碳中和：全国碳市场扬帆起航 绿色化转型箭在弦上

配额分配将以免费分配为主，具体发电机组配额分配量将基准法核算。排放配额分配 初期以免费分配为主，后续适时引入有偿分配，并逐步提高有偿分配的比例。机组配额总 量将采用基准法进行配额分配，即对单位产品的二氧化碳排放量进行限制，具体而言：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，如燃气发电 机组基准值为每度电 0.392kg 二氧化碳排放配额。

试点阶段碳市场三大困境：流动性严重不足、碳价不具有效性、交易潮汐 现象明显

各试点交易碳市场成交规模较小，流动性严重不足，超过三成交易日无任何交易行为。由于地方试点的碳排放免费配额较多，整体市场供大于求，实际的碳交易较为冷清。2020 年交易日共 251 天，8 大区域碳排放交易所全年平均仅有 165 天有成交记录，交易最活跃 的广州碳排放权交易所也仅有 238 个交易日有交易行为，福建海峡股权交易中心仅 90 个 工作日完成了交易，仅占全部交易日的 36%。截至 2020 年 8 月，我国碳排放交易试点省 市累计成交量仅 4 亿吨，成交额仅略超 90 亿元。

试点阶段交易产品以现货为主，交易多是控排企业履约期突击购买，交易潮汐现象明 显。每年 6 月是碳交易试点的履约期，各试点地区的重要排放单位，须在当地主管部门规 定的期限内，按实际年度排放指标完成碳配额清缴。而在履约期将至时，不少企业为完成 任务而匆匆进行交易，导致履约期前量价齐升，履约期后交易惨淡。企业并未真正利用碳 交易工具实现自主减排，交易更多是短期内为了完成任务的突击应付。

预计短期内碳价稳步慢涨，宏观上低碳价或对实现碳中和影响有限

预计全国碳交易市场开市后，碳价上涨将是长期趋势，2030 年或达 93 元/吨。受到 碳中和目标的约束，未来全国碳排放市场必将不断收紧配额免费供给量，降低总排放限值， 为碳中和目标提供可量化的进程体现。但 2019-2020 年电力机组碳排放基准值较为宽松， 预计全国碳交易开始后仍维持稳健宽松状态。根据中国碳论坛发布的《2020 年中国碳价 调查》，针对全国碳市场启动之初的平均碳价预期是：2021 年为人民币 49 元/吨，2025 年 上涨至 71 元/吨，并在未来十年末涨到 93 元/吨。

碳排放的社会成本约每吨 41 美元，我国预期碳价难以反映出其真实边际成本，完成 减排承诺或需碳价达到 47 美元。根据美国环境保护署估算，碳排放的社会成本为每吨 41 美元，而若想单纯通过碳排放交易实现温室气体减排，则碳价应该至少高于碳排放的边际 社会成本。世界银行在《State and Trends of Carbon Pricing 2020》中提出，为实现《巴 黎协定》目标，全球各国到 2030 年碳价格至少要达到每吨 50 到 100 美元。而根据 IMF 经济学家 Ian Parry 的测算，考虑 2030 年的减排承诺及市场碳价的弹性系数，中国实现《巴 黎协定》减排承诺所需要的碳价约为 47 美元/吨，远高于未来我国预期碳交易市场价。

全国碳排放市场建设稳步慢行，短期内碳价或持续保持低位慢涨，预计减排效果难以 立竿见影，能耗“双控”等直接的行政手段仍将是实现碳中和目标的主要方式。一方面， 全国碳市场初期的所有排放配额都将免费分配，未来将“根据国家有关要求适时引入”配额有偿分配，措辞趋于谨慎。另一方面，当前的配额管理方案未设定总排放量上限，配额 分配较为宽松，且为降低重点排放单位履约负担，电厂配额缺口量上限为其排放量的 20%。 就目前的市场设计而言，预计全国碳市场建设初期配额分配仍将较为宽松，短期内全国碳 市场对“碳中和”的作用或将十分有限。但长期来看，成形的碳排放交易机制能够成为政 府强有力的气候政策工具，也能促进市场参与者将碳中和目标纳入自身发展的中长期战略 规划。

四、碳价引导市场投资决策，或对相关电力、钢铁、电解 铝等行业产生显著影响

预期相对稳定的低碳价难以使得碳交易体系成为实现碳中和的主要力量，但碳成本的 引入足以改变市场投资决策，并对相关产业产生显著影响，且碳价影响所有企业的投资、 经营决策，远超出被覆盖的企业范围。碳交易市场发挥碳定价作用，碳价成为引导各行业 进行低碳投资的市场信号。根据《2020 年中国碳价调查》，多数受访者预计碳排放权交易 体系将对投资决策产生越来越大的影响；37%的受访者预计 2020 年的投资决策将受到很 大或中等程度的影响，而到 2025 年，持这一观点的受访者比例则上升到 69%；仅有 5% 的受访者预计即使到 2025 年投资决策也不会受到影响。

电力行业绿色转型，风电光伏等清洁能源存在高确定性机会

电力行业是欧盟碳排放交易体系中排放量最大的行业，亦是我国碳排放的最大来源， 2021 年全国碳交易正式开启，电力行业被率先纳入，未来必将首先面临转型压力。2019年，正在运营中的 265 个燃煤电厂的排放量约占欧盟碳排放交易体系排放量的 31%。如果 考虑其他化石燃料发电，整个电力行业的排放量约占整个欧盟碳排放交易体系排放量的 55%。而在我国，发电业产生的碳排放约占总体碳排放的 37.6%，是最大的碳排放来源， 也是实现碳中和的关键。2020 年 12 月 25 日《全国碳排放权交易管理办法（试行）》正式 发布，开启碳交易将进入全国实施阶段。2021 年全国发电行业率先启动第一个履约周期， 2225 家 2013-2018 年任一年排放达到 2.6 万吨二氧化碳当量的发电企业被第一批纳入全 国碳排放交易体系内。

电力批发的价格优先排序机制可以确定电力市场的统一出清价格，并确定供需平衡发 电总额，2020 年前光伏、风电成本较高，火电为发电主力。欧盟电力市场中，电力批发 的市场机制采用了价格优先排序法，按发电厂报价由低到高的排列确定电厂调度顺序。进 入电力批发市场的电厂会采用这种方式竞价，形成统一的出清价格，边际成本越低的电厂 盈利越高。根据价格高低顺序调度发电可以使得发电成本实现最小化。一般而言，水电、 风电等边际成本较其他发电类型相比较低，化石燃料电厂由于其使用的煤、天然气等燃烧 发电所以边际成本较高。2020 年前，光伏风电的发电成本略高于火电，但随着技术工艺 不断优化和非技术成本的持续压缩，光伏风电发电成本持续下降。据 BNEF 测算，自 2021 年起中国新建光伏风电发电项目平均 LCOE 将逐步低于在运火电项目运营成本。

若碳价具有有效性，则碳排放交易能够调整发电企业调度顺序，进而使得光伏、风电 成为发电行业的主力，火力发电产能或将面临淘汰，并逐步退出历史舞台。且碳配额成本 可以一定程度提升电力市场出清价格，绿色发电企业的利润空间增长。碳市场的引入会直 接增加火电及调峰机组的生产成本，而若碳排放市场中确定的碳价具有有效性，可以影响 各类型发电企业的价格排序，改变调度顺序。零碳排放的光伏、风电将逐渐替代火电成为 发电的主力，而火力发电由于碳配额成本增长而逐年增加（EU ETS 的 EUAs 价格可以证 明这一点），且光伏、风电发电成本持续下降，未来火力发电产能或将面临淘汰，并逐步 退出历史舞台。而由于碳配额成本的引入，预计在火电完全退出市场前，电力市场出清价 格将一定程度上调，而风光发电由于发电成本持续降低、市场规模不断增长、电力价格持 续上调，未来行业利润或将有较大增长空间。

欧盟引入 EU ETS 后的实证经验可以一定程度验证上述理论基础：可再生能源占比不 断提升，而风光发电占比提升最大；化石能源发电占比不断降低，煤炭发电市场份额断崖 式下跌。2020 年，可再生能源发电量占欧盟总发电量的 38.2%，增长 4.3 个百分点，首次 超过化石燃料发电占比，2020 年化石燃料发电占比降至 37%，相较 2019 年降低了 2.6 个 百分点。而其中风电光伏占比提升最大，2020 年风光发电占比接近 20%，较 2019 年增加 2.6 个百分点，与化石燃料发电占比降幅基本一致，可以一定程度上理解为，2020 年欧盟 碳价上升带来的发电成本增加使得火力发电原有市场份额完全被新建风光发电占据。

欧洲的发电数据显示，哪怕在火力发电行业内部，单位热值含碳量的不同也带来了煤 电与燃气发电的市场份额分化。同等热值的天然气燃烧排放的二氧化碳比煤炭少 41%，引 入碳成本后，碳价对碳排放强度更大的煤电影响高过气电，造成了火力发电行业内部调度 顺序的改变，燃气电厂取代煤电厂排在风电、光伏之后，成为了煤电的重要替代品。2014 年天然气发电市场份额仅 12.6%，仅 6 年就增长至 19.3%，碳排放配额价格的上升导致了 火力发电行业内部产生了产业结构变革是不可忽视的内部因素。但由于天然气发电仍有二 氧化碳排放，预计这种增长趋势将难以持续，在过剩煤电产能被大量淘汰之后，天然气发 电将紧随其后面临下一轮市场出清，水电、风电、光伏等清洁能源将逐步开启对传统火电 的增量及存量全面替代。

欧盟电力批发价格与碳配额价格具有相当显著的相关性，碳价机制的引入，一定程度 上将增加可再生能源发电、核电甚至天然气发电的利润空间。对比电力批发价格及碳配额 价格可以看到，2013 年 EU ETS 进入第三阶段后，欧盟主要国家电价走势与碳配额 EUAs 价格走势基本一致，进入 2018 年后两者的增长与回撤都呈现极高的相关性，平均相关系 数超过 80%，而捷克、波兰、斯洛文尼亚等国电价与 EUAs 价格的相关系数更是接近 90%。 但高相关性并不意味着因果关系，一方面碳配额走高增加了传统电力行业的生产成本，间 接推高了电力行业出清价格；另一方面，电力行业的排放量占欧盟碳排放交易体系排放量 的 55%，电力价格变动引发的电力行业生产、投资行为调整，也将反过来显著影响碳配额 价格走势。而无论是那种影响占据主导因素，电力出清价格的提升将必然增加可再生能源 发电、核电甚至天然气发电的利润空间。

碳成本引导相关产业结构调整，储能、电炉炼钢、水电铝或迎历史性市场机遇

储能行业伴随风光发电或迎跨越式发展，锂电储能或成市场主流

随着火电逐步退出历史舞台，风电、光伏等间歇性可再生能源成为电力行业主力，多 样化储能行业或将迎来历史性发展机遇。目前储能行业处于从 0 到 1 的发展阶段阶段，有 望从示范性应用转向运营性应用。而截至 20203Q，全球/中国风光发电平均配储功率比例 仅为 0.8%/0.5%，相比目前新增新能源配储功率的比例区间（10-15%）仍有广阔成长空 间。目前国内新能源发电侧锂电池储能保有量 4.27GWh，储能行业或将在碳达峰、碳中 和目标及全国碳排放交易体系建设的历史性机遇下将迎来“跨越式”大发展。

锂电储能优势凸显，有望成为未来主流储能技术。根据能量存储方式的不同，储能主 要分为物理储能、电化学储能、热能储能、储氢与电动汽车储能。其中电化学储能根据不 同的储能介质可分为铅酸电池、锂离子电池、液流电池等 6 种细分种类。根据 CNESA 数据，目前抽水储能占据累计装机主要份额，2017/2020 3Q 全球和中国抽水储能累计装机 占比分别为 96%/92%和 99%/92%，逐年下降。电化学储能 2017/2020 3Q 年全球和中国 累计装机占比分别为 1.7%/5.9%和 1.3%/6.8%，2017/2019 全球和中国新增装机占比为 14%-80%和 3%-58%，成长趋势明显。电化学储能中，锂电储能具备能量密度更高、使用 与循环寿命更长、响应时间更快等优势，2017 年至今占全球新增电化学储能 90%以上， 国内锂电储能占新增电化学储能的比例亦从 2017 年 51%上升到 2020 3Q 的 99%，而 2020 3Q 新增规划/在建电化学储能项目几乎全部应用锂电池。预计锂电池储能技术将成为未来 主流储能技术。

电炉炼钢存在高确定性机会，关键耗材石墨电极、耐火材料等需求量增长

钢铁行业是我国制造业碳排放量最高的行业，去产能将是大势所趋，新一轮“供给侧 改革”或已经到来，落后产能出清及限制新建产能有望提升钢铁行业景气度。根据中国碳 排放数据库（CEADs），我国钢铁以高炉—转炉长流程生产工艺为主，导致碳排放量占全 球钢铁行业的 60%以上，占全国碳排放总量的 18%左右。2020 年 12 月 29 日的全国工业 和信息化工作会议和 2020 年 1 月 26 日国新办新闻发布会上，工信部均明确提到钢铁行业 需要去产量，实现 2021 年钢铁产量同比负增长。而近期唐山以钢铁为试点实施大气污染 物排放总量管控、内蒙出台全区高能耗审批调研和限定停产等政策或意味着钢铁行业新一 轮供给侧改革已经到来。吨钢碳排放强度、吨能耗较低的公司或将收益，产业集聚化发展 水平有望得到显著提升。

电炉钢碳排放不到高炉炼钢的 1/4，碳排放成本的引入，必然将导致钢铁行业内部结 构调整，预计电炉炼钢在实现碳中和的过程中将逐渐替代高炉炼钢，“十四五”期间电炉 钢占比将从当前的 12%提升至 20%，到 2030 年电炉钢占比或提升至 25%。目前，全球 钢铁企业的平均排放强度约为 1.7 吨，我国长流程企业吨钢 CO2 排放量在 2.1 吨左右。而 以废钢为原材料的短流程炼钢碳排放量仅 0.4 吨二氧化碳/吨钢，若完全使用绿色电力，碳 排放甚至可以降为零。然而，2019 年我国钢铁行业 90%左右产能采用高炉技术，而电炉 技术仅占生产总量的 10%。预计电炉炼钢在实现碳中和的过程中将逐渐替代高炉炼钢，“十 四五”期间电炉钢占比将从当前的12%提升至20%，到2030年电炉钢占比或提升至25%。

传统高炉炼钢向电炉炼钢转型过程中，石墨电极、耐火材料等电炉配套耗材需求或将 增加，相关企业有望受益。石墨电极是电炉关键配套零件，而钢铁冶炼过程又是石墨电极 的主要下游行业，根据智博睿投资咨询《石墨电极项目可行性研究报告》，2020 年我国电 炉炼钢占石墨电极消费总量的 50%左右，炉外精炼约占石墨电极消费总量的 25%以上， 石墨电极产量、增长率与电炉钢产量、增长率密切相关。同时，电炉炼钢主要利用电弧热， 在电弧作用区，温度高达 4000℃，对耐火材料要求较高。钢铁行业向电炉炼钢转型或将 带来其配套耗材石墨电极、耐火材料需求增长。

北铝南移，水电铝行业竞争力提升

目前电解铝行业尚未纳入碳交易市场，但 45 家电解铝企业自备电厂被纳入《纳入 2019-2020 年全国碳排放权交易配额管理的重点排放单位名单》，铝行业碳排放交易箭在 弦上。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）》， 各行业自备电厂在 2013-2019 年任一年排放达到 2.6 万吨二氧化碳当量（综合能源消费量 约 1 万吨标准煤）的，需要纳入《重点排放单位名单》。中铝矿业、天山铝业、兰州铝业 等 45 家铝相关企业的自备电厂被纳入 2020 年 12 月 29 日发布的《重点排放单位名单》。 未来电解铝行业被完全纳入碳交易体系只是时间问题。

电解铝行业碳排放主要集中在电解环节所需要的电力生产过程，而其中 65%来自于各 企业火电自备电厂，碳排放成本的引入或将显著增加行业成本。我国电解铝行业用电模式 分为自备电和网电，2019 年年底自备电所占比例约为 65%，均为火力发电。若完全使用 火电作为电力来源，二氧化碳排放量为 13 吨/吨铝，其中火电环节的二氧化碳为 11.2 吨， 占比高达 86.2%，碳排放成本的引入或将显著增加行业成本。而若转换为水电等清洁能源 电力进行电解，二氧化碳排放量可以降低至 1.8 吨/吨铝，减排效果相当显著。

传统行业以电解铝为例，碳交易或给水电铝带来 300 元以上成本优势。电解铝行业的 碳排放主要来自于电解过程消耗的电力。电力主要有两种来源，一是来自于国家电网或者 自备火电，属于有碳排放的电力来源，二是来自于电力市场化交易购得的水电，没有碳排 放。参考福建地方碳交易所试点经验，电解铝的电解工序采用基准线法分配配额，每生产 一吨铝液可获得 8.19 吨 CO2 免费配额。实际碳排放方面，电网和自备电厂的度电碳排放均为 0.6101 千克，而水电为 0 排放。因此水电铝企业可以多余出配额进行出售，而火电 铝企业则不得不额外购买配额。如果按照 40 元/吨 CO2的交易价格计算，水电铝相对于火 电铝的成本优势可达 335 元/吨，而且还会随着碳交易价格的上涨而扩大。

在成本和环保双重约束下，北铝南移趋势将逐渐强化，云南省电解铝企业多用水电， 碳排放成本较低，行业竞争力将显著提升。在成本和环保双重硬约束的大逻辑下，电解铝 的产业转移趋势正在形成：山东等东部地区迁出，云南、广西等西部地区迁入。2019 年 7 月 31 日，《国家发展改革委关于同意云南省开展运用价格杠杆促进弃水电量消纳试点的批 复》提出推动电解铝产能有序向水电资源丰富的西南地区转移，支持云南省做优做强水电 铝材一体化产业链。云南相继出台了《关于推动水电铝材一体化发展的实施意见》、《关于 实施优价满发促进水电消纳的方案》等政策，提出凡自带产能指标入滇企业享受“优价满 发”的政策，电解铝前 5 年享受每千瓦时 0.25 元的专项优惠电价，期满后执行电价与铝 价联动政策，而铝材深加工则享受每千瓦时 0.20 元的专项优惠电价。电解铝产业转移至云 南后，碳排放成本与电力成本将进一步下降，综合竞争力或将进一步提升。

碳排放权交易金融化是必然趋势，相关金融机构业务机遇广阔

我国碳交易体系流动性严重不足，碳价波动剧烈，未能实现价格发现功能，且风险管 理工具缺乏，未来发展碳金融是必然方向。完善的碳市场需要有效的价格机制和较高的市 场参与度，完善价格机制是首要任务。EU ETS 一启动就是期货现货同步推出的一体化市 场，RGGI 体系中期货交易甚至早于现货出现。而 EU ETS 的发展历程表明，碳金融产品 尤其是碳期货的推出与否，直接决定着碳交易市场的流动性与交易规模，2020 年欧盟碳 期货交易占总碳交易规模的 93%。各种碳交易工具与碳融资工具的推出，也会直接提升碳 金融市场的流动性和风险管理水平，同时提高市场的价格发现能力。

碳市场本质是一个政策性市场，与欧美将金融功能内置于碳市场不同，未来我国或将 碳金融定位于服务碳减排的从属性市场工具，不宜过度投机。国家发改委相关负责人曾表 示，支持在碳市场平稳运行的基础上，适度开展金融创新，但碳市场本质是一个政策性市 场，碳金融的发展也要服务于控制温室气体排放的政策目标。具体而言，三类碳金融工具 或优先推出：

交易工具：碳期货、碳期权、碳远期、碳掉期、碳基金、碳指数等；

融资工具：碳质押、碳回购、碳托管等；

支持工具：碳指数和碳保险等。

以碳期货为代表的碳金融体系，或将大幅提高碳排放交易活跃度，碳期货引入后年交 易金额或将达到 600 亿至 5000 亿元，金融机构业务机会相当可观。根据国家发改委的测 算，若是仅以现货交易，全国碳排放交易市场交易金额每年约 12 亿到 80 亿元。而如果碳 期货被引入市场，年交易金额或将达到 600 亿到 5000 亿元，交易规模相当可观。试点阶 段各地已经试验了少量碳金融服务，全国碳排放市场开始后，预计金融机构业务前景将更 加广阔。