绿色投资（2）：CCER重启完善碳市场，碳资产价值几何？

摘要

双碳背景下，企业碳资产有望加速变现，凸显低碳竞争力

碳资产的概念与分类：碳资产是绿色资产的重要类别，相比排污权、水权等环境权益资产，具有相对明确的市场化变现机制。碳资产有广义和狭义之分，主要包括碳排放权资产和碳减排资产两大类，狭义碳资产主要指碳配额、碳信用等可交易资产；广义碳资产泛指预期能为企业带来经济收益的碳减排相关资源。

“双碳”目标提出以来，碳市场、绿电绿证交易等市场化机制逐步建设完善，为碳资产变现提供广阔空间。全国碳排放权交易市场：上线三年以来平稳运行，碳价稳中有升。CCER正式重启，首日成交量突破37万吨，有望在2024年迎来签发增量，为减排企业增厚绿色收益。绿证核发全覆盖，新增海上风电、分布式光伏等，确认可再生能源环境价值。绿色电力交易试点稳步推进，江苏省/广东省绿电成交均价分别为464.44/ 465.64元/兆瓦时。

我国主流碳资产包括碳配额和CCER。两类碳资产的交易市场均由生态环境部门主管，CCER与碳配额通过履约抵消机制。绿证与可再生能源项目CCER具有相似性，但在“唯一性”前提下不可重复开发。

碳资产的开发价值：碳排放权与碳减排量

碳排放权资产的内在价值：气候经济学视角下，理论碳价由碳减排目标和边际减排成本曲线决定。碳交易具有强政策属性，碳市场的总量设定、配额分配等规则决定碳配额的供需面，是碳价形成的基础。碳价波动还受到能源价格、宏观经济、极端天气、政策事件等外部因素影响。

碳排放权资产的估值与财务分析：碳排放权是日常经营的重要生产要素，对其进行估值是进行碳资产管理、参与碳交易、衡量低碳竞争力的基础。碳资产估值方法可大致分为市场法、收益法、成本法等传统方法与实物期权法、影子价格法、数理模型法等创新方法。

碳减排资产的开发价值：CCER重启后，审定要求趋严，监测要求提高。唯一性前提下，CCER与绿证的开发价值主要由所在区域电网的排放因子和CCER、绿证的价格弹性决定。在排放因子较高的华北、东北、西北区域电网，可再生能源CCER开发具有相对较高的性价比。在CCER价格为65元/吨的情景下，华北、东北和西北电网单张绿证（1兆瓦时绿电）对应的CCER价格分别为46.27/42.98/43.32元/吨，高于2023年11月以来的绿证实际成交均价。而以平价绿证50元/张的指导价格为基准，CCER需维持在相对较高的交易价格，其开发价值才会高于绿证。

碳资产与绿电绿证：殊途同归，相互联通

全国碳排放权交易市场：稳中有进，2024有望扩容升级。2023年全国碳配额（CEA）成交量提升，全年累计成交量2.1亿吨，相较2022年提升近4倍，履约和政策驱动交易的现象较为显著。2023年，多方面因素拉动全国碳配额价格上升，平均收盘价64.56元/吨，相较第一履约周期上涨38%。向前看，我们认为全国碳市场有望在行业扩容升级、配额分配优化、约束力提升等方面再进一程。

区域性碳排放权交易市场：百花齐放，维持政策试点功能。2023年，全国8个区域性试点碳市场的碳配额成交均价多数上涨，深圳涨幅最大，北京碳价最高。2023年全国区域碳市场成交量差异较大，福建、广东全年累计成交量居前。

CCER：正式重启，推动全国碳市场迈向双轮驱动。2023年上半年，CCER在我国地方碳市场的交易情况各有差异：北京、上海价格较高；随着CCER重启后明确为全国集中统一交易，2023年下半年以来各地CCER价格收拢。2023年以来，CCER规则体系持续完善，项目设计、注册登记、交易结算、项目审定与减排量核查等细则持续出台，为市场健康运转建立制度基础。向前看，我们认为CCER供给或将缓步释放，需求或将随全国碳市场扩容得到提升。

正文

碳资产与绿电绿证：殊途同归，相互联通

双碳背景下，绿色资产有望通过市场机制加速变现

碳资产是绿色资产的重要类别，相比排污权、水权等环境权益资产，具有相对明确的市场化变现机制。碳资产有广义和狭义之分，狭义碳资产主要指碳配额、碳信用等可交易资产。广义的碳资产泛指企业通过交易、技术创新或其他活动所形成的、由企业拥有或者控制的、预期能给企业带来经济利益的、与碳减排相关的资源，即与碳排放相关的能够为企业带来直接和间接利益的资源。[1]其中，部分碳资产可以通过市场机制变现，为企业带来直接利益，例如CCER减排项目、可再生能源发电量等；部分碳资产暂时无法通过市场机制直接变现，但可为企业带来间接收益，例如碳市场控排企业应用低碳技术减少碳排放量，可以产生盈余配额，并通过碳交易获得收益。

图表1：绿色资产与碳资产的层级关系

资料来源：中金公司研究部

“双碳”目标提出以来，我国碳市场、绿电绿证交易等市场化机制逐步建设完善，覆盖的行业范围逐步扩大，为企业碳资产变现提供了更广阔的空间：

►全国碳排放权交易市场：上线三年以来平稳运行，碳价稳中有升。2021年7月，全国碳排放权交易市场正式上线运行，纳入发电行业年排放量在2.6万吨以上的重点排放企业，迄今经过两个履约周期，总体运行平稳。全国碳配额（CEA）成交均价从第一履约周期的42.85元/吨上升至第二履约周期的61.05元/吨，截至2023年12月29日，全国碳配额累计成交量4.42 亿吨，累计成交额249.19 亿元。

►全国自愿减排交易市场正式重启。2023年下半年，CCER相关政策规定密集出台，新版交易管理办法、首批四项方法学相继发布，为新发CCER提供政策框架与方法依据；由北京绿色交易所牵头开发的全国温室气体自愿减排交易系统完成验收，并启动开户工作。2024年1月，CCER正式重启，首日成交量37.5万吨，成交金额2383.5万元，成交均价63.5元/吨。我们认为，CCER交易市场有望在2024年迎来增量，更多减排企业可以通过CCER机制获得绿色收益。

►绿证核发全覆盖，确认可再生能源环境价值。绿证也即可再生能源绿色电力证书，是对可再生能源发电项目所发绿色电力颁发的具有独特标识代码的电子证书。2023年8月，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合发布的通知，提出绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，绿证核发范围新增海上风电、分布式光伏、常规水电等，实现可再生能源全覆盖。2023年12月，国家能源局首批核发绿证约1191万个，涉及项目1168个、发电企业755家。[2]

►绿色电力交易试点稳步推进。我国绿色电力交易试点工作自2021年启动，是在电力中长期交易市场框架下设立的一个新交易品种，旨在引导有绿色电力需求的用户直接与发电企业开展交易。绿电价格由电能量价格和环境溢价组成。目前，江苏、广东已公布2024电力市场年度交易结果，江苏省/广东省绿电成交均价分别为464.44/ 465.64元/兆瓦时。

碳市场主要由碳排放权交易市场和自愿碳市场组成，并与绿证等环境权益交易市场相连接。国内碳市场主要由生态环境部门主管，强制碳市场与自愿碳市场之间通过抵消机制相连接，控排企业的抵消履约是CCER需求的主要来源。国内减排企业除CCER交易外，还可开发国际碳信用，参与海外自愿碳市场交易；可再生能源类的减排项目不仅可以开发国内外碳信用，还可选择申请绿证，由跨国企业、行业龙头等需求方自愿认购。

图表2：广义碳市场的交易环节与关联机制

资料来源：中金公司研究部

碳资产与绿电绿证的异同对比

碳排放权交易、自愿减排量交易、绿电/绿证交易均是双碳背景下由政策创设的市场化机制，其共同功能在于激励市场主体节能减排，改善能源结构，应对气候变化。然而，以上几类减排交易市场在开发模式、交易方式、适用范围等方面存在差异。

• 两类碳资产：碳配额与CCER

我国主流碳资产包括碳配额和CCER。在证监会《碳金融产品》标准定义下，碳资产即“由碳排放权交易机制产生的新型资产”，主要包括碳配额和碳信用。[3] 其中，碳配额在碳排放权交易市场上产生，由碳市场主管部门分配给控排企业；碳信用（CCER等）产生于企业的自愿减排活动，再将由第三方机构审定核证后的减排项目和减排量进行登记。在我国，碳资产主要包括全国碳配额（CEA）和国家核证自愿减排量（CCER），还包括各区域性试点碳市场的碳配额和地方碳信用、碳普惠等。

两类碳资产的交易市场均由生态环境部门主管，CCER与碳配额通过履约抵消机制进行连接，控排企业可以购买CCER抵消碳配额进行履约，抵销比例不超过对应年度应清缴配额量的5%。

图表3：碳配额和CCER的联系与区别

资料来源：生态环境部，中金公司研究部

• CCER vs 绿证

绿证与可再生能源项目CCER属性相似、部分功能具有重叠。在开发端，绿证与CCER的开发逻辑都是基于清洁能源替代产生的减排量，符合条件的可再生能源项目可在CCER与绿证中选择其一进行开发。在消纳端，CCER与绿证均具有抵消功能，但范围与形式存在差异：CCER主要用于全国碳市场的履约抵消，而绿电则主要用来抵消企业范围二温室气体排放。

然而，绿证与CCER分属两个交易体系，在开发模式、交易方式等方面存在诸多差异。例如绿证只能交易一次；CCER可以多次换手，金融属性较强。

图表4：CCER与绿证对比

资料来源：生态环境部，国家能源局，中金公司研究部

• 可再生能源环境权益：绿证vs绿电

绿证和绿电本质上都指向可再生能源电力的消纳，而绿证与绿电之间的区别则主要在于购买绿电属于直接消纳新能源电力，而绿证则是消纳新能源电力的间接证明。此外，绿色电力通常由企业通过签订长期购电协议的方式购买，所传输的绿电需要使用独立的输电线路；而绿证可以在相关绿证交易平台上直接购买，无需物理意义上的绿电传输，交易更为便利。

绿证核发全覆盖后，为更多可再生能源项目提供变现渠道，推动绿电绿证走向“证电合一”。2023年8月，绿证核发实现可再生能源全覆盖，新纳入海上风电、分布式光伏、常规水电、生物质发电等类别。此外，政策文件提出绿证要支持绿电交易，“在电力交易机构参加绿色电力交易的，相应绿证由核发机构批量推送至电力交易机构，电力交易机构按交易合同或双边协商约定将绿证随绿色电力一同交易，交易合同中应分别明确绿证和物理电量的交易量、交易价格”。[4]

图表5：2023年后，绿证核发范围扩大

资料来源：国家发改委，中创碳投，中金公司研究部

碳资产的开发价值：碳排放权与碳减排量

碳排放权资产的内在价值

• 分析框架：碳排放权资产价值的影响因素

碳排放权资产是在碳交易体系下，由政府向控排企业分配的具有产权属性的配额。排放权交易体系的理论基础是“总量与交易”（Cap and Trade）理论，也即设定污染物的排放总量，再将其分成具有产权属性的“配额”，分配给排放控制主体。排放控制主体的污染排放量须在配额允许的范围之内，超过允许范围的部分需额外购买相应数量的配额进行履约。我们认为，碳排放权价格形成的核心机制是碳交易政策决定的供需关系，其价格波动还会受到能源价格、极端天气、宏观经济等外部因素的影响。

图表6：碳排放权资产价值分析框架

资料来源：中金公司研究部

气候经济学视角下，理论碳价由碳减排目标和边际减排成本曲线决定。一般情况下，减排目标越严格、边际减排成本曲线越高，其理论碳价就越高。碳排放权交易体系以外的减排目标亦会对碳价产生影响，例如我国的“双碳”目标与行动计划、能耗双控及后续的碳排双控体系，均会对碳排放权资产的价值起到正向作用。

碳市场具有强政策属性，因而碳排放权资产的价值首先由碳市场的政策框架决定。碳市场的总量设定、配额分配等规则决定碳配额的供需面，是碳价形成的基础。碳市场的政策框架包括基础性制度和补充性制度：基础性制度包括五个方面，分别为覆盖范围（温室气体种类、覆盖行业、公司数量）总量设定、配额分配、交易机制和履约机制，对碳市场的供给和需求起决定性作用；补充性制度则是在碳市场基本框架的基础上，对碳配额供需进行调节、稳定碳价的制度，例如欧盟的市场稳定储备机制（MSR）。

碳价还受到能源价格、宏观经济、极端天气、政策事件等外部因素影响。其中，化石能源价格对碳价的影响较为显著、直接，一般而言能源价格与碳价同向变动，不同类型的化石能源对碳价的影响程度不一。[5] 极端天气的出现往往会叠加能源供应因素，复合影响碳市场价格。极端天气容易导致企业或居民对供暖（或制冷）的需求急剧增大，通过影响传统化石能源的供需平衡影响碳价。从长期视角来看，极端天气加剧碳市场价格波动性。Alberola等 研究表明，极端天气的日期数量与EUA价格波动之间存在正向关系。[6]

图表7：碳市场价格影响因素文献整理

资料来源：夏睿瞳.我国碳排放交易价格波动及其影响因素研究——兼析履约日附近价格突变与日常价格波动规律.价格理论与实践,2022,No.461(11):129-132+210.；许悦,常宁京.化石能源价格与碳交易价格关系：长期均衡与短期波动研究——来自上海碳排放权交易试点的证据.价格理论与实践,2023,No.463(01):184-187+204. ；Shihong Zeng, Xin Nan, Chao Liu, Jiuying Chen（2017）. The response of the Beijing carbon emissions allowance price (BJC) to macroeconomic and energy price indices. Energy Policy 106:111-121.；Boqiang Lin, Bin Xu（2021）. A non-parametric analysis of the driving factors of China‘s carbon prices. Energy Economics, V104. ；张跃军,魏一鸣.化石能源市场对国际碳市场的动态影响实证研究.管理评论,2010,22(06):34-41.；赵立祥,胡灿.我国碳排放权交易价格影响因素研究——基于结构方程模型的实证分析.价格理论与实践,2016,No.385(07):101-104.；中金公司研究部

在碳价变动基础上，企业还应结合自身减排潜力和成本，制定碳资产管理方案和碳交易策略，将碳资产的价值最大化。企业应首先对资深碳排放情况、配额充足度进行分析。如出现配额缺口，则根据企业的单位减排成本和碳配额价格，决定交易或减排；如选择参与交易，则根据CCER的最高抵消比重、CCER与碳配额价格关系选择合适的履约标的。

• 碳排放权资产的财务与估值分析

碳排放权资产的价值评估在企业生产、碳金融发展等方面具有重要意义：1）对于纳入碳交易体系的高碳企业而言，碳排放权是日常经营的重要生产要素，对其进行估值是进行碳资产管理、参与碳交易、衡量低碳竞争力的基础。2）在碳金融领域，对碳排放权资产进行公允评估是碳质押融资等金融工具落地的先决基础。

碳资产估值方法可大致分为传统方法与创新方法。传统方法包括市场法、收益法、成本法等主流资产评估方法，其优势在于数据可得性相对较高、方法论相对成熟、计算原理简单直观；劣势在于缺乏对于碳市场独特性的考量，适用性存在局限，进而可能影响估值准确性。创新方法包括实物期权法、影子价格法、数理模型法等，通过对模型的调整设计提升估值准确度，但涉及较多对变量的假设，受限于碳市场起步阶段的成熟度、数据体量等因素，可能较难把握。

图表8：碳排放权资产评估方法及特征一览

资料来源：王昕婷等《碳排放权价值评估模型构建》，2020年7月，中金公司研究部

2019年12月，财政部印发《碳排放权交易有关会计处理暂行规定》，要求重点排放企业设置“1489碳排放权资产”科目，核算购入方式取得的碳配额，参与CCER交易的在“碳排放权资产”科目下设置明细科目进行核算。[7] 在账务处理方面：

► 对于无偿取得的碳配额，企业取得、使用或注销相应配额，均无需进行账务处理；出售无偿取得碳配额，重点排放企业应借记“银行存款”“其他应收款”等科目，贷记“营业外收入”科目。

►对于购入的碳配额，重点排放企业应借记“碳排放权资产”科目，贷记“银行存款”“其他应付款”等科目；出售购入的碳配额时，借记“银行存款”“其他应收款”等科目，按照出售配额的账面余额，贷记“碳排放权资产”科目，按其差额，贷记“营业外收入”科目或借记“营业外支出”科目；如果对购入配额进行注销，应借记“营业外支出”科目，贷记“碳排放权资产”科目。

图表9：碳排放权资产的账务处理

资料来源：财政部，中金公司研究部

碳排放权资产的财报列示和披露主要涉及资产负债表、利润表、财报附注。重点排放企业应在资产负债表中的“其他流动资产”项目列示“碳排放权资产”科目的借方余额；在利润表“营业外收入”项目和“营业外支出”项目中碳排放配额交易的相关金额；在财务报表附注中列示碳排放权交易、碳配额来源、节能减排或超排情况等信息。

图表10：碳排放权资产的财务报表列示和披露

资料来源：财政部，中金公司研究部

碳减排资产开发价值

• CCER的开发流程与成本

2023年11月26日，国家气候战略中心发布《温室气体自愿减排项目设计与实施指南》，明确了项目设计与实施流程、每个环节的实施要求、额外性论证的流程及要求等具体内容，完善了CCER项目开发的细则。[8]

CCER重启后，审定要求趋严，监测要求提高。从技术要求角度，CCER应符合额外性、唯一性、真实性要求，且在项目周期内应具有稳定性。我们认为，CCER监管趋严在保证项目质量的同时，或将提高CCER的开发难度与开发成本。

►减排项目应具有额外性，也即在没有CCER机制的激励下，项目因面临投融资或技术障碍而不会被实施；而CCER机制带来的激励有助于克服上述阻碍，从而帮助项目实施、实现相应的减排效益。

►减排量应可监测、可报告、可核查，符合项目方法学和相关技术规范。在监测方面，林业碳汇方法学纳入激光雷达等新技术手段进行监测，也有可能提高CCER的开发成本。

►项目应具有唯一性，未参与其他减排机制，减排效益不会被重复计算。

►项目在计入其内未发生重大变化。如果CCER项目在计入期内实施方式发生重大变化，需要重新申请项目登记；如发生微小变化，亦需要审定机构予以核查确认。

图表11：温室气体自愿减排项目设计与实施流程图

资料来源：国家气候战略中心，中金公司研究部

CCER的开发成本主要发生在项目设计与审定阶段、交易阶段。在项目筹备阶段，项目业主需要向支付咨询费与核证费，费用标准根据咨询机构、审定核证机构的不同有所差异。在交易阶段，交易双方需按相应交易所的规则缴纳开户费、经手费等费用。

• “唯一性”前提下，CCER与绿证经济性如何？

CCER重启为符合方法学要求的企业拓展了增厚绿色收益的途径。我们在专题报告《CCER重启，海上风电、光热发电、林业碳汇、红树林营造或将优先受益》对CCER的理论需求空间进行测算，并对海上风电CCER项目的收益贡献度进行测算。

►CCER理论需求空间：我们以 0.73%的实际抵消比重为理论需求下限，以 5%的规定最高抵消比重为需求上限，测算 CCER 的市场需求空间：我们预计八大重点行业纳入碳市场后，CCER 年需求量将在0.7~4.78 亿吨之间。

►CCER收益贡献：我们认为，在海上风电上网电价为0.45元/kWh 的情景下，当CCER价格为65元/吨时，CCER交易对海上风电项目的收益贡献率在7.36%~10.94%之间。

绿证与CCER均强调“唯一性”，可再生能源发电项目只能选择其一进行开发。CCER的唯一性要求要求项目所产生的减排量必须是唯一的，不能与其他项目重复；而三部门“绿证核发全覆盖”政策指出，绿证是我国可再生能源电量环境属性的唯一证明。可再生能源发电项目虽然同时具备开发CCER和绿证的资质，但在政策限制下，只能任选其一进行开发，因而需要对两类环境权益变现工具的经济性进行对比。

可再生能源类CCER的开发价值主要由所在区域电网的排放因子和CCER价格决定。我们依据最新版CCER方法学减排量计算要求和2021年以来CCER价格波动区间，测算全国六大区域电网单张绿证对应CCER减排量的交易价格。

►在排放因子较高的华北、东北、西北区域电网，可再生能源CCER开发具有相对较高的性价比。这是由于每单位绿电对应相对更高的减排量，从而增加CCER项目收益。在CCER价格为65元/吨的情景下，华北、东北和西北电网单张绿证（1兆瓦时绿电）对应的CCER价格分别为46.27/42.98/43.32元/吨，高于2023年11月和12月以来的绿证实际成交均价（22元/个）。[9]

►以平价绿证50元/张（兆瓦时）的指导价格为基准，CCER需维持在相对较高的交易价格，其开发价值才会高于绿证。由于电网排放因子各不相同，各区域电网的CCER相对收益临界价格亦存在差异，总体在70.23~98.26元/吨之间。在电网排放因子相对较低的华中电网和南方电网，CCER价格分别需要达到87.4元/吨和98.26元/吨以上，同等可再生能源发电项目开发CCER的收益相对高于出售绿证。

图表12：全国六大区域电网排放因子及单张绿证（每兆瓦时）对应的CCER价格

注：参考CCER方法学（CCER-01-002-V01和区域电网电量边际排放因子和容量边际排放因子的计算权重均为0.5。区域电网排放因子取自生态环境部于2020年发布的《2019年度减排项目中国区域电网基准线排放因子》

资料来源：生态环境部，中金公司研究部

图表13：六大区域电网覆盖范围（2019年版）

资料来源：生态环境部，中金公司研究部

图表14：绿证挂牌交易月成交价走势（中位数）

注：数据截至2023-11-30

资料来源：中国绿色电力证书交易平台，中金公司研究部

碳资产的投资价值：中国碳市场运行与建设概况

全国碳排放权交易市场：稳中有进，2024年有望扩容升级

自2021年7月16日上线以来，全国碳排放权交易市场已完整运行两个履约周期。截至2023年12月29日，全国碳配额累计成交量4.42 亿吨，累计成交额249.19 亿元。其中大宗协议交易量3.70 亿吨，占比84%，挂牌协议交易量0.72 亿吨，占比16%。

图表15：中国全国碳市场每日配额成交量与成交均价

注：数据截至2023-12-29

资料来源：iFinD，中金公司研究部

从整体运行情况来看，我们认为全国碳市场总体运行平稳，交易行情展现出以下特征：

►成交量提升，履约和政策驱动交易的现象仍较为显著。 

2023年是全国碳市场的履约年，CEA成交量显著提升，全年累计成交量2.1亿吨，相较2022年提升近4倍，履约驱动交易的现象仍较为显著。第二履约周期的交易高峰发生在2023年10月，相较2022年提前近2个月，潮汐交易[10]现象有所改善，表明控排企业参与碳交易的意识和能力有所提升。2022年11月，生态环境部连续发布多项全国碳市场重要政策文件，完善碳市场制度机制，进一步提振市场信心，带动交易量走高，2022年11月、12月成交量分别为730万吨、2625万吨，两个月总成交量占年总交易量的66%。[11]

►碳价呈波动上升趋势，碳市场价格发现功能有所提升。

2023年，全国碳配额平均收盘价64.56元/吨，相较2022年上涨11%，相较第一履约周期上涨38%。2023年9月以来，CEA收盘价稳定在70元以上，最高成交价达到81.67元/吨，出现在2023年10月20日。我们认为，2023年碳价上升是多方面因素拉动的结果，其中履约期临近、碳配额供给收紧、CCER供给有限导致控排企业对配额需求增加发挥了主要作用；碳价上升有助于真实反映边际减排成本，促进碳市场价格发现功能的实现。

图表16：2023年全国碳配额（CEA）价格上涨因素分析

资料来源：生态中国网，中金公司研究部

第二履约周期内，全国碳市场的核查指南进一步精细，配额分配方法调整优化。基于全国碳市场的建设成果，我们认为全国碳市场有望在行业扩容升级、配额分配优化、约束力提升等方面再进一程。

►全国碳市场有望实现行业扩容、能级提升

目前，全国碳市场仅纳入发电行业，对碳市场发挥减排激励功能和价格发现功能形成限制。我们认为，海外碳壁垒与国内碳排双控政策“内外共振”倒逼碳市场扩容升级，石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、航空等非电重点行业将逐步纳入全国碳市场。2023年5月18日，生态环境部应对气候变化司召开“扩大全国碳市场行业覆盖范围专项研究”会议，加快开展全国碳市场扩行业相关研究。[12] 2023年10月18日，生态环境部发布《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》，对水泥、电解铝、钢铁行业核算与报告要求进行更新，我们认为以上行业有望优先纳入全国碳市场。

►配额管理优化，减排激励效果提升

全国碳市场第二履约周期实行配额年度管理模式，整体收紧配额分配的基准值，但考虑到宏观经济、能源保障供应等因素，第二履约周期新增配额预支机制、灵活纾困机制，缓解企业的履约压力。我们认为，考虑到预支机制不利于引导企业自主减排，因而该机制是全国碳市场发展的阶段性产物，配额管理制度长期将以激励减排为导向。

►碳市场立法取得新进展，提升碳交易约束力

2023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）》，对碳排放权交易市场的覆盖范围、重点排放单位的确定、配额总量与分配方法、碳排放数据质量的监管、配额的清缴以及交易运行等机制做出统一规定，从而促进全国碳排放交易市场规范有序运行和健康持续发展，为我国“双碳”目标的实现提供有力的法律保障。[13]

区域性碳排放权交易市场：百花齐放，维持政策试点功能

2023年，全国8个区域性试点碳市场的碳配额成交均价多数上涨。其中，2023年深圳碳排放权交易市场配额成交均价为60.34元/吨，较2022年上涨56.39%，在区域性碳市场中涨幅最高。2023年北京碳配额成交均价113.71元/吨，在八个试点碳市场中居于首位，主要由于北京碳市场各项机制逐步完善，交易主体最为丰富，市场交易较为活跃，因此碳价长期处于较高水平且稳健上涨。广东、天津、湖北碳配额2023年成交均价相较2022年出现下跌，其中天津碳市场跌幅最大，下跌至32.83元/吨。

图表17：2022、2023年中国区域性试点碳市场成交均价及平均涨跌幅

注：数据截至2023-12-31

资料来源：各碳交易所官网，中金公司研究部

全国区域碳市场成交量差异较大。其中广东、福建累计成交量居前。2023年，福建碳配额成交量相较2022年出现显著上升，全年累计成交量突破2600万吨，跃居为全国交易量最大的区域性碳市场。广东碳市场2023年成交量则出现下滑，全年累计成交量971.87万吨，相较2022年下滑33%。

图表18：2022-2023 年中国试点碳市场配额成交量

注：数据截至2023-12-31，含挂牌协议交易、大宗协议交易、综合交易

资料来源：各碳交易所官网，中金公司研究部

随着全国碳市场的发展，我们预计后续区域性碳市场的功能将以政策试点为主。中国已明确不再新建试点碳市场，随着全国碳市场扩大行业覆盖范围，试点碳市场覆盖的行业类型、企业数量、二氧化碳排放量均将逐步减少，试点碳市场发挥的作用将逐步减弱。[14] 我们认为，未来区域性碳市场将继续发挥政策试点功能，在配额分配、交易机制、碳电衔接等方面进行制度创新，为全国碳市场建设提供经验。

CCER：正式重启，推动全国碳市场迈向双轮驱动

我国温室气体自愿减排交易市场自2012年启动建设，2015年进入交易阶段，2017年由于“交易量小、个别项目不够规范”等原因暂停签发，存量CCER仍可在地方碳交易所交易，并用于全国碳市场的履约抵消。2023年以来，CCER重启进程加速，交易管理办法、交易平台、相继就位；2024年1月，CCER正式重启，首日成交量37.5万吨，成交金额2383.5万元，成交均价63.5元/吨。

►2023年上半年，CCER在我国地方碳市场的交易情况各有差异。从交易价格来看，北上、广州的CCER价格总体高于全国平均水平和其他市场水平。这主要是由于北京、上海、广州碳市场的碳配额价格较高，履约主体对CCER具有更高的支付意愿。

►随着CCER重启后明确为全国集中统一交易，2023年下半年以来各地CCER价格收拢。2023年8月17日，北京绿色交易所发布《关于全国温室气体自愿减排交易系统交易相关服务安排的公告》，明确指出新发CCER将在北京绿色交易所集中统一交易。[15] 2023年10月发布的《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》确认CCER全国集中统一交易的模式。我们认为，全国统一交易市场有助于引导CCER价格收拢；且由于全国碳市场是CCER的主要需求来源，后续将通过供需关系影响CCER价格。

图表19：CCER价格走势及政策节点

注：数据截至2023-12-1，数据为复旦碳价指数CCER中间价格

资料来源：复旦碳价指数，生态环境部，中金公司研究部

CCER政策面：细则持续出台，为市场健康运转建立制度基础。在《温室气体自愿减排交易管理办法 (试行)》通过后，CCER的项目设计、注册登记、交易结算、项目审定与减排量核查等规则相继出台，CCER规则体系进一步完善。（见下图）2024年1月，国家认监委发布通知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，将审批能源产业（4家）、林业和其他碳汇类型（5家）两个领域的审定与核查机构，补足CCER签发工作中的关键一环。

图表20：CCER规则体系

资料来源：生态环境部，国家气候战略中心，北京绿色交易所，市场监管总局，中金公司研究部

CCER供求面：供给缓步释放，需求或将随全国碳市场扩容得到提升。供需关系是决定CCER交易行情的核心。从需求面来看，CCER的主要需求来自碳排放权交易市场的抵消履约行为，碳市场覆盖行业增加、配额缺口上升均有助于拉动CCER需求。从供给面来看，CCER重启意味着市场将迎来增量，有助于缓解CCER供不应求的局面；据中创碳投测算，全国符合首批四项CCER方法学的减排量在1~2亿吨左右，受到项目开发经济性、审核进度、业主心态等多种因素影响，预计在2024年上市交易的CCER减排量不到符合条件项目的50%。[16]

附录：全国区域性试点碳市场交易行情

图表21：北京碳配额交易行情（2013~2023）

注：数据截至2023-12-31

资料来源：北京绿色交易所，中金公司研究部

图表22：上海碳配额交易行情（2014~2023）

注：数据截至2023-12-31

资料来源：上海能源环境交易所，中金公司研究部

图表23：广东碳配额交易行情（2013~2023）

注：数据截至2023-12-31

资料来源：广州碳排放权交易中心，中金公司研究部

图表24：天津碳配额交易行情（2013~2023）

注：数据截至2023-12-31

资料来源：天津碳排放权交易所，中金公司研究部

图表25：湖北碳配额交易行情（2017~2023）

注：数据截至2023-12-31

资料来源：湖北碳排放权交易中心，中金公司研究部

图表26：深圳碳配额交易行情（2015~2023）

注：数据截至2023-12-31

资料来源：深圳碳排放权交易所，中金公司研究部

图表27：福建碳配额交易行情（2016~2023）

注：数据截至2023-12-31

资料来源：海峡股权交易中心，中金公司研究部

图表28：重庆碳配额交易行情（2018~2023）

注：数据截至2023-12-31

资料来源：重庆碳排放权交易中心，中金公司研究部

[1]韩立岩、黄古博《技术的碳资产属性与定价》，2015年

[2]https://www.nea.gov.cn/2023-12/14/c_1310755346.htm

[3]https://www.gov.cn/zhengce/zhengceku/2022-04/16/5685514/files/cc8cf837e8c645e4beaef8cde91f2c2f.pdf

[4]https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/tz/202308/t20230803_1359092.html

[5]汪中华,胡垚.我国碳排放权交易价格影响因素分析[J].工业技术经济,2018,37(02):128-136.

[6]Alberola E,Chevallier J,Chèze B.Emissions Compliances and Carbon Prices under the EU ETS:A [7]Country Specific Analysis of Industrial SectorsEmissions Compliances and Carbon Price[R].HAL,2009.

[8]https://www.gov.cn/xinwen/2019-12/25/content_5463857.htm

[9]数据截至2023-12-21，https://www.greenenergy.org.cn/

[10]注：潮汐交易指全国碳市场在履约期临近前成交量大幅上升，占据全年累计成交量较大比重的现象。

[11]https://www.cneeex.com/c/2022-12-31/493627.shtml

[12]https://www.eco.gov.cn/news_info/64234.html

[13]http://www.ccin.com.cn/detail/41bd5d40feea91165c2444ea981166b7

[14]https://ceep.bit.edu.cn/docs/2024-01/f0e73803b04a4a9d90513a563b0807b1.pdf

[15]https://www.ccer.com.cn/wcm/ccer/html/2307ptggc1/20230817/181949549.shtml

[16]https://www.36kr.com/p/2612816893598082