中国碳市场发展调研分析报告Word文档下载推荐.docx
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图表3：
中国一次能源消费百分比构成6
图表4：
中国电力结构百分比构成7
图表5：
碳交易基本逻辑8
图表6：
中国碳交易市场结构和参与主体9
图表7：
各试点2014年配额总量及占区域总排放量比重9
图表8：
各试点碳排放配额累计成交量比重11
图表9：
图表10：
各试点碳排放配额单日成交量/吨12
图表11：
各试点碳排放权配额价格变化趋势13
图表12：
CCER开发流程14
图表13：
当前CCER备案项目类型15
图表14：
当前CCER备案减排量类型16
图表15：
15EUETS三阶段配额发放量（亿吨/年）18
图表16：
EUETS配额价格逐年变化（欧元/吨）19
图表17：
EUETSCER逐年交易量20
图表18：
EUETS历史总EUA交易量22
图表19：
EUETS年EUA期货交易量23
图表20：
碳盘查流程（企业自查）30
图表21：
碳核查流程30
表格目录
表格1：
各试点配额分配方式10
表格2：
剩余配额储存机制12
表格3：
各试点履约期配额清缴期限12
表格4：
各试点2014交易年度市场活跃度（与2013年EUETS对比）13
表格5：
各试点CCER可抵消的比重限制（占相应配额的比重）17
表格6：
各试点年度履约情况18
表格7：
EUETS三阶段配额供需控制手段21
表格8：
中国全国碳市场纳入行业及配额分配方法21
表格9：
各试点碳排放衍生品开发现状24
表格10：
全国碳市场发展趋势及影响25
表格11：
未来碳交易市场规模测算26
表格12：
控股碳排放交易所相关上市公司26
表格13：
各试点碳交易所交易费用率26
表格14：
CCER供给缺口测算27
表格15：
新能源发电运营单位装机利润增厚测算27
表格16：
主要新能源上市公司业务类型及规模28
第一节国际和国内双重压力推动中国碳市场发展
一、巴黎气候大会开启全球减排行动新局面
2015年12月，巴黎气候大会通过了《巴黎协定》。
作为2020年后全球应对气候变化的重要行动指南，其重申了《联合国气候变化框架公约》所确立的“共同但有区别的原则”，并确定了在本世纪内将全球平均气温较工业化前平均水平的温升水平控制在2℃以内，并朝着1.5℃的目标努力目标。
《巴黎协定》要求全球尽快实现温室气体排放峰值，并在本世纪下半叶实现温室气体的零排放。
同时，《巴黎协定》也标志着缔约方的减排方式由以往《京都议定书》体系下“自上而下”的强制减排义务分配转变为“自下而上”的自助贡献方式，更加注重各国主权，提升了缔约方参与的积极性促进全球合作。
目前已有188各国家提交了161份国家自主贡献目标（INDC），覆盖全球98.7%的排放量。
图表1：
全球INDC提交国家分布
数据来源：
CAIT，北京欧立信调研中心，欧咨行业数据库
二、高碳强度制约中国国际市场竞争力
在全球应对温室气体减排目标的背景下，作为目前全球最大的碳排放国的中国面临着来自国内和国外的巨大压力。
自2006年起，中国已超越美国成为全球最大的碳排放国，其年排放量占全球的比重由1965年的4%增长到2015年的27%。
中国作为全球最大的温室气体排放国和全球最大的出口国，出口拉动了近30%的国内排放。
中国承担着来自国际社会对其温室气体减排责任认定的压力。
欧美国家通过碳关税等手段将减排成本转移至出口国将极大地影响中国等出口导向型经济体在国际市场上的竞争优势。
较高的产品碳密集水平将使得中国在对外贸易乃至国际话语权上陷入较为被动的局面。
图表2：
中美二氧化碳排放量历史比较
EDGAR，北京欧立信调研中心，欧咨行业数据库
三、中国化石为主的能源结构亟待转型
中国还是全球最大的能源生产和消费国。
煤在一次能源消费的比重（66%）远远高于世界平均水平（30%）；
71%的电力生产来自于煤电，可再生能源发电占24%，其中非水电可再生能源发电仅占总发电量的4%。
以煤为主的能源消费结构以及以煤电为主的发电结构是中国二氧化碳排放最重要的推动因素。
此外，煤等化石燃料的消费不仅仅带来温室气体的排放，还将带来SOx、NOx及pm2.5等多种大气污染物的排放及废水排放造成的水资源污染，具有恶劣的环境影响，并将带来严重的经济和健康威胁。
图表3：
中国一次能源消费百分比构成
EIA，北京欧立信调研中心，欧咨行业数据库
图表4：
中国电力结构百分比构成
四、碳市场是促进中国排放达峰的最佳选择
中国在其INDC中提出了在2030年将单位GDP排放量较2005年水平下降60%-65%，并在2030年左右实现二氧化碳排放达峰的目标。
据研究表明，中国碳排放达峰需要40-50万亿元的投资，以碳交易市场为核心的低碳发展机制将充分发挥市场的作用，撬动社会资本，实现资源的有效配置，推动减排行动的实施。
碳交易的核心是将环境“成本化”，借助市场力量将环境转化为一种有偿使用的生产要素，将碳排放权这种有价值的资产作为商品在市场上交易。
基于碳排放权发放下的总量控制条件，允许碳排放权作为商品交易，实现总体减排的成本优化。
在去年发布的《中美元首气候变化联合声明》中，中国向国际社会郑重承诺在2017年启动全国碳排放交易体系。
实施能源低碳转型，发展建设碳交易市场，控制温室气体排放是中国当前发展的必然选择。
图表5：
碳交易基本逻辑
北京欧立信调研中心，欧咨行业数据库
第二节中国碳市场由试点起步，向全国统一发展
一、碳交易试点运行两年，参与主体丰富
2011年底国家发改委正式批准开展我国碳排放权交易试点工作，在我国“两省五市”开展碳排放交易试点的构建工作，并与2013年起先后建立了包含深圳、北京、广东、上海、天津、湖北和重庆的7个碳排放交易试点。
所参与的企业按照其碳排放或能耗指标分为重点排放单位和报告单位，重点排放单位应当在配额许可范围内排放二氧化碳，报告单位中自愿参与碳排放权交易的非重点排放单位。
交易的对象包括强制减排机制下的碳排放配额以及自愿减排机制下的中国核证减排量（CCER）。
初期以配额交易为主，CCER可用于排放量的抵消，但具有抵消使用包括占排放量比重以及产生减排量项目类别的限制。
图表6：
中国碳交易市场结构和参与主体
二、涵盖高耗能工业和能源行业，配额发放自主创新
碳交易市场覆盖行业主要为传统高耗能工业和能源行业，并在未来计划纳入交通等行业，各试点根据自身产业结构的差异具有一定的创新，所覆盖的企业占地区总排放量的40%左右。
图表7：
各试点2014年配额总量及占区域总排放量比重
CEADs、各试点发改委网站、北京欧立信调研中心，欧咨行业数据库
配额发放以免费发放为主，有偿发放为辅。
免费发放的配额根据行业类型的不同以历史法和基准法两种方式进行分配。
此外重庆还采取了自主申报配额并进行后期调整的模式。
深圳、广东和天津将拍卖分配纳入体系。
表格1：
各试点配额分配方式
各试点发改委网站、北京欧立信调研中心，欧咨行业数据库
三、各试点交易规模存在差异，湖北省最为活跃
截至2016年7月18日，7试点累计碳排放配额交易量达7313万吨。
虽然湖北交易所启动时间较晚，但其累计交易量达2620万吨，占总累计交易量的36%，位列第一。
广东、深圳位列其后，分别占总累计交易量24%和21%。
前三大交易所累计交易量占总累计交易量的80%以上。
图表8：
各试点碳排放配额累计成交量比重
Wind，北京欧立信调研中心，欧咨行业数据库
图表9：
以交易额来看，截至2016年7月18日，7个交易所累计交易额达18.5亿元人民币。
其中湖北交易所以6.1亿元位列第一，占总交易额的33%。
深圳和广东分别以5.4亿元和2.9亿元分列二三位。
湖北碳市场活跃度最高的原因主要有两个方面：
首先，省内高排放企业的数量较多；
第二，湖北的剩余配额储存机制规定未经交易的配额将在履约年后予以注销，无法供下一年度履约使用，推动了企业交易配额的积极性。
与总交易量的分布相比可以发现，由于湖北和广东的碳价相对较低，其累计交易额占总累计交易额的比重低于累计交易量的比重；
而深圳由于具有相对较高的配额价格水平，其累计交易额占总累计交易额的比重有所增加。
表格2：
剩余配额储存机制
四、交易方式为现货交易，市场活跃度偏低
各交易所单日配额成交量来看，交易较为集中发生在履约期的配额清缴日之前，即每年的5月-6月左右。
我国目前碳排放权交易以现货为主，大规模的企业买入碳排放权配额主要是为了满足自身履约需求。
图表10：
各试点碳排放配额单日成交量/吨
表格3：
各试点履约期配额清缴期限
以各试点配额交易总量占总配额分配量的比重为市场活跃度指标来看，中国各碳交易试点活跃度水平较低，最高的市场活跃度发生于深圳，为7.47%，最低值发生在重庆，仅为0.04%。
相较于国际碳市场，2013年欧盟的EUETS市场配额交易量达到86.5亿吨，配额发放总量为20.84亿吨，市场活跃度达到415%。
中国碳排放权交易市场较国外水平仍具有非常大的差距。
表格4：
各试点2014交易年度市场活跃度（与2013年EUETS对比）
Wind、ETSFactsheet、北京欧立信调研中心，欧咨行业数据库
五、配额价格震荡减缓，形成较为稳定的区间
从配额成交均价来看，各试点之间存在着一定差距。
以2016年6月29日成交均价为例，北京具有最高的碳排放权配额成交价格，达到47.53元/吨；
随后是深圳，其碳排放权配额成交均价为31.92元/吨。
其余试点的均价在20元/吨之下，上海具有最低的成交均价，为8.79元/吨。
这是由于上海一次性发放了三年的配额，由于供给充足，企业在配置碳资产的时候缺乏主动性。
另一方面，经过2年左右的发展，各试点碳排放权配额价格波动趋于稳定，各试点成交均价在较为可控的区间内振动。
然而，由于交易不连续，流动性弱，当前的配额价格难以体现社会平均减排成本。
图表11：
各试点碳排放权配额价格变化趋势
六、CCER交易启动，市场活跃潜力巨大
2015年是CCER上线交易的第一年，截至2015年12月31日，累计CCER交易量达3337万吨，占总碳排放权累计交易量（配额和CCER）的31%。
其中上海实现2543万吨CCER成交量，交易量为全国各试点之首；
北京位列其次，为512万吨。
CCER项目的开发流程主要包括6个步骤，依次是：
项目文件设计、项目审定、项目备案、项目实施与监测、减排量核查与核证、减排量签发。
项目业主首先向国家主管部门申请，并由专门的审核机构核查改减排项目，项目核准通过得到备案。
经备案的CCER项目产生减排量后，项目业主再次申请核查并于通过后获得减排量签发，国家发改委会将项目发布到CCER登记簿上即可等待交易。
图表12：
CCER开发流程
易碳家网站、国家发改委网站、北京欧立信调研中心，欧咨行业数据库
截止到2016年7月12日，中国自愿减排交易信息平台公开可查的CCER项目备案的网站记录为725个。
公开可查的725个备案CCER项目分布中，可再生能源项目530个，风电项目最多，为271个、其次为光伏130个、水电86个及生物质能43个。
725个已备案项目的年减排总量约9,466万吨。
减排量备案的网站记录为222个，去除重复统计实际项目数量为202个。
公开可查的202个减排量备案CCER项目包括风电（72个）、光伏（29个）、水电（28个）、生物质能（9个）、及避免甲烷排放（41个）等。
202个项目共计备案减排量约4,390万吨，占总备案项目减排量近50%。
图表13：
当前CCER备案项目类型
中国自愿减排交易信息平台、北京欧立信调研中心，欧咨行业数据库
图表14：
当前CCER备案减排量类型
作为强制减排的补充，各试点对自愿减排机制下的CCER的排放量抵消比重进行了限制，使用量一般不超过总排放量的5-10%。
表格5：
各试点CCER可抵消的比重限制（占相应配额的比重）
七、试点企业履约情况良好
经过两年发展，大部分试点履约均在97%以上，其中北京、广东、上海和湖北在2014履约年企业履约率达到100%。
上海连续两年实现全部履约。
另一方面，重庆碳市场2015年通过延长履约期，使履约率达到70%以上。
表格6：
各试点年度履约情况
各试点交易所网站、北京欧立信调研中心，欧咨行业数据库
第三节借鉴欧盟经验，中国碳市场发展趋势探讨
一、欧盟碳市场——政策缺陷与经济变化带来的巨大波动
欧盟碳排放权交易体系（EUETS）是世界上首个多个国家参与的碳排放权交易体系，也是目前全球最大的碳排放权总量控制与交易体系。
EUETS体系采用“总量管制和交易”（capandtrade）规则，从建立的最初到现在一共经历了三个阶段，目前已覆盖11,000多家企业，占欧盟总排放量一半。
EUETS碳排放配额（EUA）价格的剧烈波动都与供给和需求变化密切相关。
图表15：
15EUETS三阶段配额发放量（亿吨/年）
（1）第一阶段
在EUETS初期，EUA价格出现上涨趋势。
然而随后由于配额发放较为宽松，随着几个EU成员国宣布其实际排放量小于配额后，EUA价格直线下跌，跌幅超过50%。
随后碳价持续走低，由于第一阶段的配额无法储存带入第二阶段，在第一阶段末期即2007年底，EUA价格跌至近0。
（2）第二阶段
随着第二阶段由于2008年底始料未及的全球金融危机，欧盟产业尤其是能源密集型产业出现衰退，自身排放量随之减少，加剧配额供大于求的现象，至2009年2月EUA价格下跌。
另一方面，欧盟在第二阶段采取一系列政策干预碳价，例如连续回购配额降低供给总量提升价格并限制外部减排成果例如核证减排量（CER）等的使用从而减少其对配额需求的冲击，并规定第二阶段末未使用的配额可流入第三阶段使用，EUA的价格在第二阶段稳定在10-15欧元/吨的区间波动。
（3）第三阶段
第三阶段初始，由于2012年欧债危机的影响，并且日本、俄罗斯、新西兰等国明确退出第二承诺期，加之本阶段所存余的前阶段配额造成配额过剩，EUA的价格受供需两个方面的影响呈现下滑的趋势；
另一方面，欧盟在这一阶段积极调整配额发放的规则，增大拍卖的比重，控制了总EUA供给量，并严格控制CER的使用条件，起到了稳定价格的作用。
截至2016年7月，EUA价格稳定在5欧元/吨左右的水平变化。
图表16：
EUETS配额价格逐年变化（欧元/吨）
Wind、Bloomberg、北京欧立信调研中心，欧咨行业数据库
由于经济下滑以及碳排放权供大于求，CER的交易量近年也陷入低迷。
CER期货交易量从2012年后急剧下降持续走低。
图表17：
EUETSCER逐年交易量
Wind、北京欧立信调研中心，欧咨行业数据库
严守配额供给，稳定履约需求
回顾EUETS的发展，稳定企业履约目的带动的碳排放权需求是稳定市场的核心。
中国碳交易试点运行机制的建立充分借鉴EUETS在稳定碳市场价格的经验。
首先，配额自上而下强制分配，控制总量，并增大有偿分配比重。
第二，多采用基准法分配，以单位活动排放先进值作为基准，鼓励积极进行减排行动的生产企业。
第三，限制减排量的抵消条件，降低其供给带来的市场冲击。
表格7：
EUETS三阶段配额供需控制手段
ec.europa.eu、北京欧立信调研中心，欧咨行业数据库
表格8：
中国全国碳市场纳入行业及配额分配方法
国家发改委、北京欧立信调研中心，欧咨行业数据库
发展碳金融产品，挖掘投资需求
EUETS初期就已启动碳排放权现货和期货，开发投资参与需求，增强市场流动性，推动市场对碳价及减排成本的发现作用。
经过两个阶段的发展，EUA的交易量规模由起始年2005年的0.94亿吨/年增长至2013年的86.5亿吨/年。
同时，EUA交易量增长率降低，市场规模逐渐稳定。
以20亿吨EUA的分配量计算，EUETS的市场活跃度（交易量/配额总量）在400%左右，并随着配额发放量的减少不断提升。
图表18：
EUETS历史总EUA交易量
图表19：
EUETS年EUA期货交易量
由于《期货交易管理条例》规定，期货交易只能在经批准的专业期货交易所进行交易，当前七个试点碳市场均不具有期货交易资格。
各试点交易商品均为现货，且交易目的均主要以履约为主，市场活动率较低。
而欧盟由于在《京都议定书》签订时就启动了碳排放权现货和期货，投资活动参与度高，目前碳交易市场非常活跃，且期货交易占总交易量的90%左右，活跃度极高。
较高的市场活跃度可促进形成市场对碳价的发现作用，进一步推动减排成本的挖掘与识别，对引导地区和企业减排行动有着重要的指导意义。
目前碳交易体系尚不完善，在面临诸多政策和市场不确定性的试点阶段，各期货交易所也难以很快推出碳期货产品。
然而，各试点在碳衍生品开发方面已进行了诸多探索。
表格9：
各试点碳排放衍生品开发现状
易碳家网站、北京欧立信调研中心，欧咨行业数据库
4.经验总结和未来发展趋势
当前减排政策背景下，中国碳市场正朝着保持履约需求，挖掘投资需求的方向发展，碳排放权供给将获得增长空间。
随着碳排放权的需求将进一步扩大，拉动产业链相关参与主体的发展。
表格10：
全国碳市场发展趋势及影响
第四节中国碳排放权交易市场规模探究——千亿级市场
一、全国百亿碳排放总量带来市场规模巨大增量
我国目前碳排放总量超过100亿吨/年，以纳入碳交易市场比重30-40%测算，未来中国碳排放配额交易市场规模将在30亿吨以上，与欧盟总排放量水平相当。
基于中国碳论坛及ICF国际咨询公司共同发布的《2015中国碳价调查》的研究结果，2017年全国碳排交易体系内碳价预计将稳定上升至40元/吨，全国碳排放权配额交易市场市值总规模将达到1200亿。
以当前7试点碳排放权配额交易活跃度中间水平1%保守估算，未来中国年碳排放配额现货交易额潜力在12亿以上，若考虑期货等衍生品交易开启并达到ETETS水平（400%），未来全国碳交易市场交易额规模可达5000亿，随着活跃程度的提升及碳价的稳定，该潜力将愈发显著。
表格11：
未来碳交易市场规模测算
《2015中国碳价调查》、北京欧立信调研中心，欧咨行业数据库
高交易活跃度将直接拉动交易所业务量的增长，参与控股交易所的企业将获得收益增厚。
表格12：
控股碳排放交易所相关上市公司
表格13：
各试点碳交易所交易费用率
二、CCER供给将有新缺口，新能源及碳资产管理获增长点
有关消息表明，即将出台的《温室气体减排项目备案暂行办法》将锁紧CCER抵消碳排放的限制，2015年以前的项目将可能无法用于抵消。
以未来10%的抵消配额的上限测算，目前CCER项目年减排量的缺口在2.7亿吨左右，参与开发CCER的新能源企业及碳资产开发管理企业将获利。
以15元/吨的CCER价格估算，CCER仍具有20亿元以上的开发空档。
风电、光伏及生物质单位发电毛利润将增厚4.8%、2.5%和6.4%，生物质最为显著。
表格14：
CCER供给缺口测算
表格15：
新能源发电运营单位装机利润增厚测算
表格16：
主要新能源上市公司业务类型及规模
Wind、公司年报、北京欧立信调研中心，欧咨行业数据库
三、市场构建基础保障，碳核查机构业务增长
底层碳排放数据收集工作是碳市场顺利建立的基础。
企业履约需通过自身碳盘查及第三方机构碳核查进行排放量审核。
企业自身进行碳盘查的工作费用在12至18万元/次；
据北京财政局公布的碳核查招标公告单次碳核查费用在3万元左右/次。
全国碳市场初期拟纳入1万家企业，预计业务规模将达到20亿元。
图表20：
碳盘查流程（企业自查）
图表21：
碳核查流程
升级会员 