会议介绍
嘉宾：上海环境能源交易所副总经理/十年碳市场资深专家李瑾博士
2020 年 9 月习总书记提出我国的碳达峰碳中和的目标，碳市场作为调节碳排放的重要政策公司，在总书记讲话后得到了迅速发展本次会议即关于碳市场发展的解读和未来展望。
我国碳市场发展历史和现状
我国碳市场从 2005 年开始以项目交易的方式参与国际的碳市场，由中国直接把项目卖到国外去，市场价格一开始非常高，2012 年开始由于国际市场对中国项目进行了限制，2011年到 2013 年我国开始进行碳市场试点，建立了北京、上海、天津、重庆、湖北、广东和深圳 7 个碳交易市场。各个碳市场形成了各自管理体系和地方性交易平台，累计交易量十几亿吨，交易主体为区域内的排放企业、投资机构和个人。
部分市场开创了自己的碳金融产品，如质押、拆借、基金、信托、远期等衍生品。我国碳市场目前覆盖 30 个行业，包括钢铁，电力，石化、化工、有色、建筑、航空、水运等。从 2017 年开始我国发改委启动了以上海为核心的全国统一的交易体系建设。
上海市场围绕交易系统、交易机构、交易制度三方面开展了建设工作。
发电行业：首个突破口。理由：电力行业是高能耗行业，以央企为主，便于管理，排放量集中。发电行业排放规模为 40 亿吨。第一批覆盖 2200 多家发电企业。单发电行业就能成为全球最大碳交易市场。
碳交易市场的要素：最核心的是碳排放的目标控制，其次是体系管理制度、法律保障，企业配额方案、排放数据报告，数据质量检查方法等。同时，作为一个成熟的交易市场，碳市场需要完善的交易平台，交易产品，交易主体，市场监管体系和风险管理方法。最后就是配额履约考核方法和未达标时经济行政处罚规定。
三大技术支撑系统：碳排放的数据报告系统，碳配额的注册登记系统，碳交易系统。
最近工作进度：国家生态环境部作为工作的统一主管部门。最近各项制度文件密集发布。12.28 生态环境部《碳排放权交易管理办法》，未来的管理办法会由司法部和人大审核修订，目前以部令的形式发布。12 月底发布了配额总量分配方法。2 月底之前各地的主管部门将根据分配方案核定各个企业的额度，是全国碳市场实质性启动的标志。全国碳排放权第一个履约期 2021 年开始。
《碳排放权交易管理办法》政策解读
管理排放的核心要素：碳交易体系重点要素进行了明确的规定，包括各方责任义务，8 章 43 条确定了全国碳市场的三级管理体系：
生态环境部：统一管理，立法、明确配额分 配方案，数据报告方法、核查方法，顶层设计。
省级生态管理部门：对区域内，配额分配，清缴督促，碳排放保送。
市级：落实工作电力行业是第一个被明确大规模纳入碳排放权交易管理的行业，电力企业入选标准是年度温室气体排放量达到 2.6 万吨当量（即综合能 耗 1 万吨标煤以上）纳入考核 。
首批企业：2225 家企业（发电和其他行业自备电厂） 全国碳市场和地方试点碳市场的关系（纳入全国的不再参与地方市场）温室气体种类行业范围。
《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）》政策解读
配额分配初期：
免费，后续可能根据要求和排放监管改成部分有偿分配或者拍卖的形式，登记系统由湖北负责建设运营。
第四章：
交易部分交易主体：重点排放单位以及符合国家有关交易规则的机构和个人交易。
模式：协议转让、单向竞价或者其他符合规定的方式。
交易产品：碳排放配额，生态环境部可以根据国家有关规定适时增加。
其他交易产品地方市场：地方碳排放配额为主，上海有衍生品。
第五章：
配额发放重点排放单位应当根据生态环境部制定的温室气体排放核算与报告技术规范，编制该单位上一年度的温室气体排放报告，载明排放量，并于每年3月31日前报生产经营场所所在地的省级生态环境主管部门。省级主管部分委托第三方机构进行核查（这里与规定有出入），最终由省级主管部分确定排放情况，考核是否履约。重点排放单位每年可以使用国家核证自愿减排量（CCER）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%。每年可以使用的比例会根据市场情况由生态环境部制定。
第六章：
监督管理国家省级地方主管部门的管理权限：
设区的市级以上地方生态环境主管部门应当采取“双随机、一公开”的方式，监督检查重点排放单位温室气体排放和碳排放配额清缴情况，相关情况按程序报生态环境部。除了主管部门，登记机构，交易机构个人的处罚，重点单位拒绝完成任务重点排放单位虚报、瞒报温室气体排放报告，或者拒绝履行温室气体排放报告义务的，由其生产经营场所所在地设区的市级以上地方生态环境主管部门责令限期改正，处一万元以上三万元以下的罚款。重点排放单位未按时足额清缴碳排放配额的，由其生产经营场所所在地设区的市级以上地方生态环境主管部门责令限期改正，处二万元以上三万元以下的罚款，逾期的减少下年配额。受限于现在还是部令的形式，罚则很轻，上限低。在司法部修改并形成人大条例之后可以达到缺口市场价三倍的罚款。行政处罚：企业信用记录，政府政策补贴、项目审批。目前这个处罚并不严格，主要是因为这次的法规是环境部的部令，后续有更顶层的法规出来后，处罚级别也会提升。
另外碳排放工作政治重要性高，违约企业数量很少，央企违约的隐形成本高。100%履约。
配额分配方案介绍：
针对发电行业，基准线法，电力行业产品单一，针对不同的机组类型和燃料划分了四条基准线。分为四类：300MW等级以上常规燃煤机组，300MW等级及以下常规燃煤机组，燃煤，煤泥、水煤浆等非常规燃煤机组（含燃煤循环流化床机组）和燃气机组四个类别。一下子分了两年的配额，2019-2020两年，市场交易总量为80亿吨的水平。
两年的原因：
19年讨论分配方案的时候很多企业没做实测值工作，所以当时没分配；20年情况特殊疫情耽误了工作。所以这次一次性分配2年的。
配额发放的方式：
基准线方法：按机组2018年度供电（热）量的70%，通过全国碳排放权注册登记结算系统（以下简称注登系统）向本行政区域内的重点排放单位预分配2019-2020年的配额。在完成2019和2020年度碳排放数据核查后，按机组2019和2020年实际供电（热）量对配额进行最终核定，在授予余下的配额。预分配的70%的配额到手后可以立即直接进行交易。
鼓励燃气机组发展，在燃气机组配额清缴工作中，燃气机组有配额缺口的时候是不需要购买的，有配额盈余的话可以进行交易，对燃气机组鼓励。为了防止配额缺口造成比较大的履约负担，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，其配额清缴义务上限为其获得的免费配额量加20%的经核查排放量。
碳市场未来发展
未来明确有8大行业纳入全国碳市场中，都会采用基准线分配方式。最近一个月要按照配额分配方案核定企业数量，企业很快会知道。等交易系统完工，统一交易部署会在二季度三季度开始。扩大交易范围交易主体。十四五期间明确进一步扩大交易范围和交易主体，先把发电行业纳入。发电行业完成第一个履约期，钢铁化工有色造纸航空会分批次纳入。全国碳市场总量更大。碳交易是可见的未来必须要做的事情，是非常重要的政策工具。欧盟正在讨论对中国征收碳边际调节税。欧盟对商品增收这个税。美国新总统上任后，调整气候政策会有积极的行动。Q&A
Q1
今年是电力行业第一个履约周期，考核节点是什么时候？
考核的配额排放是2019年，2020年两个年份，具体的时间节点部里还没由明确，据参会嘉宾推测考核时间是会在今年底或者明年上半年。
Q2
今年这次的配额发放时免费的方式为主并且预分配70%（大概32亿吨），那么剩下的30%约12亿吨您认为会在最后履约时间点之前免费发放还是购买形式，因为这个量对于发电企业的成本和政策负担比较大。
对发电行业是基准线法进行分配，需要根据当年实际的发电量进行分配。目前2019年度的数据已经全出来了，那么2019年度的配额可以全部免费发放。2020年的数据还没有出来，需要等数据出来之后再进行发放。70%的预分配只是在数据出来之前，先做一次分配，后面在做补充。不是大家理解的只免费分配70%的额度。
Q3
按照政策的基准线法，大型发电机组效率比较高，煤耗低。在这种配额分配情况下，是否会出现：低效机组向高效机组买配额，或者低效机组少发电的交易结果发生？
政策的引导方向是鼓励先进机组类型，先进的机组会增加收入，落后的机组成本上升。
Q4
现在配额是100%免费，未来比例是否会逐渐降低？
这是国际国内的必然的发展趋势，参考国内外经验最开始都是100%免费分配，之后基准线会下降，即提出更高的要求，具体的免费比例从97%到93%分了不同的档，对电力行业给是很大压力。
Q5
配额的政策缺口的解决方案同行业交易，亦或是CCER核准自愿减排量？请您介绍一下新能源发电行业申请CCER的情况和现在的交易价格等信息。
CCER是从2014年正式进入到交易系统当中去，借鉴CDM清洁发展机制，有200多个项目。目前国内有大量的新能源发电项目，例如风电、水电、光伏、生物质和节能减排等项目都是可以去核定CCER。试点碳市场对CCER的使用都进行了限制，从抵消的量这一角度考虑，有的市场是1%，有的市场是10%。从使用CCER的时间考虑，上海规定2013年以后。项目类型规定：大部分试点市场例如拒绝水电项目，项目所在地限制。国内现状：CCER项目质量参差不齐，价格相差很大，低的几元，上海市场最高30多元。
Q6
CCER申请是否难度较大？
2017年至今停止了CCER新项目的审核，生态环境部正在重新制定审核方法，预计今年重新启动。CCER也是国际组织碳减排交易市场抵消机制之一，目前一共有8种抵消机制。巴黎协定下第六条市场交易机制，国家之间的碳市场交易可以算国家间的减排贡献量，具体方法仍在争论，但可以预见国家间的交易会成为一种主要的趋势。
Q7
您刚刚提到了2225家企业会只参加全国市场的统一交易，之前有7家地方碳交易市场。全国市场的登记在武汉，交易在上海。那么平台是用两个地方性的还是全国的？
目前工作正在进行中，湖北正在申请新建一个全国碳交易登记注册公司，上海由于本身就是交易机构，所以就依托原有的交易平台，处于申报过程中。
Q8
接上问，那么地方的交易平台是否会边缘化？地方碳交易市场会继续增长吗？
全国碳交易市场只有电力行业，地方性的市场主要承担其他行业，还会持续运营一段时间。每个地方碳交易市场情况不一，除了7家原有试点，其他各地也在建设区域性交易市场，不认为全国市场建成之后地方性交易市场会没落。国家要做多层次的碳交易市场。
Q9
碳市场交易整合对于垃圾发电行业是利好，具体理由是？
一方面碳市场未来启动之后会形成碳的价格，是企业成本收益的衡量指标。有配额缺口的火电企业成本是增加的，新能源发电行业会获得碳减排的收益。随着碳达峰碳中和政策临近和配额收紧，碳价有上升空间，行业有显著政策预期。
Q10
配额计算方法是根据电价来，还是说直接可以拿配额直接卖获得收益？
碳和电是两个不同的市场，企业可以从两个市场都获得收益。另外碳减排情况下，企业每发一定的电都会获得碳减排的收益，碳减排的收益是单独收取。
Q11
碳减排量如何计算，因为发电多反而也会放出二氧化碳更多？
有专门的方法学，项目如果比常规情形有减排的话即算作减排量。对于碳排放做的好的企业可以拿减排量去卖。
Q12
您觉得在全国碳交易市场建立之后，对于大的国企发电集团在新能源发电项目上的投资有何影响，比如项目可接受收益率的方面？
按照试点上海市场的价格，配额为40-50元之间，有的电力企业每年会花几千万来买碳配额，极大地增加了成本。对于未来全国市场来说，初始启动的价格还在研究中，主管部门不希望短期内价格被投机因素炒得太高。随着排放目标的严格再进行上升，短期内对于项目可接受收益率影响有限，长期内对于企业投资火电项目决策有一定程度影响。举例：国家能源投资和中国石化制定了自己碳达峰碳中和相关战略，钢铁行业在部署清洁能源公司。大趋势会促进清洁能源引入，短期影响无法确认。
Q13
未来以石油煤炭为原材料的企业如何考核？这些企业会有更大压力，配额分配方案有明显的导向，例如对于燃气机组有更加大的空间，对于落后的小机组有更多要求。
上海市场对化石燃料比例高的企业给与较低的免费配额。总的来说这些企业的成本会更高。
Q14
未来有哪些技术手段对碳排放量进行定量监测？
目前还是采用人工核算的方式，根据燃煤品种类型的热值含碳量，实验室取样分析，最终确定企业燃料发热值含碳量等结果。燃气的确定方法简单一些。用燃料的量乘以燃料排放标准。国外在烟囱上加装置来在线检测，国内还在研究，目前还是传统的人工方法。
Q15
碳排放配额是先放70%，剩下30%也是免费发放。那么逐渐降低比例的时间节奏是怎样，何时火电企业必须买10%的配额？
上海一吨二氧化碳是40-50元，假如对折按照二氧化碳20元算，计算结果表明每吨煤成本增加70-80元，根据火电企业盈利能力，北方电企成本上升20%-30%，南方15%，如何平衡呢？生态环境部也没有时间表，但在大的目标和愿景下这是必须面对的问题。2016-2017年左右上海市场已经开始差别化的免费配额比例。未来会有这样的区分，无法确定时间表。目前主要是把更多行业纳入。对于电力行业的压力是比较大的，具体的线还没有划定，并不是所有的煤都增加成本，只是低于基准线的部分增加，起到督促作用。整体成本的增加具体企业情况不同，对于效率低的企业成本增加大。
Q16
假如供给端配额70%，需求端只有火电。但风电等新能源相当于负的配额，这样是否是一种强制的转移支付？
是的，政策导向就是这样，未来效率高的电力企业是卖方，效率低的是买方。虽然开始是70%，企业会提前做准备，有缺口的企业会更早制定计划，寻找卖方，对于有盈余的企业拿到70%也是可以交易的。
Q17
您讲了电力系统内部的转移支付模式，其他行业是否天然有可供出售的指标，比如林业。未来交易的供需双方会有怎样的行业出现，林业是否会有碳排放交易收益。
林业一直以来是碳排放的盈余方，但是有很多的限制，比如需要人造林才可以计算碳排放盈余，天然林不行，即强调额外性，付出额外努力才行。其他行业的话，新能源等能产生碳减排的就可以。
Q18
目前碳排放存量比较大，未来碳交易市场更多的是从增量上来设计吗？
林业碳是有增量设计要求，其他的可再生能源都是人为努力。火电企业基准偏离一定范围之内即算减排量。
Q19
碳中和市场未来空间评估？
看整个配额市场交易规模，从发电行业到其他行业发展，可能之后可再生能源等一系列能带来减排量，有助于碳中和的所有行业都会包括。资本市场来说，可能会开发碳概念的金融产品，比如投资组合中根据碳排量调整企业占比，国外评级机构，比如标普等已经在做类似的尝试，碳概念的指数规划，期货期权产品等。
