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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。
执笔人：韩鸣飞
