全国碳排放权交易市场第二个履约周期运行情况及相关政策建议

2024-04-14孙文娟门秀杰张胜军

国际石油经济 2024年3期

孙文娟，门秀杰，张胜军

（中国海油集团能源经济研究院发展战略与管理研究中心）

全国碳排放权交易市场（以下简称全国碳市场）于2021年7月16日正式启动上线交易，目前已完成两个履约周期。全国碳市场第二个履约周期为两年，根据工作要求，控排企业须在2023年12月31日前完成2021、2022年度配额清缴。第二个履约周期共纳入发电行业控排企业2257家，年覆盖碳排放量超过50亿吨，履约完成率超过99%[1]。

在全国碳市场第二个履约周期顺利收官之际，本文通过分析第二个履约周期碳市场运行和建设情况，总结目前存在的主要问题，并从国家层面如何建设完善碳市场和企业层面如何更好参与碳市场两个维度提出相关建议，以期对碳市场参与者全面了解全国碳市场和建设完善碳市场起到参考作用。

1 第二个履约周期运行情况分析

1.1 第二个履约周期末配额交易量价齐升

全国碳市场第二个履约周期共运行484个交易日，配额总成交量为2.63亿吨，总成交额为172.58亿元，成交均价为65.66元/吨，分别较首个履约周期增长47%、125%、53%。整体来看，第二个履约周期配额挂牌价格、成交量均呈现先平稳后上涨的趋势（见图1、图2），大致可分为两个阶段。

图1 全国碳市场第二个履约周期挂牌价格K线

图2 全国碳市场第二个履约周期交易量

第一阶段为2022年全年及2023年上半年，全国碳市场挂牌价格总体在55～60元/吨区间波动，除2022年初和年末日成交量达到数十万吨、百万吨外，多数交易日交易量在数百吨甚至不足百吨的水平，市场活跃度总体较低，日均成交量为16.36万吨。

第二阶段为2023年下半年，交易活跃度逐渐增加，日均成交量为164.47万吨，约为第一阶段的10倍，2023年9月20日—11月16日连续36个交易日成交量超过100万吨；挂牌价格波动上行，2023年7月18日，全国碳市场挂牌协议交易最高价达到65元/吨，超过全国碳市场首个履约周期挂牌协议最高价62.29元/吨，突破了全国碳市场启动以来碳价长期所处的波动区间，此后碳价不断创历史新高，8月15日，全国碳市场收盘价首次超过70元/吨，10月10日首次达到80元/吨，10月12—26日连续11个交易日收盘价超过80元/吨，并在10月20日一度达到82.79元/吨的高位。此后碳价在波动中有所下行，11月份降至70元/吨左右，但在12月末又回升至约80元/吨的高位，2023年最后一个交易日收盘价为79.42元/吨，较第二个履约周期首日开盘价上涨44.4%。

1.2 履约工作安排引致交易量变化

进一步分析交易量分布，交易量的变化与配额发放和履约工作安排密切相关。2023年3月，生态环境部发布《关于做好2021、2022年度全国碳排放权交易配额分配相关工作的通知》（以下简称《配额分配工作通知》），要求各省级生态环境主管部门于2023年7月15日前将机组核定配额明细表和重点排放单位核定配额实际发放汇总表报送注册登记机构，注册登记机构收到纸质件后，配合各省级生态环境主管部门于5个工作日内完成数据核实核对，在注册登记系统中创建预支的2023年度配额，完成各重点排放单位的配额核定、调整、预支，并发放履约通知书[2]。2023年7月，生态环境部发布《关于全国碳排放权交易市场2021、2022年度碳排放配额清缴相关工作的通知》（以下简称《配额清缴工作通知》），将机组核定配额明细表和重点排放单位核定配额实际发放汇总表报送截止时间由2023年7月15日延至8月4日，注册登记机构于8月11日前完成配额和履约通知书发放工作[3]。

随着配额的陆续核发，2023年下半年全国碳市场交易量逐渐增加，2023年8月份交易量达到1340万吨，9月份交易量达到3558万吨。同时，《配额分配工作通知》要求各省级生态环境主管部门确保2023年11月15日前本行政区域95%的重点排放单位完成履约[2]，比首个履约周期提前了一个月，2023年10月份交易量达到第二个履约周期的峰值。随着大部分重点排放单位完成履约工作，11月份、12月份交易量转而逐渐下降。随着全国碳市场第二个履约周期的结束，2024年1月份交易量降至约300万吨的水平（见图3）。从交易集中度看，第二个履约周期峰值月份交易量为9305万吨，相较于首个履约周期13556万吨的峰值月份交易量明显降低，说明随着配额清缴组织工作的提前、重点排放单位交易经验的增加，履约驱动现象得到了一定程度的改善，交易集中度有所降低。

图3 2021年7月—2024年1月全国碳市场月交易量

1.3 市场供求关系引致价格波动

进一步分析交易价格走势，碳排放权交易价格与碳排放配额、国家核证自愿减排量（CCER）供需状况密切相关。从供给端看，第二个履约周期配额分配方案中各类别机组基准值相较首个履约周期均有不同程度的下降，配额供应量整体收紧。而且，在第二个履约周期全国温室气体自愿减排项目注册和减排量登记尚未重启，核证自愿减排量存量不足，远小于控排企业可使用抵销清缴履约数量[4]。2023年10月24日，生态环境部发布《关于全国温室气体自愿减排交易市场有关工作事项安排的通告》，提出“2017年3月14日前已获得国家应对气候变化主管部门备案的核证自愿减排量，可于2024年12月31日前用于全国碳排放权交易市场抵销碳排放配额清缴，2025年1月1日起不再用于全国碳排放权交易市场抵销碳排放配额清缴”[5]，使得市场剩余的核证自愿减排量存量得到释放，2023年10月底至12月期间，核证自愿减排量市场交易量出现一定程度的增加，但远低于2021年10—12月首个履约周期核证自愿减排量用于配额清缴抵销时间段的交易量（见图4）。

图4 2021年9月6日—2023年12月29日国家核证自愿减排量市场成交量

从需求端看，基准值的收紧使得更多控排企业出现配额缺口，导致市场需求增加，随着履约截止日期临近，有配额缺口的企业购买配额完成清缴履约的需求进一步释放，碳市场交易渐趋活跃，供需作用下交易价格不断上涨，在2023年10月份17个交易日中连续11个交易日收盘价超过80元/吨。此后随着全国碳市场第二个履约期配额清缴工作接近尾声，大部分重点排放单位完成履约工作，市场需求量有所下降，碳价在波动中有所下行。

1.4 大宗协议交易占比进一步提升

从交易量构成看，第二个履约周期大宗协议交易量为2.22亿吨，占配额总交易量的84.3%，相较于首个履约周期占比增加1.5个百分点；成交额为143.31亿元，占总成交额的83.0%，相较于首个履约周期增加1.9个百分点；平均成交价格为64.66元/吨，相较于首个履约周期增长54.1%。挂牌协议交易量为0.41亿吨，占总交易量的15.7%，相较于首个履约周期减少1.5个百分点；成交额为29.27亿元，占总成交额的17.0%，相较于首个履约周期减少1.9个百分点；平均成交价格为71.02元/吨，相较于首个履约周期增长50.6%。可以看出，全国碳市场第二个履约周期大宗协议交易量和交易额占比更高，大宗协议成交价格与挂牌协议价格的差值缩小，平均折价率从首个履约周期的约11%降低至9%。

2 全国碳市场建设进展

2.1 《碳排放权交易管理暂行条例》公布

2024年1月5日，国务院常务会议审议通过《碳排放权交易管理暂行条例（草案）》；2024年1月25日，国务院总理李强签署第775号国务院令，公布《碳排放权交易管理暂行条例》（以下简称《条例》），自2024年5月1日起施行。《条例》由生态环境部起草，于2021年3月30日对外公开征集意见。《条例》坚持全流程管理，重在构建基本制度框架，注重权责划分，明确各方主体责任，明确处罚措施细节，强化对违法违规行为的约束。《条例》立法层级为“行政法规”，高于《碳排放权交易管理办法（试行）》的立法层级“部门规章”[6]。《条例》施行后将以更高层级的立法保障碳排放权交易政策功能的发挥。

2.2 扩容工作有序推进，水泥、电解铝和钢铁有望成为下一批纳入全国碳市场的重点排放行业

生态环境部每年组织开展重点行业企业温室气体排放报告与核查工作，为扩大全国碳市场行业覆盖范围奠定良好数据基础，并组织对重点行业的配额分配方法、核算报告方法、核查要点、扩围实施路径等开展专题研究。为规范重点行业企业温室气体排放数据管理，2023年10月，生态环境部印发《关于做好2023—2025年部分重点行业企业温室气体排放报告与核查工作的通知》（以下简称《报告与核查工作通知》），明确工作范围、电力排放相关核算要求等有关重点工作要求，并在附件中更新了水泥熟料生产、铝冶炼和钢铁生产行业的企业温室气体排放核算与报告填报说明，对三大行业的核算方法进行了大量更新，相关要求明确高于其他行业，工作时间线也比其他行业提前[7]。可以看出水泥、电解铝和钢铁行业将是未来碳排放核查工作的重点行业，有望成为下一批率先纳入全国碳市场的重点排放行业。

2.3 自愿减排交易市场各项政策文件陆续发布

2023年下半年，经过前期公开意见征求、方法学遴选等工作，温室气体自愿减排市场相关政策文件陆续发布。2023年10月，生态环境部和市场监管总局联合发布《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》[8]，生态环境部发布造林碳汇等4项第一批温室气体自愿减排项目方法学[9]；2023年11月，作为国家核证自愿减排量交易机构的北京绿色交易所发布《温室气体自愿减排交易和结算规则（试行）》[10]，作为国家核证自愿减排量注册登记机构的国家应对气候变化战略研究和国际合作中心（简称国家气候战略中心）发布《温室气体自愿减排注册登记规则（试行）》《温室气体自愿减排项目设计与实施指南》[11]；2023年12月，国家市场监管总局发布《温室气体自愿减排项目审定与减排量核查实施规则》[12]。2024年1月，全国温室气体自愿减排交易市场启动。

由于尚缺少温室气体自愿减排项目审定与减排量核查机构，目前仍无法进行新项目的注册和减排量的登记。2024年1月19日，国家认证认可监督管理委员会（简称国家认监委）开展第一批温室气体自愿减排项目审定与减排量核查机构资质审批，拟审批能源行业审定与核查机构4家，林业和其他碳汇类型审定与核查机构5家，申请截止日期为2024年2月2日[13]。待国家认监委完成审定与核查机构的资质审批并公布后，全国温室气体自愿减排项目注册和减排量登记将正式重启。

3 第二个履约周期存在的问题

3.1 配额分配及时性有待提升

首先，《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）》（以下简称《配额分配实施方案》）发布于2023年3月，在《配额分配实施方案》正式发布前，控排企业难以对自身碳排放配额盈缺情况进行准确判断，不利于企业提前制定配额交易计划与交易安排。其次，2023年3月发布的《配额分配工作通知》将发放核定配额的截止日期定在2023年7月份，2023年7月发布的《配额清缴工作通知》将原定日期又延后了半个月左右。虽然第二个履约周期留给重点排放企业进行配额交易的时间窗口较首个履约周期有所延长，但总体来看配额分配及时性仍有待提升，前期控排企业无法及时获得足量的配额来开展交易，导致交易完成集中在2023年下半年，也在一定程度上推动了碳价上涨。

3.2 配额结转机制有待明确

根据《配额分配实施方案》，2019—2020年度配额结转相关规定另行发布[2]。2023年8月，上海环境能源交易所发布《关于上线“碳排放配额21”“碳排放配额22”的通知》[14]，全国碳排放权交易系统自8月28日起将对碳排放配额标注发放的年份，正式上线“碳排放配额21”“碳排放配额22”，原“碳排放配额”名称调整为“碳排放配额19-20”。碳排放配额标注发放的年份，为未来配额设置有效期奠定了可行性基础，但目前尚未出台结转相关规定。配额结转规则暂缺，导致企业缺乏长期且稳定的政策预期，市场观望情绪较重，在配额发放收紧的情况下，配额富余的控排企业选择惜售以应对未来履约工作，导致交易市场配额供应量减少，进一步降低了交易量。

3.3 交易主体、产品和方式单一

一是交易主体单一，全国碳市场在第二个履约周期并未纳入除发电以外的其他行业，且仅允许控排企业参与交易，缺乏履约主体之外的其他第三方交易机构；二是交易产品和方式单一，目前全国碳市场交易品种仅为配额和核证自愿减排量现货，暂未涉及碳金融衍生品交易。交易主体、产品和方式的单一导致目前全国碳市场仅在发电行业控排企业间开展碳排放配额现货交易，市场交易情况随配额清缴相关工作的进行而呈现明显波动，长期流动性缺乏有力支撑。

3.4 尚未与绿色电力市场有效衔接

使用绿色电力是企业降低碳排放的重要途径，但目前全国碳市场尚未出台认可重点排放单位外购非化石电力减排效果的核算方法。根据《报告与核查工作通知》，在核算排放量时只有非并网的直供电和企业自发自用的非化石能源电量对应的排放按0计算，通过市场化交易手段购入的非化石电力消费对应的排放量暂按全国电网平均碳排放因子进行计算，并且规定其相关证明材料不包括绿色电力证书[7]，这与2023年7月国家发展改革委、财政部、国家能源局发布的《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》中“绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证”[15]的表述不一致。

4 相关建议

4.1 政策层面建议

4.1.1 尽早明确配额分配和结转机制，有效引导市场预期

一是尽早发布第三个履约周期配额总量设定与分配实施方案，并建立与碳排放总量和强度“双控”要求有效衔接的中长期配额总量设定与分配机制，增强配额分配的预期性。二是明确结余配额的结转方式与使用期限等相关规定，释放配额结转的明确政策信号，为企业碳交易安排和碳资产管理提供政策指引，引导市场预期。

4.1.2 增加碳市场交易主体和交易品种，提升市场活跃度

一是有序扩大碳市场覆盖范围，尽早纳入水泥、电解铝、钢铁等欧盟碳边境调节机制（CBAM）覆盖行业，允许金融机构在符合监管规定的前提下有序合规参与碳市场交易，提高交易活跃度。二是丰富交易品种，在现货交易基础上逐步引入碳远期、碳期货、碳期权等碳衍生交易产品，为市场主体提供多样化的交易方式，助力提高碳市场流动性，增强碳市场的价格发现功能，并为控排企业提供风险管理和碳资产管理的工具。

4.1.3 加强环境权益市场联动，增强政策工具协同性

一是探索构建绿色要素交易融合机制，加强全国碳市场与绿色电力交易、绿色电力证书交易等市场的统筹衔接，借鉴天津、北京、上海等地方试点碳市场外购绿色电力不纳入碳排放核算的实践经验，关注可能存在的重复计算、冲击碳市场体系等问题，探索建立全国碳市场外购绿色电力的碳排放核算方法。二是明确环境权益产品间的制度边界，对于国家核证自愿减排量、绿色电力消费凭证、绿色电力证书等产品所涉主体范围重合等问题予以妥善考虑，保障环境权益属性认证唯一性和数据权威性。