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数据解析2021年全国碳市场

作者:王康 来源:奇点能源 发布时间:2022-01-04 浏览:

中国储能网讯:全国碳交易市场从7月16日开市到完成首个履约周期,价格在最后几个交易日连续大幅上涨,既收获了首日的惊喜,又经历了前中期的失望,到最后的略有意外。对于运行不到一年的新生事物,在行业单一、交易品种单一、参与主体单一的情况下,存在各种问题是意料之中的,关键在于如何总结经验和解决问题。重视但不过度解读,碳市场是“双碳”转型政策中的一环,在全国碳市场上面我们应该看到的是希望。

一、首个履约期总结

随着第一个履约期结束,全国碳市场如期完成“首考”。首个履约期纳入发电企业2162家,对2019年、2020年的碳配额进行清缴履约,履约完成率为99.5%。截至2021年12月31日,碳配额累计成交量1.79亿吨,成交额76.61亿元,考虑此次履约为两年一次履约,总换手率约2%(年配额按45亿吨计)。12月31日收盘价54.22元/吨,较7月16日首日开盘价上涨13%。

纵观去年7月16日全国碳市场开市以来,碳交易的整体情况呈现出以下几个特点:

图1 全国碳市场价格周K线图

一是价格(挂牌价)较为稳定,整体呈不规则“浴盆”曲线。如图1,全国碳市场价格整体在40-60元之间,开市首周实现了价格的较快上涨,短暂突破60元,其后1个月内价格呈下降趋势,随后价格长期维持在43元上下横盘。横盘期也是成交量急剧缩量期(如图2)。进入12月份,随着履约截止日迫近,成交量快速放量,价格持续上升。半年周期来看,价格周K图呈不规则“浴盆”曲线,平均挂牌价格为47.16元/吨。

图2 全国碳市场周交易量

二是成交量后期放量,流动性不稳定。虽然全国碳市场累计运行的114个交易日中,碳排放配额累计成交量达到1.79亿吨,成交额76.61亿元,总量并不小,但是相对发电企业2019、2020年总配额来说,换手率不算大(2%)。且成交量不稳定,前期除首日成交量达到410万吨外,从第二个交易日开始,成交量开始急剧下降,甚至部分交易日成交量不足百吨,基本丧失了流动性。自11月下旬开始,随着进入履约期,成交量快速上升,12月成交量达到整体交易量的76%。而履约期结束后,2022年1月4日成交量急剧下降至2001吨。

三是以大宗交易为主,相对挂牌交易存在一定的折价。大宗交易量达到1.48亿吨,占总交易量的82.8%;大宗交易额占总成交额的81%。而大宗交易价格一般相对挂牌成交价有一定幅度的折价,大宗平均成交价41.95元/吨,平均折价率达到11%,最大折价率达到20%。这组数据显示:大宗交易单笔在10万吨以上,由于五分之四以上的交易额通过大宗交易,全年碳市场发生的交易总笔数并不多,市场活跃度不足;大宗交易价格存在折价,所以用挂牌价格来衡量整体价格存在一定程度高估。

二、相关问题的讨论

(一)影响价格和流动性的要素

碳交易市场是人为设定的市场,其本质相对其他商品市场更加抽象,碳市场通过“总量+交易”的方式来反映碳资产的稀缺性,决定当前碳市场价格和流动性特点的主要原因包括:

一是配额供给方式和总量。当前针对发电企业的配额分配原则为:配额全部免费分配,并采用基准法核算控排企业机组的配额量,即机组获得的配额量为实际供电、供热量乘以供电、供热碳排放基准值。所以影响企业配额盈缺的是碳排放基准值,根据国家发布的数据,发电行业的配额分配相对宽松。宽松、免费获取配额的方式,必然造成碳配额二级市场价格较低,且需求方较少,成交量不大。

二是“双碳”政策预期和富余配额处理方式。碳中和目标提出后,碳约束将日益收紧,碳配额价格未来将上涨成为社会一致预期。同时,富余配额可以计入下一年度,企业倾向“储存”富余配额,限制了配额富余的企业在市场上抛售致使价格进一步降低,进一步决定了碳价维持一定水平但流动性不稳定的现象。

三是参与主体和交易品种单一。当前全国碳市场参与主体限于控排企业,专业碳资产公司、金融机构、个人投资者暂时没有拿到碳交易市场的入场券,虽然降低了炒作投机的风险,但也不利于资金规模扩大和市场活跃度的提升。参与主体的安排,说明当前碳市场的主要功能在于控排企业的履约,长期流动性无法得到外来支撑。同时,交易品种仅为配额现货,没有期货、期权、远期、互换等衍生品的进入,缺乏更有效的价格发现工具和风险对冲手段。

(二)碳市场建设如何兼顾电力保供和绿色发展

2021年的能源短缺,让社会各界重新正视我国以煤为主的基本国情,发电企业当前的配额获取方式,以及在消费侧碳核算时计及电力消费带来的二次成本的办法,短期内可兼顾电力保供和电力绿色发展的双重目的。

火电厂免费获得配额,同时基准法发放配额意味着每多发一度电都能获得相应配额,虽然当前碳价是40-50元/吨(对应每度煤电碳成本3-4分钱),但煤电企业真正需要承担的碳成本是度电配额不足部分,这部分成本并不显著(假定煤电度电配额缺额为5%,度电碳边际成本约1.5-2厘钱,而当前实际上有富余),对火电市场竞争影响很小。现阶段,该方式不会大幅提升煤电成本,不损害煤电保供的积极性,但是对于促进能源电力低碳转型作用不大。

为了进行弥补,需要在消费侧碳核算时如计及电力消费带来的二次成本,促进绿电零碳效果在核算时得到认可,将促使新能源电力在绿电市场上产生溢价。理论上,只要绿电溢价低于对应量排放的碳成本,企业仍会优先购买绿电,所以绿电的绿色溢价将非常接近对应的碳价水平。借助较为健全的电力市场,碳成本可以通过电力市场边际电价提升进行传导,使新能源获得较大发展优势,有效促进能源电力绿色转型。

(三)完善的碳排放监测核查体系是碳市场扩围的先决条件

企业碳排放数据的真实性、完整性和准确性是碳市场公信力的基石。能源数据是碳核算最重要的数据来源,由于不同能源供给主体相对独立,政府、公共事业单位、企业对能源数据的掌握都不够完整、准确,全口径能源数据的归集、整理难度非常大,历史碳排放数据库缺失,很难支撑配额总量确定和企业配额分配及政府宏观调控。

碳市场建设遵循“先易后难”的原则,随着建材、水泥、化工等能源使用更多元、生产流程更复杂、过程排放更多样的行业纳入市场,MRV体系建设将更加困难。能源数据核查困难以及社会诚信体系不健全将持续困扰全国碳市场的建设,鄂尔多斯高新材料公司虚报碳排放数据等问题,是全国碳市场延期开市的原因之一,也由于数据方面的原因,水泥、电解铝也将延期至2023年纳入碳市场。建立成熟的碳测量技术,形成健全的碳排放监测核查体系仍任重而道远。

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