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方琦, 钱立华, 鲁政委（鲁政委为兴业银行首席经济学家、华福证券首席经济学家，中国首席经济学家论坛理事） 自7月16日全国碳市场交易启动以来，碳配额价格经历了一周的持续上涨后稍有回落，但维持在50元/吨以上，期间最高价曾达到了61.07元/吨。与地方碳市场试点期间的加权平均碳价约23元/吨相比，全国碳市场启动上线交易以来碳配额价格已出现了大幅上涨。考虑到我国气候目标的推进，以及认为国际碳价应该趋同，市场上的一种普遍观点是认为我国碳价后续仍将有较大上涨空间。对此，我们认为应该保持理性。
我们研究之后发现，碳价受到多种因素的影响，不仅包括碳市场本身的制度设计因素，如配额总量、市场灵活机制等，也包括宏观层面的经济增长水平、利率水平、技术进步等因素，这些因素都会影响碳市场的供需情况，并最终反映在碳价上。
一、全国碳市场启动初期市场表现
截至7月29日，全国碳市场碳配额（CEA）收盘价52.96元/吨，较7月16日启动首日的开盘价48元/吨，上涨了10.3%。全国碳市场启动上线交易以来，碳配额价格经历了一周的持续上涨后有所回落，期间最高价曾达到了61.07元/吨。成交量方面，截至7月29日，累计成交量为591.19万吨，其中挂牌协议交易成交累计501.19万吨，大宗协议交易成交量累计90万吨，除首日以外，碳配额挂牌协议交易的日成交量在4.8~16.2万吨之间。如果按目前的日均成交量来估算，全年碳配额交易比例可能不足5%，后续临近履约期成交量可能会出现增长，但总体来看交易比例可能仍然会相对较低。
在地方碳市场试点期间，自2013年首个试点启动交易以来，地方碳市场碳价最高曾达到过130元/吨，最低下降至1元/吨，但除北京外，其他地方碳市场碳价在绝大多数时间都处于45元/吨以下。包括福建在内的八个地方碳市场上线交易以来的加权平均碳价约为23元/吨。与地方碳市场相比，全国碳市场启动上线交易以来碳配额价格已处于相对较高水平，除了北京碳市场以外，CEA上线以来的价格已超过其他所有地方碳市场配额价格（见图表2）。
二、全国碳市场碳价会持续上涨吗？
市场普遍认为我国碳价后续将有较大上涨空间。2020年7~8月，中国碳论坛、ICF国际咨询公司和中创碳投联合开展了一项中国碳价调查，并于2020年12月发布了《2020年中国碳价调查报告》，该项调查收集了五百多位利益相关方对中国未来碳价的预期，调查结果显示，绝大多数受访者预期全国碳市场价格将稳步上升，平均预期价格2020年为49元/吨，到2030年将升至93元/吨，到本世纪中叶将升至167元/吨。市场对我国碳价长期上涨预期的原因可以归纳为两个方面：一是我国自身气候目标的推进，配额总量预期将会持续下降；二是预期碳价将国际趋同，而目前与国际上其他地区碳市场相比，我国碳价仍处于相对较低的水平，根据国际碳行动伙伴组织（ICAP）发布的今年6月初全球碳主要碳市场碳价，我国试点碳市场碳价在0.83 ~5.7美元/吨之间，而在国际上其他主要碳市场中，欧盟碳市场碳价超过了60美元/吨，碳价相对较低的美国区域温室气体减排行动（RGGI）碳价也达到了7.6美元/吨，高于我国所有试点碳市场碳价（见图表3）。
那么未来我国碳价会持续上涨吗？事实上，碳价受到多种因素的影响，不仅包括碳市场本身的制度设计因素，如配额总量、市场灵活机制等，也包括宏观层面的经济增长水平、利率水平、技术进步等因素，这些因素都会影响碳市场的供需情况，并最终反映在碳价上。
1、碳配额价格的影响因素
1）碳市场制度设计因素，包括配额和调控机制的设计。
首先是配额总量的设定。
这是影响碳配额价格最直接的因素。碳排放权交易市场是一种基于“总量控制与交易（Cap and trade）”的机制，因此，总量控制是碳市场的基础，配额总量决定了碳市场的总供给。在其他条件相同的情况下，若是配额总量设置趋紧，则配额总供给将会减小，配额将更加稀缺，碳价也会随之上升，反之碳价则会下降。此外，配额的分配方式也会对碳价有所影响，通常在其他条件相同的情况下，免费分配比例越高，碳价相对越低。
除了碳市场直接设定的配额总量外，气候政策也会影响对未来配额总量的预期，尤其是减排目标的设定，决定了长期的减排需求，也会对碳价格产生影响，在碳配额总量设置与气候目标挂钩的情况下，这种影响更加显著。以欧盟为例，2008年，欧盟宣布了较为激进的减排政策：到2020年实现“三个20%目标”，即可再生能源电力占比提高到20%、能效提高20%、碳排放量比1990年减少20%，碳价进入上升通道。2015年末，在各界都寄予众望的与巴黎气候大会上，《巴黎协议》最终没能达成一个强制减排目标，而只是建立了减排合作的意向，这对市场造成了一定的打击，碳价也转而掉头向下。2020年末，欧洲理事会就2030年减排目标从比2005年下降43%提升至下降55%达成协议，随着更高气候目标的提出，欧盟碳价再度持续上涨，创出了新高。
其次是市场灵活调控机制设置，主要包括三大类：
一是抵消机制，在碳配额清缴中，通常允许使用一定比例的减排项目产生的碳信用（Carbon credit）进行抵消。通过调节抵消比例（数量）限制和抵消项目要求（质量），可以调节可用于抵消的碳信用供给，当抵消比例越大、对抵消项目的限制越少时，可用于抵消的碳信用越多，对碳市场上交易的配额需求就会越小，在其他条件相同的情况下，碳配额价格可能会越低。
二是配额的储存与借贷机制。碳配额储存即允许本履约期的碳配额存储至下一期使用，那么当预期未来碳配额价格会上涨的情况下，交易机构会倾向于将富余的碳配额储存而不是在当期卖出，这一方面会减少当期碳配额的供给，另一方面也会增加未来碳配额的供给。碳配额的借贷则是指允许借用未来的碳配额用于当期的履约，那么在当期配额需求较大、碳价过高且减排成本较高时，交易机构将会选择借用未来的碳配额用于当期履约，对当期和未来碳配额的供给影响与碳配额储存刚好相反。由此可见，配额的储存与借贷机制在一定程度上可以平抑跨期碳价的波动。
三是市场稳定机制。市场稳定机制是防范碳配额价格异常波动风险、防止市场失灵的有效手段，目前全球大部分碳市场均设置了市场稳定机制，主要包括市场稳定储备、成本控制储备、设置价格上下限、拍卖保留价等。如欧盟碳市场在2019年1月启动了市场稳定储备机制（MSR），即在市场过度下跌的时候回购配额，在价格过高时卖出，以此来稳定价格。大部分有拍卖方式的碳市场均设置了拍卖保留价格。美国区域温室气体减排行动（RGGI）建立了成本控制储备（CCR）机制，防止配额价格过高，CCR由配额总量之外的固定数量的配额组成，只有在配额价格高于特定价格水平时才能被出售，当CCR被触发时，CCR配额将以不低于CCR触发价格的水平出售。（齐绍洲等，2019）
2）宏观经济与技术因素
首先，是经济增长水平。当经济增长水平越高时，企业生产活动水平越高，在其他条件相同的情况下，碳排放量也会更大，碳配额的需求量将增加，从而带动碳价的上升，反之在经济萧条期则往往伴随着碳价的下跌。仍以欧盟碳市场为例，2008年金融危机、2011年欧债危机，这两次连续的冲击，都使碳价大幅度下跌。2016年英国脱欧之后，市场担心经济走弱，并且英国作为欧盟最大的配额净买方离开欧洲市场，可能降低EU-ETS主体市场的需求，这也导致价格出现下跌。而在2019年之后，尽管欧盟提高了气候目标，对配额总量设置了明确的长期年度递减计划，并且启动了市场储备机制，给欧盟碳市场碳价带来了一波持续上升的动力，但2020年初爆发的新冠肺炎疫情仍然阻断了欧盟碳价的上涨势头，碳价出现大幅下跌，从疫情前的25欧元/吨左右最低下跌到了15.24欧元/吨，下跌幅度近40%。
其次，是利率水平。当利率水平提高时意味着企业的减排成本也在提升，相应的碳价可能也会上升。
最后，是技术因素。如果低碳技术在短期内取得突破，企业减排成本大幅下降，那么企业的排放水平也会大幅下降，碳配额需求降低，此时若碳市场未及时调控或调整排放基准值水平，则可能出现碳价的大幅下降。
3）其他短期影响因素
首先，影响化石能源消费量波动的短期因素可能会对配额价格产生一定的影响。化石能源消费量增加，碳排放量也会增加，碳配额的需求也会提升，反之则会下降。如天气因素，冬季由于供暖需求会使化石能源使用大幅增加，同时阴雨天可能会降低可再生能源产量，化石能源使用也会增加，相应的碳排放量会增加，碳配额价格可能会提升。又如化石燃料的价格因素，短期内燃料价格的波动也会对化石能源使用量产生影响，从而影响碳排放量和配额需求。
其次，当临近履约期时，碳配额的需求可能会有所提升，相应的碳价也可能有所上升。
2、国际碳价一定会接轨吗？
市场上一种普遍的观点认为我国碳市场碳价未来将与国际碳价实现接轨。一方面，在全球应对气候变化的背景下，未来实现不同碳市场之间的链接并逐步形成一个全球性的碳市场被认为是提升全球碳市场的流动性与有效性的重要方向，而一旦实现链接，不同碳市场中的碳价将会实现对接与趋同。另一方面，欧盟、美国等发达地区已开始酝酿碳关税等机制，我国碳价低于国际其他碳市场或将使我国的高碳出口企业在未来处于较为被动的地位。
然而，我们认为国际碳价接轨并非必然。
首先，目前全球碳市场链接面临挑战，而在尚未实现链接的情况下，国际碳价难以实现接轨。要实现全球碳市场的链接，需要各地政府对其碳市场的设计要素进行调整，并共享对碳市场的管理，这可能意味着放弃一部分管辖权。此外，本国或本地区的企业在碳市场链接后购买其他地区的碳配额，意味着将提供资金支持来自这些外部地区的减排行动，而非在本地实现减排（ICAP, 2016）。因此，目前全球碳市场的链接面临着较大挑战。而在未实现链接的情况下，各个国家或地区的碳市场碳价仍然主要取决于当地碳市场自身的制度设计与市场供需情况，国际碳价难以实现接轨。事实上从目前全球已有的碳市场实际运行情况来看也是如此，自全球首个碳市场（EU ETS）2005年启动运行以来，截至到2021年1月31日，全球共有24个运行中的碳市场，全球链接尚未取得实质性进展，而从主要碳市场碳价的历史走势来看，也并未实现接轨（见图表5）。
其次，即使我国碳市场实现了与国际碳市场的链接，碳市场的碳价也未必会实现国际接轨，还要取决于与其他碳定价机制的协同。目前全球主要的碳定价机制包括碳市场和碳税，当碳市场与碳税制度并存时，碳配额价格和碳税共同构成了实际的碳价格（碳排放成本），此时即使全球碳市场实现了链接，碳市场的配额价格也未必会实现接轨，还要取决于各个地区碳税制度的安排，最终实现的是碳排放成本的趋同。在此背景下，“碳税+差别定价的全球链接碳市场”恰恰是一种能够更好地执行“共同但有区别的责任”原则的模式，目前欧盟等发达地区已经开始酝酿碳边境调节机制，以应对国际贸易中各地区企业排放成本的差异，而这实际上违背了“共同但有区别的责任”原则，除非发达国家将征收的碳关税用于发展中国家的低碳减排，若非如此，有学者提出我国应对出口至发达国家的商品征收一定水平的碳税，从而将这部分税收留在国内，用于支持中国的低碳发展（徐忠，2021）。因此，在“共同但有区别的责任”原则下，“碳税+差别定价的全球链接碳市场”或许是一种更好的方式，首先，发展中国家碳市场碳价低于发达国家符合不同发展阶段的需要，而对出口企业补征碳税则可以确保各国企业在国际贸易中面临相同的减排成本，保证国际贸易中的公平竞争，同时碳税收入也可以用于发展中国家自身的低碳减排；其次，差别定价的全球链接碳市场可以吸引发达国家企业在发展中国家碳市场中购买价格相对较低的碳配额进行履约，这也为发达国家向发展中国家的低碳发展提供资金支持提供了一种渠道，以更好地执行“共同但有区别的责任”原则。
3、全国碳市场碳价如何走？
在全国碳市场现有制度安排下，我国碳配额（CEA）价格会如何走呢？这主要取决于未来全国碳市场（CEA）供、需情况的变化。
根据生态环境部2020年12月公布的《2019-2020年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《方案》），“对2019-2020年配额实行全部免费分配，并采用基准法核算重点排放单位所拥有机组的配额量。重点排放单位的配额量为其所拥有各类机组配额量的总和。”“采用基准法核算机组配额总量的公式为：机组配额总量=供电基准值×实际供电量×修正系数+供热基准值×实际供热量。”其中，碳排放基准值可以理解为单位供电（供热）量的二氧化碳排放量（以下简称“发电碳排放强度”），修正系数是考虑到机组固有的技术特性等因素，用于进一步提高同一类别机组配额分配的公平性，暂未考虑地区修正系数。
从全国碳市场的总供给，即配额总量设定来看，主要取决于两个因素：一是生态环境部确定的碳排放基准值，基准值越高，配额总量越大；二是发电企业的实际供电量和供热量，实际供电和供热量越高，配额总量越大。而影响企业配额缺口的主要是碳排放基准值，若企业实际发电碳排放强度低于基准值，则会产生配额盈余，若高于基准值，则会产生配额缺口。因此，基准值的高低将直接决定碳市场的实际供需情况，在其他条件相同的情况下，基准值越高，企业盈余的配额越多，而缺口则越小，配额价格则会相对较低。
一方面，在目前全国碳市场的基准值下，初始配额分配还不是非常紧张。根据国际能源署（IEA，2020）的测算，如果各重点排放单位均实测其燃料排放因子，那么大部分煤电厂的平均二氧化碳强度将低于全国碳市场的基准值，配额分配相对宽松。根据国内相关机构的对比，与现有上海、广东、湖北、福建四大地方碳市场的燃煤机组供电排放基准值相比，全国碳市场2019-2020的配额基准明显偏高，比试点区域平均基准高了约10%，供热基准值也要高于上海、福建碳市场（碳市场深度观察，2021）。未来预期基准值将会有所下降，但对未来配额松紧程度的影响则取决于基准值下降的幅度与速度，在目前的基准法分配方案下，碳市场将激励发电企业提高效率，一方面是提高能效、降低实际燃料碳排放因子，另一方面是优先选择能效更高、排放更低的机组进行发电。因此，随着国家减排工作的推进，以及发电行业效率的提升，预计未来发电行业碳排放基准值将逐步下降，但这也并不一定意味着未来碳价的提升，还要取决于未来基准值下降的节奏相对于发电行业实际效率提升的节奏是更快还是更慢。
但另外一方面，从发电行业企业端的碳配额供给和需求来看，在当前制度安排下需求可能大于供给。根据生态环境部2021年3月发布的《碳排放权交易管理暂行条例（草案修改稿）》征求意见稿，“重点排放单位足额清缴碳排放配额后，配额仍有剩余的，可以结转使用”，尽管正式文件尚未出台，但该版与2019年公开征求意见的第一稿草案中均提到配额可以结转使用，并且地方试点市场的实践中也可以结转使用，因此预计全国碳市场配额可以结转使用，即重点排放单位的剩余配额可以结转到下一年继续使用。在配额可以结转使用的情况下，具有履约义务的发电企业对于碳配额的购买意愿要大于卖出意愿，一方面，当前国家尚未公布未来碳配额总量以及碳排放基准值变化的规划，发电企业缺乏明确的预期，因此当有盈余配额时可能倾向于长期持有以应对未来的不确定性；另一方面，市场预期未来配额分配会逐步收紧，同时碳价可能会持续上涨，因此企业当前对于碳配额的购买意愿也会大于卖出意愿。此外，可用于抵消配额清缴的国家核证自愿减排量（CCER）最大比例仅为5%（试点地区比例5%~10%），且相关细则尚未出台，而我国CCER一级市场的备案签发也已于2017年暂停尚未重启，因此目前CCER的供给有限，而从需求端来看，我国火电发电量仍在持续上涨（见图表6）。由此来看，尽管根据相关机构的测算目前全国碳市场配额分配偏松，但市场中仍然可能是需求大于供给。
但是，碳配额的需求并非没有上限。基于上述分析，若碳配额需求持续上升，碳配额价格也将具有持续上涨的动力，但碳配额的需求并非没有上限。
首先，国家设定了配额履约缺口上限，根据《2019-2020年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）》，“为降低配额缺口较大的重点排放单位所面临的履约负担，在配额清缴相关工作中设定配额履约缺口上限，其值为重点排放单位经核查排放量的20%，即当重点排放单位配额缺口量占其经核查排放量比例超过20%时，其配额清缴义务最高为其获得的免费配额量加20%的经核查排放量。为鼓励燃气机组发展，在燃气机组配额清缴工作中，当燃气机组经核查排放量不低于核定的免费配额量时，其配额清缴义务为已获得的全部免费配额量；当燃气机组经核查排放量低于核定的免费配额量时，其配额清缴义务为与燃气机组经核查排放量等量的配额量。”这意味着，燃气机组出现配额缺口时，不需要额外购买配额进行履约清缴，燃煤机组出现配额缺口时，需要额外购买用于履约清缴的配额量最大为实际排放的20%。
其次，企业配额缺口与自身机组效率以及供电（热）量有关，当履约成本高于减排成本时，企业可以通过技术创新、管理创新、工艺创新、设备创新等来提升机组效率，或者发展低碳的新能源发电，以降低配额缺口。而在当前碳达峰、碳中和目标下，企业对于节能减排的重视程度已明显提升，同时低碳技术也在快速发展，减排成本也将逐步下降，因此未来企业可能逐步从被动减排降低配额缺口转向主动减排，从而减少配额需求。
因此，综合来看，在当前的制度安排下，全国碳市场交易主体基本都为配额需求方，持有的配额将会主要以履约为目的，市场活跃度或将面临挑战，但需求也并非没有上限，短期内预计碳价将维持稳定。长期来看全国碳市场的碳价走势仍然受到经济增长、技术进步、碳市场制度变化等多种因素的影响，预计会长期处于波动状态。
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