碳市场参与者众多 新市场带来新机遇

2.2EU ETS 市场启动后对电力行业的影响

（1）EUA 价格的变动会传递至电力价格

EUA 价格的变动会传递至电力价格。赵盟等（2012）在《EU ETS 对欧洲电力行业的影响及对我国的建议》中总结了EU ETS 对欧洲电力市场影响的相关研究，多数研究结果表明EU ETS 提高了电力市场价格，不同水平的电力价格提升则可能与地域能源结构、EUA 价格（期货价格）对电力企业的生产成本影响等有关。EUA 价格到电价的传递率一般介于0-1 之间，并且在不同的市场结构和需求弹性下有所区别。Carlos J. Pereira Freitas 等（2015）中对 2008 年-2013 年西班牙电力市场的研究考虑了燃料(天然气和煤炭)和碳价格、气温、可再生能源、商品价格，结果表明碳价格在电力的长期均衡价格中扮演着重要的角色，弹性系数为 0.24，而二氧化碳的极低价格可能会导致电价对二氧化碳价格的敏感性降低。

EU ETS 在第三阶段已全面取消电力行业的免费配额，电力行业必须通过拍卖或市场交易获得所需配额。碳交易增加了电力企业的开支，成为企业发电的额外成本。作为电力市场参与主体，电力企业倾向于通过调节售电价格，将碳成本向电力系统下游传递。

（2）欧盟各国的电力结构决定了其碳成本的差异

不同的发电技术产生不同水平的二氧化碳排放，其单位发电量产生的碳排放成本也不同。联合循环燃气轮机每兆瓦时产生约 0.48 吨二氧化碳，而典型的煤电厂每兆瓦时排放约 0.85 吨二氧化碳。因此，20€/吨的碳价使天然气的发电成本增加了9.6€/兆瓦时，煤电的发电成本增加了17€/兆瓦时。

欧盟各个国家之间碳成本绝对量的差异归因于国家之间燃料组合的差异。例如，在大多数负荷时间，德国的电价是由燃煤发电决定的，法国由核电厂决定，荷兰电力价格是由燃气设施在负荷持续时间曲线的主要部分期间设定。

Jos Sijm 等（2006）在《CO2 Cost Pass Through and Windfall Profits in the Power Sector》中提到在竞争模型下由于碳排放交易，电力价格大幅上涨，在碳价为 20€/吨的情况下，德国(13-19€/兆瓦时)的涨幅通常最高，比利时(2-14€/兆瓦时)和荷兰(9-11€/兆瓦时)处于中间位置。法国的价格涨幅非常低(1-5€/兆瓦时)，这是由法国主要以核能发电的发电方式决定的。在 20€/吨二氧化碳的价格下，英国二氧化碳成本的平均上涨估计值为13-14€/兆瓦时，而德国和荷兰的这一量估计为17和 15€/兆瓦时。

（3）EU ETS 促进能源结构清洁化

欧盟的电力供应正在迅速地向多样化的清洁能源转变。截止2019 年底，欧盟清洁能源发电比例将近60%，其中可再生能源发电量自2014 年起超过煤炭和核能成为最大的发电来源。风电、光能、生物质能快速增长，而核能比例逐步下降。2019 年，风电快速增长超过水电成为第二大清洁能源，占清洁能源的22.45%，从 2005 年的70.47 万亿瓦时到2019 年的 430.73 万亿瓦时，增长超过5 倍；光能占清洁能源的7.21%，增幅超过9 倍；生物质能从2005 年到 2019 年增幅将近6 倍。核能虽然是清洁能源，因考虑其潜在的风险，受到民众的反对，德国、意大利、比利时、瑞士等国逐步淘汰核能，导致核能负增长。

鉴于煤炭在欧洲电力中占比较高，在所需投资较少的生物质为基础的电力被视为有效碳减排措施。Vincent Bertrand 等（2014）在《Biomass for electricity in the EU-27: Potential demand, CO2abatements and breakeven prices for co-firing》估算出来自欧洲电力行业的潜在生物质需求可覆盖欧洲8%到14%，共燃对生物质需求达到80%。

欧盟 28 国的碳排放强度也逐年下降，从 2000 年的 397g/kWh 下降到 2019 年的 250g/kWh。纳入碳市场的电力和热力行业的总排放量在2019 年为7.63 亿t。

2.3 德国在碳交易下碳强度逐年下降

德国作为欧盟最大的经济体和最大的煤炭消费国，煤电占电力行业比例相对较高，发电结构与中国相近。2000 年煤炭在德国所有发电电源中占比 51.5%，到 2019 年占比下降到 28.2%。2019 年，德国可再生能源发电量首次高于传统化石燃料发电量。其中，通过风能、太阳能等可再生能源的发电量满足了德国近 43％的用电需求。根据德国联邦能源与水业协会数据，2020 年第一季度，德国可再生能源发电量占总电力消耗量的 52%，创历史新高。根据德国政府的能源转型目标，到 2050年，德国可再生能源占电力消费比重将达到80%。

三、碳市场主要参与者包括供给者、使用者和中介机构

碳金融市场的参与者可以分为供给者、最终使用者和中介机构等三大类。参与者涉及到受排放约束的电力企业、减排项目开发者、咨询机构以及金融机构等。

电力企业既作为排放权的最终使用者以及自愿交易机制的参与者，又作为碳交易中间商为买卖双方提供交易桥梁，同时也积极参与联合履约机制（JI）项目和清洁发展机制（CDM）项目一级市场的开发和购买活动。

金融机构在EU ETS 中作为供给者为项目开发企业提供贷款和资金，开发各种创新金融产品；其作为中介机构为项目开发企业、投资者提供必要的咨询、金融投资工具，为碳排放权的最终使用者提供风险管理工作等。

联合履约机制（JI）： 发达国家之间通过项目级的合作，其所实现的减排单位(ERU)，可以转让给另一发达国家缔约方，但是同时必须在转让方的“分配数量”(AAU)配额上扣减相应的额度。

清洁发展机制（CDM）：《京都议定书》中引入的灵活履约机制之一。核心内容是允许其缔约方即发达国家与非缔约方即发展中国家进行项目级的减排量抵消额的转让与获得，从而在发展中国家实施温室气体减排项目。清洁发展机制主要解决两个目标：①帮助非缔约方持续发展，为实现最终目标作出应有贡献；②帮助缔约方进行项目级的减排量抵消额的转让与获得。

四、电力企业在EU ETS 中扮演多重身份

欧盟电力企业在EU ETS 中既参与一级市场联合履行（JI）项目、清洁发展机制（CDM）项目开发工作，同时设立碳资产子公司在二级市场充当中间商利用其自营交易进行碳项目开发进行配额的卖出操作，也是交易体系配额的最终使用者。

4.1 电力企业作为供给方与一级项目开发商建立战略合作伙伴关系

在《京都议定书》的框架下，欧盟电力企业主要通过提供 CDM 项目来参与欧盟碳排放交易（即一级市场）。专业的电力企业因为在项目技术方面的特长，在参与一级市场的交易方面具有一定的优势。德国意昂集团（E.ON）是一家供应清洁低碳能源的上下游一体化公司，主要的经营业务包括上游的可再生能源发电业务，中游的电力、天然气输配网络建设和运维，下游为终端用户供应电力、天然气。为了履行本国减排承诺，提供低碳环保的能源，意昂聚焦在风电、太阳能发电及其他低碳技术。这一板块包括两组业务：陆上风光发电业务、海上风电及其他业务。同时探索新的可再生能源技术（如优先发展智能电网与电动车充电桩、陆上风电、户用光伏与储能解决方案）。

法国电力贸易公司参与了分布在中国、印度、巴西，涵盖了15 个不同类型的包括水力发电、风力发电、生物质发电、能效、煤层气等 CDM 项目开发。在发电端，研发部门与发电和工程部门合作，开展核电技术性能和安全性的改进，推进包括太阳能、风电和潮汐能的可再生能源降低成本的工业化进程，开发高效燃煤锅炉技术、二氧化碳捕集和埋存技术、生物质/燃煤混燃热电联产。在输配端，研发部门与集团子公司法国配电公司合作，开发与现有发电技术匹配的智能电网技术，实现分布式能源在电网中的合理份额。在电力应用端，研发内容涵盖智能城市、能源管理、能效解决方案、节能产品、储能电池、电动汽车等各个方面。合作部门包括集团下属的销售部门和能源管理公司。

芬兰富腾在垃圾热电厂建设了碳捕集试点项目，以最大程度减少二氧化碳排放，并探索负排放技术。该项目每年的碳捕集量为40 万吨，既捕集了来自化石能源的二氧化碳，也捕集了来自生物质的二氧化碳，其中来自生物质的二氧化碳超过50%。

4.2 电力企业作为碳交易中间商帮助一级项目顺利交易、降低投资风险电力企业参与碳交易市场的目的有两个：一是履行本国或本企业的减排承诺；二是在一级市场购买减排到二级市场卖出赚取差价。这些传统能源行业巨头的深厚商业背景，使得它们具有较强的经营技巧与抗风险能力，其在碳交易市场中占据较大的规模，并取得较高的收益，如法国电贸易、英国碳资源管理有限公司和德国莱茵电力集团等。

法国电力集团（EDF）于 2006 年为协调整体发展发售了一支规模 3亿欧元的碳基金，专注于 CDM项目的开发。该基金的投资方包括集团的下属公司EDF SA 以及其在欧洲的所有联营公司（位于英国的EDF Energy、Edison 集团意大利分部、德国EnBW、法电贸易）。

资产配置层面，EDF 于 2013 年 11 月 20 日成功发行了其第一支“绿色债券”。这也是全球首次由大型能源公司发行的绿色债券。这支绿色债券主要用于可再生能源项目、能效项目建设，项目需要通过第三方关于人权、环境、健康、社会责任等多角度评估。债券规模为1.4 亿欧元。

4.3 电力企业作为碳交易最终使用者使用碳资产履约以降低减排成本

在二级市场中，可以直接进行场外交易也可以通过交易所进行现货、期货交易，还可以用 CER 与EUA 进行互换，然后再进行 EUA 相关交易。欧盟的发电企业需要根据发电燃料价格、电价、不同燃料产生的碳排放量和碳资产价格等数据进行综合比较，最终确定其相应的或最优的生产经营活动，并通过电力市场、碳交易市场、大宗商品市场进行交易，同时还需要使用多种金融衍生工具（期权、期货、远期等）以达到锁定利润和控制风险的目的。交易方式包括现货交易、期货交易、远期交易、互换交易、期权交易。

现货交易：立即交割的交易类型（在交易后两个工作日之内完成交割）。“交割”是指将配额从注册登记系统的卖方账户划转到买方账户的过程。例如，现货交易的一种典型方式是，一家工业企业有多余的配额出售，电力企业则通过市场经纪商购买到了这部分配额，经纪商通过与交易双方协商沟通相关合同条款，最终促成交易。

期货交易：按交易时商定的价格在未来某个特定的时间点进行交割。期货交易是通过交易所（洲际交易所和欧洲能源交易所）交易和管理的标准合约。其中交易量最大的是在每年12 月进行交割的合约。洲际交易所每天都会进行期货交易，参与主体主要包括纳管企业和其他市场参与者（主要是做市商）。交易所可以进行匿名交易，这可以消除像发电企业这类的大型履约企业在购买配额前出现被其他市场参与者“抢先交易（Front-run）”的风险。交易所的期货交易形式是保证金交易，保证金的数额取决于市场价格。例如，一家机构以单价30 欧元购入在2020 年12 月份进行交割的EUA 期货，当市场价格下降到25 欧元时，该机构必须在保证金账户中对应增加5 欧元，这一过程降低了清算所的信用风险。

远期交易：类似于期货，但远期交易是非标准化合约，只能在场外交易。远期交易时效性比期货差，对于某些不需要频繁进行场内交易的市场参与者来说，进入交易所交易的成本过高，因此他们通常会选择在场外进行远期合约的交易。远期合约的交易价格不公开，并且其定价和合约细节与期货合约不同。通常情况下，远期合约没有保证金的要求，这也会增加信用风险，从而导致远期合约的价格通常较高。

互换交易：在碳市场中的互换交易通常是指抵消量与配额之间的互换，其中抵消量通常是折价出售。多年期互换（Vintage Swaps）也很常见。互换交易主要是交换不同类型的配额，也可以通过交换碳市场中不同类型的交易产品来降低交易成本。

期权交易：期权的买方既可以选择买入看涨期权（即其在未来某一特定的时间有权利按照现在约定的价格从期权卖方买入一定数量配额）或者买入看跌期权（即其在未来某一特定的时间有权利按照约定的价格将配额卖给期权卖方）。为了获得上述权利，期权的买方需要事先支付期权费。期权交易为交易策略更为复杂的市场参与者提供对冲或投机的机会。

4.4 电力企业内部设立多个部门协同管理碳资产

欧盟大多数电力公司在公司治理的最高层面成立了“总量控制与交易委员会”。随着欧盟碳排放交易体系对电力公司重要性的提升，负责碳资产业务的团队不断壮大。

五、金融机构及其他参与者

5.1 金融机构

金融机构通过运用结构性工具来为项目融资，或对冲项目所涉及的风险，可以给碳市场带来资金流动性，激发了市场活力，有利于调解碳市场价格机制。金融机构促进了碳金融产品和服务的开发，加快了碳资产的形成与激发企业活力。加强企业的风险管理，同时也大力地支持了绿色产业、绿色项目、绿色科技的发展。

金融机构在 EU ETS 提供多种服务。作为碳交易供给者向项目开发企业提供贷款，作为中介机构为项目开发企业提供必要的咨询服务（包括项目规划以及相关材料的准备和报送等）、为原始碳排放权的开发提供担保、在二级市场上充当做市商、为碳交易提供必要的流动性、提供碳金融衍生品（期货、期权、远期合同等）、开发了创新金融产品（包括碳基金、绿色债券、信贷、保险产品等）。为碳排放权的最终使用者提供风险管理工具，或者为投资者提供新的金融投资工具。