排放交易范文

排放交易范文（精选12篇）

排放交易 第1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。

参考文献

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[2]Paolella M S,Taschini L.An econometric analysisof emission trading allowances[Z].Research PaperSeries 06-26,2006,FINRISK:National Center ofCompetence in Research Financial Valuation andRisk Management..

[3]Seifert J,et al.Dynamic behavior of CO2spot prices[J].Journal of Environmental Economics andManagement,2008,56:180~194.

[4]Daskalakis G,et al.Modeling CO2emissionallowance prices and derivatives:Evidence fromthe European trading[J].Journal of Banking&Finance,2009,33:1230~1241.

[5]Manasanet-Bataller M,et al.CO2prices,energyand weather[J].The Energy Journal,2007,28:73~92.

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。

排放权交易体制公平待解 第3篇

首例交易距天津市排放权交易所挂牌成立仅半月时间，一时间，环保界人士奔走相告，颇为振奋。

然而，当《瞭望东方周刊》记者专程赶往天津了解该例交易的详细情况时，天津市排放权交易所常务副总经理王靖却说，此事“有误传，交易所并没有参与这起交易，我们也不知情”。当地多位知情人士对此也讳莫如深。

讳莫如深的喜讯

美国卡博特公司已有120年历史，其进入中国也已20年，是一家专业生产特殊化工产品和特种化工材料的全球性跨国公司。

2004年年底，天津卡博特成立。按卡博特中国区总裁张心胜的设想，卡博特计划“把天津的工厂建设成为全球最大的炭黑生产基地，力争比目前世界最大炭黑生产能力大一倍”。“世界上的炭黑厂一般在年产5万吨?10万吨的规模；而天津卡博特一期两条生产线就达到了10万吨的年产量。其中，一条年产6.1万吨的橡胶用炭黑生产线已经是目前世界上单线生产能力最大的炭黑生产线。”

炭黑，是以含碳原料(主要为石油)经不完全燃烧而产生的微细粉末。外观为纯黑色的细粒或粉状物。炭黑是重要的工业原料，可以应用于汽车轮胎、胶管、电缆外套、建筑材料等工业产品中。

天津卡博特之所以做出如此战略部署主要是从中国的炭黑需求量考虑的。中国汽车及轮胎制造业的迅猛发展，导致近年来对炭黑的需求量急剧提高。全球工业企业每年消耗800万吨?900万吨炭黑。中国的炭黑年消费量为110万吨，仅次于美国，是全球第二大炭黑消费国。

炭黑生产必将带来高污染，主要污染物为二氧化硫。卡博特的炭黑生产量如此巨大，即便已经安装脱硫装置，排放压力仍然相当大，而环保部门按规定能够给天津卡博特分配的二氧化硫指标又是有限的。正是在这样的情况下，天津卡博特急需储备二氧化硫排放指标。

天津开发区环保局管理科工作人员介绍，天津开发区在汉沽区有一块地，天津卡博特就建在汉沽这块属于开发区的土地上。汉沽区有富余的二氧化硫排放指标，卡博特又有急需，买卖双方都属自愿，开发区环保局自然乐观其成。于是，开发区环保局为双方牵线，促成了这项“异地治理，有偿使用”的交易。

天津卡博特安全部经理韩建国证实了上述说法。韩建国说，天津卡博特一期二氧化硫的排放指标是727吨/年，但因为发展得太快了，如今还有343.1吨/年的缺口。问题是，卡博特所在的开发区二氧化硫排放指标总量已经不够了，而汉沽区改造老锅炉后，有富余的量。“也就是环保局牵线，我们出钱，由天津市环保局把二氧化硫排放指标从汉沽划拨到开发区，再由开发区给我们。”

交易成功后，天津市开发区环保局在其官方网站上发布了消息。而此前10余天，天津卡博特二氧化硫成功转让总结会就已经在天津经济技术开发区召开。天津市环保局大气处、开发区环保局、汉沽区环保局及开发区化学工业区总公司负责人均出席了会议。

既然是首例排放权有偿转让的成功案例，喜讯已经公布，相关部门的总结会也已经开完，自然不属机密。但当本刊记者向韩建国询问交易进展时，对方闪烁其词。

本刊记者辗转接通了天津卡博特总裁的电话，但其也以“事情太敏感，不好说”为由迅速挂断了电话。

本刊就此又致电卡博特上海总部，办公室经理曹丽婧答应，在向天津卡博特了解后再说明情况。“这个你们应该具体询问天津环保部门，我们不方便说。”曹丽婧回电说。

汉沽区环保局负责此事的大气室一位不愿具名人士声称，“你的问题我无法回答，也不清楚”。对于同样的问题，天津市环保局大气处于处长也表示，“不知道这件事”。

草创中的“空气买卖”

在实地探访了天津排放权交易所之后，本刊记者相信该所常务副总经理王靖关于“交易所并没有参与天津卡博特二氧化硫排放权交易”之说非虚。

天津排放权交易所坐落于天津经济技术开发区第三大街一幢高档写字楼里，交易所占据了一楼和二楼。15名工作人员置身其中，显得空旷异常。

坐在静悄悄的交易所会客室里，王靖颇为自豪地给本刊记者讲起了“中国首家综合性环保减排交易平台”短暂的历史和美好的远景规划。

“我们是按照国务院的批复设立的”。王靖说，这个批复就是《国务院关于天津滨海新区综合配套改革试验总体方案的批复》。根据该批复，天津滨海新区将“完善主要污染物排放总量控制机制，建立清洁发展机制和排放权交易市场”。

一直以来，中国主要是通过行政命令手段，将约束性的节能减排量化指标层层分解下去来实现节能减排目标。国内专家认为，目前的手段单一，缺乏长效机制，实现减排目标难度很大，从长远考虑，恐怕需要行政手段和市场手段结合起来加以引导。

天津排放权交易所就是一家按市场机制运作的公司，其3家股东分别是中石油旗下的中油资产管理有限公司、芝加哥气候交易所、天津产权交易中心。3家股东的持股比例分别为53%、22%和25%。作为全球首家环境权益产品交易所，芝加哥气候交易所的参与被认为可以为天津排放权交易所带来成熟的交易模式。

既然是企业法人，就需要自负盈亏。王靖介绍，有的企业排放指标不够用，有的企业排放指标又用不完，交易所就为他们提供了一个买卖排放指标的平台。至于价格，由买卖双方商量。不过，交易所采用会员制运营模式，只有会员才能交易。交易所的收入来源主要是会员费和手续费两部分。会员费是按一定时间周期缴纳，手续费是按买卖双方成交额的一定比例收取，但会员费的具体缴费周期及手续费的收取比例，目前尚未确定。王靖解释，“这些也要在交易所运行成熟后，和会员进行协商后才能确定。”

王靖说，天津排放权交易所目前主要配合天津市政府开展前期工作。同时，市场开发部已经开始积极发展会员。原则上，会员需“自愿加入”，但交易所也有自己的内控门槛，即“挑选各行业的前三强，非会员只有通过会员代理才能交易”。原因是，“交易所的席位是有限的”。目前，交易所已经拥有包括中石油、天津经济技术开发区、中国工商银行、中国建设银行在内的14家創始会员。“创始会员不收费，报名踊跃得很!”

“我们前期做的主要买卖，是二氧化硫、化学需氧量这两项主要污染物排放权的交易。”王靖说，待交易所运营成熟后，将依据国家的节能减排目标、技术和发展需求来设计交易产品。比如，以后还可能搞主要污染物的跨省交易、经核证的减排量(CER)以及节能量等产品的交易。“说白了，排放权交易所里交易价格透明，参与主体多元，跟证券交易所和商品交易所没什么两样。”

亟待夯实的交易基础

排放权交易的空间和市场的形成，源于“十一五”规划中对主要污染物排放总量指标的约束性设定：到2010年，二氧化硫和化学需氧量排放总量比“十五”期末减少10％，二氧化硫总量必须控制在2295万吨。这个量化指标又被分配到各个省市和企业。

“指标有限制就会产生市场。排放企业会算两笔账：买指标划算还是上节能减排设备划算；买指标划算还是交罚款划算。”天津排放权交易所市场开发部副经理丁宇说，在一个完善的市场上，减排效率最高的企业就会成为排放权最主要的“供应者”。

但问题是，有了交易平台就一定会有顺畅的交易吗?环境保护部规划院副总工程师杨金田并不这样认为。在他看来，如何划分地域、怎样确定配额，怎样跟踪计量是交易的前提，而这些目前都还没有确定下来。

从理论上看，排污总量要依据区域环境容量、污染物排放现状，并结合上级政府下达的污染物排放总量控制、削减指标和经济社会发展计划等因素综合考虑来确定。不过，如何确定区域排污权总量却是个难题，而区域排污总量是制定企业排污权分配额度的基础。因此，主要污染物的可交易量认定和排放的监督管理，是排放权交易中比较棘手的两个问题。

“最难的是排放初始权有偿分配的確定。企业获得排放初始权的情况是不一样的，有的老企业可能是无偿分配获得的，而一些新建企业和改扩建企业可能会有偿获取；有些对环境污染严重的企业用相对较低的成本占有了大量的排污权指标，而有一些污染轻的企业反而需要较高成本才能购买到排放权。初始排污权如何分配才能确保公平公正?排污权有偿使用的期限如何设置?这都需要进一步细化，很复杂的。”王靖说。

天津市石油化工规划办公室主任张东升则把这个问题提高到了“排放权资源究竟属于谁”的高度。他由此提出了一连串与之相关的问题：“环境是一种重要的公共资源，同时环境又是公共产品。有价值的公共资源应该属于公民的财产，企业可以花钱买排放指标，公民受排放的损害得到了补偿吗?现行法律法规并没有对排放权交易做出规定，交易的合同受法律保护吗?有的排污指标是无偿获得的，但却作为稀缺资源进入市场交易，并因此享有交易所带来的利润。为什么交易可以获利，初始指标的使用却不需要付费呢?”

“我们也就是一个企业性质的平台，好多问题不是我们能解决的，希望有关部门尽快把很多规则细化下来，我们才能交易。”王靖说，天津排放权交易所目前的上级主管部门是“天津市监管联席会议制度”，至于相关的暂行管理办法也尚未制定出来。

环保专家刘建认为，在排放权交易方面，德国的做法很值得中国借鉴。德国实施排放权交易制度的基础工作不过始于2002年初，但目前已形成了较全面的相关法律体系和管理制度。法律体系包括《温室气体排放交易许可法》、《温室气体排放权分配法》、《排放权交易收费规定》等7部主要法律规章。

德国联邦政府还组建了管理排放权交易事务的专门机构，即联邦环保局排放交易处。其主要职能是发放排放许可证；核实企业报送的排放申请报告；按账户形式对每个企业进行登记；起草与排放许可相关的国际国内报告；与欧盟和联合国进行合作。

虽然天津市排放权交易所一直以对卡博特首例排放权交易“不知情”为由拒绝发表评论，但在采访结束时，丁宇却说了一番意味深长的话。他说，排放权交易牵扯到地区经济发展和各企业之间的实际利益。“最主要的还要看地方政府对排污权交易怎么理解，尤其是跨区交易。如果地方政府考虑的指标就是GDP，有排放指标余量，就有了建设新项目的空间，因此会有惜售心理，不愿意把指标卖给外面，这样排放权指标就无法真正流动起来。”

碳排放权交易价格探讨 第4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

排放交易 第5篇

2010年09月08日 17时02分 59 主题分类: 环境保护

“污染物”

重庆市人民政府办公厅关于印发重庆市主要污染物排放权交易管理暂行办法的通知

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

排放交易 第6篇

3月4日上午，佛山市顺德区排污权交易试点启动第一批排污权交易，8家木质家具制造企业作为顺德试水排污权交易的首批企业，为取得所需的VOCs排污总量指标进行了激烈竞价。

“以VOCs作为污染物因子开展排污权试点，过去在全省乃至全国范围内也并不多见。”广东省环境保护厅负责人指出，顺德区排污权交易试点启动，促成了广东首批VOCs排放权交易成交，为广东区域试点工作的推进迈出了实质性的一步。

首批交易，

成交额为22.4658万元

顺德区首批排污权交易在全省排污权交易统一平台——广东省环境权益交易所进行，以电子竞价的方式出让VOCs排污指标共5吨/年、使用期为5年。根据电子竞拍的交易规则，此次交易底价为8000元/吨/年，每次加价最低为200元/吨/年，最高可达1000元/吨/年，最后以价高者投得。

而记者在现场了解到，此次参与竞价的8家木质家具制造企业的需求量为6.8吨。对于为何不按企业的实际需求量出让排污指标，顺德区环境运输和城市管理局（以下简称“顺德区环运局”）副局长吴志伟介绍说，“我们希望通过这次试点，体现‘容量有限、资源有价、使用有偿’的环保理念，促使企业自觉控制和减少排放，从而实现VOCs总量的有效控制。”

或许正是因为排污权供应量紧张，距离交易开始还有将近1个小时的时间，但参与竞价的企业代表早早到会，并在各自指派的区域准备就绪。经过7个回合的激烈争夺，最终7家企业，以平均9085.7元/吨/年的成交价格，买走这次出让的全部排污指标，总成交额为22.4658万元。顺德区环运局表示，成交费用将用于日后顺德区环境污染防治和环保监管能力建设。

新增排放量小于0.2吨/年可直接购买

“不仅仅是参与竞价的8家企业，今后，顺德木质家具制造和制鞋行业有新增VOCs排放的新建、改建、扩建项目的所属单位，在申请环评审批前，须通过有偿方式取得新增排污权。”吴志伟介绍说。

顺德家具、鞋业企业多，VOCs使用量大，是当地重要的大气污染物来源。顺德这次启动的排污权交易，是在全省试点工作的总体框架下，从自身的产业和行业特点出发，选取木质家具制造和制鞋行业的VOCs开展试点。

“这次还有企业未能顺利拍到排污量，我们将尽快安排他们参与下次的交易。”吴志伟介绍说，新增排放量小于0.2吨/年的受让申请单位，按排污权有偿使用初始价格和五年有效期，直接向顺德区环运局购买排污批标；新增排放量不小于0.2吨/年的受让申请单位，则需根据《顺德区排污权交易规则（试行）》相关要求完成受让程序，通过排污权交易平台取得新增排污指标。

“当然，合法取得排污权的排污单位可以通过提升污染治理水平等方式，腾出富余排污权，并通过排污权交易平台出让，获得收益，但交易价格不得低于排污权有偿使用初始价格。”吴志伟说。

“价格还算理想，符合我的预期！”

排污权有偿使用初始价格为8000元，是如何确定的？据介绍，排污权有偿使用初始价格是根据本区试点行业社会平均治理成本、环境资源稀缺程度、供求关系和社会承受能力等因素，由顺德区物价部门会同顺德区财政、环保部门按有关规定报上级主管部门核准后执行。

对于这一价格，企业的接受情况又如何？

“价格还算理想，符合我的预期吧！”佛山市森拿美家具有限公司总经理邓碧霞说：“排污不再免费，企业的成本肯定会增加。这次能买到排污指标，我们就能名正言顺地使用指标、放心扩大生产。”

顺德万仕达木业有限公司（以下简称“万仕达公司”）同样因为扩建项目需要新增排污指标而参与了此次的竞价。他们以8800元/吨/年的价格，如愿竞得排污指标1.1306吨，成为全场成功拍得最多排污指标的企业。对此，万仕达公司董事长梁泽泉表示，“公司将引进更先进的生产设备，通过机器化生产，减少人力、提高产能来弥补这一部分的支出。”

先行先试，

饮VOCs排污权交易“头啖汤”

“顺德能在全省率先开展VOCs排污权交易，是因为顺德开展排污权交易研究工作启动早，基础扎实。”省环境保护厅负责人指出，特别是2014年7月顺德区被列入广东排污权有偿使用和交易试点后，抓紧配套完善相关的政策规范，组织开展对VOCs排放情况的摸底调查，积极探索VOCs指标分配、监测核算、初始定价、总量控制等的技术和评估方法，有序地推进开展试点工作取得了积极的进展。

“顺德的排污权交易，不但率先采用以VOCs作为污染物因子开展排污权试点，而且第一批就直接采用电子竞价方式，市场化程度更高，交易起点高、实施难度大。”省环境保护厅负责人介绍说，此前由省环境保护厅组织开展的三次示范性排污权交易活动，也是先逐步由定向出让推进，到了第三批才采用电子竞价方式交易。

排污权有偿使用和交易是广东环保深化改革的重要内容，顺德的先行先试，为省、市进一步扩大试点因子和试点范围提供良好的借鉴经验。目前广东已经同意佛山市、东莞和顺德区作为省内排污权交易试点单位。其中，佛山市已经启动排污权一级市场指标分配工作，东莞市正在抓紧制定完善相关政策体系。顺德区率先启动试点，标志着我省地方区域性排污权有偿使用和交易试点全面启动。

广东碳排放权交易试点启动 第7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。

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

[1]曾刚, 万志宏.碳排放权交易理论及应用研究综述[J].金融评论, 2010 (4) :54~125.

[2]Stefan Pickl, Erik Kropat, Heiko Hahn.The impact of uncertain emission trading markets on interactive resourse planning processes and international emission trading experiments[J].Climatic Change, 2010, 1003:327~338.

[3]N.Anger, B.Brouns, J.Onigkeit.Linking the EU emissions trading scheme:ecomomic implications if allowance allocation and global carbon constraints[J].Mitig Adapt Strateg Glob Change, 2009, 14:379~398.

[4]Joachim Schleich, Karoline Rogge, Regina Betz.Incentive foe energy efficiency in the EU Emissions trading Scheme[J].Energy Efficiency, 2009, 37~67.

[5]程会强, 李新.四个方面完善碳排放交易市场[J].中国科技投资, 2009 (7) :42~44.

[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。

排放交易 第11篇

CO₂减排规划要尽早明确排放转折点(排放顶峰)

按照目前的碳排放速度，不加制约的话，到2020年中国二氧化碳排放将可能占世界总排放的25％－30％。目前中国大城市的人均碳排放已超过世界上许多大城市。在中国的许多城市和省级碳排放规划中，很少做出有转折点的CO₂减排路线图。城市和省级的长期(2030年，2050年)规划中，能源消费和CO₂排放仍是上升趋势，支撑工业，制造业等高能耗产业的发展。这种指导方针，仍是把经济发展与能源和碳排放挂钩，而不是脱钧。这种规划会固化高能耗的发展模式，方式和经济结构，产生对高碳排放发展路径的依赖，使今后的任何改变都要付出更高成本。因此在城市和省级CO₂减排规划中，应对气候变化的规划要有较长的时间段(2050年，至少到2030年)，并标示出CO₂排放上升阶段、排放顶峰和下降阶段。排放的倒“U”曲线的顶峰应尽早出现。譬如，城市减排规划应在2020年与2025年之间出现顶峰，而省级减排规划应在2025年与2030年之间，甚至更早的时间段出现顶峰，以应对日益严峻的气候变化的挑战。减排顶峰期出现越迟，以后付出的成本越大。这样的减排规划使总量控制目标趋严，也符合投资者的预期，即碳交易市场的价格走势趋高，从而鼓励减排。当总量控制目标为绝对量减排(顶峰以后)，成熟的碳排放交易市场就能充分发挥它的功能。

做好以控制和降低煤炭消费总量为核心的能源规划

在五市二省范围内严格控制煤炭的消费总量，并令其逐年下降。这些城市和地区的人口密度高、空气污染严重，空气中大部分污染物来自煤炭燃烧和汽车燃油尾气排放。城市在严格控制煤炭消费总量的同时还要注重引入清洁能源，尤其是天然气。在制定城市能源规划方面，北京已经成为先驱，煤炭消费总量在“十二五”末比2010年减少600万吨。中国可再生能源的利用已经有了长足发展，其中太阳能、风能和地热能都得到广泛的应用。政府要制定相关的政策来鼓励清洁能源的发展。在碳指标的总量控制和分配，碳基金的使用上，要鼓励清洁能源(天然气和可再生能源)替代煤炭的项目和行动，并给予较高的权重。

地方立法工作要先行

碳排放权交易和碳市场建立的首要条件之一，是要有坚强的法律体系作为依据和支柱。碳市场与金融市场、股票和证券市场一样，每时每刻都有大量的交易产生，也随之会发生各种商业纠纷，需要有力的法律为依据，进行裁决与惩罚。有些相关机构，例如监管体系和核查体系，要有明确的管理权限的授权，能够及时处置和处理产生的问题。各试点省市的人大常委，根据碳排放权交易的特点和要求，公布专门的法规和法令，规范、指导和约束各利益攸关方，其中包括有关政府部门和交易中心。地方发改委不能也不应该充当裁判者。试点的五市二省都有很强的地方立法权限和实践经验，可以先行先试。

排放源和排放清单要统计全面

应对气候变化的重点不仅仅是能源消费产生的碳排放，还包括土地利用，绿色植被、消除热岛效应，建筑物色调涂层、低碳应用技术，城乡协调措施等等。除了CO₂，还应把其它的温室气体也一起加于考虑，尤其是有机垃圾的处理上，所产生的甲烷要应予重视。除了建筑、电力、工业排出的温室气体外，土壤、植被和垃圾占到温室气体总量的35％左右。目前，主要收集和减少的温室气体有二氧化碳CO₂、甲烷CH₄、氧化亚氮N₂0、全氟化物PFCs和六氟化硫SF₆。这些气体都可以折算为等效二氧化碳。由于中国植被率低和计算统计方法不完善，生物质能的碳汇作用在减排规划中强调，但暂不参与交易。

紧密结合其它政府部门的相关重点项目共同推进。在开展碳排放权交易试点工作时，要了解并紧密结合其他有关部门的重点工作同时进行。显然，碳排放权交易与节能目标、可再生能源目标密切相关。例如在电力部门的碳指标可按电量分解，这样可再生能源发电企业就可以有碳指标出售，增强可再生能源的竞争力，激励可再生能源发展。碳减排有很强的减少其它污染物排放的协同效应，碳排放权也可以与硫化物、氮化物，颗粒物等污染物减排相挂钩，提升碳排放权交易价值，达到共同减排的效果。值得注意的是，五市二省也恰恰是环保部的污染物重点控制地区和煤炭消费总量控制地区，如何相互结合，要特别给予重视，不要只把注意力仅集中在碳减排方面。另外，这些地区雾霾严重，威胁公众健康，公众意见很大，已到非治理不可的地步。PM2.5颗粒物的治理尤其困难，借助节能减排减碳和碳交易市场，注意研究一下如何将PM2.5颗粒物的治理结合起来。

根据碳排放权交易市场的供需变化调整策略

环保部之前曾在某些地区和城市开展过二氧化硫排放权交易的试点工作，后来陆陆续续中断了。其中的一个重要教训是，交易的供需双方参与者很少，交易量不大，交易成本过高导致交易市场无法维持。由于一个市的管辖范围比较窄小，交易量可能不大。因此要密切注意市场的供需变化，提高交易量。必要的时候扩大交易范围，从市管辖区域扩展到周边地区。交易量是衡量碳交易市场是否成功的一个关键指标。

国家财政部门和环保部多年来支持了碳税的研究工作，已具备多种可行方案可供选择。有关政府部门是否征收碳税仍举棋不定，难点是无法预料实施的效果。碳税可助推碳交易市场的试点和建立。碳税赋价值于碳，企业的节能减排减碳可以增加收入(减少交税)。碳交易市场的初期，交易量少，运行规则不成熟，投资者对碳市场价格的不确定性很敏感。在初期，为了防止经济和其他不确定因素对碳市场的冲击，例如碳市场供应方或碳市场需求方的过量供应／需求所造成的碳价过低和过高，应建立碳价下限和上限的干预机制。人为的干预过多，会扭曲碳市场的正常运行。随着碳市场的成熟和扩大，逐步放松最后停止对碳市场价格的干预。

碳税在初期交易市场的功用，实质上就是固定的碳市场价格，而中远期的碳市场价格只会比碳税高。因为投资者预期碳税会逐步提高。全国成熟的碳市场建立需要一个较长的时间，在初始期间，碳税就是碳市场的初期固定价。碳税可以与碳市场并存。如果碳交易市场的价格信号能充分传递信息的话，碳税也可转为其它用途或取消。

碳排放权交易及其会计问题研究 第12篇

全球气候变暖已经给人类生存、社会可持续发展带来严重挑战。1992年6月, 为应对全球性气候变暖的威胁, 联合国环境与发展大会通过了《联合国气候变化框架公约》, 190多个国家确定了“把大气中的温室气体浓度稳定在一个安全水平”的“最终目标”;其后许多国家和地区先后签署了《京都议定书》、“巴厘岛路线图”以及《哥本哈根协定》。其中, 《京都议定书》提出了排放权交易机制 (ETS) 、联合履约机制 (JI) 和清洁发展机制 (CDM) 。《京都议定书》的法律约束力使得温室气体排放权成为一种具有流通性的稀缺资源, 形成了由强制碳交易市场和自由碳交易市场组成的全球碳交易市场。

目前, 碳排放权交易机制大致分为两类:基于配额的总量控制交易机制 (CTS) 与基于项目的基准和信用交易机制 (BCS) 。这两种交易机制, 其减排机制不同, 相应的会计处理也不尽相同。当前国际上大多采用基于配额的总量控制交易机制, 因此本文仅针对总量控制交易机制下的碳排放权交易会计处理问题展开研究分析。

二、碳排放权交易机制分析

1.强制碳排放权交易机制。强制碳排放权交易机制即碳排放权受到《京都议定书》约束的交易机制, 其参与的主体为《京都议定书》缔约方, 他们在碳排放权交易市场上开展碳排放权交易, 以满足自身的温室气体排放的法律限额。这种由法律机制建立起来的受政府或相关组织管理的碳排放权交易市场称为强制市场, 其中建立最早也是最成功的当属欧盟排放贸易体系 (EUETS) 。

在强制碳排放权交易机制下, 碳排放权交易机制按照“总量控制排放权分配排放权交易”这三大体系建立 (如图1所示) 。

在总量控制环节, 根据《联合国气候变化框架公约》及《京都议定书》中的约定, 提出全球碳排放总量控制目标, 如规定“缔约方发达国家和转轨经济国家在2008~2012年, 要将二氧化碳等温室气体排放量在1990年的基础上削减5%”。

在排放权分配环节, 需经过碳排放权的初始分配与二次分配;碳排放权的初始分配是指根据《京都议定书》的协定, 在全球碳排放总量控制目标框架下, 确定缔约方各国在某一时期碳排放总量, 从而实现碳排放权的初始配置, 如规定“2008年至2012年间, 以1990年为基准, 欧盟整体碳排放量需削减8%”。碳排放权的二次分配是指各缔约方根据国内具体情况制定“分配计划”, 将碳排放权配额无偿分配给国内重点行业的相关企业。

在碳排放权交易环节, 《京都议定书》提出了ETS、JI和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。如ETS规定, 负有减排义务的企业每年必须按其配给的碳排放配额进行碳排放, 如有多余碳排放配额 (当年的实际碳排放量低于配给的碳排放配额的部分) 的企业可在碳排放权交易市场中出售其多余的碳排放配额, 而超配额排放的企业若没有在碳排放权交易市场中购买相应的碳排放配额, 则将面临高额的罚款。

2.自愿碳排放权交易机制。自愿碳排放权交易市场, 是指在基于《京都议定书》规则基础上建立起来的强制碳交易市场之外, 由没有参加或不受《京都议定书》减排规则约束的国家或地区自愿建立的碳排放权交易市场。其中, 最具代表性的当属芝加哥气候交易所 (CCX) 。

与强制碳排放权交易机制不同, 自愿碳交易基于自愿形式, 没有一套特定的法规, 其减排规则由各碳排放权交易市场确定。自愿碳减排额的买方通常是一些出于树立公共形象、履行社会责任或为投资碳配额而获利的大公司, 如美国电力公司、福特汽车等。

本文以CCX的运作模式为代表分析自愿碳排放权交易机制。2006年, CCX出台具有法律约束力和实际可操作性的《芝加哥协定》, 其构建了CCX的运作模式 (如图2所示) :

第一, CCX实行会员制, 全球范围内的自愿参与者通过交易所的会员注册系统并经审核后成为会员。如今其会员已达到450多家, 其中还包括5家中国公司, 涉及的领域包括航空、电力、汽车、交通等多个行业。

第二, CCX以碳排放总量控制基准线为基础制定减排标准。如CCX将2003~2006年作为第一阶段, 以1998~2001年三年的平均排放量为基准, 要求会员至少每年减排1%;2006~2010年为第二阶段, 以2003年的排放量为基准, 到2010年排放量比基准至少减少6%。

第三, CCX规定了可在交易所范围内流通的配额单位, 会员必须严格遵守相关年份的减排承诺, 通过CCX网上交易平台, 采用碳限额和碳抵销两种交易类型来履行减排义务。如会员的实际减排量超出了承诺减排量, 则可将超出量在CCX中出售或储存, 如会员的实际减排量没有达到承诺减排量, 则需从CCX中购买相应的减排量。

三、总量控制交易机制下碳排放权交易会计处理的多样性

1.碳排放权会计确认的多样性。根据碳排放权的总量控制交易机制, 碳排放权经过分配, 各经济单位 (企业) 无偿获得, 其代表着各经济单位在承担责任之前被允许的碳排放量。由此产生的问题是, 碳排放权如何在财务报表中进行确认, 碳排放权在借方的确认问题, 即是否可以作为资产进行确认。对于此, 基于资产的概念框架进行考察, 碳排放权是政府部门或相关组织初始无偿分配给企业或企业随后购买的 (过去的交易或事项所形成) , 其是企业拥有或控制的资源, 并且预期会给企业带来经济利益 (抵销负债或以获利为目的的销售) , 因此碳排放权符合资产的定义。

与此同时, 碳排放权要确认为资产还要同时满足以下两个条件: (1) 与该资产相关的经济利益很可能流入企业; (2) 该资产的成本或价值能够可靠计量。对于前者, 通过碳排放权市场的交易, 企业可以获得碳排放权所产生的经济利益;而后者, 在碳排放权交易市场日益发达的情况下, 无论是免费分配的还是固定价格出售或竞拍方式分配的碳排放权, 都有相应的市场价格, 其成本或价值是可以可靠计量的。因此企业应当将碳排放权确认为资产。但碳排放权应确认为哪一类资产呢?对于此, 学界与实务界有诸多观点:

那么, 碳排放权在贷方应确认为收益还是负债呢?根据《国际财务报告解释公告第3号排放权》 (IFRIC 3) , 将碳排放权确认为收益, 但遭到相关企业的强烈反对。根据前文关于碳排放权交易机制分析, 企业获得碳排放权是有条件的, 即企业需与政府或相关组织签订不可撤销的协议或承诺, 这种协议或承诺要求企业在某一合约期间内必须按分配的碳排放权进行碳排放, 构成企业的一种义务。通常情况下, 为了控制碳排放, 企业获得的碳排放权要低于实际碳排放, 如果企业依旧按原水平进行排放, 则必须购买额外的碳排放权, 导致经济利益的流出。因此碳排放权符合负债的确认条件, 应当确认为一项负债, 这一观点已被IASB和FASB所一致认同。

对于碳排放权负债的确认时点问题, 主要有两大观点:一是企业应当在获得碳排放权配额时确认相应的碳排放权负债;二是企业在实际碳排放行为发生时确认相应的碳排放权负债。当前, 如IASB等国际组织均采纳第二种观点。具体见表2。

2.碳排放权会计计量的多样性分析。当前, 现实中普遍应用的三种碳排放权会计计量方法是IASB与PWC&IETA所提出的 (具体见表3) :

四、总量控制交易机制下碳排放权交易会计处理的建议

碳排放权作为资产进行确认时, 存在着存货、无形资产、金融资产三种不同的资产类型确认观点。本文认为, 当碳排放权配额的获取与使用是为了履行减排义务, 而不是以投资获利为目的, 则不应确认为金融资产。

将碳排放权确认为存货, 其观点认为碳排放权是在生产经营中被消耗的资产, 且其数量以及金额都能够被可靠地计量, 同时具有有限的使用期限 (法国企业运动联盟Mouvent Des Enterprise de France) 。笔者文认为碳排放权虽然从表面上符合存货的一些特征, 但其经济实质是与存货截然不同的, 不应该确认为存货:首先, 碳排放权并不一定是污染企业生产经营所必须的, 企业可以选择获得碳排放权而进行碳排放, 也可以选择优化生产降低碳排放进而不使用碳排放权;其次, 存货作为流动资产有其年限限制, 虽然碳排放权的使用期限是有限的, 但在实际操作上, 碳排放权的使用时间经常可以延长2~5年。

因此, 企业为履行义务而持有的碳排放权应当被确认为无形资产, 碳排放权没有实物形态, 其实质是许可企业排放一定程度二氧化碳的权利, 这点与许多种无形资产相类似。总量交易机制下, 企业以碳排放为目的持有的碳排放权可以在企业生产过程中排出二氧化碳后被消耗, 类似于无形资产在使用期限内的摊销。并且, 碳排放权的摊销或者出售都能够为企业带来经济利益, 且金额可以合理估计。

对于碳排放权作为无形资产的计量问题, 本文认为, 企业获取的碳排放权应按碳排放权交易市场上的公允价值进行初始计量, 同时确认为递延收益, 其中强制碳排放权交易机制下应作为政府补助。其后续计量, 碳排放权无形资产应在其授权排放期限中进行摊销, 每期期末根据其公允价值的变化考虑其减值处理问题。具体会计处理如图3所示。

(1) 初始计量 (2) 无形资产摊销 (3) 收益确认 (4) 费用确认 (5) 期末减值处理

总量控制交易机制下, 企业实际碳排放与分配的碳排放权配额之间差额的会计处理, 如表4所示:

当企业实际碳排放量大于碳排放权配额时, 本文认为应计入负债, 与表3“方法三”中“企业碳排放量超过分配的配额时才确认该项负债”相一致, 其负债的后续计量则应按“期末碳排放权的公允价值计量”。随后, 根据总量控制交易机制, 超配额的企业应在碳排放权交易市场中购入相应的碳排放配额, 由此产生相应的现金流及费用。

摘要：随着《京都议定书》的签署, 碳排放权成为一种具有流通性的稀缺资源, 并形成了由强制碳交易市场和自由碳交易市场组成的全球碳交易市场。本文基于对总量控制下强制碳排放权交易与自愿碳排放权交易机制的分析, 归纳比较了碳排放权交易会计处理的几种观点, 针对其中存在的争议之处就碳排放权资产、负债的确认与计量问题提出建议。

关键词：碳排放权,总量控制交易机制

参考文献

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