“双碳”视域下江西省中小企业碳排放交易权金融贸易★

李文祥， 鲁 宇， 邹凯戈

（江西科技学院财经学院， 江西 南昌 330098）

0 引言

“双碳”背景下，各企业碳排放配额与实际生产所需的碳排放额之间的矛盾凸显，致使国内中小型企业碳排放市场交易日渐频繁。近年来，江西省相继出台有关中小型企业低碳转型的激励政策来解决企业碳排放权交易问题，但省内企业仍面临碳交易资金流向不明确、碳交易价格与未来的交易趋势不符、碳排放权短缺等问题。因此，解决江西省能源企业碳排放交易问题，推进传统能耗企业绿色转型刻不容缓。

现阶段，国内外专家学者对当下碳金融贸易与中小能源企业生存问题的看法主要分为以下几个方面：一是要保障我国碳金融贸易市场多元化健康发展。吴月蕊，杜金向认为，需要构建健康的碳排放交易体系，加快制定同类碳金融产品的标准，增加可选择碳金融产品种类，促进碳金融产品多样化发展，明确企业责任，稳定碳市场秩序以增强市场抗风险性[1]。二是高排放的传统能源企业要实现低碳转型。何苗等人提出，能源企业应根据当前的发展形势，充分运用我国的数据规模优势，通过加大技术研发力度，促进自我实力的进一步增强，以真正实现自身可持续发展[2]。三是在新形势下增强江西省能源企业的竞争力。江超认为，应从优化组织架构、优化人力资源、加强资质建设、拓宽融资渠道、强化运营能力和升级信息系统等方面入手，进一步强化能源企业的竞争力，抢占新形势下能源市场的风口[3]。

1 我国碳排放交易现状与“双碳”政策的宏观影响

1.1 碳排放交易现状

碳排放权交易促使企业通过碳市场对碳排放配额进行公开交易，是促进企业低碳发展的一种市场激励型环境规制手段。近年来，各地方政府不断完善绿色保险与绿色金融市场体系建设，金融监管机构大力开展企业绿色信贷考核评估工作，并根据企业生产对环境的利害程度给予更低的市场贷款定价。未来，“三高型”企业将面临更高的市场融资风险，资金流动受阻也将成为转型或淘汰的原因之一。

据2021 年国家统计局数据显示，我国总体交易趋势以供电供暖行业、化工行业和交通运输行业为主。供电和供暖行业作为CO2排放较高的行业，其碳排放量占总碳排放量的54%，且多数为燃煤生产方式。为促进我国供电供暖行业从传统能源消耗向低碳清洁能源转型，供电供暖行业被首先纳入全国碳排放权交易市场并进行试点交易。随着国家“双碳”政策的实施，国内碳排放权交易价呈格持续走高趋势，碳排放权交易市场交易频率也随着碳配额发放的收紧而日渐频繁，越来越多的投资者与金融机构进入碳交易领域，碳交易正逐渐成为金融领域的重点投资对象。

1.2 “双碳”政策对江西企业的影响

在新一轮的产业变革中，能源企业的经营环境也在随之变化[4]，各部门积极响应政策制定出较为完善且适合各行业实施的减排减污方案，形成企业低碳生产转型的浪潮，低碳生产带来的经济效益或将成为江西省能源企业在新时代经济的新风口。

从能源供应企业结构来看，2021 年江西省发电总量为1 425.2 亿kW·h，如图1 所示。其中，火力发电1 233.5 亿kW·h，占总发电量的86.5%。水力发电65.5 亿kW·h，占比为4.6%。风力发电85.5 亿kW·h，占比6%。光伏发电41.3 亿kW·h，占比为2.9%。目前，江西省各个地区特别是风力资源丰富的乡镇地区，正在积极建设风力发电基地，且省内水力发电也存在很大的发展空间。未来，江西省以火力发电为主的“三高企业”电力供应占比将进一步降低。以火电厂等高污染形式生产的能源企业为例，多数火电厂在2021 年发电业务亏损较为严重，正在积极尝试新业务，寻求企业低碳生产转型，顺应时代经济、政策风向，不断增强企业内部节能减排意识。

绿色转型具有滞后性，各产业进行低碳转型的周期也有所差异，部分产业如供电供暖行业转型周期过长，以至于不能及时由火电转换为清洁能源。很大一部分体量较大的化工企业短时间也难以完成低碳转型，仍然依靠碳排放交易市场来获取碳排放权以维续生产，在“碳中和”与“产业低碳化转型”的双重背景下，碳排放权交易市场仍然活跃。

如图2 所示，从国家可持续发展理念提出以来，我国CO2排放增速有所减缓，2014—2016 年间甚至存在负增长情况，但我国碳排放总量仍然庞大。从我国碳交易市场的成交金额变化情况来看，2014—2020年，我国碳交易市场成交额整体呈现正增长趋势，仅在2017—2018 年间有小幅度减少。2021 年，我国碳交易市场成交额达到了76.61 亿元人民币，同比增长幅度较大，创碳交易市场成交额新高。

图2 1990—2018 年中国CO2 排放量及GDP 总量

在碳排放量增速减缓的情况下，我国GDP 依旧连年攀升。从宏观角度来看，我国践行的低碳理念在我国广大企业中已初见成效，多数企业力求在“双碳”背景下率先完成转型，抢占市场先机。

2 “双碳”视域下我国碳排放权金融贸易

随着国家“双碳”战略的提出，国内各中小企业积极进行低碳化生产转型，率先完成转型的企业所获得的碳排放权的富余与正在转型或未转型的企业碳排放权的短缺，将促使我国碳交易市场渐趋活跃、碳交易市场交易日渐频繁。

2.1 碳排放权分配机制

碳排放权的无偿分配主要以历史碳排放水平分配为主，如“祖父制”是根据历史排放水平确定其可无偿获得的碳配额数量。目前，中国碳交易国家主管部门根据不同产业的碳排放情况来确定配额方法和配额标准。无偿分配的优点是不增加排放企业的成本，易得到排放企业的支持，有利于在相对小的阻力下推进政策的实施。无偿分配也不涉及政府和排放企业之间的费用转移问题，维护了能源密集型企业的根本利益。

如果初始碳排放配额分配过剩或分配不足，则不利于形成健康的碳市场供求关系，碳排放权价格的市场调节能力也会减弱[5]。因此，构建成熟完善的碳交易市场体系与碳排放权发放机制，是应对近期企业低碳转型风险的有效途径。

2.2 碳排放权的流向

当下，政府按照历史排放温室气体为标准来分配碳排放权的“祖父制”，容易造成刚完成低碳转型的企业所分配的碳排放过剩，而未转型或处于转型中的企业所分配的碳排放权在生产旺季时容易短缺，二者形成供求关系，导致碳排放权交易市场的碳排放从完成低碳生产转型的企业流向未完成转型或正处于转型中的企业。

在未来一段时间里，从刚完成低碳转型且碳排放权富余的企业流向碳排放权短缺企业的市场指向性将持续增强。刚完成低碳转型的企业由于不用购买额外的碳排放权，生产成本降低，运营资金将更加充裕，更有利于企业实现可持续发展。

此外，碳排放权需求方还可以利用CCER（国家核证自愿减排量）来抵消一部分超出初始碳排放权分配的部分碳排放量，根据生环部2021 年1 月发布的《碳排放权交易管理办法》第二十九条规定，重点排放单位每年可以使用CCER 来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%[6]，且使用CCER 进行抵消多用于试点地区，且价格为配额的30%～40%。以上表明，CCER 在碳排放权交易市场中有助于企业进行小规模但价格更低的碳交易活动，宏观调控碳排放交易市场中碳排放权价格，是政府对碳交易市场宏观调控的重要工具。在碳排放超出一定限额的情况下，多数超排企业会选择在碳交易市场购买碳排放权富余企业的配额。碳排放权交易仍是由完成低碳转型的企业流向未完成转型的企业。

2.3 碳中和政策提出前后碳排放交易市场交易的总金额变化

2021 年7—12 月，全国碳排放权交易市场共运行114 个交易日，碳排放配额（CEA）累计成交1.79 亿t，累计成交额达76.61 亿元。其中，挂牌协议交易累计成交3 077.46 万t，成交金额达14.51 亿元。大宗协议交易累计成交14 801.48 万t，成交金额达62.10 亿元。12 月31 日收盘价为54.22 元/t，较首日开盘价上涨12.96%。2014—2021 年我国碳排放配额成交情况，如图3 所示。超半数重点排放单位积极参与了市场交易[7]，足以说明我国碳交易市场交易活动日渐频繁。

图3 2014—2021 年我国碳排放配额成交金额

现阶段，部分企业紧跟产业低碳化转型升级的浪潮，碳排放初始配额与各企业实际需求状况的差异在转型过程中被渐渐拉大，碳排放权配额的富余方与短缺方增多，近期碳交易市场交易量渐增，交易活动渐趋频繁，国内碳交易市场持续活跃，更多投资者与金融机构的进入，意味着在未来碳排放权金融贸易市场将会有更多资金流入，碳排放金融投资产品将更加多样化，金融投资将更加便利，碳排放权的价格将更加市场化。

2.4 实现“双碳”目标后碳排放交易市场交易价格变化

全国碳排放权交易市场首个交易日中的碳排放权配额平均交易价格为51.23 元／t，虽然高于此前我国碳排放市场预期，但仍远低于西方碳排放权市场价格，也低于实现《巴黎协定》温控目标的碳排放权价格。随着我国对碳排放的约束力不断加强，碳配额的逐步削减和免费配额的比例下调，碳排放权这一资产逐渐成为较为稀缺的资源，碳排放权价格上涨是我国碳排放市场的必然趋势。若我国对外开放碳排放权金融市场，国内碳排放权市场价格将向国际碳排放权市场价格靠拢。

未来，随着我国碳排放权交易体系的逐渐成熟，我国碳排放权交易市场也会从初始交易体系的现货逐渐发展成期货，碳排放权金融衍生品等将逐渐形成一个体系完善的成熟金融市场，届时我国碳排放权交易市场的交易会更加频繁，价格也将更加市场化。

2.5 低碳转型后的江西省能源企业收益

江西省火力发电企业进行低碳化生产改革需要消耗大量的时间与资金，占用生产周期的同时，又需要投入大量资金进行设备更新和生产方式改造。短期来看，投资显然远低于所得回报。但从企业的长期发展以及未来碳排放权交易市场的碳排放配额价格来看，高污染、高排放企业进行低碳化生产改革势在必行。

2021 年，“双碳”战略正式实施，是众多火力发电厂生存最艰难的一年，众火力发电厂进行碳排放权交易市场试点，因政策约束原因，大部分火力发电厂生产被束缚，想要合法生产，必须在碳排放权交易市场上购买足够的碳排放权。而试点开放初期，碳排放权交易需求巨大、供给不足，即使各企业利用CCER 减免抵销部分碳排放对于生产能源所需的碳排放也是杯水车薪，各大火力发电厂正在积极寻求低碳化生产改革，改变被排放权束缚的状况。

与此同时，江西省政府正在积极推进低碳生产企业建设，部分高污染发电企业在积极开发新能源的同时，也将逐渐步入生产常态化。这也间接说明了企业进行低碳转型的收益比保持传统的高排放、高污染的生产方式收益要高。企业在承担社会责任的同时，也树立了良好的企业形象。

3 政策建议

1）在“双碳战略”实行初期，高污染、高能耗、高排放企业应充分利用全国碳交易市场对碳排放权价格的影响，吸引更多投资者进行投资，推引金融机构开发更多碳金融产品，让全国碳交易市场的碳排放价格更加契合市场规律，使碳交易市场流通资金实现良性循环，从而建立市场机制完更善、市场覆盖面更全的碳排放金融体系。

2）充分利用政府的宏观调控职能，以提高碳排放权交易市场的抗风险能力。江西省政府应不断完善碳排放减免机制，适当放宽转型企业的碳排放权限制，增加其免费碳排放配额，减轻企业转型升级压力，实现全省经济效益、环境效益和社会效益最大化。

3）由于“祖父制”的碳排放权分配机制，短期内国内碳排放权交易市场中碳排放权配额的价格将整体呈上升趋势，政府将会在一段时间内持续缓慢地收紧各企业初始碳排放配额的发放，碳排放权在交易市场上也会更为稀缺。由于西方发达国家能源产业绿色转型起步较早，从高污染、高排放的能源生产阶段到如今实现低碳化生产甚至清洁能源生产，碳排放配额价格也逐渐走高。因此，国内企业应加速完成低碳化生产转型，助力国家如期实现“双碳”目标。