碳排放权交易价格影响因素分析

□文/高平宏 刘克芳

（九江学院经济学院江西·九江）

［提要］由于人类对化石能源的消耗急剧增长生成大量温室气体，使得地球气候遭到严重破坏，各国政府积极采取治理环境的措施，碳排放权交易便是以经济手段为工具展开环境治理的产物。然而，国内碳排放权市场发展较缓，碳交易市场中的交易主体多方面存在问题及交易价格受多方面的影响。为此，本文针对国内碳排放权市场存在的问题，对碳排放权影响因素进行分析，并提出相应的完善建议，为国内碳排放权价格改革提供可行的思路。

一、引言

1922年，为了解决温室气体排放问题，众多国家共同签署全球第一个针对温室气体排放且具有法律约束力的《联合国气候变化框架公约》，规定每个国家必须根据其实际发展情况分担不同程度的碳减排额。中国是温室气体排放大国，在碳交易市场上有很大的上升潜力。碳排放权交易是金融体系的创新，在改善环境方面具有举足轻重的地位。

碳排放权成交价可以直观地体现出碳市场上的供求关系。自2013年起，各个碳排放权交易试点无论是交易量还是交易额总体上都呈现上升趋势。但我国与欧盟相比，碳排放交易市场仍然存在流动性不足、气体覆盖范围标准不同等问题。本文根据国内实际情况，对碳排放权交易价格影响因素进行分析，并提出相应的完善建议。

二、碳排放权交易市场概述

碳排放权交易市场是指本着减少企业温室气体排放为原则，以碳排放权为主体进行买卖的金融场所。碳排放权交易市场是从投资的角度设计出来的，成为了不少参与者规避风险、保值或者升值的重要工具。现阶段，我国碳金融各试点配额是根据历史法或行业基准法进行分配，以完全免费分配或者免费分配为主，有偿配额为辅。碳排放权的交易机制实质上就是由政府部门根据经营主体历史温室气体排放量，在合理范围内给定一个低于历史排放量的配额，若经营主体排放量超过给定配额，就会对经营主体进行经济制裁，但排放量超额的经营主体可以通过碳交易试点认购碳排放额，没有用完碳排放配额的经营主体也可以将多余的碳排放额拿到市场中进行买卖。

2013年初到2020年底，国内8个省市试点排放权交易量累计约2.37亿吨，交易额累计约57.5亿元，均价约为24.3元。从2013年初到2021年5月，中国碳排放权成交价最低是上海试点的成交价4.21元，最高是深圳交易市场成交价106.17元。而欧盟碳排放权配额在2021年5月7日创下历史最高点51.07欧元/吨，可以看出我国碳价整体浮动较大和碳价水平远低于欧盟市场。从图1～图3可以分析出，从2013年到2020年，总交易量湖北最多、天津最少；总交易额湖北最多、重庆最少；北京无论是从交易量还是交易额对比都不出众，但从平均价格的角度来看，北京交易单价最高。由于新冠肺炎疫情的爆发，一部分试点受到了影响，延迟了2020年的履约日期，但碳价没有明显波动。在国内市场，经营主体为了完成减排任务，各个碳交易试点有一个明显的共同特征就是在履约期快要结束的时候，碳配额交易量急剧增长，导致碳配额交易量过于集中，造成碳价非合理性波动。可以看出，经营主体在交易市场中积极性不高。国内碳金融市场存在交易规模相对较小，成交价格偏低等问题。从局部分析，碳排放权交易市场的相关制度不够完善及价值评估体系相对薄弱，阻碍碳金融产品推广与创新的步伐；从整体分析，碳定价权还在发达国家手中且碳交易计价结算的主力币种是欧元，我们的市场在全球碳市场中话语权较小。（图1、图2、图3）

图1 2013～2020年总交易量统计图（单位：万吨）

图2 2013～2020年总交易额统计图（单位：万元）

图3 2013～2020年平均价格统计图（单位：元）

三、碳排放权交易价格影响因素分析

（一）清洁能源使用量。目前，我国是全球风光装机总量最大的国家，新能源汽车销量势头强劲，全球销量第一的新能源汽车品牌为五菱宏光。国内能源使用总量上升潜力巨大。从1978年的5.7144亿吨到2019年的48.7亿吨，增长近10倍，其中产生污染气体比较严重的煤炭和石油资源总体呈下降趋势，产生污染气体较少的清洁能源总体呈稳步上升态势。由图4可以看出，清洁能源占能源消费总量的比重在逐年攀升。假定某一阶段资源需求总量是一定的，若清洁能源使用量减少，那么对于重污染能源的使用量必然增加，则减排气体排放量增多，生产者对碳排放额需求加大且购买意愿增加，最终排放权成交价上升；若清洁能源使用量增加，那么对于重污染能源的使用量必然减少，则减排气体排放量减少，生产者对碳排放权需求减少且购买意愿降低，最终排放权成交价下降。（图4）

图4 2016～2020年清洁能源消费量占能源消费总量比重图

（二）非清洁能源价格。在政府不断加大力度支持新能源行业的背景下，煤炭仍位居国内能源消费总量的榜首，石油次之，新能源占据的份额相对较少。能源价格的大幅波动，使碳交易市场成交价发生变化，当市场中只有对非清洁能源依赖度较强的企业时，若非清洁能源需求量上升，供不应求，价格上升，减排气体排放量增加，企业来不及转型，只能在碳交易市场购买碳排放权，导致碳交易市场需求量加大，成交价上升；当市场中只有对非清洁能源依赖度较弱的企业时，若非清洁能源价格上涨，企业将清洁能源作为替代品，碳排放权需求量减少，交易价格下浮。

（三）碳减排费用及技术。经营主体作为一个以盈利为目标的主体，减排成本是影响经营主体是否购买排放权最直接的因素。若排放权成交价高于提升减排技术的费用，则经营主体将会继续开发减排技术，碳排放权需求下降，市场上供大于求，导致成交价下降；若排放权成交价低于提升减排技术的费用，则经营主体将会选择购买排放权，碳排放权需求上升，市场上供不应求，导致成交价上升。

减排技术与排放量之间血脉相连，减排技术的高低是实现减排的关键因素。若经营主体减排技术高，则经营主体排放量减少，导致排放权市场供大于求，成交价下降；若经营主体减排技术低，则经营主体排放量增加，导致排放权市场供不应求，成交价上涨。

（四）配额分配量。配额分配会影响到交易市场碳排放权的供给，使交易价格产生变化，配额发放过多会使交易市场碳排放权供大于求，价格下降；配额发放太少会使交易市场碳排放权供不应求，价格上升，使企业减排成本增加，给企业造成一定的负担。因此，政府需要合理调控碳配额分配计划。配额构成比例直接影响到排放权市场的买卖价格。若无偿比例占比过多，会使企业需求降低，排放权成交价下降；若有偿比例占比较多，会导致企业减排费用增加，排放权成交价上升。

（五）碳排放权预期价格。产品预期价格对各行各业都有一定的影响，人们对未来价格不同的预测将会决定本期投资规模的大小。这种因素对碳排放权市场同样适用，假定投资者全部为理性投资人，若投资人预测碳排放权未来价格上升，会使本期投资规模变大、碳排放权市场核证减排量提前卖出、需求曲线向右移动，清洁发展机制项目发展周期长且短期内数量难以扩张，所以本期投资规模变大而导致的影响会维持一段时间，如果预测未来碳排放权价格上涨且高于本期价格，企业为了降低未来减排成本，则会购入本期排放权，使本期排放权成交价实现一定程度的上涨；如果预测未来排放权价格下跌且低于本期价格和提升减排技术的成本，企业将会选择在未来交易市场购买排放权，企业减排积极性下降，对碳排放量不进行控制。

（六）宏观金融环境。碳排放权供给极易受到宏观金融环境的影响。若宏观金融环境形势相对较好，则个人收入增加使消费增加，企业经营规模增加，减排气体增加，使得排放权的需求增加，排放权成交价上升；若宏观金融环境形势相对较差，则个人收入缩减使消费减少，企业经营规模减少，减排气体排放量减少，使得排放权的需求缩减，排放权成交价下浮。

（七）气候环境。气候环境的变化是人们保护环境成果的镜子，2000年左右，工业发展起来导致各地沙尘暴、雾霾等气候问题频发，2013年雾霾吸引了人们的注意力，经过治理环境问题得到了一定的缓解。环境问题与碳排放权价格也具有相关性，在寒冷的天气里，需要增加燃料的使用量来取暖，在炎热的天气里，需要使用空调等电器来降温，对电的需求量增加，这两种情况都增加了燃料的使用量。然而，国内目前非清洁燃料占据过半市场，对清洁能源的使用量相对较小，所以会造成减排气体的大量产生，使市场上对排放量的使用量扩张，使得排放权价格上调。减排气体排放量越大，空气污染越严重，排放权的使用量越大，价格越高。

四、碳排放权交易市场的完善

（一）加快能源改革。能源价格和排放权定价紧密相连，目前我国能源构成比例处于过渡阶段，清洁能源的比例不断上升，但与非清洁能源使用量相比还有很大的差距。政府应加大清洁能源开发力度，不仅为市场消费者提供新的选择，还可以稳定国内碳排放权市场。同时，将清洁能源的定价控制在一个合理的范围内，若价格过度偏离市价不利于能源改革的发展。

（二）大力支持减排技术创新。碳减排技术的提升不仅可以有效地降低减排气体的排放量，还直接决定了企业碳减排的成本，使国内碳排放权市场的价格趋于稳定，理应实行相关扶持举措。比如，加大对碳减排技术相关产业的贷款投放力度，降低碳减排技术相关产业的税收比例，激励投资者加大对碳减排技术企业的投资力度，促进资金流向碳减排开发技术相关领域。

（三）优化配额发放机制。国内的无偿份额占比过大，不利于我国实现碳减排目标和排放权定价的策略，政府需要根据各个碳试点的历史碳排放权使用情况制定松紧适中的配额计划与合理的价格区间，将有偿配额与无偿配额比例进行科学合理的分配，让目前以无偿配额为主体的分配现状向有偿配额为主体的方向迈进，使企业减排费用和排放权定价实现最优化。

（四）统一并完善信息披露。统一公开信息能使投资者更便捷地获取各地排放权交易信息和预测未来发展趋势，成为投资者做出决策的可靠且权威的依据，地方政府建立统一的信息披露制度，对全国资源使用量及资源单价进行及时更新。目前，国内资源使用量公开的最新数据存在一定的滞后性，使学者和投资者难以对最新数据进行研究，不利于碳排放市场的发展。

（五）优化宏观金融环境。虽然国内碳金融产品的类型实现了基本覆盖，但其交易规模过小，交易主体单一，各试点碳金融产品创新程度差异较大，企业和投资者对碳市场了解甚少，导致碳市场难以运行。优化国内宏观金融环境，首先应统一各试点碳金融产品创新种类覆盖范围，为统一碳排放权交易市场奠定基础；其次统一减排气体标准，各试点气体纳入门槛不同，个别试点只将二氧化碳一种气体纳入减排标准，导致有些企业只对纳入减排标准的气体有所关注。

（六）完善环境资源税。目前，国内现行的资源税计税标准是不论纳税人开采多少资源，不用为整个矿产缴纳税费，只有在销售或自己使用资源时才缴纳环境资源税。政府应对降碳比较成功的企业给予税收奖励，对高碳排污企业给予税收惩罚，对于减排不积极或不能提供符合标准的排放量的企业，可以借鉴国外碳市场比较发达的国家的相关条款，让环境资源税在碳市场中的效果显著发挥。

（七）碳排放权长期储备。温室气体排放引起了全球广泛关注，加快调整经济结构，才能应对环境变化带来的不利影响。国家应该对碳排放权交易量进行长期储备，由政府出面实施调控，收购碳排放权，并派专业人员进行管理及投资，预防未来碳排放权成交价浮动过大。对交易市场进行科学调控，通过掌握排放权资源的方式提升我国在国际碳市场上的地位。