国君宏观：碳交易市场的运行机制与推进节奏猜想

本文来自：国君宏观研究

6月底国内的碳交易市场即将落地，碳交易市场的玩家和机制大体如何？

导读

碳交易市场落地在即，我们从碳交易机制、碳价传导基础、电价政策条件和欧盟碳市场历史经验几个方面入手，对我国碳交易市场的机制与实施节奏进行分析。

摘要

国内碳交易市场的运行与交易制度：

1）基本原理：统一配额，根据碳排需求进行买卖交易。政府按照行业平均碳排基准对所有企业统一配额，控排企业需要向核证减排企业和配额富余企业购买相应的碳配额和CCER产品来抵消其超额碳排；

2）企业通关之路：注册→预分配→配额修正→配额交易→履约注销。碳市场由登记结算系统、交易系统、核查报送系统三大系统和省级主管部门共同支撑，可通过挂牌协议、大宗协议、单向竞价三种方式进行交易。

碳交易政策的影响机理与效应：

1）影响机理：碳交易通过释放碳价信号，引导所有行业调整产业规模，实现产业结构低碳转型。

2）短期受益的行业包括：具有技术优势的配额富余企业（即低于行业平均碳排的火电企业）、能够通过卖出CCER获得超额收益的核证减排企业、涉及碳排监测等相关设备行业。

碳交易之下，电价管制是否会成为碳价传导的掣肘？

1）电力市场化改革为碳价传导提供基础。我国目前采用“基准电价+浮动机制”的市场化电价政策，保证电价信号顺利发出的同时，避免电价大幅波动；

2）电力市场化改革不断深化，电价传导能力未来将逐步提升，电价未来将是碳价传导的“二传手”。能源供给侧和需求侧的双重作用能够大幅提升我国的减排效率，我国将在下一阶段进一步加快电改步伐，电价对碳价的传导效应在中期来看会越发明显。

欧盟碳市场的复盘：碳价传导是否有迹可循？

1）欧盟碳市场实施节奏复盘：四个阶段，碳交易影响逐步加码，各阶段初期对于规制行业的价格边际推动作用都相对明显；

2）碳交易的成本传导逻辑下，重点规制行业价格和整体PPI走出了剪刀差形态。

碳达峰约束下，碳价传导效应将逐渐释放，这对于中长期国内的通胀中枢将带来一定的推升作用。对于未来推进节奏的猜想：

1）第一阶段（2021~2022年）——市场建设阶段：电力行业无成本，行业集聚效应有助于推升电价，受限于其成本传导能力，电价不会出现持续性的上涨；

2）第二阶段（2023~2025年）——市场完善阶段：八大高耗能行业全部纳入，碳交易成本逐步提升，电力行业成本传导能力增强，碳价传导效应开始显现；

3）第三阶段（2026~2030年）——减排深化阶段：严格的减排约束下碳价传导效应将逐步释放，高耗能行业在碳价压力下调整产业规模，产业结构实现低碳转型。

感谢实习生韩朝辉对本报告的贡献。

正文

6月22日上海环境能源交易所发布了《关于全国碳排放权交易相关事项的公告》，对碳交易方式和制度进行了详细说明。6月底国内的碳交易市场即将落地，碳交易市场的玩家和机制大体如何？市场落地初期又会有什么影响？碳中和系列报告第五篇，我们主要介绍未来碳交易市场的相关概念和推测碳交易制度的推进节奏。

1. 碳交易政策的本质及影响机理 

1.1  企业如何通关碳市场？

碳交易的基本原理就是统一配额，控排企业和配额富余企业进行买卖交易，以实现碳资源合理配置。参与碳市场的主要对象包括：控排企业（主要是受政策规制的高耗能企业，目前仅为火电行业）、配额富余企业（主要是受政策规制的低碳排企业）、核证减排企业（主要是经核证能够自主贡献减排量的环保企业，如：风电、光伏、碳汇等），其中控排企业由于自身实际碳排高于初始配额，因而需要向核证减排企业和配额富余企业购买相应的碳配额和CCER产品（核证自愿减排量）来抵消其超额碳排。在这一过程中，控排企业需要为碳排放支付额外成本，而自愿减排的核证减排企业和生产较为低碳的配额富余企业则能够获得超额收益，因此政府通过碳交易的手段实现碳资源合理配置，促进高耗能企业节能减排，同时激发环保企业的自主减排积极性。

企业在碳市场中的通关之路：注册→预分配→配额修正→配额交易→履约注销。碳市场由三大系统和省级主管部门共同支撑，确保交易过程中的数额准确、交易顺畅以及执行的强制力，其中三大系统包括：登记结算系统、交易系统、核查报送系统（MRV）。由于多个系统的共同参与，企业在碳市场中的通关之路也较为复杂：企业首先需要在登记结算系统进行注册登记；然后省级主管部门基于各企业前年的实际碳排量进行配额预分配，根据初步分配的配额情况，企业可以在交易系统中进行第一阶段的交易；等到企业提交上年碳排放报告，核查系统应当对企业提交的数据进行核查，然后报送给省级主管部门，主管部门会基于报送的上年碳排数据对各企业的配额进行重新分配，企业会基于修正后的配额情况重新调整交易策略；到年底，企业应当注销与碳排量相当的配额，并可以将多余配额结转至下一年度。

企业的具体交易方式主要有三种：挂牌协议、大宗协议、单向竞价。

挂牌协议主要是交易双方在既定的规则下进行协议转让：公司向交易系统提出买卖挂牌申报→以价格优先的原则，在对手方实时最优五个价位内依次选择→提交申报完成交易，其成交量需至少达到10万吨，成交价格在上一个交易日收盘价的±10%之间确定，交易时段和沪深股市的交易时段一致；

大宗协议则是由双方直接对话，进行报价、询价、协商、成交。其成交量同样也需达到10万吨以上，成交价格变动可放宽至±30%，交易时段则仅限于工作日下午的13：00~15：00；

单向竞价则主要是由单方基于既定规则自动成交：公司向交易系统提出买卖申请→交易机构发布竞价公告→多家公司进行竞价并在约定时间内通过交易系统成交，其他具体细则尚未公布，将由交易系统另行公告。

1.2  碳交易本质上就是对碳排放权进行定价

碳交易本质上就是对碳排放权进行定价，让企业为其付费进而实现减排目的。碳交易是碳排放权的交易，政府设置一定时期的碳排放控制总量，再给排放者发放或拍卖排放权额度，并赋予排放权额度的买卖自由，因此碳排放权成为一种可以交易的商品。碳交易成本取决于下面这四个关键要素：

免费配额比例（Allowance allocation）：碳排放配额的分配方式分为“免费发放”和“拍卖”两种方式，免费配额比例越低，碳交易成本越高。我国目前的碳交易市场初期以免费分配为主，适时引入有偿分配，并逐步提高有偿分配的比例。有偿分配收入实行收支两条线，纳入财政管理。

规制行业（Coverage）：碳交易政策旨在对高耗能行业进行规制，通过提高生产成本的方式引导其进行低碳转型，因而政策规制行业越多，总体的交易成本越高。由于电力部门是我国最大的碳排部门，且数据基础较为完善，因而我国碳市场初期以电力部门作为突破口，预计在“十四五”期间逐渐纳入其他七个高耗能部门：钢铁、石化、化工、建材、有色、造纸、航空。

总额度限制（Cap Setting）：碳交易政策的英文名叫做“cap-and-trade scheme”，因而其不仅通过拍卖配额的方式形成成本，同时还通过总额度压降的方式进一步对企业施压，因此总额度设置的越低，总体的交易成本越高。在“碳达峰、碳中和”的具体减排目标下，这种数量控制的机制将为我国的减排任务提供主要的推动力。

碳交易价格（Carbon Price）：碳交易价格（简称“碳价”）是碳交易政策的核心，碳价是碳交易成本的直接表现形式，与上述三个要素都有一定的关联，其中关联性最强的就是总额度限制，因为这决定了碳排放配额的稀缺性，政府一般会根据减排目标来设定总额度，从而合理调控碳价，一般碳价越高，总体的交易成本越高。

其中，“碳价”是理解碳交易政策运行方式的关键：在企业层面，碳价是引导企业间“碳资源”合理配置的市场信号，因此碳交易政策有助于提升行业的集中度；在行业层面：碳价推升高耗能行业的生产成本，有助于引导我国产业结构的低碳转型。

1.3  影响机理：碳价信号引导产业结构低碳转型

碳交易通过释放碳价信号，引导所有行业调整产业规模，实现产业结构低碳化。具体包括以下三个阶段：

成本推动效应：碳市场通过碳排放权交易出碳价信号，推升政策规制行业的价格，通过产业链的价格传导导致所有部门价格普涨。在短期，碳市场通过碳排放权交易出碳价信号，推升政策规制行业的价格，为了维持自身利益，规制部门通常会通过提高产品价格的方式将该碳排成本传递给产业链下游的生产部门，同样，下游部门也会做出相应的价格调整，进而导致生产领域中一系列的价格连锁反应。由于产业链的复杂关联，因而碳价传导具有乘数效应，在短期容易引发“碳通胀”现象。由于短期内，生产环节价格的变动尚未传导至终端消费者，因而在这一阶段以供给侧的逻辑占主导，主要体现为纯价格变化。

需求拉动效应：生产者提价之后，消费者根据其需求价格弹性相应地减少对高耗能行业产品的需求量，终端需求的缩减进一步拉动其上游行业总产出的下降。在中期，生产环节的价格上涨传递给终端的消费者，对于一些需求刚性的产品（如：食品制造业等），在相同价格变化下它们的需求受到的影响相对较小；而对于一些需求弹性较大的产品（如：汽车制造业等），在相同价格变化下它们的需求受到的影响相对较大。总体来说，成本冲击较大且需求弹性较大的行业将受到严重的市场份额挤占，终端的需求缩减将通过产业链进一步拉动其上游行业总产出的下降。在这个过程中，价格信号改变消费行为，进而影响生产，价格的变化开始反映到产量上，主要表现为量价共变。

技术变革效应：低碳化的需求选择倒逼企业进行技术改进，一方面采取低碳化的生产工艺，另一方面发展清洁的能源品种，最终实现低碳生产。在长期，低碳化的需求选择倒逼企业进行技术改进，一方面高昂的碳排成本挤压高耗能厂商的利润空间，另一方面下游的需求降低迫使厂商缩减生产规模，为了寻找新的盈利点，这些高耗能行业的出路只有一条——低碳转型，于是，它们开始改进自己的生产工艺，一方面通过生产工艺的改革实现产业链的低碳转型，例如：装配式建筑、电炉钢等；另一方面采用低碳清洁的能源品种进行生产，如：光伏发电、新能源汽车等，最终实现低碳生产。

2.  电价管制是否会成为碳价传导的掣肘？

由于在生产过程中多数行业都需要消耗大量电力，同时电力行业在碳交易市场下将产生较高的碳排成本，因此正常状态下，电力企业将通过提价的方式将成本传递给下游企业，但是考虑到目前我国电力价格管制的问题，有必要讨论电价管制对于其成本传导的影响。

2.1  电力市场化改革为碳价传导提供基础

我国电力市场化改革仍在不断推进，电价管制逐步放开。根据2002年2月的《国务院关于印发电力体制改革方案的通知（5号文）》，我国提出“十五”期间电力体制改革的主要任务是：实施厂网分开、重组发电和电网企业；实行竞价上网，建立电力市场运行规则和政府监管体系，初步建立竞争、开放的区域电力市场，实行新的电价机制，这是我国电力市场化改革的开端。在经历了较长时间的摸索和尝试过程后，我国于2015年出台了新的重要文件《关于进一步深化电力体制改革的若干意见（9号文）》，确立了“管住中间，放开两头”的市场化原则，放开发电侧和售电侧实行市场开放准入，放开用户选择权，形成多买多卖，市场决定价格的格局，至此拉开了新一轮电改帷幕，电力市场化改革进入快车道。电力市场化改革以后，全社会用电量市场化率逐年提高，目前已达到30%左右。因此，电价成本的传导，目前来看，初期在碳交易免费配额较高且市场价电力占比较低的情况下，相对可控。

对于市场化定价的部分，我国目前采用的是“基准电价+浮动机制”的市场化电价政策，保证电价信号顺利发出的同时，避免电价大幅波动。在长期探索中，我国逐渐摸索出一种市场化的稳电价方式：基准电价+浮动机制，基准价按现行煤电标杆确定，上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，这样，既能够保证电价信号的顺利发出，又可以避免电价的大幅波动。这种市场化的电价政策为碳价传导提供了现实基础，但是考虑到电价的上浮存在阈值，因而电价的实际传导能力需要进一步探讨。

2.2  目前的电力市场化阶段，电价实际传导能力如何？

回溯我国过去十年的三个通胀周期，电力市场化改革不断深化，一方面消除了碳价传导的时滞，另一方面降低了碳价传导的阻滞，电价的传导能力已经在逐步提升。在过去，由于电价受政府管制，电价的传导存在时滞和阻滞，因而在通胀阶段，电力部门的成本上升往往很难反映到价格上面。例如，在2009年7月~2010年4月的高通胀阶段，电价在2009年12月才出现上行的趋势，这中间存在5个月的时滞，同时由于电价的传导存在阻滞，因此其上升幅度也非常微弱（不到2%）；随着电力市场化改革的不断深入，在2015年12月~2017年2月的高通胀阶段，电价在2016年3月就出现了上行的苗头（3个月时滞），同时上行的幅度也较前面的通胀阶段显著提升（约3.4%）；本轮的通胀（2020年5月开始），电价的传导时滞已经彻底消除，传导阻滞虽有所降低，但依然存在，说明电力市场化改革产生了显著的成效。

通胀初期电价传导能力不弱，随着通胀势头渐强，电价传导能力受到一定的限制。在通胀阶段，各部门的成本传导能力=实际价格涨幅/理论价格涨幅（涨价压力）。为了测算目前我国的电价实际传导能力，我们采用这一轮通胀周期（2020年5月~2021年4月）作为观察样本，以2020M5作为基期，分别观察2020M9、2020M12和2021M4的实际价格涨幅与其在这过程中的涨价压力的比值。测算结果表明：电力部门的成本传导能力从2020年9月份的0.78下降至2021年4月份的0.34，说明在通胀初期电价的传导能力不弱，但随着通胀的势头逐渐加强，一方面，电价由于其上涨幅度存在上限，影响其成本传导能力，另一方面，政府会开始干预，防止电价过高影响工商业的正常生产经营活动。因此，我们认为目前电价传导能力中枢大约在0.5左右，也就是说电力部门目前可以将一半的碳价传递给下游的用电企业。

2.3  电价是碳价传导的二传手，电改将进一步助力电价传导

能源供给侧和需求侧的双重作用能够大幅提升我国的减排效率，因此电网系统是将碳价格向下分解传导的最重要的“二传手”，可以预期我国将在下一阶段进一步加快电力市场化的步伐。判断电力市场化改革和碳市场之间的关系，核心是要理解碳交易政策的目的，即碳交易政策选择让谁承担碳排成本，是火电企业还是用电企业？对于这一问题，中国金融学会会长周小川认为，在向低碳、零碳转型过程中能源需求侧是需要承担代价的，电网系统是将碳价格向下分解传导的最重要的“二传手”。我们认为“二传手”的比喻非常恰当，能源供给侧和需求侧的双重作用能够大幅提升我国的减排效率，核心原因有两点：（1）从宏观角度来看，碳价需要通过产业链传递给下游高耗能行业，从而实现全产业链的减排，优化产业结构；（2）从微观角度来看，火电的碳排成本如果能够顺利传递到下游的用电企业，会驱使这些企业开始使用成本相对较低的清洁能源发电。所以，可以预期我国将在下一阶段进一步加快电力市场化的步伐，促进碳价信号通过电力部门完全释放至下游高耗能企业，从而提升我国碳市场的运行效率。

3.  欧盟碳市场复盘：碳价传导是否有迹可循？

发达国家碳市场对于碳价传导有什么启示？我们对欧盟的碳市场进行了复盘。目前，欧洲碳排放交易体系（EU-ETS）是世界上最大的碳交易市场，简称“欧盟碳市场”，欧盟碳市场自2005年实施至今逐渐成熟，已经步入第四阶段。

3.1  欧盟碳市场实施节奏复盘：四个阶段，逐步加码

第一阶段（2005年1月~2007年12月）——市场建设期：主要为《京都议定书》积累经验、奠定基础。该阶段所限制的温室气体减排许可交易仅涉及CO2，行业覆盖能源、石化、钢铁、水泥、玻璃、陶瓷、造纸，以及部分其他具有高耗能生产设备的行业，并设置了被纳入体系的企业的门槛。第一阶段覆盖的行业占欧盟总排放的50%。

第二阶段（2008年1月~2012年12月）——深化完善期：免费配额比例开始缩减，2012年控排单位引入航空公司。经过前期的试验阶段，交易体系不断完善，配额分配方式与第一阶段一致，配额免费分配比例约90%；配额总量略有下降，排放限制扩大到其他温室气体（二氧化硫，氟氯烷等）和其他产业（交通）。至 2012 年第二阶段截止时，欧盟排放总量相较1980年减少19%，单位GDP能耗降低近50%。

第三阶段（2013年1月~2020年12月）——市场成熟期：纳入碳捕捉和储存设施、化工、有色等单位，免费配额比例大幅缩减。第三阶段欧盟对碳排放额度的确定方法进行改革，取消国家分配计划，实行欧盟范围内统一的排放总量控制；自2013年开始逐年减少1.74%的碳排放上限以确保2020年温室气体排放比1990年降低20%以上，而在配额的发放上，逐渐以拍卖替代免费发放，整体来看拍卖配额比例约57%。

第四阶段（2021年1月~2030年12月）——深度减排期：与2030年气候和能源政策框架相符，以实现欧盟2030年减排目标。2018 年完成系统框架修订，将于2021年1月开始实施第四阶段交易，从2021年开始欧盟碳配额年降幅度从第三阶段的1.74%增至2.2%。在该阶段，规制行业和配额比例与第三阶段保持一致，加大对碳泄漏和新兴行业的关注，提高产业国际竞争力。

3.2  碳市场在各阶段初期对于价格边际推动作用显著

碳交易政策在四个阶段逐步加码，在每个阶段的初期存在边际冲击。碳交易政策首先通过成本传导效应将碳价传递给政策规制企业，进而通过产业链的价格传导推升整体PPI的上涨，由于碳交易政策在四个阶段逐步加码，每个阶段的初期PPI具有边际上扬的动能。对于欧盟的第一阶段，初期位于PPI的上行阶段，由于配额全部免费发放，几乎不产生碳排成本，无明显的成本传导逻辑；第二阶段初期同样位于PPI的上行阶段，在这一阶段欧盟PPI创历史新高，几乎达到了10%，虽然需求端的逻辑占主导，但我们认为碳价的成本效应对于这一轮超级通胀有一定的助推作用；第三阶段初期位于PPI的下行阶段，我们认为碳价的传导作用一定程度上对冲了PPI的下跌，从而使这一轮PPI的下行周期极其缓慢且平坦；第四阶段初期位于这一轮PPI的上行阶段，更加严格的总额度进一步增加了碳交易成本，并在这一轮PPI上行周期中为通胀再添助力。

我们发现在碳交易的成本传导下，重点规制行业价格和整体PPI走出了剪刀差形态。钢铁和电力是阶段中最主要的碳排部门，因此碳价对于这两个行业的成本端影响是最显著的，我们从钢铁和电力行业的价格形态来寻找碳价传导的微观线索。在第三阶段的初期（2013年初），虽然欧盟PPI处于下行阶段，但是钢铁价格却逆势上行，呈现剪刀差形态，这主要是碳价对于钢铁行业的价格产生了推升作用，从而导致钢铁价格逆势上行；同样的，电价则在2014年初和PPI呈现剪刀差形态，实际上，我们可以看到在2013年下半年，碳价已经开始推升了一波电价，但是由于电力在产业链中的作用至关重要，因此需求端的下行对于其影响占主导，随着需求端下行的趋势放缓，成本端的碳价传导逻辑开始凸显，也造就了弱剪刀差的形态。

4.  我国碳达峰约束下，碳价传导效应将逐渐释放

4.1  “十四五”期间纳入高耗能行业，碳达峰窗口期缩减免费配额

根据相关政策文件《全国碳排放权交易管理办法（试行）》，“排放配额分配初期以免费分配为主，适时引入有偿分配，并逐步提高有偿分配的比例。”文件并未对碳市场具体的实施节奏进行规划，基于我国的碳市场建设基础以及减排的实际需求，对标欧盟碳市场，对我国碳市场的实施节奏进行预测：

我国碳市场的初期类似于欧盟碳市场的第一阶段，这一阶段配额全部免费发放，几乎不产生成本，考虑到我国区域试点已经运行十年，我国在这一阶段时间预计低于欧盟，大概1~2年；在经历了1~2年的适应期后，预计其他高耗能行业也逐步纳入，这时候我国碳市场进入第二阶段，免费配额比例降低至90%，碳交易的作用开始体现；考虑到2030碳达峰的硬性指标，我们认为在下一个五年计划初期（2026年），我国的碳市场将进入第三阶段，免费配额比例进一步下降，碳交易将成为碳达峰的中坚力量。

4.2  短期碳价效应无忧，碳达峰窗口期碳价传导效应逐渐显现

第一阶段（2021~2022年）——市场建设阶段：电力行业无成本，行业集聚效应有助于推升电价，受限于其成本传导能力，电价不会出现持续性的上涨。在我国碳市场的第一阶段，配额全部免费发放，电力行业总体来说没有成本，但是由于碳交易政策必然导致行业内部的产能优化和行业集聚，因此电力行业有涨价的动力，但是根据电价政策的意图，以及目前电力行业的成本传导能力，行业成本未上升的情况下，电价可能存在一定的波动，但持续上涨的可能性不大。

第二、三阶段（2023~2030年）——市场完善阶段+减排深化阶段：八大高耗能行业全部纳入，碳交易成本逐步提升，电力行业成本传导能力增强，碳价传导效应开始显现，高耗能行业在碳价压力下调整产业规模，产业结构实现低碳转型。在这两个阶段，免费配额比例开始缩减，电力等八大政策规制部门必然将产生碳排成本。根据实测数据，目前的电价政策已经初步具备成本传导基础，在接下来的1~2年内，我国会进一步深化电力市场化，确保在碳交易政策产生碳排成本以后，电力部门能够顺畅地将碳价传导给下游企业，从而为碳价传导充当好“二传手”的角色。在碳达峰窗口期，严格的减排约束下碳价传导效应将逐步释放，一方面，高耗能行业接收到碳价信号，将通过调整产业规模，实现我国产业结构低碳转型；另一方面，高耗能企业在碳价约束下其市场竞争力将受到冲击，为了提升竞争力，它们倾向于通过技术改造来降低碳排成本，最终实现产业升级。

风险提示

全国市场的推进不及预期、模型假设与实际经济运行存在偏差、技术进步降低碳市场的经济成本。