砍伐、重新造林等方式实现大气中温室气体减少，可认定产生清除单位。
表4：《京都议定书》下的三种减排合作机制
资料来源: 京都议定书，信达证券研发中心
图 14：《京都议定书》下的三种减排合作机制示意图
资料来源: 京都议定书，中国碳交易网，信达证券研发中心
（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。
• 清洁发展机制（CDM）
CDM项目开发主要涉及两个关键主体：执行理事会（Executive Board，EB），指定的经营实体（DesignatedOperational Entity，DOE）；七个关键阶段：①项目设计，②取得国家批准书LoA，③DOE进行项目审定，④在EB注册成为CDM项目，⑤业主执行项目监测和报告，⑥DOE核查和核证减排量，⑦EB签发CERs。
图 15：CDM项目开发流程图
资料来源: 中国赛宝实验室，申能碳科技，信达证券研发中心
从各阶段项目数来看，签发CERs存在较高难度，完成审定和注册的项目占比约7成，完成签发CERs的项目占比近3成。截至2021年6月底，项目设计阶段，提交PDD的总项目数为11432个。审定阶段，完成审定项目8218个，占总项目数的比例为71.9%；在审项目556个，占比4.9%；DOE拒绝项目2658个，占比23.3%。注册阶段，已注册项目7859个，占比68.9%；EB拒绝项目280个，占比2.4%。签发阶段，已签发CERs项目3288个，占比28.8%；未签发CERs项目4571个，占比40.0%。
图16：各阶段CDM项目统计
资料来源：UNEP DTU，信达证券研发中心（截至2021年6月底）
从项目的领域来看，CDM项目分为27大类，累计签发CERs 20.7亿吨CO2e。其中风电、水电、生物质能、甲烷治理、填埋气领域签发CERs项目数较多，分别为1001、934、266、265、173项；氢氟碳化物（HFCs）、氧化亚氮（N2O）、水电、风电、填埋气领域签发CERs量较大，分别为53994、36142、31401、27438、12742万吨CO2e。
表5：CDM项目分类
资料来源：UNEP DTU，信达证券研发中心
图17：提交PDD和已签发CERs的各类型CDM项目数统计
资料来源：UNEP DTU，信达证券研发中心（截至2021年6月底）
图18：各类型CDM项目CERs签发量和占比统计
资料来源：UNEP DTU，信达证券研发中心（截至2021年6月底）
从时序来看，注册项目和签发CERs项目数、CERs新增签发量分别在2012年、2013年达到峰值，之后受欧盟政策调整影响而快速下降，CDM机制已日渐式微。2012年《京都议定书》第一承诺期到期，欧盟调整CDM项目来源要求，只允许来自最不发达国家的新CDM项目进入欧盟市场。从CDM供需来看，欧洲是最大的买方，约6成CDM项目为欧洲国家与发展中国家共同开发，中国是最大的卖方，签发的CERs占比高达53.4%。因此，欧盟政策调整对中国CDM项目发展影响最大。
图19：年新增注册项目数和新增签发CERs项目数
资料来源：UNEP DTU，信达证券研发中心
图20：CERs新增签发量和累计签发量
资料来源：UNEP DTU，信达证券研发中心
图21：签发的CERs的主要来源国
资料来源：UNEP DTU，信达证券研发中心
图22：CDM项目的主要开发国
资料来源：UNEP DTU，信达证券研发中心
• 联合履约（JI）
JI项目涉及领域与CDM项目相同。项目数量上，主要集中于减少逃逸、工业能效提升、填埋气等领域，占比分别为22.8%、12.8%、12.2%；ERUs签发量上，合计签发8.6亿吨CO2e，主要集中于减少逃逸、工业能效提升、能源分配领域，占比分别为50.1%、12.9%、7.0%。
图23：签发ERUs项目数及占比
资料来源：UNEP DTU，信达证券研发中心（截至2021年6月底）
图24：各领域项目ERUs签发量及占比
资料来源：UNEP DTU，信达证券研发中心（截至2021年6月底）
从时序来看，JI项目开发和注册、ERUs签发量分别集中于2012年、2013年前，目前该市场已基本消亡。《<京都议定书>多哈修正案》就《京都议定书》第二承诺期（2013-2020年）作出安排，该协议于2012年12月8日通过，但2020年12月31日才最终生效。发达国家参与积极性较第一承诺期（2008-2012年）明显下降，因而发达国家之间的JI合作项目也快速减少。
图25：月新增JI开发项目数和注册项目数
资料来源：UNEP DTU，信达证券研发中心
图26：ERUs月新增签发量和累计签发量
资料来源：UNEP DTU，信达证券研发中心
• 排放贸易（ET）
排放贸易（ET）主要交易“分配数量单位”（AAUs），AAUs是由发达国家在《京都议定书》下的排放限额分解而成的计量单位，类似于国家碳配额。ET机制是《京都议定书》三大机制中最能表现气候资源市场化的机制，但随着美国（2001年3月）、加拿大（2011年12月）退约，ET机制已基本上名存实亡。
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（Nationally Determined Contribution，NDC），并在未来进一步提升减排力度。
• 合作方法（Cooperative Approaches）：由《巴黎协定》第6.2-6.3条确立，允许缔约方使用国际转让的减排成果（Internationally TransferredMitigation Outcomes，ITMOs）实现NDC，提升减排力度，促进可持续发展，其重点在于确保环境完整性并建立稳健的核算准则以避免双重核算。合作方法可以看成是一个管理不同减排合作活动的框架，这一框架通过建立一套核算准则去管理不同减排合作活动产生的ITMOs的转让。产生ITMOs方式主要包括区域间碳市场的连接、政府之间的减排成果转让以及信用机制等，其中信用机制可能包括由缔约方管理的双边或多边信用机制，或是下述可持续发展机制。
• 可持续发展机制（SustainableDevelopment Mechanism，SDM）：由《巴黎协定》第6.4-6.7条确立，允许缔约方以东道国或购买国的身份使用该机制下所产生的减排量实现NDC，是一种信用型市场机制。根据《〈巴黎协定下〉的国际碳市场机制：基本形式和前景展望》分析，可持续发展机制（SDM）在一定程度上可视为清洁发展机制（CDM）的发展延伸：CDM是以项目为主的市场机制，减排量有限；《巴黎协定》虽然尚未明确SDM的覆盖范围，但大多数缔约方认为其应将减排活动扩展到行业、子行业等层面以弥补CDM在这方面的缺陷，形成以行业/部门为基线设定最小单元的机制。
《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（水泥、石灰、玻璃等）、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（Market Stability Reserve, MSR），2019年到2023年间，24%的剩余配额将放入MSR中（第四阶段的正常比例为12%），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。
表6：欧盟碳市场的四个发展阶段对比
资料来源：《中国碳交易市场的机制设计与国际比较研究》，《全球碳市场建设历程回顾与展望》，European Commission，信达证券研发中心
图27：欧盟碳市场配额总量下降趋势
资料来源：European Commission，信达证券研发中心
（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（2008-2012年）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（第二阶段前期）、减排超预期造成配额过剩（第二阶段后期）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。第三阶段（2013-2020年）和第四阶段（2021-2030年）与第一阶段（2005-2007年）和第二阶段（2008-2012年）相比，欧盟碳市场的主要变化有三：一是取消了国家分配方案（National Allowance Plan，NAP），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。
图28：欧盟碳配额期货价格走势及主要原因
资料来源：《全球碳市场建设历程回顾与展望》，万得，信达证券研发中心
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。即使考虑极端情况，若市场中碳配额供小于需，存在硬缺口，则碳配额价格可能大幅上涨，逼近无法完成配额清缴时的惩罚价格，此时碳信用价格依旧无法超过碳配额价格。而且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。
图29：欧盟碳配额期货价格与CERs期货价格对比
资料来源：万得，信达证券研发中心
（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%（不计航空业）。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。
图30：欧盟碳市场第三阶段免费配额总量与占比
资料来源： European Commission，信达证券研发中心
注：2020年免费配额数据截止2020年6月
图31：欧盟碳市场第三阶段各类免费配额量
资料来源： European Commission，信达证券研发中心
注：2020年免费配额数据截止2020年6月
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）。低收入成员国包括保加利亚、塞浦路斯、捷克、爱沙尼亚、匈牙利、立陶宛、波兰、罗马尼亚等国。2018年欧盟发电（工业）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%。
图32：欧盟低收入国家电力行业免费配额发放量
资料来源：European Commission，信达证券研发中心
图33：欧盟发电（供热）行业碳排放量
资料来源：IEA，信达证券研发中心
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。
图34：欧盟制造业分行业排放量
资料来源：Sandbag，信达证券研发中心
图35：欧盟制造业分行业免费配额量
资料来源：Sandbag，信达证券研发中心
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（Carbon Leakage）是指对于严格减排的国家，其国内产品生产（尤其是高耗能产品）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。实施过程将分为两个阶段，根据能源基金会（Energy Foundation）分析，2023-2025年为试点阶段，所涵盖领域的产品仅需履行排放报告义务，欧盟在此期间不征收任何费用；2026年之后正式实施，欧盟将逐年减少10%的生产企业免费配额直至2035年完全取消免费配额，同时要求产品进口者需要根据产品生成过程中产生的碳排放支付碳费用，并逐年提高费率。
图36：欧盟对于CBAM的进度安排
资料来源：European Commission，信达证券研发中心
表7：欧盟碳边境调节机制政策制订进程
资料来源：European Commission，能源基金会，信达证券研发中心
（3）政策内容
根据7月14日European Commission 披露的草案文件，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（生产耗电不计），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。
表8：欧盟碳边境调节机制立法草案的主要内容
资料来源：European Commission，能源基金会，信达证券研发中心
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。
图37：欧盟碳边境调节机制的可能征收方式
资料来源：European Commission，能源基金会，《欧盟正在筹划的”碳关税“会是什么样子》，信达证券研发中心
（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（Ordinary legislative procedure）。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（发起者，无立法权）、欧洲议会（监督、咨询和立法机构）和欧盟理事会（欧盟立法与决策机构）。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。欧盟理事会通过条件为双重多数，不少于55%的成员国支持且支持国人口达到欧盟人口的65%；并且设置有少数否决权（blocking minority），即若有至少4个成员国反对，则可以否决提案。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。
图38：欧盟普通立法程序
资料来源：wikipedia，信达证券研发中心
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。从欧洲议会的投票情况来看，444票赞成、70票反对、181票弃权，支持率仅64%。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。
• 虽然欧盟极力避免将CBAM定位为“碳关税”而上升至WTO层面进行讨论，但或难以实现，而一旦进入WTO层面讨论，大概率将引发广泛争议，预计将大大推迟CBAM落地进程。
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。
表9：欧边境调节机制与世界贸易组织规则适应性
资料来源：《碳边境调节机制与世界贸易组织规则适应性探讨与启示》，信达证券研发中心
（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。2008年欧盟通过法案，决定将国际航空纳入欧盟碳排放交易体系，并与2012年1月起施行。该法案限制所有在欧盟境内飞行的航空公司的碳排放量，超出部分必须购买配额，否则将被禁止在欧盟境内飞行。2012年2月22日，中国、美国、俄罗斯、印度等29国发表联合宣言，提出一揽子反制措施，包括利用法律禁止本国航空公司参与碳排放交易体系、修改与欧盟国家的“开放天空”协议、暂停或改变有关扩大商业飞行权利的谈判等。最终欧盟在2012年年底暂停征收航空碳税。
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。根据德国阿登纳基金会针对中国、印度、日本、澳大利亚、泰国、韩国、新加坡和印度尼西亚等亚洲国家决策者的调查表明，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（钢铁、炼焦、水泥、玻璃、石灰、造纸、制氮、炼铝、石油化工等行业）。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（如无完全对应的统计数据则采用其上一级更大范围的统计数据，例如化肥出口数据采用HS分类中“25章 盐；硫磺；土及石料；石灰及水泥等”项、化工产品全部纳入等），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%。
图39：中国对欧盟出口中当前欧盟CBAM所涉行业金额占比
资料来源：万得，信达证券研发中心
图40：中国对欧盟出口中当前欧盟碳市场所涉行业金额占比
资料来源：万得，信达证券研发中心
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（水电、核电、风电、太阳能发电）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（如机电产品）的扩容，可能将对我国出口产生较大影响。
五、全国碳市场与投资机会
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。
图41：全国碳市场的基本框架
资料来源：中创碳投，信达证券研发中心
（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（2225家企业）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。今年1月生态环境部印发《关于统筹和加强应对气候变化与生态环境保护相关工作的指导意见》，提出“十四五”期间的主要目标是“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”，体现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，据人民资讯调研，华北电力大学教授袁家海表示：“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。《碳排放权交易管理暂行条例（草案修改稿）》亦明确提出“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”。另据《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）》，目前执行100%免费发放。
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。基准线法，控排企业碳配额=行业基准值✕产量，利好排放强度位于行业基准线以下的企业，而排放强度位于行业基准线以上的企业将会受损。历史强度法，控排企业碳配额=历史强度值✕减排系数✕产量，其影响需要结合具体政策分析，如果对所有企业要求的减排系数相同，则已是低排放强度的优质企业反而受损；而如果能够设置差异化的减排系数，则有望达到鼓励先进、鞭策落后的效果。
结合理论分析和区域试点市场经验，我们认为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。
表10：区域试点市场采用的初始配额分配方法
资料来源：上海环境能源交易所，信达证券研发中心
表11：基准线法和历史强度法可能涉及的行业
资料来源：中创碳投，信达证券研发中心
（4）交易机制
碳市场包括一主一辅两个市场。主市场为碳配额市场，交易标的为碳配额，由位于上海的全国碳排放交易中心管理交易，位于湖北武汉的全国碳排放权注册登记机构管理注册登记；辅助市场为自愿减排市场，交易标的为国家核证自愿减排量（CCER），由位于北京的全国温室气体自愿减排管理和交易中心管理。
根据《碳排放权交易管理办法（试行）》，全国碳排放权交易市场的交易产品为碳排放配额（生态环境部可以根据国家有关规定适时增加其他交易产品）。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%。
• 国家核证自愿减排量（Chinese CertifiedEmission Reduction，CCER）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。CCER交易采取备案管理模式。参与自愿减排交易的项目，在国家主管部门备案和登记，项目产生的减排量在国家主管部门备案和登记，之后才能进行交易。
（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。2015年之前，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。
• 现行方法下，外购电排放采用区域电网平均排放因子，利好分布式非化石能源发展。企业可通过装设分布式光伏、天然气发电/热电联产/冷热电三联供等方式，降低E燃烧。
• 当外购电排放采用依据购售电合同所得的实际排放因子时，将区分不同电源的环境属性，非化石发电存在电价提升可能。
图42：北京关于水泥行业二氧化碳排放的核算规则
资料来源：《二氧化碳排放核算和报告要求-水泥制造业（DB11/T 1782-2020）》，信达证券研发中心
注：国标计算方法与北京地方标准基本相同
（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。各方预期上，据中国碳论坛发布的《2020年中国碳价调查报告》，基于2020年7月至8月对567位各行业人士（76%来自重点排放行业）关于中国碳市场交易价格预期调查来看，全国碳市场平均碳价预期为：2021年49 元/吨，2025 年71元/吨，2030年93元/吨。考虑到在调查开展之后我国做出了碳达峰、碳中和承诺，最新的价格预期可能会高于调查结果。
图43：国内八个试点碳市场碳配额日成交均价
资料来源：万得，信达证券研发中心
图44：国内八个试点碳市场碳配额加权平均成交价
资料来源：万得，信达证券研发中心
图45：全国碳排放权交易市场的预期价格
资料来源：《2020年中国碳价调查报告》，信达证券研发中心
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。
• 对于燃气机组，实际上不考核其排放量。《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）》提出“在燃气机组配额清缴工作中，当燃气机组经核查排放量不低于核定的免费配额量时，其配额清缴义务为已获得的全部免费配额量；当燃气机组经核查排放量低于核定的免费配额量时，其配额清缴义务为与燃气机组经核查排放量等量的配额量”。
• 对于常规煤电机组，主要分为300MW等级以上和300MW等级及以下两档，前者主要包括600MW等级机组和1000MW等级机组，后者主要包括300MW等级机组和200MW、125MW及以下等级机组。
表12：发电行业碳配额分配规则
资料来源：《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）》，信达证券研发中心
根据《省级温室气体编制指南（试行）》，选取电厂常用的烟煤、无烟煤和褐煤单位热值含碳量缺省值，碳氧化率采用98%，计算得到不同煤种下标煤的碳排放系数。
表13：不同煤种的单位热值含碳量和标煤碳排放系数
资料来源：《省级温室气体编制指南（试行）》，《火电机组碳排放特征研究及管理建议》，信达证券研发中心
根据《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额（GB21258-2017）》，分别选择1级和3级供电煤耗上限值均值、3级供电煤耗上限值两种情景进行测算。
14：国标要求的机组单位产品能耗限额等级
资料来源：《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额（GB21258-2017）》，信达证券研发中心
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。
图46：典型机组度电排放（供电煤耗取能耗限额1、3级均值）
资料来源：《省级温室气体编制指南（试行）》，《火电机组碳排放特性研究及管理建议》，《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额（GB 21258-2017）》，信达证券研发中心
图47：典型机组度电排放（供电煤耗取能耗限额3级）
资料来源：省级温室气体编制指南（试行）》，《火电机组碳排放特性研究及管理建议》，《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额（GB 21258-2017）》，信达证券研发中心
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：End Coal统计数据显示，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%）。
• 碳交易带来的度电利润影响：情景1：针对300MW等级以上燃煤机组，基准线为其加权平均值，则1000MW机组度电碳收益为0.00138元，600MW机组度电碳支出为0.00053元。以华能国际火电业务测算碳交易对2019年、2020年度电利润影响，假设全为1000MW机组，则+2.7%（2019年）、+2.3%（2020年）；假设全为600MW机组，则-1.0%（2019年）、-0.9%（2020年）。情景2：针对所有典型燃煤机组，基准线为加权平均值，则1000MW机组度电碳收益为0.00347元，200MW、125MW机组度电碳支出为0.00391元。以华能国际火电业务测算碳交易对2019年、2020年度电利润影响，假设全为1000MW机组，则+6.8%（2019年）、+5.7%（2020年）；假设全为200MW、125MW机组，则-7.6%（2019年）、-6.4%（2020年）。
• 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。
表15：典型火电机组度电碳配额收益/支出测算
资料来源：《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额（GB21258-2017）》，信达证券研发中心
注：因烟煤使用较多，故单位标煤CO2排放系数取烟煤的标煤碳排放系数2.757
表16：华能国际火电度电业绩弹性测算
资料来源：公司年报，信达证券研发中心
（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（20%水电铝、80%火电铝加权平均值），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%。
表17：2019年电解铝CO2排放测算
资料来源：安泰科，信达证券研发中心
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（2012年数据，无后续官方数据），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%。
图48：2020年铝电解环节电力消耗产生的单位排放（企业）
资料来源：安泰科，信达证券研发中心
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。
3、投资分析
• 哪里有机会？
（1）关注技术路径、用能形式存在明显差异的行业，如钢铁（转炉钢vs电炉钢）、电解铝（火电铝vs水电铝）等。未来随着碳价上升，对于行业的结构性影响将不断扩大。
“十四五”重在建立健全交易机制、推动企业适应碳交易过程，预计全国碳排放权交易市场不会对纳入行业产生系统性影响。结合采用的配额分配方法（基准线法、历史强度法）来看，将会产生结构性影响。需要特别关注技术路径、用能形式存在明显差异的行业，如钢铁（转炉钢vs电炉钢）、电解铝（火电铝vs水电铝）等。
（2）区分不同类型电源的环境属性下的电力投资机会。
看好水电和新能源运营商，或将受益市场化电价/绿证价格抬升。从发电量来看，可再生能源发电优先上网，加之近年来新能源发电、水电消纳率持续保持高位，电量有保障。从电价来看，存在上行趋势。供给端，碳市场/碳税形成的碳价会改变电厂的调度顺序，导致市场出清价格抬升，可再生能源发电（水电、风电、光伏等）、核电将产生更多利润。需求端，无论是欧美所考虑的碳边境调节机制，还是企业出于社会责任考虑提升绿电使用率，均会推动非化石能源发电的需求曲线右移，进一步提升非化石能源发电出清价格。
图49：电力供给和需求曲线
资料来源： Next-Kraftwerke，信达证券研发中心
图50：碳价提高非化石能源发电利润空间
资料来源：信达证券研发中心
核电亦有望受益市场化电价/抬升，但运营商业绩短期或受市场化电量占比提升拖累，利好释放还需时日。
市场化电量占比逐年提升，核电运营商业绩将继续承压。目前核电市场化电量占比约35%，与火电企业相比仍有较大差距（2020年华能国际、华电国际市场化电量占比分别为58.33%、59.6%），仍有较大提升空间。据中国核电2020年度业绩说明会披露，公司2021年市场化电量占比预计将达到45%左右，提升近8个百分点，仍处于快速上行阶段。市场化交易电价较标杆电价低3-6分/千瓦时，核电标杆上网电价约0.43元，折价率约7%-14%。
图51：核电主要上市公司市场化电量占比
资料来源：万得，信达证券研发中心
图52：核电平均上网电价（元/MWh）
资料来源：万得，信达证券研发中心
• 哪里可能存在过于乐观的预期？
（1）碳市场相关机构股权价值或存在高估
据财联社披露，全国碳排放权交易机构将由上海市政府指定的实施机构持有24%的股份，湖北、北京、天津、江苏、福建、广东、重庆、深圳8省市的实施机构各持有9.5%的股份；全国碳交易注册登记机构由湖北省政府指定的实施机构持有24%的股份，北京、天津、江苏、上海、福建、广东、重庆、深圳8省市政府指定的实施机构则平均各自持有9.5%的股份。据业内人士透露，除江苏外，全国8大试点碳交易所将代表所在省市共同入股上述机构。部分能源企业已入股地方碳交易所，将间接持有全国碳排放交易中心、全国碳排放权注册登记机构股权。
但根据2020年10月生态环境部印发的《全国碳排放权登记交易结算管理办法（试行）》（征求意见稿）明确提出，注册登记结算机构、交易机构，不以营利为目的。另据华银电力公告披露，公司参股深圳排放权交易所有限公司，投资金额2250万元，持股比例为7.5%，2019年收到的分红金额为3.38万元（收益率0.15%），2020年分红金额为8.82万元（收益率0.39%），收益十分有限。
表18：全国碳市场的组织架构
资料来源：北极星电力新闻网，《北京市关于构建现代环境治理体系的实施方案》，信达证券研发中心
目前已获正式备案的8个地方碳市场试点交易所分别为上海环境能源交易所、湖北碳排放权交易中心、北京绿色交易所、广州碳排放权交易中心、深圳排放权交易所、重庆碳排放权交易中心、天津排放权交易所、海峡股权交易中心，参股地方碳交易所的上市公司及相关公司如下：
表19：参股地方碳交易所的上市公司及相关公司
资料来源：天眼查，信达证券研发中心
（2）CCER价值或存在高估
CCER政策不确定性大，投资应把握业绩修复逻辑，而非额外收益逻辑。2017年3月发改委发布公告暂停了温室气体自愿减排项目备案申请的受理，并着手修订《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》，主因《暂行办法》施行中存在CCER交易量小、项目不够规范等问题。当前全国碳配额交易市场开市，CCER项目备案有望重启（时间未定），但预计未来政策与先前或存在一定差异。从CCER项目所重点要求的额外性来看，CCER主要补贴经济性不足的自愿减排项目，因此通过CCER一般难以获取超额利润。
范围上，预计平价的陆上风电、光伏等已具备经济性项目难以再申请CCER，CCS、生物质发电等经济性较差项目仍有望继续申请。
• 额外性：CCER项目活动所产生的减排量相对于基准线是额外的，即这种项目活动在没有外来的CCER支持下，存在诸如财务、技术、融资、风险和人才方面的竞争劣势和/或障碍因素，靠国内条件难以实现，因而该项目的减排量在没有CCER时就难以产生。
• 林业碳汇项目需重点考虑其能否满足额外性要求，本身具有良好经济性、能够正常商业化运行的林业项目预计无法申请CCER，从历史经验看该类型项目申请难度较高。从目前中国自愿减排交易信息平台披露的项目信息来看，已签发CCER的林业碳汇项目仅有1个，为广东长隆碳汇造林项目。
图53：公开披露的各类型CCER项目备案减排量及占比
资料来源：中国自愿减排交易信息平台，信达证券研发中心
• 假设风电、光伏能够申请CCER，仅十四五新增装机对应CCER即可达到1.1亿吨CO2e，将迅速导致CCER供给过剩。
表20：十四五风电和光伏产生的减排量测算
资料来源：广州碳排放权交易所，信达证券研发中心
价格上，预计交易初期供需基本平衡，成交价略低于碳配额价格；远期逐步供大于求，价格下降，维持在较低水平。
• 需求端：发电行业碳排放总量约40亿吨，若考虑有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；2030年左右，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。因此CCER需求上限将由1亿吨（2021年碳市场起步）逐渐上升至2.5亿吨（2030年碳达峰），之后逐渐下降。
• 供给端：基于中国自愿减排交易信息平台信息统计，披露的签发减排量为4636万吨CO2e。实际签发量可能为7800万吨CO2e，目前可交易量约5766万吨CO2e。根据国家能源局披露数据，截至2019年底，CCER累计成交量约2.07亿吨二氧化碳当量，成交额约16.4亿元。备案的7800万吨减排量中，有约1980万吨用于试点碳市场的抵消履约，约54万吨自愿注销帮助企业履行社会责任，其余由项目业主等继续持有，约5766万吨。进一步考虑已备案项目的年减排量，为10737万吨CO2e/年。
图54：CCER项目流程及供给量测算
资料来源：中国自愿减排交易信息平台，国家能源局，信达证券研发中心
4、重点投资领域和相关上市公司
我们结合上述分析，列举重点领域部分相关上市公司如下（仅代表所列公司从事相关领域，不作为具体公司投资推荐），供投资参考。
表21：重点投资领域和相关上市公司
资料来源：万得，信达证券研发中心（截至2021年7月16日收盘数据）
六、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）。
本文源自报告：《碳达峰和碳中和：碳市场前瞻与影响分析》
报告发布时间：2021年7月19日
发布报告机构：信达证券研究开发中心
报告作者：左前明 S1500518070001
