“硅谷银行”破产清算的突发风险事件引发市场对各项金融资产的重新定价，由此对金融市场的冲击明显，周度欧盟碳期货价格跌幅较大。然而，从长期来看，欧盟碳市场供应收缩和需求增加的趋势不变，欧盟碳期货价格从2020年年初的20欧元/吨攀升至80至100欧元/吨的价格区间，仍然显示着欧盟对于通过欧盟碳市场助力欧洲实现《绿色协议》的决心，欧盟碳价格预计仍然维持在高位运行。当地时间3月14日，欧洲议会通过法案，将碳市场储备机制延长至2030年。法案同时要求，各成员国应保证碳排放总额不超过其年度碳排放分配额度。

　　 A欧盟碳市场发展的四个阶段

　　2005年1月1日，欧盟碳交易系统依据欧盟委员会《2003/87EC指令》正式成立，其目的是通过建立排放配额交易市场对碳进行定价，从而以市场化手段配置环境资源和鼓励欧洲企业发展节能减排技术。欧盟碳交易系统采取总量设定和配额市场化交易的形式，即确定纳入限排名单的企业根据一定标准免费获得或者通过官方拍卖的方式有偿获得碳排放配额，企业实际排放低于所得配额的部分可以在碳交易市场出售，反之超过则必须购买碳配额，否则将面临碳排放超额罚款等系列处罚措施。

　　目前，欧盟碳市场已经走过四个阶段：第一阶段自2005年至2007年，总量设定为20.96亿吨，且全为免费分配，主要涵盖电力、化工、有色金属等高能耗行业企业；第二阶段自2008年至2012年，总量设定为20.94亿吨，但其中只有90%为免费分配，且超排罚款上限从40欧元/吨增加至100欧元/吨，覆盖行业拓展至航空业和释放氮氧化物排放硝酸生产企业；第三阶段自2013年至2020年，初始总额为20.84亿吨，且引入1.74%的线性折减因子导致总额逐年递减，覆盖行业主要拓展化工企业的覆盖面积。

　　在第一和第二阶段运行前，碳排放总量设定实行国家分配计划，初始值由各成员国自下而上呈报之后由欧盟委员会修改发布，但是由于各国的制定方法、单位、市场化发展程度和经济水平不同导致前两个阶段总量严重供过于求。从第三阶段开始，国家履行制措施取代国家分配计划。欧盟将设定排放配额总量的权力集中至欧盟委员会，由其制定欧盟整体的排放配额总量并向各国分配执行，由此导致碳配额的配额总量和拍卖总量明显收缩。

　　2021年，欧盟碳市场进入第四阶段。2021年，初始配额总量下降到15.72亿吨，同比下降11.76%，并且年度总量折减因子从第三阶段的1.74%提高至2.2%。根据欧盟委员会发布的《2021年碳市场运行报告》和《欧洲绿色协议》，如果欧盟想在2030年实现联合国减排强化目标，即2030年欧盟温室气体排放量较1990年总量下降55%，那么欧盟碳市场总量将至少覆盖欧盟40%的温室气体排放量，并且2030年配额总量必须较2005年总量需要下降43%，这也就意味着第四阶段配额总量(包括航空业)将保持年均2.2%的速度递减。此外，在防止碳泄漏方面，欧盟碳市场将会在第四阶段对高碳泄漏部门(根据进出口和用电量折算)完全免费发放配额，而其他部门的免费配额分配比例将从2026年的30%逐步下降至0。整体来看，欧盟预计第四阶段会有60亿吨配额免费发放给控排企业。

　　 B碳价格不断上行的驱动因素

　　2020年至2022年俄乌冲突爆发是欧盟碳价格上行的第一阶段。欧盟碳排放配额价格从2020年年初的20欧元/吨左右上涨至近期95欧元/吨左右。在此期间，碳价格不断上行的驱动因素主要有四个方面：

　　一是欧盟配额总量覆盖的深度和时间约束的强度进一步深化。欧盟碳市场已经进入第四阶段，欧盟委员会计划2030年温室气体排放总量较1990年下降55%，为满足此目标，欧盟委员会严格控制碳排放配额的总量。

　　二是碳流通配额供应量明显收缩。截至2022年年初，欧盟碳市场配额总供给170.05亿吨，其中包含第二阶段结转的17.5亿吨；欧盟碳市场总需求135.48亿吨；欧盟碳市场流通配额15.78亿吨；市场稳定机制储存碳配额总量为19.25亿吨，其配额数量达到市场流通配额的1.22倍，但是配额发放则全部通过拍卖释放，由此造成类似库存管理的政策实施。

　　三是可再生能源供应产生缺口，化石能源消费占比罕见回升。2021年可再生能源发电量较2020年累计值下降2.53万吉瓦时，天然气和煤炭累计发电量较2020年增加8.39万吉瓦时，此后俄乌冲突的爆发又再次导致一次能源价格不断上行，需求侧得到明显增加。

　　四是以美联储为代表的宽松货币政策导致通胀持续的范围和幅度超预期，已经成熟运行的欧洲碳配额期货作为资产配置的选项呈现明显的金融属性。

　　 C欧盟碳排放价格高位振荡

　　2022年至今，欧盟碳价格高位振荡，再创新高。2023年2月21日，ICE欧盟碳排放期货主力合约收盘价格100.12欧元/吨，盘中最高为101.25欧元/吨。截至3月17日，欧盟碳排放现货价格84.52欧元/吨，欧盟碳排放主力期货合约价格84.58欧元/吨。对于价格方面需要注意的是，从第二阶段开始，欧盟将超额碳排放且不购买碳配额抵消的罚款设置在100欧元/吨，并且要求在下一年补足差额配额，如果存在违规严重的情况将禁止企业在欧盟成员国经营。单纯从价格风险来看，100欧元/吨则为企业违约的成本上限，但从企业的经营和管理来看，违约的成本远不止于此。

　　中长期欧盟碳排放配额价格大幅攀升主要有三个原因：

　　第一，欧盟委员会就《欧洲环境法案》达成新协议。2022年12月，“Fit for55”一揽子减排计划正式通过欧盟议会批准，其主要含义为2030年温室气体排放量较1990年值下降55%。为实现此目标，欧盟委员会针对多个方面的减排计划做出大幅修改。首先，欧盟委员会将2005年欧盟碳市场成立时覆盖的碳排放总量作为基准值，2020年欧盟碳市场覆盖碳排放总量较2005年下降41%，之前目标为2030年较2005年值下降43%，此次一揽子减排计划将此目标提高至62%。其次，线性折减因子从2.2%修改为2024年开始计算的5.51%和2028年开始计算的5.43%、此外，欧盟碳市场首次将海上航运业纳入覆盖行业，同时将碳排放核算额度从2024年的40%提升到2026年的100%，并且免费分配的碳配额额度也将逐渐递减。最后，为防止碳泄漏的发生，欧盟正式通过碳边境调节机制，即严格实施碳减排政策的国家或地区，要求进出口高碳产品时缴纳或返还相应的税费或碳配额。

　　整体来看，上述措施都在快速收紧碳配额的供应量、增加碳配额的需求量同时刺激市场的成交量，由此导致供需矛盾进一步激化，欧盟碳价格的重心也将明显上移。

　　第二，2022年，俄乌冲突导致天然气消费量明显下降，欧洲煤炭和石油能源消费显著增长，由此导致电力、化工和建筑等行业碳排放明显增加。作为欧盟主要碳排放国家，德国的煤炭发电量增长迅速，根据德国联邦政府数据，德国2022年电力生产总量为506.8太瓦时，同比增长0.4%。其中，非可再生能源电力产量272.90太瓦时，同比下降5.7%；天然气发电量同比仅仅增加1.7%，而褐煤发电量和无烟煤发电量同比分别增长5.4%和21.4%。在德国煤炭电厂装机量稳定的情况下，德国只有通过提高煤电装置发电小时数以弥补天然气发电损失量。2022年，德国煤炭装机量和发电量分别为44.4吉瓦和123.6太瓦时，折算发电设备平均利用小时数为2783.78小时，同年我国火电设备平均利用小时数为4216小时，所以我们认为德国煤炭发电机组的平均利用小时数在政府允许的情况下大幅增长。

　　第三，临近欧盟碳排放抵扣截止日，市场交投活跃。根据欧盟委员会发布的新闻，2023年碳排放抵扣截止日期仍然在4月30日，而从2024年开始，此日期将计划更改为每年9月30日。临近截止日期，2月(28天)碳配额现货成交量220万吨，较1月增长44.73%。欧洲企业抵扣碳排放的需求弹性更小，供需矛盾也在一定程度上进一步激化导致价格居高不下。

　　3月9日，“硅谷银行”破产清算的突发风险事件引发市场对各项金融资产的重新定价，由此对金融市场的冲击明显，周度欧盟碳期货价格跌幅较大。然而，从长期来看，欧盟碳市场供应收缩和需求增加的趋势不变，欧盟碳期货价格从2020年年初的20欧元/吨攀升至80至100欧元/吨的价格区间，仍然显示着欧盟对于通过欧盟碳市场助力欧洲实现《欧洲绿色协议》的决心，欧盟碳价格预计仍然维持在高位运行。

　　 D我国碳市场发展前景可期

　　我国碳市场已经进入第三个履约年份，目前全国碳市场稳定运行。根据上海环境能源交易所数据，2022年全国碳市场成交量5088.95万吨，年度成交额28.14亿元。其中，挂牌协议交易年度成交量621.90万吨，年度成交额3.58亿元；大宗协议交易年度成交量4467.05万吨，年度成交额24.56亿元。截至2022年12月30日，全国碳市场碳排放配额累计成交量2.30亿吨，累计成交金额104.75亿元，价格重心在50到60元/吨之间，所有交易的成交均价为45.61元/吨。全国碳市场参与主体仍然以电力行业企业为主，2022年全国碳市场的交易主要集中在年初和年末，1到2月和11到12月成交量分别占全年总成交量的19%、66%。

　　与欧盟碳市场相比，我国碳市场仍然处于初级阶段，未来发展前景可期。一方面，仅限制控排企业参与将更好地做好市场培育工作，令市场参与主体能够更好地理解市场运行机制和规则。另一方面，碳减排目标的制定符合经济发展和能源结构的客观规律，不会导致价格的剧烈波动对企业造成负面影响。

　　总体来看，全国碳市场基本框架初步建立，促进企业减排温室气体和加快绿色低碳转型的作用初步显现，有效发挥了碳定价功能。(作者单位：建信期货)