深度 | 全国碳市场供给偏紧、价格易涨，企业如何应对？

全国碳市场建立是应对气候变化挑战、推动中国向低碳经济转型的重要举措。全国碳市场上线交易以来运行平稳，价格发现机制作用初步显现，企业减排意识和能力水平得到有效提高。目前，全国碳市场价格走势依然伴有初始价格低、波动性大、逐渐趋于稳定等特点，配额分配政策收紧、市场存量竞争加大、相关品种价格高位等因素叠加影响，导致全国碳市场价格走升概率增加。笔者通过对比第一个履约周期价格水平与供需比例的关系，预估第二个履约周期价格重心水平和运行区间。基于此，建议发电企业在深入了解碳市场政策和规则的基础上，积极制定和调整碳交易策略，并开始寻求碳金融的支持；交易机构和主管部门应加强碳交易信息的披露，使得各市场主体对碳交易市场信息能做出及时有效的反应。

全国碳市场上线交易以来碳价运行特点

走势回顾

图1 全国碳市场价格走势（第一履约周期V型走势，第二履约周期平台运行）

运行特点

虽然全国碳市场上线运行将近两年，初步打通了各关键环节间的堵点、难点，价格发现机制作用初步显现，但全国碳市场仍处于起步阶段，市场尚未成熟，其价格走势呈现以下特点：

初始价格低。 由于全国碳市场启动初期配额分配政策相对宽松，配额的供应量相对较多，因此碳市场价格相对较低。同时，当前全国碳市场交易主体以大型国企为主，因此市场缺乏竞争，定价能力不足。全国碳市场价格运行区间为55～60元/吨，低于欧盟、英国及韩国等主流碳市场价格水平（见表）。

波动性大。 全国碳市场建立初期，市场机制正在逐步建立和完善，但由于政策不确定性、市场对供需关系的预期存在差异、市场主体和交易机构参与程度和交易规模有限等因素影响，全国碳市场上线两年来波动性较大，尤其是在成交量较大的阶段。比如在第一个履约周期集中交易阶段和2022年底的集中交易阶段，波动率高低错乱，完全无序。

逐渐趋于稳定。 随着全国碳交易市场的不断发展和成熟，市场参与者对市场规则的理解和适应程度逐渐提高，市场预期更加稳定，从而降低了市场波动性。同时，配额分配政策的调整逐渐明晰，市场供需关系明朗，也有助于稳定市场价格。从全国碳市场价格日相对波动性看，随着时间的推进，市场波动率有所减小，价格逐步稳定在一定的价格区间。

全国碳市场扩容暂无进展。 在2023年全国生态环境保护工作会议上，生态环境部明确表示要做好全国碳市场第二个履约周期管理工作，研究扩大行业覆盖范围，加快建立碳排放数据质量管理长效机制，扎实开展碳排放领域监督执法。据市场信息称，“十四五”期间至多新增水泥和电解铝行业，钢铁等其他行业或推迟纳入，也有部分报道提及航空业可能更快纳入。

全国碳市场配额分配方案公布。 2023年3月15日，生态环境部发布《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）》，规定了全国碳市场发电行业2021、2022年度配额核算与分配方法，明确了配额发放、调整及清缴履约等管理流程。《配额方案》整体延续第一履约周期配额分配方案，并做出多方面优化。与全国碳市场第一个履约周期（2019、2020年度）配额分配方案相比有以下五个方面值得关注：

一是实行配额年度管理。区别于2019和2020年采用相同的配额分配基准值、两年合并履约的做法，2021～2022年度采用不同的配额分配基准值。2021～2022年度分别发放配额、开展履约；实行年度管理，后期不排除每年进行一次履约的安排，打破现行两年为一个履约周期的惯例。

二是首次引入平衡值。2020年实测燃煤元素碳含量机组占比大幅提高，导致行业总体碳排放强度计算结果比基准值测算时依据的企业排放数据低10%左右，使得2021、2022年基准值与2019～2020年相比存在较大差异。为便于社会各界理解，配额分配方案引入了平衡值。平衡值是各类机组供电、供热碳排放配额量与其经核查排放量（应清缴配额量）平衡时对应的碳排放强度值，是制定供电、供热基准值的重要参考依据。

三是基准值有较大降幅。与第一个履约周期相比，主要对基准线设置过高导致配额超发的问题进行了修正，对基准值进行了较大幅度的下调。其中燃煤机组供电基准值下调6.29%～18.82%，供热机组下调11.83%～12.3%。

四是新增灵活履约机制及个性化纾困机制。增加可预支2023年度配额的灵活机制，即对配额缺口率在10%以上（含）的企业，确因经营困难无法通过购买配额按时完成履约的，可从2023年度预分配配额中预支部分配额完成履约，预支量不超过配额缺口量的50%。此外，对承担重大民生保障任务的企业，在执行履约豁免机制和灵活机制后仍难以完成履约的，生态环境部统筹研究个性化纾困方案。

五是配额结转相关规定将另行发布。2019～2020年度全国碳市场发电行业配额结转相关规定将另行发布。因配额结转规定的不明确，对未来政策的不确定性将可能使得部分企业考虑提前出售配额，在此预期下，结转配额价格可能存在下行压力。

CCER 重启热度上升。 近期CCER重启预期升温，且有主管机构、交易机构、专家代表等进行造势，预计年内启动的概率较大，不过年内新增签发量可能不会太多。

综合来看，配额分配政策收紧趋势确定，未来配额分配的总体要求是供需平衡。在此背景下，市场交易难度将加大，配额有偿分配可能会很快引入。

配额基数扩大，盈余数量下降

第一个履约周期后剩余配额估算。 据市场信息和公开报告内容估算，第一个履约周期共2162家重点排放单位，应履约2011家重点排放单位（其中地方试点76家，不合符纳入条件38家）。预计分配配额90亿吨，配额盈余3.2亿吨。另外使用CCER抵消履约3273万吨，因此整体可用剩余配额大概为3.5亿吨。如果CCER年内没有新增签发量，则余量在0.1亿吨左右。

第二个履约周期配额盈缺预估。 由于配额分配计算包括供电和供热两部分，为了节省估算的步骤和难度，本文以发电量为基础计算。估算过程分为三步：第一步，分别计算2021年和2022年供电基准的基准比例，2021年为89.56%，2022年为89.11%；第二步，分别计算2021～2022年相对2019～2020年全国市场发电量的比例，2021年为65.65%，2022年为68.06%；第三步，以2019～2020年配额总量分别计算2021年和2022年的配额量，再进行加总。计算得出2021年配额为52.92亿吨，2022年配额为54.58亿吨。

以平衡值可得，配额盈余为-1.7亿吨；2021年豁免配额3700万吨，两年初步估算为0.8亿吨；另外，2022年全国供热量下降近7%，影响碳排放量约0.3亿吨。因此预计第二个履约周期整体配额盈缺为-0.6亿吨。

综上所述，2021～2022年度配额分配量约107.5亿吨，缺口约0.6亿吨。加上结转配额3.5亿吨及0.1亿吨CCER，市场整体盈余量约3亿吨。

价差处于低位，估值相对偏低

CEA 与CCER价差分析。 虽然CCER重启预期升温，但整体推进进度仍有不确定性，且第二履约周期能否使用到最新签发量尚存疑问。

在当前CCER存量不多、且价格不具有优势的情况下，需求方购买欲不足，市场报价偏虚且不稳定，预计短期在碳普惠产品等的压制下，市场价格维持50～70元/吨区间，卖方报盘在75元/吨以上。

从CCER与CEA价差走势看，自首年度履约后，CCER价格一直相对CEA升水，但2022年3月之后升水的趋势明显减弱，近期随着CCER价格的大幅波动，价差也存在较高的波动。随着年底履约截止日期的临近，如果CCER新签发量迟迟不到或者新签发量较少，CEA价格很可能超过CCER价格，二者价差重回升水状态（见图2）。

图2 CEA-CCER价差走势

CEA 挂牌协议与大宗协议价差分析。 从挂牌协议和大宗协议价差走势看，当前价差处于偏低水平。当前市场环境下，大宗协议除了集团内部关联交易外，更能代表市场买卖双方博弈的结果，而大宗协议价格已经长期停留在55元/吨水平以上，可见市场对价格重心水平的判断，因此挂牌协议成交大概率会高于该水平。

未来碳价走势研判及风险点

政策面收紧的背景下，配额长期看涨。 2021～2022年度配额整体盈余比例较2019～2020年度下降了30.23%，因此奠定了集中履约期配额价格上涨的基调。

CCER 存量不高，履约期抢购抬升价格。 当前CCER主流成交价格为60～70元/吨，而卖方报盘75元/吨以上，届时在集中履约期CCER存量将面临抢购，而之前CCER要经历北京和广东两个高碳价地方市场的履约阶段，预计存量进一步减少，卖方报盘很可能会有所调高。因此CEA价格大概率会受此影响而抬升，甚至可能超过CCER的价格。

盈余比例下降，碳价重心将抬升。 鉴于2019～2020年度配额盈余比例为4%，价格重心为42.85元/吨，以2021～ 2022年度配额 盈余比例2.79%估算，价格重心约为61.42元/吨；鉴于第一个履约周期价格区间为38.5～62.29元/吨，预估CEA下半年价格运行区间为55～80元/吨。

风险点如下：

一是大型集团为扭亏而选择阶段性出售配额。现阶段火电企业经营困难局面仍大面积存在，为了改善经营状况，会有很多企业选择出售盈余配额。个别阶段出现个别企业抛售，不会对整体行情产生较大影响，但大型集团整体改变策略，选择售出的话，市场将面临阶段性供给增加，势必冲击市场成交状况和心态（除国家能源集团外的五大电力和华润电力集团整体盈余配额在1000～4000万吨）。

二是主管部门为履约困难企业出台相关纾困措施或调整结转政策，其中如强制拍卖或必须进行挂牌交易一次才能结转等措施，都将影响短期市场走势。

应对措施

全国碳市场第二个履约周期配额盈余比例进一步下降，企业通过交易补足缺口的难度将较大；同时，市场价格大概率在集中交易阶段有较大幅度上升，缺口企业履约成本较第一个履约周期有所抬升。当前的市场环境是明显的卖方市场环境，发电企业尤其是缺口企业可以采取以下应对措施：

优化制度和人才结构。 企业应根据碳市场的政策法规、交易规则和标准，以及市场交易流程和操作方法等现实需求，制定企业相关制度，建立碳交易团队，优化交易流程、提高交易效率，更好地适应碳市场的发展。

优化碳交易策略。 企业应根据自身碳排放情况、经济实力和发展需求，制定适合自己的、明确的碳交易策略。通过调整交易方式、交易节奏、交易预期价格等方式，确保交易团队可以提前、分批次完成交易目标。

探索新的交易模式。 当前的市场交易模式较为低效，企业应该探索新的交易模式，如集中交易、联合交易、长期交易等，增加交易黏性，提高交易的效率和竞争力。

树立供应链体系思维。 面对市场供给不足，企业应提前布局采购渠道，直接与盈余企业建立联系；或者通过第三方渠道，提前锁定货源。以供应链体系思维加强与供应客户、第三方等的信息共享和沟通，建立健全可靠的供应保障体系。

重视长期交易关系。 在扩展渠道的基础上，与盈余企业和减排企业建立长期稳定的供应关系，签订长期交易合同，加强沟通和合作，增强互信和合作意识，以确保供应的连续性和稳定性。

寻求碳金融支持。 企业可以采取引入第三方金融机构等方式，通过碳金融工具，如远期、回购、保险或期权等，更好地完成交易目标。

总之，在全国碳市场供给偏紧、价格易涨的背景下，企业应该加强了解碳市场政策和规则、优化制度和团队、灵活制定碳交易策略、积极扩展渠道、寻求碳金融支持等方面的工作，以适应全国碳市场的发展需求，提高企业的交易能力，完成交易履约任务，降低交易成本。主管部门和交易机构也应该积极调整配额分配方式，改变交易方式，加强市场信息披露力度，提升市场交易意愿，满足履约企业交易需求。