碳市场不断完善背景下的碳资产价值分析
近期,我国碳市场制度建设层面不断取得新进展:碳排放权交易立法落地,全国碳市场第二个履约期推动成交量价齐升,国家核证自愿减排量(CCER)正式重启,绿色电力证书(简称“绿证”)交易制度进一步完善等等。在海外碳壁垒与国内“双碳”目标推进等多重因素影响下,我国碳市场将持续扩容和完善,有利于发挥碳减排激励功能和碳价格发现功能,为碳信托等绿色信托业务发展营造良好环境。
我国碳市场制度不断完善
(一)碳排放权交易有法可依
2024年1月,国务院公布《碳排放权交易管理暂行条例》(以下简称《条例》),该条例自2024年5月1日起施行。此前,碳排放权交易管理主要依靠部门规章来进行,例如2014年发改委发布的《碳排放权交易管理暂行办法》和2020年生态环境部发布的《碳排放权交易管理办法(试行)》等。相较于前述部门规章,《条例》属于行政法规,通过立法明确宣示“双碳”国家目标,在法律层面厘清和完善了碳排放权交易管理的基本制度框架,进一步规范碳排放数据管理,将推动碳市场的可持续良性发展。
(二)碳市场实现“强制”和“自愿”双轮驱动
2023年10月,生态环境部和市场监管总局发布《温室气体自愿减排交易管理办法》,标志着CCER正式进入重启程序。此后,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快速落地,CCER市场于2024年1月22日在北京正式启动,我国碳市场进入“强制”和“自愿”双轮驱动时代。展望未来,随着“碳达峰碳中和”进程的推进,碳配额(CEA)供应持续收紧,CCER供给缓步释放,CCER需求或随碳市场扩容获得提升,为减排企业带来环境收益,进一步发挥碳市场的减排激励功能。
(三)绿证交易进一步规范
2024年1月,发改委等部门联合下发《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接 大力促进非化石能源消费的通知》(以下简称《通知》)。《通知》在规范国内绿证市场发展的同时,也有望促进市场活跃度提升,完善绿证与碳市场机制的衔接。《通知》明确了绿证跨省交易抵扣方式,即“按绿证跨省交易流向计入受端省份可再生能源消费量,不再计入送端省份可再生能源消费量”,或有助于提高绿证市场流动性;同时,《通知》“鼓励各地区实行新上项目可再生能源消费承诺制,加快建立高耗能企业可再生能源强制消费机制”,有望进一步激发绿证市场需求;此外,《通知》要求“完善绿证与碳核算和碳市场管理衔接机制”,有利于促进碳市场和绿证市场挂钩,激发控排企业购买绿证的积极性。
碳市场运行稳中有进
(一)第二个履约期碳配额成交量价齐升
2023年全国碳市场总体运行平稳,第二个履约期内的履约驱动交易现象仍较为显著,交易行情展现出量价齐升的态势:2023年碳配额(CEA)全年累计成交量和成交额分别达到2.12亿吨和144.44亿元,相较2022年分别增长315.69%和413.29%;2023年末全国CEA收盘价79.42元/吨,相较2022年末上涨44.40%。具体原因主要包括以下几个方面:一是配额供给收紧,第二个履约期发电企业配额分配基准值迎来进一步下调;二是控排企业惜售,这是由于2023年我国火电发电量同比增长6.2%,说明碳配额需求增速高,而现有配额存量有限且预期未来配额有进一步缩减的趋势;三是CCER供应有限,2017年CCER暂停签发以来处于存量消纳阶段,根据测算2023年年底存量不超过1000万吨。
(二)全国碳市场扩容在即
目前,全国碳市场仅纳入发电行业,一定程度限制了碳市场减排激励功能和价格发现功能的实现。碳市场亟需扩容升级,石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、航空等非电重点行业逐步纳入全国碳市场已成为监管和行业的共识。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。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,以上行业有望优先纳入全国碳市场。2024年2月26日举行的国务院政策例行吹风会上,生态环境部再次表示争取尽快实现碳排放权交易市场扩围。
(三)区域碳市场继续发挥试点功能
2023年,全国8个区域性试点碳市场的表现呈现分化态势,成交价和成交量差异较大。由于我国已明确不再新建试点碳市场,随着全国碳市场行业/企业覆盖范围扩大,试点碳市场覆盖的行业类型、企业数量、容量规模均将逐步减少,试点碳市场发挥的作用将逐步减弱。不过,区域性碳市场未来仍将继续发挥试点功能,在配额分配(有偿分配等)、交易机制(调节机制等)、交易品种(碳衍生品等)等方面率先进行制度探索创新,为全国碳市场建设提供宝贵经验。
碳资产价值的展望分析
(一)市场化机制逐步完善为碳资产变现提供广阔空间
碳资产属于绿色资产的一个重要类别,相比排污权、水权等环境权益资产,在碳交易机制下可实现市场化变现,转化为权益人(控排企业、自愿减排企业、投资人等)的经济效益。例如,控排企业通过绿色升级等实现碳配额盈余,就可以通过在碳市场出售碳配额产生收益;又如减排项目可开发CCER或绿证出售获益;等等。随着我国碳市场、绿电绿证交易等市场化机制逐步完善,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。
(二)碳配额分配和履约机制不断优化助力碳资产价值挖掘
碳排放权交易体系的理论层面是“总量控制与交易(Cap and Trade)”,碳资产价格形成的核心机制是碳交易政策决定的供需关系,此外价格波动还会受到能源价格、极端天气、宏观经济、国际环境等多重外部因素的影响。自2021年7月16日上线以来,全国碳排放交易市场已完整运行两个履约期。从市场表现来看,碳配额分配和履约机制的调整对于市场的影响较大,充分印证了上述理论的正确性。在欧盟碳关税(CBAM)等海外碳壁垒和国内“双碳”目标政策推进的双重作用下,碳配额分配基准值整体收紧的趋势不变,但会统筹考虑宏观经济、能源安全等环境因素。
(三)CCER与绿证市场带动碳资产价值开发
CCER与绿证的开发逻辑都是基于清洁能源替代产生的减排量,且均强调“唯一性”,因此可再生能源发电项目只能选择其一进行开发。然而,两者分属两个交易体系,在开发流程、交易方式、主管部门、开发成本、资产价格等方面存在诸多差异。例如绿证只能交易一次,而CCER可以多次换手,金融属性较强。因此,可再生能源类CCER的开发价值将由所在区域电网的排放因子、CCER/绿证价格和开发/交易成本等多重因素决定。对于非可再生能源发电项目而言,则仅可通过开发CCER来实现减排效益变现。另外值得注意的是,CCER重启后,审定要求趋严,监测要求提高,或提高CCER的开发难度与开发成本。
责任编辑:Tnews