排放权交易论文

排放权交易论文（精选12篇）

排放权交易论文 第1篇

随着对碳交易机制的不断探索和推进,我国有可能成为全球最大的碳交易市场。目前国内7个试点都已展开交易,但各地的价格相差较大。碳价过高,则会降低配额不足企业的履约积极性,甚至给企业造成负担,增加未进入企业的顾虑;碳价过低,则不能发挥本机制促进企业提高减排水平和技术的作用,同时也会减少本市场对金融机构的吸引力。在碳交易机制起步不久的情况下,怎样的碳配额价格更有利于碳交易市场的发展是一个非常有意义的问题。目前我国的碳交易市场以强制性市场为主,7个试点的市场都是强制性市场,并且从我国推进碳交易机制的角度看,也会是一个逐步推进的过程,在很长的一段时间内将以强制性市场为主,故本文仅对强制性市场上的情况进行探讨。

1 碳排放市场相关主体

1.1 碳排放市场参与主体

1.1.1 排放企业

排放企业是碳排放配额的实际消费者,其参与的最直接和最主要的原因是政府给予的强制减排义务,履行社会责任,获取一定的收益也是企业参与的原因。

1.1.2 金融机构

金融机构是碳金融市场正常运行的保障,它们并不是碳排放配额的实际消费者,但认同碳排放配额的价值,通过在碳金融市场上的活动获得收益。金融机构的参与目标,是收益的最大化。金融机构的参与,可以实现活跃市场,提高配额的流动性,促进碳配额实际价格的发现等作用。金融机构又分为中介类机构、商业银行和其他金融机构。

1.1.3 政府

政府对整个碳排放市场的运行起着宏观调控的作用。政府决定减排政策的走向、配额的分配方法,以及调控价格等等,对整个市场产生直接的影响。政府对碳交易市场的期待是实现整个社会温室气体排放量的减少和减排成本的降低。

2 碳配额价格的影响因素分析

目前,中国的碳排放权市场包含两个层次的市场。初级市场上政府将配额分配给排放单位,一般采取免费、有偿,或两者混合的方式分配;二级市场上各参与主体自由交易,形成比较公开的交易价格。不同的参与主体对碳交易市场有不同的期待。政府往往从宏观的角度,希望实现减排成本的最小化;而从参与的机构来讲,往往是从微观的角度,希望自身的收益最大化。

2.1 宏观层面影响

从宏观层面看,市场上的供给,即配额总量主要由政府决定,抵消机制起到一定的补充作用。市场上的需求,由排放单位的实际排放量决定,投资行为也可能形成少量的需求。当市场机制完全发挥作用时,尽管短期上碳价可能有波动,但从长期上看碳价应该为均衡价格。

2.2 供给层面影响

2.2.1 政府当期发放的配额总量

政府在当期发放的配额总量与政府的控排目标紧密相关。目前的配额分配方法主要有历史排放法和基准线法两种。7个试点中,大部分试点的大部分企业采用的是历史排放法,即基于盘查年份的碳排放总量确定配额量。对于少数耗能量大,计量基础好的电力等行业采用了基准线法。北京、天津和深圳还采用了历史强度法。

2.2.2 历年积累下的多余配额

从欧盟和我国各试点的机制来看,都允许当年清缴后剩余的配额在一定的时段内存储使用。一方面,为企业经营碳资产提供了更多的选择,由于对未来生产规模扩大,减排成本上升或碳配额价格上升的预期,企业可以选择不出售当期多余的配额,而留至以后使用。同时,这也是吸引企业早日进入碳交易市场的因素之一。另一方面,如果不能对这部分配额进行有效控制,碳交易市场的不稳定性风险将会大大增加。当经济下滑,或碳交易市场前景不被看好时,可能会出现碳价大幅下跌的情况。

2.2.3 当期核证减排量的供给

核证减排制度是碳排放权交易制度的延伸。通过严格的方法学和认证流程,对节能减排项目的减排量进行认证后,企业可将其拿到碳交易市场上出售。对于项目实施方来说,可以得到成本的一部分补贴,甚至因此获益,由此可以鼓励企业更多地选用节能减排技术;对于排放单位来说,当企业碳排放量超过自身碳配额时,除了在市场上购买配额外,还可以选择购买核证减排量抵消,实现了减排成本的降低。尤其当市场上配额紧张,碳价上升时,核证减排量将成为提供配额来源,稳定碳价的重要手段。

2.2.4 政府配额存储池中的数量

政府配额存储机制是稳定碳价的重要手段之一。

2.3 需求层面影响

2.3.1 每年碳排放量的抵消

这部分是企业必须完成的义务,由于目前政府正在推行碳排放交易制度,对未履约的惩罚也比较大,从已履约的试点来看,履约率都达到95%以上。故这部分需求与企业的实际生产情况密切相关。其直接影响因素包括经济环境,企业的生产工艺、原料、设备、能源结构。从长期看,行业的技术水平和能源结构的变化也会产生潜移默化的影响。

2.3.2 排放单位为未来存储的配额

出于对未来企业产能或产量扩大的预计,或是对未来碳价上升的预期,企业可能并不会出售当年清缴后剩余的配额,甚至购买一些配额作存储,这种行为也展示了企业对碳资产的重视和管理。

2.3.3 投资机构购入待未来出售的配额

在节能低碳越来越成为全球的共识下,相关产业的前景也被看好。碳金融作为节能低碳产业之一,也受到投资机构的关注。中国的碳交易市场尚处于起步阶段,蕴藏着大量的机会。除了在该市场上盈利外,获得“先行者”优势,熟悉和抢占市场也是投资机构的目标。

2.3.4 政府配额储备

为了保持市场上适度的配额数量,维持碳价的稳定,有的试点地区实行了配额储备制度。如深圳和北京设置了配额回购制度,北京、深圳、广东、湖北四地还预留了一部分配额作为调控配额。这些配额储备,在市场上的配额过多时,可以进行吸收,避免碳价大幅下跌;在配额紧缺时可以放出,避免碳价过快上升,甚至有价无市,给企业造成压力。

3 各试点的碳排放配额价格情况

目前,我国的7个试点都已开市,各地经过一段时间的交易,碳价保持在一定的范围内浮动。图1展示了2014年1～9月份7个试点月平均价格的变动,可以看出,各地的碳价和碳价波动率相差很大。7个试点的月平均碳价,大约分布在20～80元/吨之间,试点中配额价格最高的约是最低的试点的2～3倍。在波动率方面,深圳、广州、北京、天津的波动情况相对大一点。综合来看,造成这些差异的主要原因包括:政府的配额松紧情况,是否允许投资机构进入,当地企业对碳交易的熟悉和重视程度等。

各地的碳价相差很大,未来中国计划建立全国性统一的碳市场,碳价定位必将成为重要考虑因素之一。碳排放权交易在理想状态下,碳价应该等于社会平均减排成本,当碳价高于社会平均减排成本时,就能促进减排潜力比较大的企业实施减排项目,或促使减排效益比较好的技术得到推广;而碳价低于社会平均减排成本时,则会减少企业实施减排项目和减排技术的动力。因此,加快完善抵消机制,有助于扩大碳减排项目的覆盖范围和行业,扩大碳交易机制的社会影响力,发挥该机制的碳价发现功能。

4 对碳配额定价的建议

总体来说,我国碳排放市场正处于起步和发展阶段,采取的碳价策略应是积极和鼓励性的,以此激励企业的积极性,吸引企业早日进入碳交易体系。同时,也要为后期实行更严格的减排机制,完善碳交易市场做出探索。

4.1 加快完善相关的规划和法律体系建设

目前我国碳交易市场尚处于起步阶段,法律依据主要是地方性行政法规,未来的发展趋势也没有明确规划。这使得企业在考虑是否购买碳排放配额,或金融机构考虑是否在本市场投资时,没有参考的依据。如果能完善相关的规划和法律体系,则可以大大降低本市场的政策风险,增强本市场的吸引力。

4.2 加强对配额分配办法和碳排放核算办法的研究

配额分配办法关系到企业的减排压力,各行业间配额的松紧程度。如果配额过松,企业会没有采取减排行为的动力,碳价也会大幅下跌。配额过紧,则会给企业带来过大压力,造成企业的抵触,有价无市的市场也不能正常运行。针对不同的行业,是使用历史排放法还是基准值法,基准值如何确定,如何使分配的配额处在企业能“跳一跳,够得到”,并且符合行业的排放特点,都是需要研究的问题。

4.3 完善碳交易机制的扶持政策

一是对参与碳交易并履行了义务的企业明确鼓励办法,各试点的管理办法中都提出对参与的单位在政策、财政和金融融资等方面予以支持,但如何打通关节,落实鼓励尚需研究。二是设立碳交易专项基金。该基金可以用于对碳交易方面表现突出企业的奖励,也可用于建立碳配额储备池,维持碳价的稳定。

4.4 加快探索期权、期货、远期交易等碳金融衍生品的实现

金融衍生品可以帮助企业减少由于未来碳价的不确定性带来的风险,达到套期保值的作用。对碳减排项目的实施方来说,其未来的收益得到了保证;对购买方来说,其未来的配额购买支出得到了确定。同时,也给金融机构带来了更多的投资机会,有助于增加碳金融市场的活跃度和流动性。

4.5 加快推进碳抵消机制的建设

天津排放权交易所会员管理办法 第2篇

第一章总则

第一条为规范天津排放权交易所（以下简称“交易所”）会员管理和会员服务工作水平，维护排放权市场秩序，保护会员的合法权益，根据交易所各项业务管理办法、规则的相关规定，特制定本办法。

第二条本办法适用于交易所各类会员。

（一）本办法所称会员是指依法设立、符合本办法第二条第三款规定的通过交易所从事节能减排权益交易及相关业务专业服务的法人或其他经济组织。

（二）交易所会员可分为：交易会员（经纪类交易会员、综合类交易会员和试点企业会员）和服务提供商会员（合同能源管理会员和其他服务类会员）。交易所涉及业务按照本办法相关规定通过交易所会员进行。交易所将根据市场情况和业务发展需要面向社会提供服务。

（三）交易所会员应符合以下资质条件：

1、依法成立的中资控股企业；

2、符合法律法规和规范性文件规定开展相关业务的资质，能够承担其业务范围内的责任和义务；

3、经纪类交易会员入会资质除满足1、2条件之外，还需具备：

（1）注册资本金不低于5000万元人民币；

（2）全国营业网点不少于20家；

（3）会员单位各营业网点客户拥有率不得低于全国平均水平50%；

（4）具有良好的信誉和经营业绩。

4、综合类交易会员入会资质除满足1、2条件之外，还需具备：

（1）注册资本金不低于一亿元人民币；

（2）除具备经纪类交易会员相关条件外，单个会员单位还须拥有总量不低于500万吨的经国家核定通过的CDM项目或天津市碳配额等符合交易所规定的交易品种。

5、试点企业会员：

按照《天津市碳排放权交易管理暂行办法》纳入天津市碳排放权交易试点的企业，由交易所和交易会员提供服务。

（四）交易会员下属客户应符合以下资质条件：

1、机构投资者应符合以下条件：

（1）依法成立的中资控股企业；

（2）符合法律法规和规范性文件规定开展相关业务的资质，能够承担其业务范围内的责任和义务。

2、个人投资者应符合以下条件：

（1）年龄18-60周岁；

（2）具有国家法律规定的独立民事行为能力人；

（3）具有一定投资经验、行业背景知识及抗风险能力；

（4）金融资产不低于30万元人民币。第三条会员权利

（一）一般权利

1、参与开发有中国特色又符合国际标准的交易机制；

2、可获得专家咨询以及节能减排领域相关综合信息咨讯，根据会员种类，享受交易所提供不同层级的信息资讯及相关业务信息；

3、参加交易所组织或提供的各类交流活动，并可参与新兴环境交易市场和金融创新产品的设计；

4、按照交易所规定，使用交易所网站资源，发布会员信息并提供链接，增大宣传力度。

（二）专属权利

1、经纪类交易会员：

（1）享有交易所提供的相关排放权益的交易代理权；

（2）使用交易所提供的交易席位及交易系统；

（3）交易席位转让的增值收入，新受让方必须符合交易所会员资格的准入条件。

2、综合类交易会员：

（1）享有交易所提供的相关排放权益的交易代理权和自营权；

（2）使用交易所提供的交易席位及交易系统；

（3）交易席位转让的增值收入，新受让方必须符合交易所会员资格的准入条件。

3、合同能源管理会员：

（1）交易所提供的合同能源管理项目开发的业务信息优先知情权；

（2）交易所提供的合同能源管理项目的全面咨询服务，促进项目合规操作；

（3）利用交易所合同能源管理综合服务平台所拥有的渠道、融资、技术等方面的资源开发合同能源管理项目；

（4）交易所为合同能源管理项目提供的融资服务包括但不限于合同能源管理项目信托计划、融资租赁、保证保险、绿色信贷、收益买断、项目保理等六种模式融资。

4、其他服务类会员：

（1）使用交易所交易场所和设施，开展从事与其经营范围及经营权限相符的产权转让、技术挂牌交易的咨询、服务业务；

（2）交易所提供的减排量核证登记服务，对会员开发项目节能效果的节能量进行核算，并登记为可供交易的减排量资源，目前可进行CDM项目开发登记，未来将涉及中国自愿减排量登记等内容；

（3）参与研究交易所开发的国家型、国际型等各类型课题项目并分享研究结果；

（4）参与交易所提供的国内与国外低碳技术、资金交流平台项目；

（5）享有交易所根据未来市场情况和业务发展，面向社会提供其他类型交易服务。

第四条会员义务

（一）诚实守信、规范运作、接受交易所自律管理；

（二）按时缴纳交易所规定的各项费用；

（三）建立有效风险防范机制，确保交易所交易运营安全；

（四）确保客户执行交易所结算、交收结果，并承担相应责任；

（五）建立有效的信息反馈机制，按照交易所要求与授权，及时准确地在交易所指定网站或其它媒体公布有关信息；

（六）建立严格的资料审核机制和开户审核制度，确保提交交易所的各类资料、报告、报表的真实、准确、完整，没有误导性陈述；

（七）建立有效的自律监督检查机制，保证在交易所交易行为的合法合规性

第五条交易会员为客户开户前，应向客户充分揭示碳排放权交易风险，不得以任何形式向客户做获利保证。

第二章会员资格管理

第六条符合本办法第二条第（三）款规定的法人或其他机构可申请成为交易所会员。申请成为交易所会员须按照交易所规定的方式提交下列文件：

（一）会员申请表；

（二）承诺函；

（三）注册登记文件(正、副本)；

（四）组织机构代码证（正、副本）；

（五）法定代表人身份证明文件和授权文件（如签字人不是法定代表人）；

（六）会员业务代表身份证明文件和授权文件；

（七）公司章程或组织性文件（复印件）。注：第（三）、（四）以及第（五）、（六）项提及的身份证明文件需提交加盖公章的复印件，其余文件提交原件。

第七条确认申请文件符合要求后发付款通知，待收到款项后，再向该机构颁发《确认函》和《会员资格证书》。

第八条有下列情形之一的，会员应当自该情形发生之日起5个工作日内，向交易所备案或办理变更登记：

（一）会员名称变更；

（二）会员住所变更；

（三）会员法定代表人变更；

（四）会员代表变更。

会员发生

（一）至

（三）项变更登记，应当向交易所提交下列文件：

1、会员申请表；

2、机构变更的批准文件；

3、变更后的企业注册登记文件；

4、变更后的章程或组织性文件；

5、交易所要求提交的其他文件。

会员发生第（四）项变更，应向交易所备案并提供变更后的会员业务代表信息。

第九条会员变更申请文件齐备的，交易所予以受理，自受理之日起10个工作日内换发会员资格证书，并予以公告。

第十条会员不再具备交易所的会员条件的，应当按照交易所要求申请终止会员资格。会员解散或者被吊销注册证明或者依法宣告破产时，应当进入清算或者破产程序前告之交易所并申请终止会员资格。

第十一条会员申请终止会员资格，应当向交易所提交下列文件：

（一）申请书；

（二）有关批准文件或者决定书；

（三）会员资格证书；

（四）业务清理情况说明；

（五）交易所要求提交的其他文件。

第十二条会员未按本办法第十条规定申请终止会员资格的，交易所可以决定取消其会员资格，并书面通知该会员。

会员对上述决定有异议的，可自收到通知之日起15个工作日内向交易所申请复核。第十三条交易所同意终止会员资格申请或者决定取消会员资格的，注销其会员资格，并予以公告。会员资格证书自决定注销之日起失效。

交易所注销会员资格的，被注销会员应当及时办理相关手续，交清费用。第三章日常管理

第一节会员代表

第十四条会员应当设会员代表1名，组织、协调会员与交易所的各项业务往来。

会员代表由会员指派的专人担任。

会员应当为会员代表履行职责提供便利条件，会员董事、监事、高级管理人员及相关人员应当配合会员代表的工作。

第十五条会员代表应当履行下列职责：

（一）遵守法律、法规和交易所各项业务办法管理，忠实、勤勉地履行职责，接受交易所自律管理；

（二）办理交易所规定会员单位的资格、席位、交易权限管理等相关业务；

（三）组织与交易所业务相关的会员内部培训以及参加交易所举办各类资格及业务培训；

（四）协调会员单位参与交易所交易及相关合作业务并保障顺利实施；

（五）定期浏览交易所网站会员专区，及时接收交易所发送的业务文件，并予以协调落实；

（六）及时更新会员专区中的会员相关资料及其他信息；

（七）督促会员及时履行报告与公告义务；

（八）督促会员及时交纳各项费用；

（九）交易所要求履行的其他职责。

第十六条会员代表出现下列情形之一的，会员应当立即予以更换：

（一）连续三个月以上不能履行职责；

（二）在履行职责时出现重大错误，产生严重后果的；

（三）交易所认为不适宜继续担任会员代表的其他情形。

会员代表空缺期间，会员法定代表人应当履行会员代表职责，直至会员推荐新的会员代表。

第二节报告与公告

第十七条会员向交易所报送的信息和资料应当真实、准确、完整。会员应当向交易所履行下列定期报告义务：

（一）经纪类和综合类交易会员，每年4月30日前报送本单位上一的交易情况报告及会员自有资金与代理客户资金严格分离的措施等方面的风险控制监管报告；

（二）服务提供商会员，每年4月30日前报送上一承做业务量报告；

（三）交易所规定的其他报告义务。

交易所可根据需要调整上述报告的报送时间。第十八条有下列情形之一的，会员应当自该情形发生之日起5个工作日内向交易所报告：

（一）会员发生本办法第八条所列的变更事项的；

（二）会员或者会员董事、监事、高级管理人员因涉嫌违法违规被有权机关调查或者受到刑事、行政处罚的；

（三）有关交易所信息在董事会决议被依法撤销或者宣告无效；

（四）主管部门和交易所规定的其他事项。第十九条会员发生下列情况的，应当在出现下列情况之日起三个工作日内立即向交易所报告，并持续报告进展情况：

（一）重大业务风险；

（二）重大环保事故；

（三）重大技术故障；

（四）不可抗力或者意外事件可能影响正常交易的；

（五）其他影响正常经营的重大事件。会员发生前款第（三）、（四）项异常情况的，应当在其营业场所予以公告。第二十条交易所可以根据审慎监管原则，要求会员对排放权交易、业务经营、合规管理、风险控制和技术系统运行等情况进行自查，并提交专项自查报告。

第二十一条会员被依法托管的，托管方应当自主管部门批准托管方案之日起5个工作日内将托管方案等文件报交易所备案。会员被托管不能影响其按照本办法履行义务，否则交易所有权决定是否暂停或取消该会员资格。第三节会员收费

第二十二条会员费用

会员按照本办法规定缴纳下列费用：

（一）入会费和年费；

（二）交易席位费（适用于交易会员）；

（三）特许加盟费（适用于服务提供商会员）。

收费标准和支付要求由交易所另行规定。

第二十三条会员资格的维持

交易所相关部门将组织会员资格评审委员会，每两年对会员入会基本条件进行重新审核，结合会员业务统计情况等综合指标，对会员资格的维持进行评判。

第二十四条会员拖欠交易所相关费用的，逾期一个月内给予口头告知并再发催款通知，逾期三个月暂停办理相关业务权利，逾期六个月取消其会员资格。

第二十五条会员被主管部门依法指定托管、接管的，应当按照交易所要求交纳为保证排放权交易正常进行发生的相关费用，如不能按时交纳的，交易所可视情况采取相应措施，包括第二十四条所述措施。第四节纠纷解决

第二十六条会员应当指定部门受理客户投诉，并按照交易所要求将与交易相关的客户投诉及处理情况向交易所报告。会员之间发生的业务纠纷，会员应当记录有关情况，以备交易所查阅。

第二十七条会员之间、会员与客户之间发生的业务纠纷可能影响正常交易的，相关会员应当自该情形出现之日起2个工作日内向交易所报告。

会员之间发生的业务纠纷，经双方协商同意，可以提请交易所予以调解。第四章监督检查

第二十八条交易所可根据监管需要，采用现场和非现场的方式对会员排放权业务活动中的风险管理、交易及相关系统安全运行等情况进行监督检查。

第二十九条交易所在会员监管过程中，对存在或者可能存在问题的会员，可以根据需要采取下列措施：

（一）口头警示；

（二）书面警示；

（三）要求整改；

（四）约见谈话；

（五）专项调查；

（六）暂停受理或者办理相关业务；

（七）提请主管部门处理。

交易所采取前款第（一）项至第（六）项监管措施时，可视情况通报主管部门。

第三十条会员应当积极配合交易所监管，按照交易所要求及时说明情况，提供相关的业务报表、账册、原始凭证、开户资料及其他文件、资料，不得以任何理由拒绝或者拖延提供有关资料，不得提供虚假的、误导性的或者不完整的资料。第五章纪律处分

第三十一条会员违反《业务规则》，交易所责令改正，并视情节轻重单处或者并处下列纪律处分措施：

（一）在会员范围内通报批评；

（二）在指定媒体上公开谴责；

（三）暂停或者限制交易；

（四）取消交易权限；

（五）取消会员资格。

交易所采取上述纪律处分时，可视情况通报主管部门。

会员受到第（三）、（四）、（五）项纪律处分的，应当自收到处分通知之日起五个工作日内在其营业场所予以公告。

第三十二条会员董事、监事、高级管理人员对会员违规行为负有责任的，交易所责令改正，并视情节轻重处以下列纪律处分措施：

（一）在会员范围内通报批评；

（二）在指定媒体上公开谴责。

前款规定人员累计3次受到交易所纪律处分的，可同时报请主管部门认定其为不适当人选。同时，交易所有权要求会员承担相应责任。

第三十三条会员不服本办法纪律处分决定，会员董事、监事、高级管理人员不服本办法纪律处分决定的，可自收到处分通知之日起15个工作日内向交易所申请复核，复核期间该处分决定不停止执行。

复核的有关事项按照交易所相关规定办理。

第三十四条会员对交易所处理有异议的，提请中国国际经济贸易仲裁委员会天津国际经济金融仲裁中心仲裁。第六章附则

第三十五条本办法由交易所负责解释。

湖北碳排放权交易试点分析研究 第3篇

关键词：湖北 碳排放权交易 市场机制

湖北省地处华中，位于长江和汉江两大水系交汇处，是我国中部重要省份。湖北省近年经济持续保持高速增长，居民生活水平不断提高，节能减排工作卓有成效：2012年，湖北省地区生产总值（GDP）总量约为2.225万亿元，比上年增长11.3%（按可比价格计算）；“十一五”期间全省以年均能源消费8.47%的增速支撑了地区年均生产总值13.9%的增长。然而，湖北省的经济发展阶段和产业结构特征决定未来一段时间的碳排放总量仍呈上升趋势，并面临保持经济增速水平与完成严峻的能源和碳强度考核的双重任务。碳排放权交易机制作为减排温室气体的市场化手段之一，是湖北省实现节能降耗目标的重要措施。在碳市场建设和运行过程中借鉴欧盟ETS等机制成功经验的基础上，又充分考虑到本省所处的社会发展时期和产业经济结构特征，因地制宜的设计了具有湖北特色的碳交易市场制度要素。

一、湖北碳交易体系建设特点

（一）试点意义突出，体系设计贯彻发展与减排并重原则

湖北省作为唯一被纳入试点的发展中省份，能源消费总量和温室气体排放仅次于广东，但由于各辖区内经济发展水平差异较大、产业结构复杂多样，相比其他碳交易试点湖北省内部发展的不均衡水平较突出。湖北省排放特征与我国现阶段总体情况相当，因此，从碳交易试点价值和意义来讲，湖北省优势独特，碳交易市场对未来开展全国碳交易市场的建设示范意义显著。

从碳市场体量来看，湖北省2014年度配额总量为3.24亿吨CO2，是全球第三大碳排放权交易市场①。湖北省综合考虑当前所处的发展阶段、平衡地区经济发展与节能减排之间的关系，创新性的设立政府新增预留配额制度，为湖北省预留了一定的经济发展空间（见表1）。

（二）覆盖范围集中，潜在碳市场巨大

湖北省产业结构特征决定被纳入交易系统的企业主要为工业能耗大户。通过测算和比较设置不同门槛下纳入的企业数量、覆盖碳排放量比例和行业减排成本，确定2010年和2011年任一年综合能耗在6万吨标煤及以上的共138家工业企业纳入碳排放权交易。覆盖企业的总排放量约占到全省化石能源排放量的35%，其中101家企业来自电力（和热力）、钢铁、水泥、化工四个行业，占到排放总量的95%以上。企业的高纳入门槛为将来覆盖范围扩大纳入更多企业留出空间，碳市场的配额总量规模和启动后期体系调整空间使湖北省在未来拥有巨大的潜在碳市场。

（三）测量、报告和核查（MRV）制度完善，确保企业数据完整、真实和准确

湖北省规定了纳入企业应履行碳排放监测和报告义务，配合相关部门和第三方核查机构实施碳排放核查工作，明确提出了各项工作的流程和周期。湖北省相继制定了MRV工作实施细则，包括《湖北省工业企业温室气体排放监测、量化和报告指南》（试行）及试点省市中最多的12个行业企业温室气体量化指南，《湖北省温室气体排放核查指南》、《湖北省第三方核查机构管理办法》等规范性文件，以及湖北省碳排放监测计划与排放报告模板等技术支撑文件。湖北省的测量、报告，制度建设更加系统完善，也为建设准确、公开、透明的碳排放数据库提供基础保障。

（四）奖惩制度分明，处罚力度显著

湖北省规定预留配额转让所得专项资金用于支持企业碳减排、碳市场调控、碳交易建设等的政府预留配额转让所得专项资金，优先支持碳减排企业申报国家、省节能项目和政策扶持申请；鼓励金融机构为覆盖企业搭建融资平台，提供绿色金融服务。

目前，在国家层面应对气候变化和碳交易体系的立法尚未出台、法律约束力较差的情况下，对企业的处罚力度有诸多限制。因此，湖北省在经济处罚的基础之上辅之以其他惩罚措施，如在项目审批、补贴贷款、土地税收等方面配套相应的惩罚，建立碳排放黑名单制度，将未履约企业纳入信用记录，将国有企业碳排放情况纳入绩效考核评价体系，并建立通报制度，形成了一整套对企业经济、行政和配额扣发的处罚措施（见表2）。

二、湖北碳市场运行情况

湖北省为鼓励企业交易持有配额，为现货交易市场配额增加有效供给，规定企业履约时未经交易的多余配额将予以注销，配额经企业交易过方可续存到下一期履约使用；在配额交易的一级市场和二级市场均引入投资机构，允许个人投资者进入二级市场。另外，政府预留配额的前期低价拍卖为碳价后期走高预留空间等制度都极大刺激了湖北碳市场的活跃度，试点启动后得到了市场的积极回应。

截至2014年6月27日，湖北二级市场配额成交总量为398.66万吨，交易总额为9538.05万元，成交均价为23.93元/吨。湖北碳市场启动以来，前三个交易日碳价连续涨停，首日即成交51万吨，交易额1071万元，从开盘价21元/吨在前三个交易日攀升至26.59元/吨，创下试点地区首日交易规模新高。目前，交易方式主要以协议议价转让为主，受控排企业参与交易意愿逐渐加强、市场配额供给增多的影响，交易价格缓慢震荡下跌并稳定在23元/吨左右（截止6月27日）。市场启动至今，湖北二级市场日均完成配额交易6.8万吨，保持了较好的流动性。在市场参与方方面，湖北碳排放权交易中心已有30余家投资机构和600余名个人投资者登记注册，履约企业也基本完成开户工作。目前湖北省碳市场的交易以投资机构和个人为主导，除了个别电力企业较早参与交易外，多数控排企业仍持观望态势。

湖北省在交易启动前完成了首批200万吨的公开竞价转让，拍卖底价20元/吨，最终成交价20元/吨，总成交额4000万元。竞买方均来自投资机构，满足了市场前期的投机需求。与广东省不同的是湖北所拍卖配额来自政府预留配额，引入投资机构和个人参与竞价，起到了试点初期碳价发现和活跃市场的作用。

三、湖北碳交易存在的问题与挑战

（一）协调经济发展与节能减排事关全局

未来一段时期内，湖北省经济发展将以固定资产投资拉动为特征，同时GDP总量将保持适度的增长趋势。湖北省当前所处发展阶段和社会需求决定了未来全省排放总量将有所增长，然而为适应新形势新要求、完成国家下达的节能降耗任务指标，“十二五”期间全省减排工作必须持续加大力度，任务指标分解逐步分解到各地市及企业，因此，平衡保障经济平稳增长与节能减排的关系是政府下一步工作的重中之重。

（二）配额分配的公平性与合理性有待加强

湖北省基于历史法的配额发放方式，容易造成“鞭打快牛”的不利影响，对那些生产工艺先进、生产效率高、历史排放量小的企业发放了相对少的配额，造成了配额分配不公，打击了企业减排的积极性，未起到鼓励企业减排降耗的作用。湖北省在核查企业历史碳排放中发现部分企业的能源消耗、产量、产值等关键的历史数据无法获得，不同企业、行业之间的差异较大，数据质量和统计口径参差不齐，加上企业产能释放不完全等原因导致企业基准排放的选取标准也略有不同（绝大多数以2009—2011的平均CO2排放量为准，个别企业以2012年为准），这些因素对配额分配造成了很大的难度，造成企业意见较大。因此，下一阶段的体系优化仍要以研究配额发放的公平性及科学合理性为重点。

（三）碳排放交易上位法缺失，政策与市场寻求平衡

目前，我国尚未出台国家层面的应对气候变化法和碳交易体系方面的法律法规，湖北省开展工作的法律基础是以政府令形式颁布的管理办法。地方行政法规的罚责权有限，对企业的经济处罚依照行政处罚标准，无法起到应有的震慑作用。

更重要的是，碳排放权的法律属性似乎也未明确，例如，在学术界是将其定义为公共资源使用权还是私有产权或用益物权尚存争议，国际其他地区碳交易市场的经验也各不相同。因此，排放权归属的不确定性易导致一些政策制定过程中的反复争论，例如，政府采取有偿拍卖或是回购配额方式的做法对履约企业的市场预期截然不同。湖北省规定企业超出年度排放配额20%或20万吨的，免费发放政府新增预留配额，排放配额20%或20万吨或被认为是企业购买用于履约配额的上限，可看作企业最大的违约成本，也是政策影响市场的行为。

（四）中央企业参与地方碳交易试点的矛盾

湖北省碳交易试点纳入的企业中，不少排放大户是中央企业或其子公司。由于央企的特殊性，在全国碳交易市场启动前中央企业参与试点省市的碳市场带来一系列问题，包括碳排放配额的属地原则与央企的垂直管理造成的结构矛盾，央企巨大的配额规模与地方市场有限的容量之间的市场矛盾，地方对履约主体的界定与央企履约成本形成的管理矛盾。

四、政策建议

（一）提高企业和公众接纳碳交易的意识，平衡地区经济发展与节能减排的关系

纳入企业大多来自工业较发达、经济发展水平较高的武汉、宜昌、襄阳和黄石等地区，公众和企业对碳排放权交易接受程度普遍较高。然而，一些所处经济欠发达地区的纳入企业是当地就业和纳税有重要贡献的支柱型企业，一旦被纳入碳交易体系后可能增加了额外成本，对当地经济势必造成影响，推行碳交易的行政成本将加大。此外，各地对碳市场观念的理解程度存在差异，下一步需继续培训企业和机构、协调各地方政府关系，逐步提高社会对市场化手段促进节能减排的认识。

（二）逐步完善基础排放数据库，优化碳交易制度设计

湖北省应在现有制度基础上不断完善监测报告制度，特别是要持续提高企业排放数据的可得性、准确性和一致性，将现有的企业温室气体排放报送系统应与国家系统对接、统一标准。同时，鼓励企业配置监测设备、积累长期排放数据，完善CO2排放计算方法的适用性和排放因子的准确性等。

湖北省碳排放制度体系设计应不断完善，未来碳交易制度仍有优化空间。例如，应建立碳排放总量控制机制，合理管控企业新增排放，逐步引导低碳化产业结构转型；待基础数据完善、市场成熟后，应考虑采用更先进的全行业标杆法取代现有的历史法分配企业初始配额；总结碳价机制经验，探索除碳排放配额现货外的碳金融衍生品交易模式等。

（三）研究省市间的跨区合作与交易可行性，为国家碳市场建设提出新思路

湖北已开展碳排放交易的省级联动机制的研究，以湖北为中心，辐射周边省份的区域性碳排放交易市场也已启动探索，此举将为形成区域性碳交易市场并最终连接为全国性碳交易市场积累经验。

在国家层面，在碳交易制度建设时应尽快出台国家应对气候变化和碳交易体系方面的法律法规，对碳交易市场参与主体的法律责任给予界定；要明确体系建设中各部门的职能，与国资委、证监会等部门共同推进国家碳交易体系的建设，协调解决如央企参与碳交易市场和配额期货交易时出现的问题等。

注：

①即使剔除约1亿吨CO2左右的现阶段未发放的新增预留配额部分。

参考文献：

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[2]湖北省统计局.2013年全年

省统计分析与信息统计分析[EB/OL].

http：//www.stats-hb.gov.cn/wzlm/tj-

bs/qstjbsyxx/97308.htm

[3]湖北省政府网站.http：//w-

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[4]湖北省统计局.2013年湖北省统计年鉴

[5]湖北省政府.湖北省碳排放权交易工作试点工作实施方案

[6]湖北省政府.湖北省碳排放权管理和交易暂行办法

[7]湖北省政府.湖北省应对气候变化方案2009

[8]湖北省政府.湖北省温室气体排放清单2010

[9]湖北省政府.湖北省碳排放权登记注册注册系统功能说明

[10]湖北省政府. 湖北省碳排放权配额分配方案

[11]湖北省政府.湖北省工业企业温室气体排放检测、量化和报告指南（试行）案

[12]湖北省政府.湖北省“十二五”控制温室气体排放工作实施方案

[13]郑爽，魏晓浩，张敏思.碳排放交易试点情况分析与建议[J].气候战略研究，2012（13）

[14]郑爽. 七省市碳交易试点调研报告[J].中国能源，2014（2）：23—28

广东碳排放权交易试点启动 第4篇

在试点启动仪式上, 最受关注的是, 4家水泥企业为了将来的新增产能, 以60元/吨的价格, 共7800万元认购了130万吨碳排放权配额。从广东水泥行业从业人士处获悉, 这4家水泥企业, 计划未来的新增水泥生产线总产能大约为2500万吨/年, 目前, 这些未来新增水泥生产线尚未获得广东省的核准批文。

“广东省发改委要对节能审查结果为年综合能源消费量1万吨标准煤及以上的新建固定资产投资项目进行碳排放评估, 并根据评估结果和全省年度碳排放总量目标, 免费或部分有偿发放碳排放权配额。此类项目是否获得与碳排放评估结果等量的碳排放权配额, 可作为各级投资主管部门履行审批手续的重要依据。”《广东省碳排放权交易试点工作实施方案》 (简称《广东实施方案》) 指出。

这里关键的一句话是, “此类项目是否获得与碳排放评估结果等量的碳排放权配额, 可作为各级投资主管部门履行审批手续的重要依据”, 4家水泥企业认购碳排放权配额与此有关。

除了水泥行业外, 纳入广东实施碳排放总量控制和配额交易的行业, 还包括电力、钢铁、陶瓷、石化、纺织、有色、塑料、造纸等工业行业。广东省统计局的数据显示, 纳入控排企业范围的827家工业企业, 年综合能源消费总量为11067.8万吨标准煤, 约占全广东省能源消费量的42%, 约占全广东省工业能源消费量的62.7%。

“广东省的优势在于行业较为齐全, 企业数量众多, 省内经济发展不平衡, 不同行业、企业的减排成本差别较大, 这恰恰是碳交易的必备条件, 因此, 碳交易范围的设定, 要尽可能全面, 争取覆盖全省主要的排放行业和重点企业, 充分发挥减排成本的差别, 保证市场规模, 同时, 尽可能降低减碳成本。”国家发改委副主任解振华在广东省碳排放权交易试点启动仪式上表示。

2012年年初国家发布的《“十二五”控制温室气体排放工作方案》中, 明确分解给广东的控制温室气体排放目标任务是, “十二五”碳强度要下降19.5%, 为全国各省 (区、市) 中最高。

水泥行业在广东率先认购配额

9月11日, 广东塔牌集团股份有限公司 (简称“塔牌”) 、阳春海螺水泥有限公司 (简称“阳春海螺”) 、中材 (罗定) 水泥有限公司 (简称“中材水泥”) 、华润水泥 (罗定) 有限公司 (简称“华润水泥”) 4家水泥企业, 在广州碳排放权交易所平台上, 率先签署了碳排放权配额认购书。

水泥企业将来要新上生产线的话, 新增产能产生的二氧化碳排放的90%由政府免费发放配额, 余下的10%必须由企业自行购买。广东参与碳排放权交易机制研究设计的专家测算出, 日产4500吨, 年产200万吨的水泥生产线, 每年的二氧化碳排放量为105万吨。也就是说, 企业如果想新上年产200万吨的水泥生产线, 就必须购买10.5万吨的碳排放权配额。

据了解, 4家水泥企业将年增产能2500万吨, 每年新增1300万吨排放量, 需认购新增排放量的10%, 即130万吨碳排放权配额。

从认购情况来看:塔牌、阳春海螺、中材水泥、华润水泥认购的碳排放权配额, 分别为47万吨、41万吨、21万吨、21万吨。由此, 可计算出4家水泥企业, 未来计划新上总共大约年产2500万吨的水泥生产线。其中, 塔牌、阳春海螺认购碳排放权配额的成本都将超过2000万, 中材水泥、华润水泥认购碳排放权配额的成本都将超过1000万, 这样的花费对水泥企业今后的运营是否造成负担?

广东水泥行业从业人士表示, “应该说, 没有太大影响, 毕竟为了将来上新的生产线, 就要买碳排放权配额。如果不买的话, 就难以上新的生产线。对于一条日产4500吨的新生产线, 投资需要7亿元, 两条就要14亿元, 新增1000多万的碳排放权配额认购成本应该不会有太大影响。但是, 碳排放权配额的储备, 对企业未来发展有很重要意义。”

事实上, 纳入广东实施碳排放总量控制和配额交易的行业, 包括电力、水泥、钢铁、陶瓷、石化、纺织、有色、塑料、造纸等九大工业行业, 为什么由水泥行业率先认购?

广州碳排放权交易所董事长李正希解释, “因为水泥行业迫切需要淘汰落后产能, 广东这几年经济高速发展, 带来大量的固定资产投资建设, 水泥产业发展也不均衡, 小水泥厂太多, 所以需要关掉一部分落后产能。”

水泥业人士分析, “广东的水泥产能为每年9000万吨, 其中有3000万吨落后产能要淘汰, 还有6000万吨产能意图获得核准批文, 但是广东省层面可能只会再核准3000万吨新增产能, 余下的3000万吨产能将无法合法开工, 因此水泥生产线核准批文是稀缺资源。如果水泥企业认购了碳排放权配额, 广东省层面将优先考虑认购企业的新生产线核准批文。广东省方面, 也意图通过碳排放权交易这样的市场化手段, 淘汰水泥行业的落后产能。”

认购了碳排放权配额的4家水泥企业, 如果其2500万吨新增产能获得核准, 广东省就只剩下500万吨新增产能的额度, 水泥生产线核准批文在广东将极度稀缺。

碳排放权配额定价机制

在欧盟EU ETS市场上, CER价格已跌破2欧元, 但在广东, 碳排放权配额的认购价格为60元/吨, 这样的价格是否合理?

有关人士表示, “中国的碳排放量不是绝对总量的下降, 我们是发展中国家, 是在发展中减排, 是强度减排, 所以与国外的需求不一样, 价格是不可比的。”至于此次水泥企业认购的碳排放权价格如何确定, “因为是第一次的认购价格, 没有市场参考价, 所以是经过测算、评估、协商等一系列的前期工作来综合考虑的, 就像一个企业要进行股份制改革然后上市, 对于前期一级市场的价格, 只能综合考虑来定价, 到了二级市场, 才能够体现出价格到底是高了还是低了。”

价格的确定与碳排放权配额的发放有紧密关系, 《广东实施方案》指出“广东省发改委要根据控排企业2010年-2012年二氧化碳历史排放情况, 结合所属行业特点, 一次性向控排企业发放2013年-2015年各年度碳排放权配额。根据宏观经济形势, 参考企业报告的上一年度碳排放情况, 适时对企业当年度碳排放权配额进行合理调整。实行碳排放权有偿使用制度, 碳排放权配额初期采取免费为主、有偿为辅的方式发放。”

但是, 目前广东发改委还未向控排企业发放碳排放权配额, 为何4家水泥企业就可以认购?“打个比方, 我不知道到底给你多少斤粮票, 是30斤、50斤, 还是20斤, 但我知道你总会要5斤粮票, 这不矛盾。”李正希回应。

“在试点过程中, 主管部门要加强碳市场的监管, 及时掌握市场价格波动情况, 采取必要的风险防范措施, 维护碳市场的稳定。比如说, 上海已经启动碳排放权交易试点, 在市场当中建立了蓄水池’, 用这种办法调整、调节碳价格的起落, 碳价格低的时候从蓄水池中拿出储备, 价格太高时则多投放到蓄水池中, 保持碳市场价格稳定, 防止起落太大。”解振华在广东省碳排放权交易试点启动仪式上表示。

广东水泥行业从业人士表示, “作为企业, 即使认购碳排放权配额的成本不是高得难以承受, 企业也肯定希望, 成本越低越好, 而且, 希望我们水泥行业认购碳排放权配额之后, 其他行业企业也同样按照这个方式来执行, 都在一条起跑线上, 我们担心过几年如果政策变化, 不开展碳排放权交易了, 企业就会觉得比较难受。”

“西电东送”与林业碳汇

广东启动碳排放权交易试点后, 将呈现出两大特点, 西电东送的受入电量可能会加大, 另外, 使用林业碳汇的补充机制也是其特色。

作为全国受入电量大省, 广东省已成西电东送最大受端市场。“国家政策是, 珠三角地区基本不让再上煤电, 粤东、粤西地区还有新上煤电的可能, 但空间也被压缩得很少了, 包括还有西电东送。因此, 整个广东的煤电装机容量, 发展空间不是特别大。”

广东开展碳排放权交易试点后, 是否会使广东从外省购电更多?广东电力从业人士表示, “这是肯定的, 开展碳排放权交易, 总的碳排放量是一定, 如果电力企业没有碳排放权配额指标了, 怎么办, 只能通过西电东送买电。而且西电东送的价格更低, 南方电网公司更愿意通过西电东送来买电。”但是, 西电东送也是有上限的, “需要考虑三个问题, 一是线路是否允许, 送电能力是否允许;二是安全问题, 如果西南五省突然不送电了, 而广东的机组容量不够, 整个广东电网都要垮掉;三是要考虑价格问题。”

因此, 广东必须要发展自身的煤电, 这位广东电力从业人士建议, 可以把碳排放权交易作为一种调节电力的市场化手段, “现在实施的是以大代小’举措, 要上大机组, 就必须先关停小机组, 自身没有小机组的话, 就要到社会去购买, 如果购买碳排放权配额就可以上大机组, 那我们就没有必要到处去找小机组了。这也是企业的期望。”

另外, 林业碳汇方面, 广东《实施方案》指出, “广东省发改委要会同省有关部门结合广东省实际, 参照国家有关要求, 对林业碳汇等项目类型制定广东省核证 (温室气体) 自愿减排量’备案规则和操作办法。广东省内项目经国家备案的中国核证自愿减排量’, 或广东省备案的广东省核证自愿减排量’可按规定纳入碳排放权交易体系。”

广东意图通过此举, 将生态优势转化为推动山区发展的经济优势, 促进区域协调发展。

今年8月, 广东省人民政府印发了《“十二五”控制温室气体排放工作实施方案》, 加强对控制温室气体排放目标责任的评价考核, 在综合考虑各地经济社会发展实际情况的基础上, 将国家下达广东省的单位生产总值二氧化碳排放下降约束性指标, 分解落实到各地级以上市。

排放权交易论文 第5篇

暂行办法的通知

渝办发[2010]247号

各区县（自治县）人民政府，市政府各部门，有关单位：

《重庆市主要污染物排放权交易管理暂行办法》已经市政府同意，现印发给你们，请认真贯彻执行。

二○一○年八月二十五日

重庆市主要污染物排放权交易管理暂行办法

第一章 总则

第一条 为合理配置环境资源，推进主要污染物减排，稳步改善环境质量，规范主要污染物排放权交易试点，特制定本办法。

第二条 本办法所称主要污染物是指国家在现阶段实施排放总量控制的化学需氧量和二氧化硫两项主要污染物；市环境保护行政主管部门也可以根据区域、流域环境质量状况，将达不到环境质量标准的污染物确定为该区域、该流域的主要污染物。

所称主要污染物排放权（以下简称排污权）是指在许可核定的排污指标数量内，排污单位按照国家或者地方规定的排放标准向环境直接或者间接排放主要污染物的权利。

所称主要污染物排放权交易（以下简称排污权交易）是指在满足环境质量要求和主要污染物排放总量控制的前提下，排污单位在交易机构对依法取得的主要污染物许可排污指标进行公开买卖的行为。

第三条 本办法适用于本市行政区域内排污权交易及其管理活动。

第四条 排污权交易坚持公平、公开和有利于环境资源优化配置、环境质量逐步改善的原则，采取政府指导下的市场化运作方式。

第五条 通过交易获得排污权的排污单位，不免除环境保护的其他法定义务。

第二章 交易主体及条件

第六条 排污权交易的主体为转让方和需求方。

转让方是指合法拥有可供交易的排污权的单位。

需求方是指因实施工业建设项目需要新增主要污染物排放的排污单位。凡新建、改建、扩建和技术改造的工业建设项目，需新增主要污染物排放的，应通过排污权交易取得排污指标。

排污权以排污指标交易。新增1吨主要污染物排放量，需相应购买1个排污指标；转让1个排污指标，须相应削减1吨主要污染物排放量。

第七条 转让方有下列情形之一的，可通过排污权交易转让排污指标：

（一）已取得《排污许可证》的排污单位，通过实施技术改造（包括迁建、调整产品结构）、清洁生产、循环利用、污染治理等措施腾出排污指标余量的；

（二）已取得《排污许可证》的排污单位，因转产、破产或其他原因自行关闭腾出排污指标的；

（三）市和区县（自治县）人民政府从集中建设污水处理设施以及依法取缔、关闭污染企业中取得主要污染物削减量的；

（四）通过其他方式依法取得排污权未使用的。

第八条 排污单位拥有的可供交易的排污指标，应到排污权交易管理机构登记备案，其登记备案的排污指标既可申请进行转让，也可作为其新建、扩建、改建项目所需新增排污指标的备用指标，或者作为排污权转让的储备指标。

市和区县（自治县）人民政府从集中建设污水处理设施以及依法取缔、关闭污染企业中取得的主要污染物削减量，分别由市和区县（自治县）人民政府指定的机构进行储备或者通过排污权交易机构进行转让。

《重庆市主要污染物排放权储备管理办法》由市环境保护行政主管部门另行制定。

第九条 需求方排污指标购买量，根据环境影响评价的预测量确定。

新建项目排污指标购买后，在进行建设项目竣工验收时，实际排放量大于环境影响评价预测购买量的，其不足部分需重新购买；实际排放量小于环境影响评价预测购买量的，其多余部分可以转让。

新建项目购买排污指标后，闲置期不得超过5年。超过5年的，由市、区县（自治县）人民政府指定的机构收回。

第十条 排污单位通过排污权交易转让排污指标，或者到排污权交易管理机构登记备案作为排污权转让的储备指标后，应根据有关规定按照实际排污状况申领排污许可证并缴纳排污费。

第十一条 在水环境质量化学需氧量不达标的流域或者大气环境质量二氧化硫指标不达标的区域内，需求方只能在本流域或本区域内购买化学需氧量或者二氧化硫排污指标。

主城九区（含北部新区）范围内，一律不得购入二氧化硫排污指标；拥有二氧化硫排污指标的转让方，只能向主城九区（含北部新区）以外的二氧化硫达标地区转让。

第十二条 排污单位有下列情形之一的，在整治完成前不得进行排污权交易：

（一）被列为环保信用不良的；

（二）被实施环保挂牌督办的；

（三）污染源限期治理期间的；

（四）被区域限批的；

（五）其他法律法规规定不得进行交易的。

第三章 交易方式及程序

第十三条 排污权交易一般采取挂牌转让方式，特殊情况也可进行协商转让。

在同一区县（自治县）同一流域、区域进行交易，且只有一个符合条件的购买意向需求方，双方可进行协商转让。

第十四条 排污权交易必须在政府确定的排污权交易机构内进行，严禁场外交易。

第十五条 排污权交易程序包括申报、审核、交易、变更。

第十六条 交易主体进行排污权交易，须分别向市和区县（自治县）环境保护行政主管部门申报，并经环境保护行政主管部门审核同意后方可进行。

需求方属于国家及市级审批的工业建设项目的排污权交易，应向市环境保护行政主管部门申报并经审核同意；其余项目排污权交易应向区县（自治县）环境保护行政主管部门申报并经审核同意。

转让方可转让的排污指标，须按《排污许可证》管理权限，分别向市和区县（自治县）环境保护行政主管部门申报并经审核同意。其中，市和区县（自治县）人民政府集中建设服务范围跨区县（自治县）的污水处理设施取得的主要污染物削减量，其转让须向市环境保护行政主管部门申报并经审核同意。

凡是经区县（自治县）环境保护行政主管部门审核需转让排污指标的，须经市排污权交易管理机构确认后方能转让。

第十七条 转让方拟转让排污指标，应在完成相关环保验收或转产、破产、关闭后进行排污权交易申报，并提交企业基本情况、生产状况、《排污许可证》以及能够证明主要污染物削减量的相关资料。

需求方拟购买排污指标，应在环境影响评价文件编制过程中进行排污权交易申报，并提交企业基本情况、建设项目环境影响评价文件或其他有关总量指标需求分析的材料。

第十八条 环境保护行政主管部门受理交易主体的交易申报后，应及时对交易资格主体的合法性、交易量的真实性等进行审核，并出具排污权交易审核意见书。《重庆市主要污染物排放权交易审核办法》由市环境保护行政主管部门另行制定。

第十九条 交易主体凭环境保护行政主管部门出具的审核意见书，向排污权交易机构提交交易委托申请，由排污权交易机构组织交易。

需求方向排污权交易机构进行委托申请时，按基准价购买全部需求数量所需金额的10%―15%缴纳交易保证金。

排污权交易机构应当按照相应程序和规范，建立电子交易系统，根据转让标的情况，采取电子竞价等方式组织交易。

交易双方根据交易结果，在排污权交易机构的组织下，签订《重庆市排污权交易合同》。交易完成后，排污权交易机构应及时向交易双方出具排污权交易凭证。

《重庆市主要污染物排放权交易规则及程序规定》由排污权交易机构另行制定。

第二十条 转让方根据排污权交易机构出具的排污权交易凭证到环境保护主管部门办理《排污许可证》变更手续。需求方根据排污权交易凭证及有关材料办理建设项目环境影响评价文件审批手续；在建设项目竣工验收后，申请办理《排污许可证》手续。

第四章 交易管理及职责

第二十一条 市环境保护行政主管部门负责本市行政区域内排污权交易的指导、监督与管理。

重庆市主要污染物排放权交易管理中心受市环境保护行政主管部门委托，对全市排污权交易进行监督管理。负责排放总量的技术核算，排污许可的技术支撑；负责对应由市环境保护行政主管部门受理的排污交易进行技术审核；负责交易过程的监督，对区县（自治县）受理的排污权交易进行核查；负责排污权的储备管理；负责统筹全市排污权交易，并代表市政府参加相关排污权交易活动。

区县（自治县）环境保护行政主管部门负责其行政区域内排污权交易的监督与管理；负责应由本区县（自治县）受理的排污交易的技术审核；负责本区县（自治县）排污权的储备管理，并代表区县（自治县）人民政府参加相关排污权交易活动。

第二十二条 排污权交易机构应当建立健全内部管理制度，制定完善交易程序规定，为排污权交易提供场所、设施、信息等服务，按照相应规范组织交易。

第二十三条 排污权交易价格实行政府指导下的市场调节机制。交易成交价格不得低于交易基准价。

排污权交易基准价由市环境保护行政主管部门会同市物价、财政部门根据污染物治理的社会平均成本，兼顾环境资源稀缺程度、交易市场活跃程度等影响因素定期组织测算并公布。

第二十四条 排污单位通过排污权交易转让排污指标所得收益归排污单位所有，可专项用于实施技术改造、清洁生产、循环利用、污染治理等，也可用于自行关闭企业处理遗留问题。

市和区县（自治县）人民政府指定的机构转让从集中建设污水处理设施或者依法取缔、关闭污染企业中取得的主要污染物削减量，以及转让通过其他方式依法取得的排污指标，其所得收益按照转让方隶属关系纳入同级财政，作为环境保护专项资金管理，主要用于排污权收购及环境质量改善、生态保护、环保基础设施建设，不得挪作他用。

第二十五条 排污权交易过程中的交易服务费，由排污权交易机构按照市物价、财政、环境保护行政主管部门制定的标准据实收取。

排污权交易过程中，环境保护行政主管部门及排污权交易管理机构不得收取任何费用。

第二十六条 交易双方在交易过程中发生纠纷，可以向环境保护行政主管部门申请调解；也可以依据合同约定，申请仲裁或者向人民法院提起诉讼。

第二十七条 交易方在交易中存在提供虚假数据、违反交易程序等行为的，由负责监督管理的环境保护行政主管部门撤销其排污权交易确认手续及《排污许可证》变更手续。

交易方如超出交易后核定的主要污染物许可排放量排放污染物的，由负责核发其《排污许可证》的环境保护行政主管部门责令其采取限产、停产等措施，并依法予以处罚；造成严重环境污染构成犯罪的，依法追究其法律责任。

第二十八条 环境保护行政主管部门及有关部门工作人员在主要污染物排放权交易过程中玩忽职守、滥用职权、徇私舞弊的，依法给予行政处分；构成犯罪的，依法追究刑事责任。

第五章 附则

排放权交易论文 第6篇

本文总结了八个国家或地区碳排放权交易体系的覆盖范围，参考国际经验提出了确定国内碳排放权交易体系覆盖范围的主要原则，并结合我国实际情况，对我国建立碳排放权交易体系的覆盖范围提出了相关建议。

一、温室气体种类和排放类型

（一）欧盟温室气体排放交易机制（EU ETS）

分三阶段实施，覆盖范围逐步扩大。第一、二阶段控制温室气体类型仅为CO2，排放类型为化石燃料燃烧排放和过程排放（能源作为还原剂等原材料用途所产生的二氧化碳排放、石灰石和其它碳酸盐分解产生的二氧化碳排放、炼钢降碳过程排放）。第三阶段控制温室气体类型增加了N2O和PFCs，排放类型在前两阶段的基础上增加了三种过程排放，即石油加工和合成氨生产过程的CO2排放、硝酸和己二酸生产过程的N2O排放和电解铝生产过程的PFCs排放。

（二）美国加州碳交易机制

除包括京都议定书所规定的六种温室气体CO2、CH4、N2O、SF6、HFCs和PFCs之外，还包括 NF3和其他氟化物。排放类型为纳入工业设施的化石燃料燃烧排放和各种过程排放、从州外购入电力所对应的排放。

（三）澳大利亚碳价格机制

纳入京都议定书六种温室气体中的四种，分别是二氧化碳（CO2）、甲烷（CH4）、氧化亚氮（N2O）和熔炼铝的过程中所产生的全氟碳化物（PFCs）。排放类型为燃料燃烧排放、工业生产过程、采矿业逃逸气体及废弃物处理的排放。

（四）新西兰碳交易市场

纳入京都议定书六种温室气体中的四种，分别是二氧化碳（CO2）、甲烷（CH4）、氧化亚氮（N2O）和全氟碳化物（PFCs）。排放类型为燃料燃烧排放、工业生产过程、采矿业逃逸气体及废弃物处理的排放，此外，第一产业是新西兰的支柱产业，因此还包括了农业和林业排放源。

（五）东京都碳排放总量控制和交易体系

仅包括二氧化碳（CO2）。排放类型包括化石燃料燃烧排放、净外购电力和热力所对应的排放。由于东京都的交易体系内没有发电厂，因此不存在重复计算问题。

（六）韩国碳排放市场

覆盖京都议定书中的六种温室气体CO2、CH4、N2O、HFCs、PFCs、SF6。排放类型包括了燃料燃烧排放、工业生产过程、农业排放、废弃物处理的排放、以及间接排放（由于公开可获得的资料有限，估计是指净外购电力所对应的排放，但不清楚韩国碳市场主管部门如何考虑重复计算问题）。

（七）美国区域温室气体计划（RGGI）

只针对电力行业的二氧化碳排放。排放类型为化石燃料燃烧排放。

（八）魁北克的限额交易

涵盖了CO2和其它6种温室气体（CH4，N2O，HFCs，PFCs，SF6，NF3）。排放类型包括了燃料燃烧排放、矿后逃逸、工业生产过程、农业排放、废弃物处理的排放、以及输配电企业从省外购入电力所对应的排放。

二、排放源边界

国外主要碳排放权交易体系覆盖的排放源边界均定义为设施。但实际上，设施是一种广义的定义，各体系对于设施的定义中均提出，地理边界接近、提供同一产品生产或服务的一系列小规模设施可以打捆定义为一个设施。这种广义的“设施”的定义，实际上与“企业”的定义是比较类似的。而且在提交温室气体排放报告、参与碳交易以及履约方面，最终都要将设施对应至企业（运营者）名下。

三、覆盖的行业

（一）欧盟温室气体排放交易机制（EU ETS）

分三阶段实施，覆盖的行业范围逐步扩大。第一阶段覆盖了发电、供热、石油加工、黑色金属冶炼、水泥生产、石灰生产、陶瓷生产、制砖、玻璃生产、纸浆生产、造纸和纸板生产。第二阶段增加了航空部门。第三阶段又增加了铝业、其它有色金属生产、石棉生产、石油化工、合成氨、硝酸和己二酸生产。按照我国国民经济行业分类国家标准来看，至第三阶段，EU ETS覆盖的行业包括电力热力生产和供应业、石油加工业、化学原料和化学制品制造业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业、非金属矿物制品业、造纸和纸制品业、航空运输业等八大行业。

（二）美国加州碳交易机制

分两阶段实施，覆盖的行业范围逐步扩大。第一阶段覆盖了发电、热电联产、电力进口商、水泥、玻璃、制氢、钢铁、石灰、制硝酸、石油和天然气、炼油、造纸行业，第二阶段进一步纳入了燃料供应商。按照我国国民经济行业分类国家标准来看，加州ETS覆盖的行业包括电力热力生产和供应业、石油加工业、化学原料和化学制品制造业、黑色金属冶炼和压延加工业、非金属矿物制品业、造纸和纸制品业等六大行业。

（三）澳大利亚碳价格机制

按照我国国民经济行业分类国家标准来看，澳大利亚碳价格机制覆盖的行业包括电力热力生产和供应业、采矿业（石油和天然气开采、有色金属矿采选）、石油加工业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业、非金属矿物制品业、废弃物处理、交通运输业（铁路、国内航空航运）等八大行业。

（四）新西兰碳交易市场

按照我国国民经济行业分类国家标准来看，新西兰ETS覆盖的行业包括农业、林业、电力热力生产和供应业、采矿业（石油和天然气开采、有色金属矿采选）、石油加工业、有色金属冶炼和压延加工业、非金属矿物制品业、废弃物处理、航空运输业（自愿参与）等九大行业。

（五）东京都碳排放总量控制和交易体系

制造业和服务业（建筑）。与其他ETS不同的是，东京都地域范围内没有电厂和高耗能工业，因此覆盖的主要是服务业的公共建筑以及少量的轻工业厂房。

（六）韩国碳排放市场

电力生产、工业、交通、建筑、农业及渔业、废弃物处理、公共事业。其中工业领域包括了电子数码产品、显示器、汽车、半导体、水泥、机械、石化、炼油、造船、钢铁十个行业。与EUETS相比，未纳入有色金属冶炼和压延加工业，但增加了服务业（建筑、废弃物处理）、农业及渔业、轻工业。

（七）美国区域温室气体计划（RGGI）

只包括电力行业。

（八）魁北克的限额交易

覆盖的行业包括电力热力生产和供应业（发电、供热、电网、热网）、采矿业、石油加工业、化学原料和化学制品制造业、造纸和纸制品业等五大行业。

四、覆盖对象的门槛标准

（一）欧盟温室气体排放交易机制（EU ETS）

两种门槛标准：①容量门槛：20MW的燃烧设施；②产能门槛：钢铁行业（每小时产量2.5t以上）、水泥行业（熟料为原料每天产量500t以上或石灰石及其它为原料每天产量50t以上）、玻璃行业（每天产量20t以上）、陶瓷及制砖行业（每天产量75t以上或砖窑体积超过4m3且砖窑密度超过300kg/m3）、造纸行业（每天产量20t以上）、石棉（每天产量20t以上）。

（二）美国加州碳交易机制

排放量门槛：年排放量超过2.5万吨二氧化碳当量。

（三）澳大利亚碳价格机制

排放量门槛年排放量超过2.5万吨二氧化碳当量。

（四）新西兰碳交易市场

三种门槛标准：①排放量门槛：利用地热发电和工业采热温室气体排放超过每年4000吨；②产能门槛：每年开采2000吨煤以上；③能耗门槛：燃烧1500吨废油发电或制热；每年购买25万吨煤或2000TJ天然气以上的能源企业。

（五）东京都碳排放总量控制和交易体系

能耗门槛：年能耗超过1500公升原油当量（相当于1846kg标准煤）。

（六）韩国碳排放市场

排放量门槛：单个设施每年排放超过2.5万吨二氧化碳当量，或具有多个设施的企业每年排放超过12.5万吨二氧化碳当量。

（七）美国区域温室气体计划（RGGI）

容量门槛：25MW的发电设施。

（八）魁北克的限额交易

未检索到。

五、覆盖范围的确定原则

从世界8个主要国家和地区碳市场的发展经验来看，确定碳排放权交易体系的覆盖范围应考虑以下两方面原则：

（一）参与方原则，需要具体考虑

●排放特征：与国家或地区的产业结构和能源结构有很大关系，涉及到覆盖温室气体的种类、排放类型和行业范围。

●数据基础：考虑关键数据是否可获得以及数据的准确性。

●减排潜力：建立碳排放权交易体系的目的是深度挖掘不同行业的减排潜力，并通过市场机制实现这些减排潜力。

●减排成本：考虑碳排放的价格以及减排成本，分析对相关企业生产成本的影响，并与自上而下的模型研究对接，进一步分析对国民经济的影响。

（二）管理者原则，需要具体考虑

●政策协调：主要指与国家或地区已发布的节能、低碳发展及环保等政策措施相协调。

●管理成本：管理机构的监督成本、交易成本等。

●避免泄漏：考虑碳价的传导途径以及主要用能设施间的可替代性，避免碳排放从交易体系覆盖范围之内向体系之外转移。

六、对我国碳排放权交易体系覆盖范围的建议

（一）气体种类和排放类型

全国ETS建设初期仅包括CO2和HFC23。CO2我国最主要的温室气体，占全国温室气体排放总量的80%左右。HFC23是HFC22生产过程的副产品，我国仅有少数大型企业从事HFC22生产，这些企业大都具有参与清洁发展机制（CDM）国际合作的经验，排放数据易于监测。

具体的排放环节包括：

1、化石燃料燃烧导致的CO2排放：约占全国温室气体排放总量的72%。

2、过程排放：具体包括钢铁生产CO2排放、水泥生产CO2排放、玻璃生产CO2排放、石油加工CO2排放、化工生产CO2排放、HFC22生产过程的HFC23，约占全国温室气体排放总量的8%—10%。

3、外购电、热所对应的排放：与统计制度、节能政策、企业核算与报告指南的一致性，将此部分排放计入消费侧。我国目前电力、热力价格不能向下游用户传导，工业锅炉等通用设备可以实现煤改电、气改电，或通过外购热力代替自有锅炉供热，因此如果不覆盖外购电、热所对应的排放较易造成ETS体系内外的碳泄漏。

（二）排放源边界

与统计制度接轨，与已有节能和碳排放控制政策协调，覆盖企业（法人）边界。可操作性较强：

●企业法人统计制度，主要能源和原材料的消耗有相关发票或凭据进行交叉核对，较容易解决数据缺失问题。

●企业的生产系统由主要生产系统、辅助生产系统、附属生产系统三部分组成，覆盖企业边界有助于挖掘辅助生产系统和附属生产系统的节能减碳潜力。

●企业实施精细化管理，在各种生产设施之间实现成本有效的节能和碳排放控制。

（三）覆盖行业和门槛

可参考欧盟经验分阶段进行。

第一阶段（2015—2020年）：电力、热力生产和供应业（发电、电网、供热）、石油加工（炼油）、化学原料和化学制品制造业（含HFC22生产）、非金属矿物制品业（水泥生产、平板玻璃生产、陶瓷生产）、黑色金属冶炼和压延加工业（钢铁生产）、有色金属冶炼和压延加工业（铝冶炼、镁冶炼、其他常用有色金属冶炼）、造纸和纸制品业、民航业年能耗1万吨标准煤或年温室气体排放量2万吨二氧化碳当量的企事业单位，以及省、自治区、直辖市规定的重点排放单位纳入交易体系；其余2010年温室气体排放达到1.3万吨CO2_eq，或2010年综合能源消费量达到5000 tce 的法人单位，按照《关于组织开展重点企（事）业单位温室气体排放报告工作的通知》（发改气候〔2014〕63号）要求，核算和报告本单位温室气体排放情况。

第二阶段（2020年之后）：在经过几年的排放报告数据积累之后，有条件扩大覆盖范围，将温室气体排放达到1.3万吨CO2_eq，或年综合能源消费量达到5000 tce的法人单位都纳入交易体系。

排放权交易论文 第7篇

碳排放权概念来自排污权。碳排放交易是排污权交易的一种形式。它是以《京都议定书》为基本依据,在总量控制与减排目标的约束下,以市场交易为基础,对二氧化碳排放进行控制和管理的一种经济手段。主要特点是对单个排放主体下发排放配额,各单个排放主体只能在约束的排放目标下进行碳排放,排放需求低于配额的主体可通过市场交易将排放配额有偿转让给排放需求超过配额的主体。欧盟一直是开展碳排放权交易的推动者和标杆。从2005年开展至今6年,作为一项重要的公共政策,欧盟排放交易体系取得了显著的阶段性成果。

作为《京都议定书》的坚定支持者,中国政府1993年就批准了《联合国气候变化框架公约》。2011年公布的“十二五”规划纲要提出,在“十二五”期间要建设碳交易市场。2011年7月,国家发改委副主任解振华明确表示,中国将开展碳排放交易试点,逐步建设碳排放交易市场。目前,我国北京、上海、天津、长沙等城市先后建立了碳排放权交易所,但仍处于起步阶段,成交量较小,没有长期连续的交易。因此,借鉴和研究欧盟排放权交易价格影响因素,总结相关经验是建立和完善我国碳排放权交易价格机制的重要途径之一。

2 文献综述

国外学者关于碳排放权交易定价的研究相对较早,特别是最近几年交易日趋活跃,研究数据日益丰富,研究日益完善。总的来说,国外学者关于碳排放权交易价格机制的研究可以归纳为3个方面:碳交易价格理论探讨及其模型研究、交易实证研究和欧洲碳交易市场效率研究。

理论探讨部分的研究开展较早。目前关于二氧化碳排放权交易的研究基本都是在《京都议定书》的背景下,利用CGE、POLES、EPPA等模型分析研究不同交易体系边际减排成本及影响。这些文献研究思路基本是先研究国际减排交易对实现《京都议定书》目标作用,然后通过模型分析不存在交易体系、存在交易体系,全球存在交易体系下的边际减排成本、交易量及其对宏观经济的影响。一般认为,存在交易体系的减排成本低于不存在交易体系的减排成本;从交易体系获利潜力巨大,对交易限制条件越少,获利越大,而且获利不是均匀分布;全球交易体系的减排成本低于其它减排体系。碳排放权交易模型主要可以归纳为四类。第一类是整体评估模型,以Kainuma等(1999)、Kurosawa等(1999)和Nordhaus(2001)等为代表。他们的模型涵盖非常全面,考虑了人类活动、空气、气候、海平面、生态等内容,经济活动仅仅是模型的一个方面。第二类是一般均衡模型,如Capros(1999)、Ellerman和Wing(2000)、Burniaux(2000)等。他们假设在完美市场下,政策因素,如能源政策、财税政策等对碳交易价格和其它工业部门等的影响。第三类是碳排放权交易模型,如Ciorba等(2001)、Eyckmans等(2001)、Holtsmark和Maestad(2002)。这类模型大多是微观模型,大多以边际减排成本曲线(marginal abatement cost curve)为分析工具对碳排放权交易价格进行分析。第四类是能源系统模型,包括Bahn等(1999,2001)、Kanudia和Loulou(1998)等。该类模型探讨能源系统政策和技术等对国际碳交易价格的影响,引入了线性规划等方法。

随着碳排放权交易开展时间越来越长,交易日益活跃,尤其是强制减排下的欧洲排放权交易体系,国外学者的碳排放权交易价格的实证研究逐渐增多。Borak等(2006)[1]和Paolella等(2006)[2]以配额现货和期货的期限结构及价格的随机特征研究了EU ETS市场的运营。Borak等(2006)引入商品的方便收益(convenience yields)概念,把二氧化碳排放当做一个稀有的投入因素研究,发现排放权价格行为与其它商品有较大的不同。为了研究套利和购买策略,Paolella等(2006)以EU ETS和美国清洁空气修正案(The U.S.Clean Air Act Amendments)为对象,研究了排放权收益的非条件尾部行为(unconditional tail behavior)和异方差机制。以上所有研究都证明了,如果引入碳排放权交易机制,把它当作一项生产投入要素,其它商品的定价机制也一定程度上能用来解释配额的价格行为。然而,Borak等(2006)认为考虑到期限结构,配额市场与现行的商品市场有较大不同。因此,在EU ETS的早期,其流动性和期权和期货市场的有效性被质疑。Seifert等(2008)[3]认为碳排放权交易价格没有任何季节特征,完整的二氧化碳价格过程应该展现出时间和价格依赖的波动结构。Daskalakis等(2009)[4]以欧洲碳排放交易体系下三大交易所为样本进行实证研究,发现禁止不同阶段之间碳配额存储和商借的制度设计对定价有较大影响,并提出了相应的阶段内和阶段间的定价和套利框架。

关于欧盟碳排放权交易市场效率的研究方面,Manasanet-Batalller等(2007)[5]利用2005年ETS的期货日交易数据进行计量分析,解释变量包括石油、天然气和煤炭价格,以及一些气候变量。Considine(2000)[6]也研究了气候因素和排放权价格的关系,认为非常炎热和寒冷的天气对能源消费和温室气体排放有较大影响,因而影响排放权价格。综合以上影响因素的实证研究,发现影响EU ETS排放权最重要的因素是石油和天然气的价格,都与排放权价格正相关。气候因素与排放权价格正相关。

通过以上文献综述可以得出,国外学者围绕碳排放权交易价格已经开展了一系列的理论模型和实证研究。国内的研究还是空白。因此,本文拟在碳排放权交易价格影响因素理论分析的基础上,开展定量研究,为我国建立碳交易市场和完善碳交易定价提供借鉴参考。

3 碳排放权交易价格影响因素的理论分析

碳排放权交易价格的影响因素大致可以分为供给、需求和市场影响三个方面。同时,按照对价格影响周期的长短又可以分为长期、中期和短期三个阶段。

3.1 供给方面因素

EU ETS供给的影响因素主要包括三类。

第一类,欧洲碳排放权配额(EU emission allowances,EUAs)的总体分配。

EU ETS成员欧洲碳排放权配额的总体分配,也被称为欧盟各国的国家分配计划(National Allocation Plans,NAP)是最大的供给方面的影响因素。在每个EU ETS交易阶段欧盟各成员国都会制定该计划,且必须通过欧盟委员会的同意批准才能生效。配额数量代表着在一定时期内(一般是在一个减排交易阶段内),欧盟各参与国被允许排放二氧化碳的最大额度。配额的价格由它的流通量与EU ETS各参与国实际或预计碳排放量的相对关系决定。如果该额度相对各国实际或预计碳排放量较小,则需求增加,推动价格上升;反之,该额度相对各国实际或预计碳排放量较多,则需求减少,引发价格下降。由于各国的国家分配计划是数年制定一次,所以原则上它是影响碳排放权价格的长期因素之一。

第二类,清洁发展机制(Clean Development Mechanism,CDM)和联合履行(Joint Implementation,JI)。

清洁发展机制和联合履行项目是《京都议定书》确定的三大机制中的两个,也是影响EUA供给的因素之一,它们所产生的碳信用可以转变为EUA的供给。理论上,清洁发展机制和联合履行供给越多,价格越低;反之,供给较少,价格越高。可是,由于目前制度限制,国际认证程序复杂,耗时较长,CDM和JI市场规模仍然非常小,将来的市场规模和未来的碳价格均存在高度的不确定,所以现在该因素对EUA供给和价格的影响不大。

第三类,储存(banking)和商借(borrowing)制度。

储存和商借制度设计也会影响EUA供给。理论上,在一个交易阶段内配额储存制度限制EUA的供应量,推动碳排放权配额的交易价格上行;与之相反,在一个交易阶段内配额的商借制度扩大其供应量,因此带动配额价格下行。但是,迄今为止配额的储存和商借只允许在同一交易阶段内的不同交易年份,不允许横跨不同交易阶段。所以,对碳排放权配额交易价格的影响限定于一个交易阶段内。前文涉及的CDM和JI项目信用的存储也是允许的。

总之,EU ETS碳排放权交易配额供给主要受配额的总体分配、储存与商借制度和CDM与JI制度等因素影响。尤其是储存配额的有限能力限制了碳排放生产投入因素的存续期,因此不同减排阶段的配额应该被当作不同的商品。

3.2 需求方面因素

EU ETS需求因素主要受预期碳排放量的影响。通过配额对碳排放量的限制使它们成为了一项生产中稀缺的投入因素。从长期来看,配额的需求受经济增长和边际减排成本影响。理论上,配额价格的上限就是违反EU ETS的规定的惩罚金额。例如,根据EU ETS体系的规定,现在超量排放的公司除了仍然要提供与超排当量的配额外,还要按照第一交易阶段每吨二氧化碳的超量排放罚金40欧元,第二交易阶段100欧元的标准处罚。

长期边际减排成本由在低碳能源设备和能源效率方面的投资决定,因为除了碳捕捉和储存等非常长期的投资,二氧化碳排放量不能被其它终端技术(end-of-the-pipe technologies)减少。短期减排决定和导致的配额需求主要受不可预期的能源需求和价格波动影响。EU ETS的二氧化碳排放都与化石能源使用相关,同时化石能源的需求决定于它们的绝对和相对价格。电力与取暖生热使用能源从高碳到低碳转换的边际成本是短期内碳排放减少的唯一重要因素。尤其是,如果一种化石能源只能被另一种碳含量更高的化石能源代替,短期内它的价格上涨将推高碳排放权配额的交易价格。长期来看该替代效应可能由价格效应决定,因此价格增长导致能源需求减少。短期内,电力需求没有弹性,以至于只有转换效应存在。由于不可能将一台煤炭发电设备转换使用石油发电,所以短期内没有替代效应。譬如,在德国2004年46.5%的核电、46.5%的煤电和7.0%的水电组成了当年发电的基本容量(Schiffer,2005)。所有三种投入要素的价格非常稳定,这也是基本容量的短期调整不能预期的原因。该情况与中等和峰值容量不同。2004年,在德国它们由43.9%的硬煤、28.1%的天然气、10.5%的石油和17.5%抽水蓄能设备等提供(Schiffer,2005)。这种情况下各种化石能源间更容易相互替代,因为能够调整不同发电设备的使用率来满足中等和峰值容量需要。通过以上EU ETS体系参与国德国的实际情况的简单介绍,笔者希望考虑石油、天然气和煤炭等能源的价格水平以及它们的价格比率对碳排放权交易价格的影响。根据DEHST在2006年的研究,煤炭的碳含量比石油高25%,比天然气高70%,所以笔者认为尤其是煤炭/天然气价格比例和煤炭/石油价格比例是配额价格重要的影响因素。短期内,其它影响配额需求的因素是没有预期到的能源需求波动。正如Considine(2000)等其它研究所显示,短期内能源价格异常波动也受天气的异常变化影响,如气温、降雨、风速等等。极端天气都将影响对能源的需求,例如,冬季较冷天气增加通过电力或能源加热的需求,而温暖的夏季为了制冷将导致相对较高的电力需求,同时由于通过河流降温将减少核电设备的利用率。降雨、风速和太阳光照时间将影响无碳电力和水电、风能与太阳能生热的使用。天气已经被广泛地认为对过去碳排放权交易价格产生了重大影响。

3.3 市场影响因素

影响EUA需求的最不易量化的因素之一是市场情绪,也通常被当作重要的影响因素提及。它是指那些关于未来价格和政策决定的不确定的因素。这些因素尤其在非成熟市场上非常重要,譬如第一交易阶段的EU ETS市场。

未来价格和政策决定的不确定性对于解释配额现货和期货市场间的期限结构非常重要。关于便利收益(convenience yield)存在的研究认为,由于未来二氧化碳排放随机和减排成本不确定产生的存储的利益解释了相对于现货市场未来配额价格的较低现值。

碳排放权交易市场参与者的数量和各方运用市场力量的能力等市场结构性因素也影响市场价格。EU ETS的许多参与国家在建设碳排放权交易的必要基础设施方面进展缓慢,尤其是小公司在储备处理交易的人力资本方面非常缓慢,结果市场在起步阶段非常薄弱。这些因素是否影响碳排放权交易价格非常难评估。从长期来看,当市场流动性庚强,更加成熟,市场的问题将得到解决。

最后,市场管制和干预也能影响碳排放权价格。譬如,违规罚款、EU ETS覆盖范围等。

4 基于EU ETS的实证研究分析

前文的理论分析发现,制定设计、能源价格、天气、市场影响等因素能影响交易价格。本节以EU ETS样本展开实证比较研究和分析,探讨碳排放权交易价格影响因素。

4.1 研究样本和数据来源

按照欧盟法令规定,结合数据的权威性和可得性,选取EU ETS体系下欧洲气候交易所(European Climate Exchange,ECX)碳排放权交易两个阶段,即2005年4月至2007年12月和2008年元月至2010年6月,碳排放权交易数据分别作为独立的样本进行实证研究。所有实证研究数据均来自Bloomberg数据库。

4.2 变量设计

EU ETS体系指标设计和数据获取如下所示分四类。

第一类,关于EUA交易价格数据。

EUA日交易价格:根据EU ETS体系下的交易情况,结合数据可得性等因素,笔者选取欧洲气候交易所(ECX)每日EUA现货交易收盘价格作为EUA日交易价格。欧洲气候交易所是EU ETS体系下著名的三大碳排放权交易所之一,交易非常活跃,成交量大,其交易价格非常具有代表性。

第二类,关于EUA供给需求方面数据。

EUA供给需求:电力企业是EUA市场最主要的交易者,既获得了最多的免费配额,也是交易配额的最大需求者。它的市场交易行为将对市场流通配额情况产生重要的影响。理论上,电力价格上涨,电力企业发电量大,碳排放多,配额需求大,推动价格上涨;反之,电力价格下跌,电力企业发电量减少,碳排放下降,配额需求小,带动价格厦跌。所以选取电力价格作为EUA供需方面指标。德国电力价格是欧洲著名的电力交易价格之踊。根据权威、客观和可得原则,选择德国电力基本负荷日交易价格数据作为衡量EUA供给需求的指标。该合同在欧洲能源交易所(European Energy Exchange,EEE)交易。

第三类,关于能源价格数据。

原油价格:本文选择布伦特(Brent)原油日交易价格。原油期货是最重要的石油期货品种,目前世界上重要的原油期货合约包括伦敦国际石油交易所(IPE)的布伦特原油期货合约、纽约商品交易所(NYMEX)的轻质低硫原油即“西德克萨斯中质油”(WTI)期货合约和高硫原油期货合约以及新加坡交易所(SGX)的迪拜酸性原油期货合约4个。一般地,布伦特原油期货合约交易价格被看作欧洲、非洲和中东原油的基准价格。

天然气价格:天然气大多是以签订长期合同的形式固定了交易价格,日交易数据较难获得。有部分天然气在交易所交易,但是天然气期货交易市场不如原油期货市场活跃。目前,世界上流通性很强的天然气期货合约品种有NYMEX标准合约Henry Hub天然气期货合约、英国天然气期货合约、荷兰TTF天然气期货合约、泽布鲁日欧洲天然气交易价格等。根据数据的可得性和与其它指标的匹配,本文选取泽布鲁日欧洲天然气交易价格(The Zeebrugge price for Euro Gas)作为欧洲天然气价格。该数据是代表欧洲天然气的重要价格之一。

煤炭价格:与天然气类似,煤炭大多也是以签订长期合同的形式固定了交易价格,日交易数据较不容易获得,但是仍有部分煤炭和天然气在交易所交易。比较著名的煤炭价格包括亚洲国际动力煤的基准价格澳大利亚纽卡斯尔港NEWC动力煤价格指数、南非理查德港RB指数和欧洲三港DES ARA动力煤指数等。但是根据数据权威性、可得性和与其它指标数据的匹配,本文选择Argus/Mccloskey煤炭价格作为欧洲煤炭价格。该价格是报告在每月最后一个星期五公布的交割期的每月煤炭价格(CIF ARA)。热值为6000大卡/千克,含硫率不超过1%.

第四类,关于天气数据。

本文在欧洲选取9个具有代表性的观测点,取它们的平均值作为欧洲的当日天气状况。这9个观测点包括法国巴黎、英国伦敦、比利时布鲁塞尔、德国柏林、意大利罗马、荷兰阿姆斯特丹、西班牙马德里、卢森堡城、葡萄牙里斯本等。

气温:笔者将气温设计为虚拟变量。首先,选取欧洲9个主要观测点每日观测值的平均值为当日欧洲气温。然后,将2005年至今欧洲气温取平均值,作为基准值。如果当日欧洲气温高于该基准值看作相对炎热,计为1;低于该基准值看作相对寒冷,计为0。

风速:选取欧洲9个主要观测点每日观测值的平均值为当日欧洲风速。

降水:选取欧洲9个主要观测点每日观测值的平均值为当日欧洲降水。

4.3 研究样本基本描述

EU ETS研究样本分阶段进行描述。

(1)第一阶段基本描述

EU ETS交易第一阶段共有样本657个,其描述性统计如表1所示。

(2)第二阶段基本描述

EU ETS交易第二阶段共有样本618个,其描述性统计如表2所示。两个阶段各个指标相比较,从EUA价格、电力价格、能源价格及其比值到天气各指标值,都相对第一阶段较大。

4.4 实证设计

按照欧盟法令和价格走势将从2005年至今的交易区间划分若干阶段。首先,按照欧盟法令,从2005年开始交易至今分可为两个减排阶段。第一个减排阶段从2005年至2007年底,第二个减排阶段从2008年至今。其次,碳排放权交易价格在2006年4月存在明显的结构性分段。这是由于欧盟公布实际碳排放大大低于预期,市场EUA供给过多导致,交易价格短时间内从近30欧下跌至不足10欧,出现了价格跳跃(price jump)。因此,以此价格跳跃为分界点第一阶段又划分为两个阶段进行实证。

设立实证方程。实证设立了两个检验方程,一个使用实际价格,另一个使用天然气和原油价格分别比煤炭价格的相对价格,避免多重共线性。检验方程如下:

分别对第一阶段的两个子阶段和第二阶段做实研究证。对于方程(1),先做面板回归,自变量为EUA,解释变量为Oil、Gas、Coal、Power、Temperature、Wind和Rain.然后对残差进行检验,使用GARCH(1,1)作为方差方程,新命名为resid.再对新命名的序列进行GARCH(1,1),得到AR(1)和方差方程。与方程(1)类似,方程(2)先做面板回归,自变量为EUA,解释变量为Oil/Coal、Gas/Coal、Power、Temperature、Wind和Rain.然后对残差进行检验,使用GARCH(1,1)作为方差方程,新命名为resid.再对新命名的序列进行GARCH(1,1),得到AR(1)和方差方程。

4.5 EU ETS实证过程与结果

(1)EU ETS第一阶段实证

EU ETS第一阶段EUA价格走势在2006年4月存在明显的结构性分段,笔者将EU ETS第一阶段划分为两个子阶段:第一个子阶段从2005年4月至2006年4月23日,第二个子阶段从2006年5月15日至2007年12月31日。

先对第一个子阶段进行实证分析。分别对两个方程数据做Breusch-Godfrey序列相关检验得到F检验值分别为495.3448和734.6648,P值为0.0000和0.0000,非常显著,通过检验存在序列相关,所以笔者使用一阶自回归变量AR(1)。再分别做ARCH-LM检验,得到F检验值分别为721.1772和1192.367,P值为0.0000和0.0000,非常显著,通过检验,揭示了自相关条件下的异方差。因此,笔者使用GARCH(1,1)作为方差方程。对两个方程均做OLS估计,实证结果如表3左边部分。

两个方程中相关系数符号肯定了理论分析。电力的相关系数分别是0.364200和0.385331,均为各项系数中最大,且在1%下显著。说明该阶段内以初始分配等为代表的供给因素设计是最大的影响因素,对EUA价格产生了重大影响。原油和天然气价格相关系数分别为0.038852和0.005478,分别在10%和5%下显著,表示其价格的上升导致煤炭使用量的上升,这增加了温室气体排放,从而增加了碳排放权配额的需求,推动了价格上涨。煤炭价格相关系数为-0.158971,且在1%下显著,表示与石油和天然气相反,煤炭价格的上升导致碳排放权配额需求下降,价格下跌。原油/煤炭和天然气/煤炭相关系数为负,且在5%下显著,印证了以上结论和分析。风速、温度和降水三个变量均不显著,表示该子阶段内有可能不是碳排放权交易价格的影响因素。调整后的R2分别为0.972551和0.974556,表示两个方程均有非常高的解释能力,以上结论有较强的说服力。

注:***,**和*分别代表在1%,5%和10%下显著。

用同样的方法对第二个子阶段做实证分析。对两个方程做Breusch-Godfrey序列相关检验,分别得到F检验值为629.6742和1019.194,P值为0.0000和0.0000,通过检验存在序列相关,所以笔者也使用一阶自回归变量AR(1)。再分别做ARCH-LM检验,得到F检验值为3249.145和2484.473,P值为0.0000和0.0000,非常显著,揭示了自相关条件下的异方差。因此,笔者同样使用GARCH(1,1)作为方差方程。对两个方程均做OLS估计,实证结果如表3右边部分。

电力的相关系数分别是0.295184和0.318663,仍是最大的相关系数,且在1%下显著。说明该阶段内供给因素仍最大的影响因素。原油、天然气和煤炭的相关系数分别为0.124611、0.026900和-0.295765,且都在1%下显著。与第一个子阶段相同,原油、天然气对EUA价格影响方向一致,均与煤炭相反。原油/煤炭和天然气/煤炭相关系数为负,且在1%下显著,也印证了上述结论。与第一个子阶段不同的是方程(1)中风速和温度相关系数分别为-0.051726和0.057884,在5%下显著,但在方程(2)中两个因素均不显著,说明气候因素可能对该子阶段碳排放权价格产生了影响。调整后的R2分别为0.963841和0.961087,表示两个方程解释能力都非常好。

综合以上对两个子阶段的实证分析结果可以发现,在EU ETS第一阶段中,初始分配等政策制度性因素对EUA供给需求造成的变化是EUA交易价格最大的影响因素。原油、天然气和煤炭等能源的价格也是EUA价格影响因素,其中煤炭价格影响最大。虽然第二个子阶段方程(1)中个别因素显著,但是总体来看风速、温度和降水等天气因素对EUA交易价格影响不明显。

(2)EU ETS第二阶段实证

EU ETS第二阶段价格走势不存在结构性断点,当作一个独立样本处理。做Breusch-Godfrey序列相关检验得到F检验值为2004.631和4625.723,P值为0.0000和0.0000,非常显著,存在序列相关,所以本文使用一阶自回归变量AR(1)。再对数据做ARCH-LM检验得到F检验值为2352.635和4966.406,P值为0.0000和0.0000,非常显著,表示存在自相关条件下的异方差,因此本文使用GARCH(1,1)作为方差方程。对两个方程均做OLS估计,实证结果如表5所示。

与第一阶段的结果相同,电力的相关系数分别是0.211744和0.321777,且在1%下显著。原油和天然气的相关系数为正,分别是0.033278和0.007473。与第一阶段不同的是,电力的相关系数小于第一个阶段,尤其是小于第一个子阶段,说明在该阶段的交易中,配额供给的影响有所减弱。煤炭与天然气/煤炭的相关系数不再显著,而且两个方程的温度系数在10%下显著,分别是0.019533和0.051531。这说明,随着欧洲碳排放权交易的完善,市场参与者能够通过市场化方式获得配额,不再把碳排放配额当作稀缺生产因素,市场机制发生了变化。两个方程调整后的R2分别是0.994012和0.992223,解释说明度非常大。

注:***,**和*分别代表在1%,5%和10%下显著。

5 结论与建议

本文对碳排放权交易价格影响因素进行了理论分析和实证研究,以EU ETS为样本的理论分析与实证研究结果结论一致。

在EU ETS下,受政策和制度影响的配额供给是交易价格最重要影响因素,但是随着政策与交易制度的完善,影响程度逐渐变小。原油、天然气和煤炭等能源价格也是EUA价格的主要影响因素。煤炭价格第一阶段有负影响,第二阶段影响不明显,对EUA价格的影响比原油和天然气价格大;原油和天然气价格有正影响,尤其是第一阶段的子阶段一非常明显。风速、温度和降水等天气因素对EUA价格的影响不够明显,仅第二阶段温度存在正影响。

根据理论分析和国外经验,我国碳排放权市场交易价格将受配额分配政策制度、经济增长、能源价格、天气、减排成本等因素影响。无论哪个阶段,受政策和制度影响的配额供给是交易价格最重要影响因素,原油、天然气和煤炭等能源价格也将影响配额价格,天气因素影响不明显。分析各类影响因素发现,影响供给的政策和制度因素是主观可控因素,在我国建立碳交易市场过程中,必须出台和建立良好的交易制度和政策保证配额科学供给,引导合理碳交易价格的形成。另外,在我国能源价格也可进行一定调控,在碳交易价格形成中,可配合政策与制度因素,共同促进合理价格形成。但是,随着我国市场化程度逐步提高,该因素可调控性将逐渐消失。

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北京市碳排放权交易开市 第8篇

首日碳放量成交逾4万吨

开市当天, 锣声一响, 中国石油化工股份有限公司北京燕山分公司和京能热电股份有限公司石景山热电厂便以50元/吨交易价格成交2万吨碳排放量;中信证券投资有限公司和大唐国际发电股份有限公司北京高井热电厂以50元/吨交易价格成交2万吨碳排放量。此外, 线上交易也有3笔达成。截止上午休市, 碳排放总成交量达到了4.08万吨, 成交额204.1万元。场外转让均价50元每吨, 线上公开交易均价51.25元/吨, 实现了开市首日的开门红。

当天参与碳排放交易的单位有央企, 也有市属企业;有履约单位, 也有非履约单位;交易的类型既有履约单位之间的交易, 也有非履约单位与履约单位之间的交易, 体现出企业 (单位) 积极主动履行节能减碳责任, 同时也表明碳排放权交易市场将会为企业 (单位) 提供一条市场化的低成本节能减碳新路径。

为推动区域性碳交易市场建设, 京津冀晋蒙鲁六省市还签订了跨区域碳排放权交易合作研究协议, 六省市拟在二氧化碳排放核算、核查、配额核定等方面开展合作研究, 并为推动建设全国性碳交易市场探索经验。建设碳交易市场, 是协同治理大气污染的有效措施。六省市的合作, 也将为落实国家大气污染防治行动计划, 实施区域联动协同治理大气污染提供市场化手段。

北京碳市场建立意义重大

中央关于全面深化改革的决定, 进一步提出要加快生态文明制度建设, 明确要用制度保护生态环境, 提出推行节能量、碳排放权、排污权和水权交易。碳排放权交易作为控制温室气体排放的有效策略, 是一项崭新的制度设计, 在推动环境质量改善、促进生态文明建设方面具有十分重要的作用。北京是国家确定的7个碳排放权交易试点省市之一, 作为国家首都, 对于全国统一的碳市场建设具有重要的示范引领作用。

首先, 建设碳交易市场, 是协同治理大气污染的有效措施。二氧化碳和大气污染物PM2.5的主要成分 (二氧化硫和氮氧化物) 均主要来源于煤、石油、天然气等化石能源的燃烧, 两者同根同源, 在减少二氧化碳排放的同时, 可相应减排二氧化硫、氮氧化物、PM10、PM2.5等大气污染物。

其次, 建设碳交易市场, 是推动完成节能减碳目标任务的重要市场手段。碳交易市场的核心就是以更低的成本达到节能减碳目的。“十二五”期间, 国家给北京市下达了万元GDP能耗下降17%、万元GDP二氧化碳排放下降18%的目标, 并作为约束性指标每年进行考核。据初步测算, 通过建设碳交易市场, 促进重点排放单位加强碳排放控制, 其减排量对北京市完成目标的贡献率可达40%以上, 并将有效降低社会综合减排成本。

第三, 建设碳交易市场, 是完善要素市场、培育发展节能环保产业的现实需要。开展碳交易, 有利于加快形成新的金融创新产品和金融活动, 培育发展咨询服务、碳金融服务等产业。同时, 实行碳排放权配额管理机制, 有利于倒逼企业加大技术创新力度, 研发应用节能减碳新技术、新产品, 改进生产工艺, 促进节能环保产业发展。

为全国碳市场建设探索经验

国家规定7个试点城市的试点期为4年。根据国家的安排, 北京市将试点期分为4个阶段, 即2011年底~2012年3月为方案准备阶段;2012年3月~2013年底为筹备建设阶段;2013年底~2014年3月为启动运行阶段;2014年4月~2015年底为完善深化阶段。

试点期间, 北京市碳排放权交易只针对二氧化碳一种温室气体, 主要交易标的为二氧化碳排放配额, 实行二氧化碳排放总量控制下的配额交易机制。允许参与主体通过项目交易获取核证自愿减排量 (CCER) 抵消一定比例配额。核证自愿减排量是指经有资质的核证机构核定, 并由国家发展改革委备案的项目减排量, 单位以“吨二氧化碳当量 (t CO2e) ”计。

参与北京市碳排放权交易的主体主要包括三类。一是重点排放单位, 即在北京行政区域内源于固定设施排放的, 年二氧化年直接排放量与间接排放量之和大于1万吨 (含) 的单位。二是年综合能耗2000吨标准煤 (含) 以上的其它报告单位, 可自愿参加。参照重点排放单位进行管理。三是符合条件的其他企业 (单位) 也可参与交易。自然人投资者暂不考虑。

重点排放单位参与碳排放权交易的基本流程包括排放数据报告、第三方核查、配额分配、买卖交易和清算履约等五个环节。

碳排放权交易的监管体系研究 第9篇

碳排放权交易是指交易的一方向另一方进行支付以获得碳排放环境容量的使用权利, 从而可以利用碳排放环境容量, 向环境中排放一定数量的温室气体[1]。1992年, 联合国环境与发展会议上150多个成员国通过了《联合国气候变化框架公约》, 强调将温室气体的排放控制在一定范围内, 防止生态系统和全球气候遭到破坏, 影响人类生存发展, 并在控制温室气体方面明确了“共同但有区别的责任”原则。1997年各国签署了《京都议定书》, 规定在2008~2012年的将温室气体的排放量在1990年的排放水平的基础上降低5.2%, 并具体规定了各签署国的目标。《京都议定书》确定温室气体3个灵活的减排机制, 即联合执行 (JI, Joint Implementation) 、清洁发展机制 (CDM, Clean Development Mechanism) 和国际排放交易 (ET, International Emission trading) , 从而起到推动了碳排放权交易手段的作用[2]。

2 碳排放权交易市场

碳排放权交易市场主要有配额市场 (Regulated Market) 和自愿市场 (Voluntary Market) 。配额市场又称京都市场, 即依靠《京都议定书》强制性保障实施;自愿市场又称非京都市场。

配额市场是基于国际、国内或区域的强制性排放指标而建立起来的碳市场, 也叫规范市场。配额市场一般在一个强制性的政策规范或法律条文的约束下, 例如《京都议定书》、欧洲排放交易体系等等。配额市场有两种, 分别是配额交易和基于项目的碳汇交易。配额交易是指在排放贸易机制下由政府或相关管理机构确定环境目标、环境容量和进行分配。在一定区域内, 确定环境保护政策目标, 估计环境最大允许排放量, 使得该区域在一定时间内污染物排放总量不超过最大允许排放量, 以保障环境目标的实现。实行配额交易的主要有欧洲排放交易体系和英国排放交易体系3。例如《京都议定书》规定的分配单位 (AAU) 、欧洲排放交易体系规定的欧盟配额 (EUAs) 。欧洲排放交易体系实行的是总量控制与交易模式 (CAP and Trade) , 即在一定区域内, 确定环境保护政策目标, 估计环境最大允许排放量, 使得该区域在一定时间内污染物排放总量不超过最大允许排放量, 以保障环境目标的实现[4]。

自愿市场主要是个人或企业出于环境保护的道德意愿而进行碳交易的场所, 一般是出于履行企业社会责任、进行品牌建设、树立绿色形象、开展绿色营销、提高社会影响的目的。自愿交易市场主要有芝加哥气候交易所 (CCX) 和日本自愿排放交易体系 (JVETS) 。与配额市场相比, 自愿市场在碳排放权交易市场中所占比例小, 但潜力巨大, 特别是自愿市场具有交易成本低廉的特点, 在碳排放权交易的发展中应注重自愿市场的发展以及自愿市场的发展对配额市场的补充作用、对碳排放权交易发展的促进作用[5]。毫无疑问, 具有法律约束力的碳排放权和碳减排目标更具市场作用。在全球碳排放权交易中, 配额市场所占的比例远远高于自愿市场, 同时配额市场的碳排放权价格也远高于自愿市场的价格。其中欧洲排放贸易体系、初级CDM、二级CDM、JI等配额市场占到碳排放权交易市场的份额98%以上。

3 碳排放权交易市场监管体系

随着碳排放权交易市场的发展, 碳排放权交易对于碳排放控制的作用日益显著, 市场交易范围不断扩大, 参与交易的实体不断增加, 对碳排放权交易市场的监管体系提出更大的挑战。在碳排放权交易市场快速发展的同时, 需要与之发展程度相匹配的监管体系。如果在交易市场发展的同时, 监管体系发展停滞不前或发展速度较慢, 会增加碳排放权交易市场的风险, 危害碳排放权交易的进行。碳排放权交易市场监管体系的作用是规避、减小和分散市场交易风险。该监管体系是政府及有关部门运用多种手段, 即综合法律、经济、行政、舆论等多种力量对于参与碳排放权交易的企业和个人的行为予以必要的监督和管理。

缺乏支持碳排放权交易的独立的第三方认证机构和相关的专业人才。目前联合国批准的独立第三方机构只有两家, 所能提供的服务项目有限, 第三方认证机构体系还未形成。从事碳排放权交易的专业人才不仅要求较高的英语水平, 还需是可以综合运用多门专业知识的复合型人才, 在实际工作中可以与他人合作, 特别是其他专业领域的专业人才进行良好的沟通。

碳排放权交易受到政治风险影响较大, 国际政治以及国家在环境方面的政策都对碳排放权交易的进行和碳排放权交易价格有巨大影响。例如, 虽然在哥本哈根联合国气候变化会议上对碳排放的控制达成共识, 但由于各方利益的制肘并未形成有操作性的有约束力的减排目标和减排措施。因此在后京都时代气候政策难以估计预测, 碳排放权交易存在很多不确定性, 碳排放权价格的波动性难以估计。

碳排放权交易与全球经济形势和区域性的经济状况关系密切。2008年受由美国次贷危机引起的全球性的金融危机的影响, 欧盟排放交易系统 (EU ETS) 的EUA的交易价格由2008年历史最高的28.73欧元降至2009年的7.96欧元, 降幅高达将近75%6, 碳排放权交易市场资产和交易额都急剧缩水。

碳排放权初始分配的配额的大小对碳排放权交易的经济效益和环境效益有重要意义, 对该制度产生的效果有很大的影响。当碳排放权初始分配配额过小时, 碳排放权交易制度对经济发展会产生较大的负面影响, 与此同时, 碳排放权交易制度的实施也将遇到更大的阻力。碳排放权的价格会上升至较高水平, 而投机资本在高利润的驱使下也会进入碳排放权交易市场, 更多的热钱会持续炒高碳排放权价格, 达到企业无法接受的水平, 企业的生产规模会受到限制。不合理的碳排放权价格会使企业寻求以其他方式得到碳排放权, 造成碳排放市场的混乱。既阻碍了经济的发展, 又达不到环境保护的目的。另一方面当碳排放权初始分配配额过大时, 会造成碳排放权价格过低, 企业购买排放权的成本远远低于减排成本, 无法达到减排目的, 违背了建立碳排放权交易市场的初衷。例如, 在欧洲排放交易体系建立的第一阶段, 政府免费发放给电力行业的碳排放权过多, 电力企业不仅不谋求新技术以达到目的, 反而将碳排放权拿到碳排放权交易市场出售获利套现[7]。

监管体系的顺利运行对于碳排放权交易的快速健康的发展具有重要意义。第一, 监管体系的良好运行可以有效保障参与碳排放权交易的企业和个人的合法权益。第二, 监管体系的良好运行可以起到维护碳排放权交易市场秩序的作用。第三, 监管体系是碳金融体系的重要组成部分, 对于碳金融体系的运行具有重要意义。

参考文献

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[6]赵黎明, 张涵.我国碳排放权交易市场风险管理问题探析[J].流通经济, 2010 (1) :135~138.

我国碳排放权交易的会计研究 第10篇

碳排放权交易机制 (简称 “碳交易”) 是指国家将市场机制引入节能减排计划,旨在将企业碳排放纳入管理体系。 为了鼓励企业参与节能减排,国家无偿分配给企业一定的碳排放权配额, 企业只能在规定的碳排放配额内进行排放。不足和超过国家初始分配的排放权限额的部分可以在市场进行交易。

目前,国际上的碳排放权交易机制由 “基于配额的总量控制交易机制”与 “基于项目的基准和信用交易机制 ”组成。 在碳排放权交易环节,根据各国的实际情况不同提出了碳排放权交易机制(ETS)、联合履行机制(JI)和清洁发展机制(CDM)三种碳排放权交易形式, 允许碳排放权像商品一样自由买卖。

我国在2013年退出了清洁发展机制(CDM),加入并根据国情建立中国式的碳排放权交易机制(CN-ETS)。 碳排放权目前已成为国际能源交易市场的重要交易商品, 国际碳排放权交易已进入高速发展阶段, 我国也在进行碳排放权交易试点,预计2015年将建成全国统一的碳排放权市场。 中国碳市场在2014年实现了快速发展,7个试点市场(上海、北京、深圳、天津、 广东、湖北、重庆)得以全部启动,而全国市场设计框架也已清晰。 七个碳市场在政策设计、市场运行、监督管理等方面的探索和尝试,将为“十三五”时期全国统一碳市场的建设提供经验。 但是随着国际碳排放权交易平台的广泛建立和碳交易市场的深入发展,影响碳排放权交易发展的一些制约因素也逐渐显现, 碳排放权交易会计制度的缺失就是其中之一。

因为离开会计的价值核算, 利益相关者就无法获得企业碳减排经济效益和环境效益的财务信息, 碳减排财务信息的缺乏将增大企业碳减排决策的风险, 影响碳减排行动和碳交易市场的进一步发展。因此,研究碳排放权的会计处理问题对于完善生态文明建设的市场化手段具有重要意义。

二、文献综述

2003年, 美国财务会计准则委员会(FASB)下的紧急任务小组(EITF)对参与总量-交易机制下的排污权会计基准草案(EITF03-14)围绕其是否作为一项资产及其原因进行讨论。 国际会计准则理事会(IASB)考虑到碳交易市场发展的初级阶段对其会计处理的紧迫性趋缓,于2005年6月撤销了排污权会计基准草案(EITF03-14),由此产生了碳排放权会计处理方法的多样化。 直至今日,碳排放权的会计处理方法依旧是会计上争论的热点。

关于碳排放权的初始确认, 基本的共识是:碳排放权是企业的资产,即是“企业所拥有或控制的,由过去的交易或事项所形成的, 预期带来未来经济利益的经济资源”。目前的主要分歧在于确认的资产类别不同。

(一 )确认为 “存货 ”。 张鹏 (2013) 认为,碳排放权在我国CDM项目中最终目的是出售, 目前企业所取得的碳排放权是为了执行销售合同而持有, 故其符合存货的定义。 将碳排放权确认为“存货”,则其适用的范围仅限于 “交易 (出售)”。 但是 ,存货模式的确认对碳排放权存在极大的局限性, 其只适用于在CDM项目下的碳排放权的解释。 2014年,7个试点市场全部启动,并准备在2015年建立全国性的碳排放权交易市场,CDM项目在我国已经不适用了。 并且一般的存货属于有形资产,而碳排放权不具有实物形态, 也不符合存货的定义。

(二)确认为 “无形资产 ”。 国际会计准则委 员会 (IASB)下的国际 财务报告解释委员会(IFRIC)启动了排放权会计处理的研究。 2004年12月公布了“IFRIC 3:排污权”解释公告,试图规范碳配额 (Carbon Allowance)市场的排污权及其交易的会计处理。 该解释公告重点研究了三个问题, 其中第一个结论指出, 碳排放权符合资产的定义, 而且是属于资产的 “无形资产”类别,因为碳排放权是“没有实物形态的长期资产”。

彭敏(2011)提出,碳排放权是没有实物形态的长期资产, 能够单独出售或者转让, 但既非权益工具也非其他收取现金或金融资产的合同权利, 不满足金融资产的定义, 故作为无形资产较为合理。

徐华新(2013)认为,碳排放权应该确认为“无形资产”,为了避免对排放权摊销处理的问题, 应将排放权设立为一类特殊的无形资产进行计量。

但是,碳排放权在取得时与排放时的价格不匹配,导致不能“真实而公允” 地反映企业的经济实质 (如下页图1); 无形资产具有摊销特征,而碳排放权有期限, 会随着时间的推移而被使用,导致其减少, 无法准确预计其使用时间, 难以准确进行摊销处理;在后续会计处理中, 无形资产摊销转入 “生产成本” 中,将国家无偿捐赠的配额也计入产品的成本中, 提高了企业产品的定价,并且将其转嫁给消费者买单,这对企业商品的定价造成了影响。 所以,将碳排放权初始确认为“无形资产”是有缺陷的。

(三)确认为“金融资产”。 根据英国FRS 13的规定, 碳交易合同符合其定义。 碳排放权本身是一种金融衍生产品,但其价格随企业自身权益主体的市场价格以外的因素而变动,与普通的金融衍生产品不同,属于嵌入衍生工具。

Fiona Gadd et (2002) 指出 , 碳排放配额具有与金融工具相似的特征。 碳排放权既可以现货交易, 也可以进行远期、期货和期权交易。很多企业就是利用这些工具来对冲碳信用的价格风险。所以,该学者认为碳排放权应确认为“金融资产”。

王艳和李亚培(2011)提出,碳排放权的价格随企业自身权益主体的市场价格以外的因素而变动, 它作为一种能在资本市场上流通的稀缺的有价经济资源具有自由交易市场, 以公允价值计量,除了现货交易外,可以进行远期、期货、期权等交易。这些均为与金融工具类似的特征,所以应该按照交易性金融资产进行会计确认与计量。

如果将碳 排放权计 入 “金融资产”,会存在递时消耗问题(企业自身会使用), 碳排放权具有双重属性,既可以用于交易、 也可以用于企业自身生产消耗。若确认为金融工具,则无法对企业自用部分进行计量, 而且在会计准则中, 金融资产也是不能直接用于企业自身生产的。所以,将碳排放权初始确认为“金融资产”是有缺陷的。

( 四 ) 确认为 “ 捐赠资产 ”。 Jacob (2006) 在其论文 《 报告污染配额相关问题研究》 中对碳排放权的初始确认进行了比较系统的研究,得出结论:碳排放权是 国家赋予企 业的一项排污 权, 企业拥有的碳排放权是由国家配给所得,故应将排放权确认为“捐赠资产”,并采用公允价值进行计量。 但捐赠资产并不能合理解释购入部分的碳排放权,并且该理论未在我国提出。

(五) 确认为 “碳货币 ”。 张彩平 (2013)在《碳排放权初始会计确认问题研究》中提出了一个新的视角,即从经济学角度分析确认计量, 她认为碳排放权具有稀缺性、 价格波动和可交易的商品特征,同时还具有依靠政府信用、自由存储和借贷、普遍接受性等货币的特性,因此,应增设“碳货币”科目对碳排放权进行确认和计量。但是,货币具有支付手段和储藏手段,不具有明显的期限性,而碳排放权的特殊性在于其递时消耗和有期限限制。并且,碳货币成立的前提是碳信用,碳信用是政府或者国际组织授予的。 到目前为止, 联合国签发的各种碳排放权都缺乏明确的、可以长期使用的规定, 即其作为货币的使用价值是不确定的。 从宏观经济和长期发展来看, 碳排放权确实是排污许可的一种凭证, 在未来它确实有可能发展成碳货币的形式, 非短期可以实现。 而我国在2015年就要建立全国性的碳排放权市场, 时间紧迫。 “碳货币”是很好的一种处理方式,但是却非一朝一夕能完成的。

综上分析可知, 将碳排放权确认为存货、无形资产、金融工具和碳货币等资产,都有其固有的缺陷,正是这些缺陷制约了碳排放权的会计确认,并阻碍了碳排放权交易会计准则制定的进程, 使其成为国际会计研究领域中的一大难题。 我们从建立新会计科目的思路入手, 通过分析碳排放权的相关性质,结合已有的会计处理方式,进行一系列的相关会计处理设计。

三、碳排放权性质分析

(一)碳排放权的会计属性 。 根据我国会计准则中对资产的定义 (资产是指企业 过去的交易 或者事项形成 的,由企业拥有或者控制的,预期会给企业带来经济利益的资源),可以确认碳排放权为资产。 但由于“无形资产” “存货 ”和 “金融资产”无法准确反映碳排放权的性质, 需要在资产中设立一个新的一级科目“碳资产”对碳排放权进行独立核算。

(二)碳排放权的计量属性 。 当碳排放权被国家签发后,其价值就得到了承认, 成为了一种稀缺的有价资源,有了商品的属性,并能够在碳排放权交易中以一种全新的交易对象出现。有交易就涉及到会计处理,碳排放权作为一种特殊的资源,作为会计要素肯定要在会计系统中进行计量,以反映其价值。 碳排放权在生产环节中,能够作为生产资料使用,计入生产成本中。 在交易环节中,既可以现货交易,也可以进行远期、 期货和期权交易。

碳排放权的用途有两种: 一是用于企业自身的生产消耗,二是用于出售赚取差价。 用一个简单的类比:在第一种用途中,碳排放权的本质接近于原材料,应以历史成本计量;第二种用途中, 碳排放权的本质接近于金融资产,应以公允价值计量。对碳排放权只使用一种计量方式并不能反映其成本,若以历史成本计量,则忽视了碳排放权可能存在或有负债的可能,也未考虑其配额的市场交易情况。而存在活跃碳排放权交易市场的情况下,公允价值计量是较合理的选择。 所以,碳排放权用于生产环节时,应以历史成本计量;用于交易时,应以公允价值计量。并在特殊的时间结点 (如月末、 年末等) 以公允价值变动调整,以公允地反映其价值。

四、碳排放权的会计处理方案设计

本文基于对我国现阶段碳排放权市场的建立情况,除去只进行现货、期货等金融交易的企业, 以能够获得国家配给碳排放权数额、 并能够使用碳排放权的工业制造业企业为主, 设计新增的“碳资产”的相关会计核算。

(一)构建新的会计科目“碳资产”。 为了方便反映碳排放权来源以及核算的准确性、简洁性,本文在碳资产科目下设置 “碳资产———政府配给”“碳资产———交易”“碳资产———自用” 等二级科目。其中,“碳资产———政府配给” 科目反映政府配给的碳排放权数量; “碳资产— ——交易”科目反映企业购进的碳排放权数量、 企业准备用于出售的碳排放权数量;“碳资产———自用” 科目反映企业购入并用于生产的碳排放权数量。

(二)初始计量。

1. 政府配给的碳排放权的初始计量。 对于政府配给的部分,参照《企业会计准则第16号—————政府补助》 的规定:政府补助为非货币性资产的,应当按公允价值计量。

现阶段,政府只会为有排放权的企业发放配额, 我们可以先假设企业会将其全部投入使用。因此,政府免费发放的配额应该以公允价值计入“碳资产———政府配给”。按照新会计准则及其应用指南的有关规定,企业收到的政府补助,在核算时应贷记“递延收益”科目,则具体会计处理为:借记“碳资产———政府配给”科目,贷记“递延收益”科目。

2.企业自行购买的碳排放权的初始计量。企业购买的碳排放权,一方面是为了弥补不足的使用部分, 另一方面是作为金融资产的投资行为, 我们先假设企业购入的碳排放权主要的目的是为了出售。 按照拍卖取得碳排放权的成本,以当期的公允价值入账,借记“碳资产———交易”科目,贷记“银行存款”“库存现金”等科目,而在公开市场拍卖所产生的费用,计入当期损益, 借记“管理费用”科目 ,贷记“银行存款”“库存现金”等科目。

(三 )后续计量 。 因为购入的碳排放权对于一个企业来说,有两种使用途径,其一是用于企业自身生产过程的消耗, 其二是用于企业出售赚取利润,所以应当在二级科目中体现对两种不同途径的处理。

1.企业自用。 使用时,优先使用政府免费配给部分。 因为政府免费配给本就属于无偿赠与的资产, 不能计入企业的成本, 并将其反映在企业收入增加。所以,当企业使用政府免费发放的配额时,应直接做反向处理,即:借记“递延收益”科目,贷记“碳资产———政府配给”科目。 当政府配额不足时, 就需要使用外购的碳排放权弥补企业排放量。能够使用碳排放权的企业(即生产企业), 说明其一定拥有生产能力, 这部分资产是企业自行购买并用于生产消耗环节的, 应该根据其使用情况,计入企业的生产成本中。其会计处理应分为两步:(1)先在二级科目中转换,将其从“交易”科目转到“自用” 科目,借记“碳资产———自用”科目,贷记“碳资产———交易”科目。(2)根据其生产消耗的数量,将其反映并计入“生产成本”中,借记“生产成本”科目,贷记“碳资产———自用”科目。

2.用于出售 。 由于碳排放权具有交易性金融资产的部分特性, 特别是在出售环节时, 通过碳排放权交易市场拍卖进行交割, 使得碳排放权更偏向于交易性金融资产。 因此出售时以实际取得的资金计量, 与账面的差额计入“投资收益”。 其会计处理应分为两步:(1)先在二级科目中转换,将其转入“碳资产———交易”中,借记“碳资产———交易”科目,贷记“碳资产———政府配给”科目。 (2)在出售时,借记 “库存现金 ”“银行存款 ”等科目 ,贷记 “碳资产— ——交易”科目,同时借记 “递延收入”科目,贷记“营业外收入 ”科目。 对于出售企业自行购买的碳排放权,则类似于普通的商品出售,直接进行销售业务的会计处理。 即:借记“库存现金”“银行存款” 等科目, 贷记 “碳资产———交易”科目,并以实际取得的资金计量,与账面的差额计入“投资收益”。

3.企业期末留存 。 对于企业期末留存部分, 需要在报表中反映其真实价值。在经济市场环境的变动下,存在公允价值的变动, 所以在月末、 年末等,应以公允价值变动调整,以公允地反映其价值。 其公允价值的变动额为购入的成本价与当天的市场价差额。

(四)碳排放权信息。碳排放权的信息披露能够让信息使用者了解碳排放权交易的相关会计信息,但是碳排放权和其他排污权一样,其后期披露不被重视 , 由我们收 集整理的 数据得出 : 38.75%的公司在财务报告中披露了排污权信息,近20%的公司并未披露。 由此可以看出各国各企业对碳排放权的后期披露不太重视,同时碳排放权的会计披露没有一个完整的行业规范,无法向信息使用者提供横向对比的条件。

随着碳排放权交易的活跃和人们环保意识的加强, 碳排放权对于财务报表使用者的重要性日益加强, 其对于企业经营成果的影响也日益加深。 将碳排放权单独建立一个账户, 也是对其后期披露有一个良好的开端。 碳排放权的后期披露首先应在企业财务报表中进行记录。

碳排放权作为企业资产应记录在资产负债表中,同时其引起的利润变化和现金流变化也分别记载于利润表和现金流量表中,将其购入和出售的碳排放权分别计入购买商品、接受劳务支付的现金和取得投资收益所收到的现金, 并在附注中注明相关用量明细和重大事件对碳排放权的影响。对于碳排放权交易频繁的企业,可以采取编制独立碳资产报表的方式,使碳排放权的明细交易更详细地反映给信息使用者。

因为碳排放权的配额、 购入数和增减情况是通过二级科目表示,所以对于“碳资产”这个科目的数据披露,可以反映出企业在一定时期内对于碳排放权的重视程度。结合附注中列出的政府配给额和使用额,就可以从一定程度上看出企业的产品生产规模,或者是企业未来对碳排放权看重与否的走向。

(五)不同会计处理对比分析 。 根据对我国碳排放权会计处理的分析,笔者发现主要问题在于是否将碳排放权计入 “无形资产”与“金融资产”,这一问题会导致碳排放权在后续计量中的走向不同。

通过对同一业务分别使用 “无形资产”“金融资产”“碳资产” 三种不同的会计处理方式, 对比分析得出:“无形资产” 无法处理好累计摊销和碳排放权消耗之间的关系, 计入生产成本导致产品成本增加, 但是其中一部分是国家免费配给企业使用的份额,不应该计入生产成本,但是“无形资产” 账户无法合理将这一部分单独计算。 “金融资产 ”无法公允反映碳排放权取得与使用时不同价格而导致的处理问题, 并且金融资产不可以直接用于企业的生产消耗。 我们设计的“碳资产” 科目, 由于一开始就将碳排放权分为用于交易和用于使用两部分, 在一级科目下分开核算, 清楚反映碳排放权在企业的用途和使用量, 既能够有效地解决由于出售而计入收入所引起的利润表虚高问题, 也能更加公允地反映企业的盈利情况。

五、结论及政策建议

碳排放权这一新型环境资源管理手段的产生促使了碳排放权交易市场的形成与发展,同时它的特殊性也给会计处理提出了新的挑战。笔者认为针对碳排放权构建一个新的会计科目“碳资产”,并确认为企业的资产,进行相关会计处理,使其能适应不同方式取得排放权的会计计量、满足不同用途排放权信息披露的需要,规范排放权信息披露。

(一) 政府出台并修改相关会计准则。 碳排放权作为国家用于市场性调控而产生的新兴资产, 其交易事项最终要纳入企业的会计核算系统, 为了适应我国企业和资本市场发展的实际需要, 我国应尽早制定碳排放权相关的会计准则, 统一企业的会计核算,提高会计信息的一致性和可比性,促进碳交易的有序发展。 制定出具有前瞻性的,对碳排放权的记录、计量、确认、报告有帮助的会计准则。 借助于碳排放权相关的会计准则,逐渐建立起完善的低碳会计体系, 建立起与国际衔接的、具有公信力的碳排放权交易制度。

(二) 增强碳排放权交易的会计披露。 根据我国会计准则的重要性原则, 对企业影响重大的事件需要进行详细披露。 建立“碳资产”科目的目的,就是为了将碳排放权交易的披露,从表外纳入到表内,从而体现其重要性。 但是准则的修改有滞后性, 在准则修改之前, 笔者建议以编制碳资产独立报表的形式披露碳排放权的使用情况。

摘要：碳排放权信息披露是碳交易市场建设的重要内容。但是目前对碳排放权所属的资产类别有“无形资产”“金融资产”“存货”等观点,碳排放权会计处理的不同削弱了碳排放权会计信息的可比性。本文通过对比国内外碳排放权会计处理方法,提出了以“碳资产”科目统一碳排放权的会计处理,完善碳排放权的信息披露,从而提高碳排放权交易信息的可比性。

排放权交易论文 第11篇

一、必要性与紧迫性

我国温室气体排放总量大、增长快，已经成为建立绿色低碳生态文明社会面临的重要挑战。碳排放权交易通过为重点排放单位设定总量控制目标，形成倒逼机制，促使企业加强碳排放管理，进而促进产业结构调整升级，为落实我国碳排放强度下降目标，推行温室气体排放总量控制和配额管理制度，确保落实2030年左右碳排放达到峰值的目标发挥积极作用。同时，碳排放权交易能充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，增强企业的参与主动性，降低全社会的减排成本。此外，推行碳排放权交易还能促进新兴服务业发展，带动节能低碳和循环产业投资，为加快实施创新驱动发展战略做出积极贡献。

二、建立碳排放权交易市场的工作基础

为探索和积累经验，2011年11月我们组织北京、天津、上海、重庆、广东、湖北和深圳等7个省市开展碳排放权交易试点。在试点省市带动下，浙江等十多个非试点省（区）和城市也先期开展了一些基础性工作。2014年我们按照中央改革办部署，启动了全国碳排放权交易市场顶层设计。随着相关工作的有序展开，目前建立全国碳排放权交易市场的基础已初步具备。

一是实践基础。各试点省市扎实开展大量基础工作，利用较短时间建立起交易制度体系。到2014年6月，7个试点省市全部相继启动交易，共纳入排放企业和单位1919家，配额总量合计约12亿吨。截至2014年10月底，7个试点碳市场累计成交约1375万吨二氧化碳，累计成交金额5. 2亿元。试点省市2013年度碳排放配额清缴工作顺利完成，配额清缴率均在96%以上，碳排放权交易市场运行总体平稳。

二是数据基础。2013年国家发展改革委会同国家统计局下发《关于加强应对气候变化统计工作的意见的通知》，完善温室气体排放基础统计。试点省市出台了重点企业温室气体核算与报告指南，选择第三方核查机构对有关企业开展了碳排放盘查。国家层面已完成14个重点行业企业的碳排放核算报告指南，即将作为国家标准颁布，其余行业的碳排放核算报告指南也在抓紧编制。

三是政策基础。加强法制建设是碳排放权交易市场的重要前提。2014年中央改革办明确将制定《碳排放权交易管理办法》作为重点改革任务。各个试点省市采取了出台地方人大立法、政府令等不同的方式、分不同的阶段解决立法河题，为全国碳排放权交易市场法制建设提供了经验。

三、建设全国碳排放权交易市场的总体部署

建立全国碳排放权交易市场的主要工作包括：

（一）建立具有强制约束力的法律法规

建议国务院出台行政法规《碳排放权交易管理条例》，由主管部门会同相关部门制定出台《碳排放权交易总量确定和配额分配机制方案》及其他配套细则。

（二）确定碳排放权交易覆盖范围

以控制化石能源产生的二氧化碳为主，将电力、冶金、建材等重点排放行业中排放达到一定规模的企业纳入交易体系，逐步增加温室气体种类和涵盖企业范围。

（三）设定碳排放权交易配额总量

基于我国碳排放强度下降目标、能源消费总量控制目标、煤炭消费总量控制目标等宏观政策目标，建立碳排放总量制度和分解落实机制，以此为基础，再结合纳入企业的历史排放清况、相关行业产业发展政策，设定各省区市碳排放权交易的配额总量。

（四）制定配额分配方案

依据纳入企业的排放特点和数据基础，并考虑维护其国际竞争力等因素，提出碳排放配额分配的原则、方法和标准，并确定具体的分配方案。

（五）建立核算、报告与核查体系

颁布全国企业温室气体排放报告管理办法，发布电力、冶金等重点行业企业温室气体排放核算方法和标准，建立企业温室气体排放数据报告和管理系统和第三方核查机制。

（六）建立国家碳交易注册登记系统

通过建立专门的信息化碳交易注册登记系统，准确记录、跟踪和管理排放配额持有和交易情况。

（七）确定交易平台

初期以现货交易为主，条件具备时引入期货交易。对交易机构进行有效监管，并针对碳排放权交易可能存在的风险点，建立健全监管制度，明确监管部门和监管责任。

（八）制定市场调节机制

综合采用国家预留配额、出售经核证的自愿减排量、配额有偿拍卖、政府资金回购等手段，对市场供需进行必要的调节，确保市场平稳运行。

四、时间进度安排

全国碳排放市场建设按照总体设计、分步实施的原则，分三个阶段进行。

（一）准备阶段（2014—2015年）

总体目标是完成碳排放权交易市场基础建设工作，具备启动交易的条件。其中2014年的主要任务是报请国务院发布《全国碳排放总量控制制度和分解落实机制实施方案》，国家发改委出台部门规章《碳排放权交易管理暂行办法》并建成国家碳交易注册登记系统，具备运行条件。2015年的主要任务是与国务院法制办衔接，争取尽早出台国务院行政法规，同时由主管部门出台其他相关的配套细则和技术标准，以及所有行业企业温室气体核算方法和标准，研究确定全国碳排放权交易配额总量及配额分配方法和标准，完善注册登记系统，为启动交易做好准备。

（二）运行完善阶段（2016—2020年）

其中，2016—2017年为试运行阶段，主要任务是根据出台的各项政策法规，逐步将31个省区市及新疆生产建设兵团纳入全国碳排放权交易范围，做好配额的初始分配，启动市场运行。2017—2020年的主要任务是全面实施碳排放权交易体系，调整和完善交易制度，实现市场稳定运行。

（三）稳定深化阶段（2020年以后）

主要任务是增加交易产品，发展多元化交易模式，逐步形成运行稳定、健康活跃的交易市场。同时进一步提升市场容量和活跃程度，探索与国际上其他碳市场进行连接的可行性。

五、建立全国碳排放权交易市场的保障措施

（一）加强组织领导

发挥各地区和相关职能部门作用，加强沟通协调，推动落实各项工作任务。各地区要将建立碳排放权交易市场作为重要体制机制改革，纳入本地区经济社会发展规划和年度工作计划，明确任务、落实责任，确保完成本地区目标任务。建立碳交易专家支撑队伍，加强相关的基础研究和决策咨询。

（二）完善财政金融配套政策

财政金融部门要研究提出支持碳排放权交易体系运行的金融财税政策，加大资金支持力度，支持配额的分配与调节、第三方核查、注册登记系统的运行和维护、市场监管等工作，保证碳市场长期持续运行。

（三）开展能力建设

在全国范围内加强基础能力建设，组织开展多层次、大面积、针对性强的培训活动，建立长效人才培养和遴选机制，培养碳交易从业人员，为碳市场提供人才保障。

（四）加大宣传力度

碳排放权交易市场中的交易成本分析 第12篇

一、交易成本定义

一直以来,关于交易成本的定义,学术上讨论比较多。更多的研究从市场摩擦展开的,有许多论文文献对市场摩擦进行了讨论,认为交易成本阻碍了或者至少影响了经济主体的经济行为,并且是传统的经济学理论所不能解释的。Hicks(1935)认为,需要给“市场摩擦”更精确的定义,并从交易成本角度对“市场摩擦”进行解释。尽管Coase(1937)认为厂商的存在价值,就是由于厂商的组织形式使得交易更为有效率也更为经济,但是他没有提到“交易成本”这个概念。交易成本这个概念在货币和金融市场中使用得比较多。在20世纪70年代,随着产业组织理论的兴起,经济领域开始讨论交易成本问题,早期的产业组织理论主要是研究市场失灵和“市场摩擦”问题。经济学领域关注交易成本主要有两个方面的原因:一是交易成本会引起市场失灵,从而导致社会福利的损失;二是交易成本会影响产业内部的组织结构形式(Solomon,1999)。

对于碳排放权交易市场来说,由于遵约参与者相对较少、交易的品种比较专业,所以导致碳排放权交易市场交易相对不够活跃,总体交易成本比较高,对于碳排放权交易市场中交易成本的研究就非常有意义。对于碳排放权交易市场来说交易成本主要包括三个部分,分别是寻找对手和信息成本、讨价还价和决策成本以及监管执行成本。第一部分,也就是寻找对手和信息成本是比较明显的。碳排放权交易市场作为一个新的碳减排措施,其建立是基于一系列的法律文件,尤其是在《京都议定书》之后才正式确认为碳减排的主要措施之一,并且各个国家和地区由于经济条件和地理资源禀赋的不同,采取的碳排放权交易规则差异也较大。作为新的减排措施,碳排放权交易市场的各项制度还需要逐步完善,比如欧盟采取了三个阶段来开展碳排放权交易工作,这些规则的修改直接影响碳排放权的供求关系,并且直接或者间接影响碳排放权交易价格,所以对于遵约参与厂商来说,对于碳排放权交易市场的信息搜集工作就非常重要,这些工作更多的是由中介咨询机构来提供。由于碳排放权供给方和需求方往往是跨行业的,所以统一的碳排放权交易市场更有利于寻找交易对手。第二部分,讨价还价和决策成本也非常重要,为了使得交易能够达成,双方需要支付必要的管理费用以及支付给中介一定的费用。第三部分,监管和执行成本主要是监管机构来承担的,为了维持正常的市场秩序,对于碳排放的额度确认以及后续的违规监管和处罚,形成准确而真实的碳排放权供给和需求,这一部分也非常重要。

二、交易成本对碳排放权交易市场的影响

关于交易成本对产业内部的组织结构的影响。Hanemann(2009)发现,交易成本的不同结构会对参与碳排放不同规模的经济体影响是不同的,规模较大的厂商具有一定的规模效益。如果环境监管所带来的交易成本是非线性的,那么边界条件的改变会使得以成本最小化为目标的厂商面临不同的最优决策,结果会使得规模较大的厂商更为有利,从而促进行业的兼并重组,市场的集中度得以提高,有可能减弱市场的竞争性。论文用计量方法分析了欧盟碳排放交易计划(EU ETS)监管下的德国厂商的交易成本情况。通过最小二乘法和非线性估计方法对碳排放交易成本的估计,论文认为交易成本是碳排放量和碳排放交易量的非线性函数。这也就意味着,欧盟碳排放交易计划存在碳交易的规模效益。对于二氧化碳年排放100万吨以上的厂商交易成本是下降的,二氧化碳年排放100万吨以下的厂商交易成本是上升的。基于数据的分析,德国受欧盟碳排放交易计划监管的厂商,每年交易成本总额约为870万欧元。实证进一步显示对于年排放100万吨以下的厂商更有动机去减少碳排放量。虽然这一扭曲结果会带来社会福利的损失以及经济效率的降低,但对于整个欧盟碳排放交易计划的减排效果影响较小。

关于交易成本会引起市场失灵,从而导致社会福利的损失是本文研究的重点。极端情况下由于管理成本以及其他交易成本太高以至于抵消了交易所获得的收益,从而使得Fox River水污染排放交易计划失败。Stavins(1995)首先给出了碳排放权交易市场下交易成本基本模型,首先,给出了交易成本曲线和边际污染控制曲线,通过分析认为交易成本会减少可交易区间,也就是说当交易收益小于交易成本,那么遵约参与者就不会到市场上进行交易了;其次,论文给出了交易成本在碳排放权供给和需求方的分摊情况,认为无论哪方在名义上给付交易费用,实际上的交易成本的分摊主要受碳排放权供给方和需求方的污染控制成本函数的弹性所决定的,具体而言交易成本更多的是由边际污染控制成本较高的一方承担;最后,论文分析了不同的交易成本结构下,遵约参与者碳技术减排数量与初始碳排放权分配额度之间的关系,认为如果交易成本函数是线性的情况下,遵约参与者碳技术减排数量与初始碳排放权分配额度无关,如果交易成本函数是凸函数的情况下,遵约参与者碳技术减排数量与初始碳排放权分配额度负相关,如果交易成本函数是凹函数的情况下,遵约参与者碳技术减排数量与初始碳排放权分配额度正相关。但是,论文没有考虑产品生产数量与初始碳排放权分配额度之间的关系。本文就是在Stavins(1995)的基础上,把产品市场纳入到模型中进行分析。Ofei-Mensah和Bennett(2013)研究了在澳大利亚交通运输和能源部门中开展的三个碳交易计划的交易成本估计问题。这三个碳交易计划分别是:燃料强制标示计划,自愿燃料效率提升计划和假想的市场型计划。资料主要通过调查访谈和其他二手数据等方法获取。第一,本文发现市场型计划碳减排交易成本要高于其他两个计划,交易成本约为7.2美元/吨。也就是说,交易成本成为碳减排的主要障碍。第二,各碳减排计划交易成本组成部分比例的不同主要是由各计划自身特征造成的。因为自愿燃料效率提升计划是自愿加入的,所以其执法成本较低。较低执法成本增加了对是否有足够的资源投入到这碳减排计划实施的疑虑。也就是说,是否有足够资源用来碳减排。对于市场型计划而言,碳市场交易过程产生的费用是主要费用。第三,论文认为对于燃料强制标示计划和市场型计划而言,交易成本非常高以至于对碳减排计划的实施效果具有实质性影响。总之,交易成本会影响政策市场失灵。在选择碳减排政策时考虑交易成本,有助于对政策工具进行初步筛选,有助于提高政策设计和实施,以及政策的评价。尽管如此,但是对于交易成本的关注还是太少。一般研究认为,市场型碳减排计划(碳交易和碳税)比非市场型碳减排计划效率要高,但是本文发现,考虑计划实施过程中的交易成本等因素,市场型的碳减排计划未必优于非市场型的。所以,交易成本对于政策选择具有一定的作用。

三、交易成本模型建立

这里我们首先假设存在N个厂商生产同质的产品,产品市场是完全竞争的。并且,这N个厂商都是碳排放权交易市场遵约参与者,这时这些厂商就需要考虑碳排放成本。于是这些厂商的利润函数为:

其中,z表示产品产量,r表示产品价格,C(z)表示产品生产成本函数,并且Cz>0,Czz>0。假设u=θz为遵约厂商在不受排放约束情况下的碳排放量,θ为碳排放强度,也就是单位产品产量对应的碳排放量,q为通过技术手段减少排放的碳排放量(污染处理量),a为监管机构免费发放的碳排放权量,x=θz-a-q为在二级市场交易的碳排放权交易量,当x>0表示卖出碳排放权,当x<0表示买入碳排放权。B(q)表示污染减排带来的处理成本函数,并且Bq>0,Bqq>0。从这个利润表达式可以看出,碳排放权的初始分配并不会影响到产品产量z,产品产量实际上是产品价格、碳排放权交易价格以及碳排放强度的函数,也即z=z(r,p,θ)。

但是如果把碳排放权交易市场中的交易成本考虑进来,碳排放权的初始分配就会影响到最优的产品产量。用t表示厂商在碳排放权交易市场净交易量,表示为厂商碳排放水平减去初始碳排放权额度的绝对值:

其中,υ=θz-q表示厂商碳排放水平。那么在此基础上,我们定义交易费用函数T(t)为,并且Tt>0。由于遵约厂商参与碳排放权交易市场需要缴纳一定的固定费用,比如说参与碳排放权交易市场所需的管理费用、注册费用等,所以T(t)应该是永远大于零的。当这些固定费用太大时,会使得一些厂商没有动力参与碳排放权交易市场,所以此模型假设固定费用足够小以至于只考虑变动费用则可。这时,遵约厂商的利润函数可表达为:

不失一般化,这里我们假设其中一个遵约厂商是碳排放权净买入者(υ>a),以此我们分析碳排放权初始分配对遵约厂商利润以及产品产量的影响。遵约厂商的目标函数就是最大化其利润,那么目标函数的一阶条件有:

从这里可以看出,一阶条件表示产品价格r等于边际成本(Cz+pθ+θTt),也可以说是边际收入(r-pθ-θTt)等于边际产品成本(Cz)。对于交易所来说,不会把交易费用提高到遵约厂商亏损的程度,由于Cz>0,所以要求r-pθ-θTt>0。并且,我们假设遵约厂商技术碳减排量必须大于0。综上,对技术碳减排量求偏导,我们有:

如果遵约厂商技术碳减排量大于0,那么遵约厂商的产品产出量和技术碳减排量都是产品价格、碳排放权交易价格、碳排放强度以及碳排放权初始分配额度的函数,z=z(r,p,θ,a)和a=a(r,p,θ,a)。为了进一步分析碳排放权初始分配额度对产品产量和技术碳减排量的影响,我们对一阶条件进行全微分,整理可以得到:

|H|表示海塞矩阵

从中我们可以看出,产品产量的变动和技术碳减排量的变动依赖于Ttt的符号。当Ttt=0时,dz/da=0并且dq/da=0,这时碳排放权初始分配额度对产品产量和技术碳减排量没有影响,这个与没有交易成本的情形结果是一致的。当Ttt>0时,dz/da>0并且dq/da<0,也就是说当交易成本是碳排放权交易量的增函数时,当遵约厂商的免费发放的初始碳排放权额度增加时,产品产量会增加,相应的无约束的碳排放量增加,并且技术碳减排量减少,从而使得碳排放权交易市场对遵约厂商的减排约束减弱。当Ttt<0时,dz/da<0并且dq/da>0,也是说当交易成本是碳排放权交易量的减函数时,当遵约厂商的免费发放的初始碳排放权额度增加时,产品产量会减少,相应的无约束的碳排放量减少,并且技术碳减排量增加,从而使得碳排放权交易市场对遵约厂商的减排约束加强。并且也可以看出,考虑交易成本后的产品产出水平以及碳排放水平和市场有效下的产出水平以及碳排放水平是不一致的,也就是说考虑交易成本后,市场不再有效。同时我们也发现,对于遵约厂商为碳排放权净买入者,上面的结论也同样成立。

四、结论与政策建议

总之,由于交易成本的存在,边际治理成本与排放权的市场价格不会直接相等,就有可能形成一个新的成本效率均衡点,此时,排放权的初始分配是决定治理效率的重要因素。如果边际交易成本不变,则同不存在交易成本时一样,排放权的初始分配不会影响每个厂商的治理责任和总治理成本;但当边际交易成本增加时,排放权的初始分配影响厂商的治理责任和总治理成本:某个厂商的排放权初始分配量增加,则其污染治理责任减少,导致总治理成本偏离有效均衡时的成本,社会福利下降;相反,当边际交易成本减少时,初始分配的偏离导致交易结果更接近有效均衡时的结果。交易成本的存在使得厂商的边际治理成本与排放权的市场价格不相等,影响了排放权交易的效率,导致实际发生的排放权交易数量大大低于理论数值。通常,交易成本的过高主要是由于减排技术问题以及排放权交易市场的制度不合理两大因素导致。交易成本会增加厂商减排的总成本,从而减少了排放权交易的可能性。

通常,交易成本的过高主要是由于减排技术问题以及排放权交易市场的制度不合理两大因素导致的,所以我们给出如下政策建议:首先,应该采取更多的措施鼓励各类金融机构参与碳排放权交易平台,鼓励金融机构在场内进行做市交易,提高市场流动性,减少交易摩擦成本。其次,鼓励场外场内标准合约的推广,促进碳排放权合约的标准化。最后,应该建立完善的法律法规体系,对于市场的投机行为要建立明确的法律界限,鼓励流动性的同时,也要防止过度泡沫化和市场系统性风险的产生。只有这样,才能有助于较少交易成本,促进碳排放权资源的有效配置,提高市场效率,促进碳排放权交易市场稳定、健康发展。

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