2021年碳市场回顾碳价格因政策预期和燃煤发电增加而飙升•2021年，全球各大碳排放权交易系统（ETS）的温室气体排放成本急剧上升。2021年底，欧盟的排放配额价格超过80欧元/吨——是2020年底的两倍多。在建立独立的ETS后，英国的排放配额价格甚至达到更高水平。2021年，两大北美碳市场（WCI和RGGI）的排放配额价格较之前一年上涨了70%。•从交易量来看，欧盟是全球最大的碳市场。由于加强气候变化减缓目标力度导致市场平衡收紧，欧盟碳市场的许可证价格飞涨。此外，天然气价格飙升导致燃煤发电增加，这刺激了对排放配额的需求，并推动了排放配额价格的上涨。•中国全国ETS从7月份开始正式启动交易。由于纳管企业还在熟悉交易流程，与纳入系统的排放交易规模和其他更成熟的ETS相比，中国碳交易市场的流动性有限，交易价格也不高。•纵观所有市场，排放配额价格上涨在下半年尤为强劲。与7月相比，韩国的排放配额价格到年底增长了逾70%，英国的排放配额价格增幅几乎相当。在此期间，区域温室气体减排行动（RGGI）、欧盟和新西兰的排放配额价格增加了45%至55%。•交易价格的飙升加上交易量的小幅上升，导致交易额达到7600亿欧元的历史最高水平，在2020年（2890亿欧元）的基础上增长了164%。2022年1月31日目录3执行摘要6欧盟碳排放权交易系统（EUETS）11英国碳排放权交易系统（UKETS）13美碳市场16中国碳市场20韩国碳市场22新西兰碳市场24国际航空26自愿碳市场28《巴黎协定》第六条与格拉斯哥气候大会全球碳市场——各细分市场的交易总额本报告介绍了路孚特对2021年全球主要碳市场的评估结果，目的是展示全球碳排放权交易系统（ETS）的主要市场趋势和政策动态，以及这些系统覆盖的领域。我们从官方渠道收集数据，主要是碳交易平台，如洲际交易所（ICE）、欧洲能源交易所（EEX）、韩国交易所（KRX）和中国碳排放权交易所。在相关的情况下，我们还会估算并加入双边（场外）交易规模，以便估算出实际交易量。本报告涵盖了现有或新兴排放市场所在的主要地区，其中主要包括欧洲（欧盟ETS）和英国（自2021年起建立了独立的ETS）。本报告不包括瑞士ETS的数据。北美碳市场涵盖了西部气候倡议（WCI）、区域温室气体减排行动（RGGI）和墨西哥新兴市场。中国碳市场包括区域试点ETS、中国核证减排量交易（CCERs）以及全国ETS2021年的首批交易。此外，还包括韩国（KETS）、新西兰（NZETS），以及对清洁发展机制（CDM）全球碳减排量交易的评估。本报告还介绍了自愿碳市场国际航空排放及相关减排量交易的动态，以及《巴黎协定》第六条对碳交易的潜在影响。这三章主要提供了定性信息，但在后续版本的《碳市场回顾》年度报告中，我们还将根据市场动态和可用数据提供定量信息。本报告由以下分析师团队撰写：AndersNordeng和IngvildSørhus（挪威）、MariaKolos（乌克兰）、YuanLin（中国）、LuyueTan（中国）和LisaZelljadt（美国）。2021年碳市场回顾2022年1月31日2021年碳市场回顾1.执行摘要2021年，全球碳市场交易总额增长了164%，部分原因是交易量增加，但主要原因是交易价格飞涨。全球碳市场交易总量达到158亿吨（158亿吨二氧化碳当量），比2020年（1270万吨）高出24%——见表1.1。据估计，全球交易总额约达7600亿欧元，而2020年为2880亿欧元。价格上涨全球总量控制与交易系统的排放配额价格不断上涨。欧盟碳排放权交易系统（ETS）最能说明这一趋势，但北美碳市场（WCI，包括加州，以及东北部RGGI）与新西兰ETS的排放配额价格也在不断攀升。韩国上半年的排放配额价格有所下降，但是下半年所有主要配额单位出现最快增长——见图1.1中的紫线。2021年7月至12月期间，欧盟排放配额价格（红线）上涨了50%以上。如黄线所示，英国ETS（从5月份开始交易）的排放配额价格在7月至12月期间上涨了近70%。中国全国ETS从7月份开始正式交易。碳交易量很低，特别是在最初几个月，交易价格下跌，然后在12月底出现回升。如图1.1所示，中国碳排放配额（CEAs）的年底成交量加权月平均价低于7月份。按绝对价格计算，这相当于7月份的平均价为50元/吨，12月份为42.89元/吨。但是，按每日价格计算，我们会发现，CEA合约2021年的收盘价为54.22元/吨（约合7.5欧元/吨），比7月16日的开盘价上涨了13%——更多详情参见第5章。图1.2比较了过去五年的年平均价，结果显示，英国的排放配额平均价最高，为65欧元/吨，其次是欧盟ETS，为54欧元/吨。由于英国ETS覆盖的所有实体2021年之前都被纳入欧盟ETS，所以比较的意义不大——英国碳市场从5月份开始进行交易，因此英国的平均价不包括2021年的前几个月，当时其他碳市场的价格普遍较低。新西兰、WCI和韩国的排放配额平均价分别为30欧元/吨、20欧元/吨和17欧元/吨。处于较低价格区间的是，两个只涵盖电力行业的ETS：RGGI（9欧元/吨）和中国全国ETS（6欧元/吨）。这些碳市场所在的国家/地区一直都致力于增强气候目标力度，而排放交易将在实现这些目标中发挥重要作用。这里显示的价格上涨就是这种影响的结果，反映了市场参与主体对未来供需平衡收紧的预期。我们看到，政策和价格之间存在明显的相关性。表1.1：2019-2021年全球碳市场规模路孚特对2019-2021年全球主要碳市场交易量和交易额的评估结果。单位：百万吨（Mt）、百万欧元201920202021交易量涨跌幅（2020-2021年）交易额涨跌幅（2020-2021年）交易总额占比（2021年）百万吨百万欧元百万吨百万欧元百万吨百万欧元欧盟ETS（EUAs、航空EUAs）8706215894104782600671221468250117%162%90%英国ETS无无无无33522847无无3%北美碳市场（WCI、RGGI）16732236520102602826804926033%89%6%中国碳市场1302491342574121289207%402%<1%韩国碳市场38744448705179816%-8%<1%新西兰碳市场3043330516812505170%385%<1%核证减排量（CERs，一级和二级市场）1240166138151138%148%<1%总计10589239725127122877991581175935124%164%所有非欧盟交易都以当地货币计价，为了保持一致，我们将货币单位转换为欧元。区域温室气体减排行动（RGGI）的交易单位是短吨，即0.907公吨。为了保持单位一致性，我们将RGGI的交易总量数据转换为公吨。交易量和交易额包括现货、拍卖和期货，不包括期权持仓。交易量包括试点ETS、全国ETS（2021年）排放配额和中国核证减排量（CCERs）交易。交易额只包括排放配额交易。资料来源：路孚特，2022年1月2022年1月31日32021年碳市场回顾政策预期和高天然气价格抬高了欧盟碳价2021年，欧盟碳交易市场实现创纪录增长。年初，欧盟排放配额（EUA）标杆合约（2021年12月交割的期货）价为33欧元/吨，12月初交易价超过90欧元/吨。碳价上涨加上交易量增长17%，欧盟ETS年度交易额从2600亿欧元增长到6830亿欧元，同比增长162%。欧盟ETS占全球碳交易额的90%，尽管其涵盖的排放量相对较少（每年约14亿吨；相比之下，中国全国ETS为45亿吨）。EUA平均每年易手量更多，这表明市场流动性更高，从而使欧盟成为全球最大的碳市场。欧盟ETS也更加成熟，已经运行17年，而中国国家碳配额交易在2021年7月才开始。欧盟碳市场参与主体预计，由于ETS配额方案正在进行调整，和2030年至少减排55%的新气候目标保持一致，配额供需平衡将趋紧。这是2021年价格上涨的主要驱动因素；此外，主要由于极高的天然气价格，欧洲能源市场看涨。天然气短缺引发了欧洲的能源危机，煤炭发电利润率很高：尽管煤炭和EUA价格处于历史高位，但2021年下半年煤炭发电的利润率很高。于天然气供应有限，核能发电减少，风能也低于历史正常值，，欧洲燃煤电厂已经接近满负荷运转——这导致了对EUA的额外需求。随着价格的上涨，非控排企业涌入欧盟ETS进行交易，其中最突出的是对冲基金等金融投资机构。这些金融或非履约机构被欧盟碳市场过去三年的上涨趋势所吸引。有一些看法认为，金融机构的投机活动构成了市场操纵，并导致EUA价格过度上涨，但欧盟委员会（EC）与欧洲证券和市场管理机构（ESMA）的调查报告驳斥了这种担忧，认为欧盟碳市场不存在投机。推出英国ETS随着英国脱欧并退出欧盟ETS，英国政府在2021年1月推出了独立的ETS，以便继续通过总量控制与交易体系实现其长期减排目标。英国从5月份开始启动拍卖和二级交易（期货和现货）。英国的排放配额价格基本上与欧盟ETS保持一致，但很多时候甚至更高。在这一年中，平均而言，英国排放配额（UKA）的价格在所有主要碳市场中是最高的。12月和1月达到了触发成本控制机制的水平，但英国ETS主管部门经评估认定英国碳配额价格走势受基本面驱动，因此决定不干预碳市场。北美碳市场稳步增长2021年，加州主导的西部气候倡议（WCI）和东北部区域温室气体减排行动（RGGI）在碳交易量和交易额方面都创下了历史新高。WCI和RGGI的排放配额价格在这一年中上涨了70%，碳交易量也创下历史新高。WCI和RGGI的总交易量达到27亿公吨、总交易额超过490亿欧元。图1.1：2021年下半年全球主要碳市场的排放配额（配额）价格月平均价（2021年7月=0）80%70%60%50%40%30%20%10%0%-10%-20%-30%7月8月9月10月11月12月WCI欧盟ETS韩国ETS新西兰ETSRGGI英国ETS中国全国ETS资料来源：路孚特€/t图1.2：年平均价/吨（本地货币转换为欧元）7060韩国ETSWCI50新西兰ETS欧盟ETS（前一年）RGGI中国全国ETS40英国ETS302010020172018201920202021资料来源：路孚特2022年1月31日42021年碳市场回顾WCI在1月份的排放配额平均交易价为18.43欧元/吨，到年底涨幅超过12.50欧元/吨，略低于31欧元/吨。RGGI的排放配额交易几乎遵循相同的趋势，1月份平均交易价略低于8欧元/吨，年底上涨到13.67欧元/吨。与2020年底相比，WCI和RGGI到2030年的排放总量交易将趋紧。中国全国ETS启动交易的第一年：交易量有限但履约率高中国全国ETS自2021年起开始全面运作。有2000多家纳入系统的发电企业必须在2021年底前为其2019-2020年度碳排放上缴排放配额。中国从7月中旬开始正式启动碳市场交易。与其他ETS不同，中国的排放上限（配额供应总量）并不是预先决定而是基于排放强度设定。在全国ETS启动交易的前五个半月中，中国碳排放配额（CEAs）累计成交量约达1.79亿吨，与流动性更强的欧美碳市场相比，这一交易量并不算大。此外，中国核证自愿减排（CCERs）成交量达到1.7亿吨，较之前几年出现大幅增长，这主要是因为纳入全国ETS的履约实体可以使用CCERs代替成本更高的CEAs来清缴一小部分排放量。中国还有9个区域试点碳排放权交易系统，其中许多系统已经运作了近十年，碳交易量很大。从电力行业开始，这些系统涵盖的大多数排放主体将逐步过渡纳入到全国ETS中。全国ETS第一阶段仅涵盖电力行业，但未来几年会进一步扩大覆盖范围，可能纳入水泥和有色金属等行业，也可能已经包括其2022年的排放量。气候目标的提高推动了韩国和新西兰碳市场价格的上涨2021年上半年，韩国ETS的排放配额价格出现严重下跌，原因是前一年出现市场过剩，而结转下来的这些排放配额的适用履约期到6月底到期。在这一履约期到期之后，排放配额价格随即开始上涨。韩国提出的更高减排目标，是导致价格上涨的一个关键驱动因素，与此同时，允许非ETS履约主体参与碳市场的决定也起到了一定的推动作用。我们预计，韩国碳市场未来几年将进一步延续这种看涨情绪。我们还预计，韩国将成为国际碳指标的一个主要需求来源。2021年，新西兰碳市场交易量和交易额都出现了创纪录增长，这主要是由于筹划已久的新西兰ETS改革提案得以实施。排放配额价格从6月份开始飙升，并在年底达到历史最高点，这是因为由于2021年实施的一系列供应紧缩政策，覆盖实体的排放配额需求增加。我们预计，新西兰碳市场2022年将延续这种看涨趋势，届时新西兰ETS参与主体将首次不必通过所谓的固定价格期权来履约。非履约碳交易增加除了这些由政府（无论是地区还是国家）发放的、受地域限制的排放配额（许可证）交易系统之外，有迹象表明，全球减排量交易正在蓬勃兴起。在强制性ETS下，各主管部门（政府）每年都会以有限的、通常是预先确定的批次发放排放配额，以帮助本辖区实现排放目标，与此不同的是，碳减排量代表特定项目避免或消除的排放量。其理念是，利用“避免”的温室气体排放量来抵消政府、企业或个人的排放量，而后者需要购买这些避免排放量，以达到履约目标。这个“碳减排量市场”允许实体通过资助其他地方（其他行业和/或其他国家）的减排来抵消自己的排放。《巴黎协定》第六条预见了新的国际交易形式，并为所谓的“国际可转让减排成果（ITMOs）”制定了交易规则。经过多年的分歧，《联合国气候变化框架公约》（UNFCCC）缔约方终于在2021年11月举行的格拉斯哥气候大会（即COP26）上就这些规则达成一致。我们预计，2022年将为新的ITMO交易机制建立一个管理机构。希望提供减排量（由本国境内的项目产生）的国家，应尽快建立必要的监管基础设施。在敲定《巴黎协定》第六条的同时，全球航空业正在开发自己的系统，以抵消国际航班产生的排放量。全球航空运输业碳中和方案及减排计划（CORSIA）旨在将国际航空出行的净排放量保持在2020年的水平。鉴于国际航空出行不断增加，2016年通过了这一要求，因此预计将产生巨大的碳减排量需求。但是，由于新冠疫情期间国际航空出行急剧减少，全球航空排放量远未达到CORSIA建立之时的预期水平。在CORSIA机制下，短期内不会有减排量交易。就减排量指标需求而言，现在所有焦点都放在航空业复苏上。几家航空公司正在自愿承诺减少碳污染，使用碳减排量来清缴剩余排放量。航空公司并不是自愿碳市场（VCM）的唯一需求来源。越来越多的企业、组织甚至个人选择购买减排项目产生的碳减排量，以实现“碳中和”或“净零排放”目标。自愿碳市场仍然比较分散，有几个相互竞争的交易所，且许多交易是双边交易。本《碳市场回顾》年度报告是第一份涵盖自愿碳市场的报告。我们（还）没有尝试评估这一细分市场的总交易额，但我们提供了一些定价和交易量数据，以便让大家了解这一具有巨大增长潜力的市场趋势。2022年1月31日52021年碳市场回顾2.欧盟碳排放权交易系统（EUETS）2021年，一轮强劲而持续的回升将欧盟碳价推至新高。年初EUA交易价为33欧元/吨，12月则超过90欧元/吨。虽然碳交易量“仅”增长了17%，但由于价格大幅上涨，欧盟碳市场交易额达到6830亿欧元，比2020年增长了162%。此次价格空前上涨的两个关键驱动因素是，预期配额平衡趋紧，以及能源价格高企——尤其是天然气价格在2021年升至创纪录水平。在碳价保持高位的同时，更多非控排企业在进行碳配额交易——最显著的例子是对冲基金等金融机构。究竟是高价在引诱这些“投机者”，还是他们是造成高价的原因，这一点仍有待商榷。欧洲证券和市场管理机构（ESMA）的一份初步报告打消了这些市场参与主体操纵市场的疑虑，但一些欧盟成员国仍然呼吁遏制非控排企业进入市场。交易价格与交易量欧盟碳排放权交易系统（EUETS）的交易额从2020年的2600亿欧元增加到2021年的6830亿欧元，跃升了162%。年度排放配额交易总量达到122亿吨，比2020年增长了17%。大部分的交易为前一年期货（2021年12月交割），但远期合约（2022年及以后）交易频繁，并且在3个EUA拍卖平台（欧盟共同、德国和波兰平台）的每周销量中，有相当多的交易量。我们的欧盟ETS交易量数据也包括了航空配额EUAA的交易。2021年，前一年期货EUA合约价（欧盟参考碳价）飙升，从1月份的33欧元/吨上涨到12月8日超过90欧元/吨的破纪录高点——见图2.1。在2021年的259个交易日中，有62个交易日的价格创下历史新高点。年底参考合约价为80.22欧元/吨，是2020年32.72欧元/吨收盘价的两倍多。全年平均价格为53.65欧元/吨，而2020年为24.83欧元/吨。有两个主要因素推动了2021年这种持续、强劲的价格暴涨。首先，欧盟提出了更加雄心勃勃的2030年气候目标，随后还提议重新调整欧盟气候与能源政策框架（包括欧盟ETS），这导致了未来几年市场愈发趋紧的预期。其次，天然气价格的强劲飙升及其对欧洲能源市场的溢出效应，使得供求比例异常高，尤其是在2021年第四季度。“Fitfor55”（减排55%）一揽子气候立法提案讨论助推了价格的上涨2020年9月，欧盟委员会提议将欧盟2030年气候目标，从与1990年相比减排40%提高到55%以上。此举在2020年12月得到了欧盟理事会27个成员国的支持，并在2021年4月纳入了新颁布的《欧洲气候法》。2021年7月14日，欧盟委员会提出了一系列立法提案（即所谓的“Fitfor55”一揽子气候立法提案），以实现上述雄心勃勃的气候目标，包括改革《欧盟ETS指令》——影响欧盟ETS的主要提案摘要见下文“‘Fitfor55’一揽子气候立法提案”章节。值得指出的是，在立法者正式批准新的更严格气候目标之前，欧盟委员会早就开始起草这些文件：欧洲议会倾向于设定60%的目标，这意味着需要进行更多的碳市场调整。现阶段，立法者正在讨论对各项“Fitfor55”提案的具体修正。从2020年12月开始，因为政策方明确表示新气候目标至少将设定为55%甚至更高，提高了市场主体对配额供应减少的预期，大大助推了配额价格的上涨。尽管这些一揽子气候提案尚未完全结束立法程序，但55%的气候目标已经具有法律约束力，碳市场已经提前反映供需平衡趋紧的趋势。图2.1：2021年洲际交易所（ICE）前一年EUA合约价欧元/吨欧盟减排目标提升到55%欧洲天然气供应创历史新低，燃煤发电增加意味着排放量将增加飙升的天然气价格使得煤电更具竞争优势，进而导致EUAs需求增加EUA价格创下90.75欧元/吨的历史新高点强劲的基本面和期权到期导致碳价出现回升2021年：前一年EUA期货平均价：53.65欧元/吨2020年：前一年EUA期货平均价：24.83欧元/吨资料来源：路孚特1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2022年1月31日62021年碳市场回顾表2.1：2018-2021年各细分市场的EUA交易（不包括期权）2018201920202021百万吨百万欧元百万吨百万欧元百万吨百万欧元百万吨百万欧元EUAs拍卖91614090589145037791915758330852EUAs交易所交易85161442467751192126934523169111164626357EUAs场外交易（OTC）845137403609128346902246325085航空EUAs6104613781974207总计1028317218087062158941047826006712214682501新的主要驱动因素：天然气在经历一个冷春之后，西北欧的2021年的天然气储量补给推迟到5月份，而彼时的天然气储量只有5年均值的一半。虽然天然气储量到了夏季有所增加，但迟迟未恢复到往年同期水平。原因是俄罗斯通过管道输送的天然气有限，而液化天然气则更多地输送到需求旺盛的亚洲地区。11月份冬季供暖需求开始增加时，欧洲天然气储量才仅为5年均值的四分之三。为了吸引天然气供给，欧洲荷兰（TTF）基准天然气合约在第四季度飙升至180欧元/兆瓦时以上的创纪录高点，全年平均价格为48欧元/兆瓦时，比2020年高出4倍。天然气价格创历史新高又导致了电价创纪录高位。在考虑了碳配额成本后，天然气发电（与褐煤或硬煤相比）在欧洲电力优先次序曲线的边际成本最高。如图2.2所示，天然气短缺引发了欧洲的能源危机，整个能源市场价格上涨，煤炭发电的边际收益空前高涨。在2021年的大部分时间里，天然气价格上涨是碳价上涨的一个重要驱动因素，但在10月份，碳交易开始与欧洲能源市场脱钩。碳排放配额被大量抛售，与此同时，TTF天然气价格则出现大幅回升。我们认为这一反差现象主要因为碳市场交易主体被迫出售EUA来弥补其在天然气和电力市场的损失。此外，由于担心需求中断以及欧盟ETS政策干预，能源价格的飙升导致越来越多的欧洲工业企业宣布停产减产。从11月初开始，排放配额价格出现了前所未有的回升，在20个交易日内上涨了20多欧元——使得配额价格达到了90欧元/吨的历史最高水平。这种涨势主要归因于有利的基本面因素，包括：（1）12月份开始变得比预期要冷；（2）燃煤发电增加（由于天然气价格暴涨，煤电相对更有成本优势）；（3）由于2021年免费配额的发放延迟，EUA供应趋紧；（4）按惯例进行的年终假期的配额拍卖休市。差价是发电企业减去燃料成本和碳排放配额成本后实现的利润。黑暗差价反映了燃煤电厂的利润，点火差价反映了燃气电厂的利润。鉴于煤炭每兆瓦时排放的二氧化碳是天然气的两倍以上，只有出现高天然气价格、高碳价，或者两者同时出现，才会形成黑色价差高于点火价差的局面。图2.2：2020年1月-2021年12月含碳成本的点火和黑色价差，燃煤发电效率为36%，燃气发电效率为50%，近月合约300250200点火价差黑色价差150100500-50-100资料来源：路孚特1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月1月2022年1月31日72021年碳市场回顾20212020Lignite8%7%Coal8%6%Gas18%18%Oil1%1%Nuclear25%25%Wind14%15%Solar5%5%Hydro13%15%Biomass4%4%Geothermal0%0%Other4%2%OtherRES0%0%电力需求恢复、燃煤发电增加、风能有限2021年，欧洲的电力需求发生重大变化，自2020年因新冠肺炎疫情陷入低迷之后，随着经济的复苏，发电量也有所增加。根据欧洲输电系统运营商网络（ENTSO-E）的数据，2021年，欧盟27个成员国（EU27）的发电量同比增长了8%，总发电量达到2747太瓦时。电力需求的增加，加上上文解释的天然气价格暴涨，使得燃煤发电在欧洲电力优先次序曲线中的排名上升。欧洲各国异常低的风速减少了可再生能源发电，这反过来又推高了燃煤发电。因此，2021年欧盟ETS电力行业的排放量要高于2020年——我们估计增加了8700万吨或15%。这数据不包括英国。褐煤和硬煤发电量分别同比增长了39%和19%。与2019年相比，总的燃煤发电量上升了8%，这和欧洲正在进行的退煤计划是背道而驰的。燃煤发电的增加部分是为了补上风电的缺口，因为欧盟27国的风电产量下降了1%。欧洲风电装机最大国德国的风电场发电量下降了9%。如图2.3所示，2021年，欧洲发电结构的含碳量明显大幅增加。硬煤（无烟煤）和软煤（褐煤）在欧盟电力结构中的比例从2020年的13%上升到了16%。在德国，硬煤（无烟煤）和软煤（褐煤）发电量分别增加了30%和56%。因此，燃煤发电量在德国电力结构中的比例从2020年的20%上升到了28%。根据其煤炭退出计划，德国在2021年关闭了1.5吉瓦的燃煤发电产能。波兰和捷克等其他重煤国家的燃煤发电比重也出现了强劲上升。相比之下，天然气在欧盟电力结构中的比例与2020年相比没有变化，占欧盟27国总发电量的18%。这反映了上文解释的欧洲天然气价格出现异常回升的结果：TTF年度期货合约价从年初的16欧元/兆瓦时上升到12月底的139.6欧元/兆瓦时，2021年平均价格为34欧元/兆瓦时，而2020年为13.50欧元/兆瓦时。因北溪2号（NordStream2）天然气管道项目引起的地缘政治紧张局势推高天然气价格。由于利润率的提高，燃煤电厂开始取代燃气电厂。我们对发电效率为38%的燃煤电厂毛利率（包括排放配额成本）的计算结果表明，2021年，燃煤电厂的利润率逐渐从负值区间恢复，并且超过了燃气电厂的利润率——见图2.2。从工业企业来看，2021年的最后几个月，有几家能源和/或排放密集型公司因为高投入成本减少了产出。欧洲钢铁厂、化肥制造商等企业选择限制生产，而不是面临高能源价格而亏本经营——因为它们在其他地区的竞争对手可获得低成本的能源。其中一些企业指出，碳成本是一个主要的竞争劣势，但欧盟委员会提出的证据表明，高能源价格应该负更大的责任。“Fitfor55”一揽子气候立法提案随着《欧洲气候法》在2021年中生效，欧盟从法律上承诺到2030年，至少在1990年基础上减少55%的温室气体排放量。“Fitfor55”一揽子气候立法提案将对欧盟的气候和能源立法进行大幅修改，以实现这一雄心勃勃的目标。欧盟委员会在2021年7月14日提出了大部分立法提案，又在2021年12月提出第二批提案。欧盟ETS将是实现减排目标的一个关键抓手。欧盟委员会计划覆盖更多的经济领域：比如纳入航运业碳排放。与此同时，公路运输和供暖行业可能会设立单独的ETS而不是现有的欧盟ETS中。图2.3：2021年和2020年发电燃料组成可再生能源比例：38%4%生物质2021年欧盟27国发电量4%其他8%褐煤8%13%煤炭水电5%太阳能2747TWh18%天然气14%风能1%石油25%核能可再生能源比例：40%15%水电4%生物质2020年欧盟27国发电量2%其他7%褐煤6%煤炭5%太阳能2550TWh18%天然气15%风能1%石油26%核能资料来源：路孚特2022年1月31日82021年碳市场回顾总的来说，由于一次性的碳排放上限减少和更激进的配额年度线性递减率，配额总量的下降幅度将超过现有框架。碳配额总量上限（最大允许排放量）将从2020年的15亿吨下降到2030年的8.5亿吨。与2005年欧盟ETS启动交易时相比，并且根据新纳入的国家和行业调整基年数据后，这相当于比2005年的允许排放量减少了61%。大部分减排任务将由两个最大的ETS行业承担：发电和工业。尽管“Fitfor55”一揽子气候立法提案中与欧洲碳市场最相关的内容是ETS及其市场稳定储备（MSR）机制，但对《可再生能源指令》和《能源效率指令》的修改也很重要：提高这些领域的目标，是整个“Fitfor55”改革的一部分，这将不可避免地促进减排。另一项相关政策是，关于碳边界调整机制（CBAM）或基于碳强度对进口产品进行收费的提案。这项措施旨在逐步取代免费配额发放，作为2026-2035年间防止碳泄漏的默认保护措施。欧盟委员会的CBAM提案关注五个行业：钢铁、铝、水泥、化肥和电力。这些产品的进口商须上交代表这些行业生产产品产生的温室气体排放量的“CBAM证书”，与便这些进口产品与欧洲同类产品进行公平竞争，因为生产同类产品的欧盟生产商必须根据欧盟ETS，为其生产产生的二氧化碳排放量购买配额。CBAM在国际上引起了很大的争议，许多欧洲的贸易伙伴认为它是一种赤裸裸的保护主义措施，因此扬言要向世贸组织提起申诉。但其他贸易伙伴，如加拿大和英国，也在酝酿类似的气候壁垒机制，理由是本国产品要与气候立法松散、碳价低的国家生产的产品进行公平竞争。鉴于其出口可能受到欧盟CBAM的影响，向欧洲出口碳密集型产品的邻国（如俄罗斯、乌克兰和土耳其）已经着手更新和改进它们的气候政策。欧盟委员会一再表示，最好的CBAM永远不需要实施。欧盟希望CBAM能够发挥软硬兼施的作用，敦促贸易伙伴加强其气候变化减缓目标。为了推进“Fitfor55”进程，欧盟当前正在强化欧盟ETS的设计和主要参数。欧洲议会、不同政治团体的报告起草从2021年第四季度开始起草修正提案。12月初发布了关于市场稳定储备机制吸收率的报告，随后发布了关于CBAM的报告。然后，在1月中旬，欧洲议会环境委员会成员PeterLiese提交了关于ETS的报告，这将是欧洲议会未来讨论的参考点。2021年，在斯洛文尼亚担任主席国期间，欧盟理事会开始初步讨论欧盟委员会的ETS修订提案，几个国家反对为公路运输和供暖建立平行的ETS。欧盟理事会预计将在法国担任主席国期间（2022年1月至6月）对ETS修订和其他提案进行更详细的讨论。今年将是为推进“Fitfor55”进程、推动欧洲实施2030年新气候目标而进行政治谈判的关键时期。在欧洲各国能源价格普遍走高、12月份碳价达到90欧元/吨的背景下，一些成员国和其他利益相关者呼吁进行市场干预和/或推迟整个“Fitfor55”进程。其他成员国（和欧盟委员会）指出，气候目标必须继续实施（2030年目标具有法律约束力）。它们认为，暂时的能源价格上涨不应该成为障碍，况且欧盟已经预留了资金来应对能源贫困问题。投机行为是否推高了碳价？自EUA价格从2018年下半年开始上涨以来，对冲基金和养老基金等金融机构对投资EUA表现出越来越浓厚的兴趣。我们可以从ICE、EEX等碳交易所每周发布的各类市场参与主体的期权持仓数据中找到这方面的证据。为此，欧盟成员国要求欧盟委员会调查碳市场的投机行为，一些成员国提议禁止非履约实体参与碳市场交易。欧洲证券和市场管理机构（ESMA）目前正在调查“投机者操纵”欧盟ETS的指控——它在2021年11月提交了一份初步报告，根据ICE和EEX这两个主要EUAs交易所各类市场参与主体的期权持仓数据，并未发现市场操纵证据。ESMA的报告指出，“市场参与主体数量的增长似乎与观察到的欧盟ETS市场的扩张相一致”。ESMA将在2022年初提交一份关于欧盟ETS的更详细研究报告。2021年，EUA价格几乎翻了三倍，这也导致相关方担心是否会触发《欧盟ETS指令》第29a条：该条款（尽管有些模糊不清）赋权欧盟委员会，在价格上涨过快时干预市场以平抑碳价。鉴于该条款规定，只有当EUA价格连续六个月以上超过前两年平均价格的三倍，并且不是由基本面驱动时，才可进行干预，我们认为触发第29a条调控机制的可能性非常小。2022年展望：天然气和政策仍然是主要驱动因素2021年ETS的碳排放增加，将影响2022年5月中旬将公布的2021年流通配额总数（TNAC）。这将使2021年9月开始的市场稳定储备机制中的配额吸收量将会比2021年8月略微下降，显示了MSR的稳定器作用。2022年1月31日92021年碳市场回顾天然气价格可能会继续影响2022年的EUA价格。目前的天然气价格高企背景下，气电很难替代煤电。但是，如果天然气价格缓和，则可能会导致欧洲发电结构中的燃气发电增加，从而对EUA价格产生下行压力。不过，在欧盟ETS三四月份的“履约季”，EUA价格通常会上升，这种趋势在2022年将更加凸显。控排企业必须在3月底之前报告其2021年的排放量，并且必须在4月底之前完成履约（上缴等于其排放量的EUA）。随着2021年排放的增加（主要由于疫后复苏和燃煤发电增加），我们可能会看到，在今年履约期，配额也许会获得更更强劲的支持。2021年配额的延迟发放，可能会导致控排企业更担心2022年的免费配额，这反过来又会使行业不愿意出售账户中的盈余配额，从而加剧市场的配额供需紧张。从政策方面来看，2022年，欧盟立法者将就“Fitfor55”提案的细节进行艰难谈判。我们预计，各方将就为实现更雄心勃勃的气候目标而对ETS各个部分进行修改的程度展开争论。欧盟委员会希望在2030年之前ETS配额总数每年递减4.2%，并实施一次性的削减碳排放上限，后者可能会在2025年发生。欧盟委员会建议将市场稳定储备机制的吸收率保持在24%，而不是恢复到默认的12%，但当市场更接近“平衡”时，就需要降低吸收率，即所谓的缓冲MSR。到目前为止，欧洲议会谈论表明，这些问题并还不是讨论的重点：欧洲议会ETS报告起草人在1月14日的报告草案中，没有对这些ETS基本参数的改变/收紧提出质疑。但是，欧盟理事会成员国还没有深入研究这些细节。波兰政府曾表示将试图缓和这些提案，但由于欧洲各国之间的权力角逐正在发生改变，波兰可能很难在这一过程中找到盟友。捷克和匈牙利在能源/气候问题上经常与波兰站在一起，但捷克的新政府更偏欧盟，而匈牙利总理奥尔班在4月3日选举中的结果并不明朗。以往的ETS改革主要是在“支持气候”的西北欧和更“支持煤炭”的东南欧之间出现断层，但现在的形势变得更加微妙。由于持续的能源危机影响了“Fitfor55”提案的讨论，一些国家（包括西欧成员国）对非控排企业参与碳市场表示担忧，这可能会继续纳入欧盟理事会的讨论。如果欧盟理事会试图缓和对市场稳定储备机制的修改，那么这将对EUA价格构成下行风险。2022年1月31日102021年碳市场回顾3.英国碳排放权交易系统（UKETS）随着英国脱欧，英国碳市场也从欧盟碳市场中分割出来，曾由欧盟ETS覆盖的英国排放纳管实体现在也纳入到了英国ETS中。因此，今年是我们第一次将英国的排放交易从欧盟ETS中分离出来，作为一个独立的排放权交易系统来报告。英国排放配额（UKAs）的价格基本上与欧盟ETS保持一致，但很多时候甚至更高。在这一年中，平均而言，UKA价格在所有主要碳市场中是最高的。12月和1月达到了触发成本控制机制的条件，但英国ETS主管部门经评估认定配额价格受基本面驱动，因此决定不干预碳市场。推出英国ETS作为英国脱欧的直接影响，英国于2021年1月1日推出了自己的ETS。英国ETS基于欧盟ETS建立，旨在帮助英国实现其长期碳减排目标。除了少数新加入者，约有2000个控排实体此前由欧盟ETS覆盖——它们最后一次履约是在2021年初，清缴的是2020年的排放量。英国ETS的覆盖范围参照了欧盟ETS的覆盖范围，包括能源密集型产业、发电商和航空运营商。英国碳交易注册登记系统会对碳交易量和持有量进行追踪，市场参与主体在该登记系统中拥有运营商持有账户。与欧盟ETS不同的是，英国ETS设有拍卖最低价，目前是22英镑/吨（约合25欧元/吨）。2021年的碳排放上限为1.56亿UKAs，其中8600万UKAs通过5月份开始的双周拍卖提供。其余配额免费发放给覆盖的排放实体。根据当前的排放上限趋势预计，到2030年，碳排放上限将逐步减少到1.18亿UKAs。交易价格与交易量二级市场从2021年5月19日开始进行UKA现货和期货合约交易。与欧盟相比，英国ETS没有累积盈余，这一差异使得市场参与主体不确定UKA价格将如何演变。从一开始，UKA的交易价格就高于EUA，但两个市场之间的差价迅速缩小，虽然UKAs继续模仿EUAs——见图3.1。在10月和11月，由于欧洲能源市场的不寻常发展——英国的电价上涨幅度甚至超过欧盟，UKAs溢价进一步扩大。约有2.51亿UKAs通过现货和期货合约（主要是2021年12月交割的期货）进行交易。此外，通过拍卖售出了8400万UKAs。总交易量达3.35亿吨，仅占120亿EUA交易量的2.5%。交易额达195亿英镑或约合230亿欧元（见表3.1），占6830亿欧元EUA交易额的3.3%。即便是调整相对规模（英国涵盖的排放量约为1亿吨，而欧盟为14亿吨）并考虑从5月中旬才开始交易的事实，英国ETS的流动性也不如欧盟ETS。图3.1：UKA和EUA价格100908070605040UKA欧元/吨EUA欧元/吨资料来源：路孚特欧元/吨2022年1月31日112021年碳市场回顾成本控制机制鉴于2021年下半年的UKA价格持续走高，一些市场观察者预计英国政府会进行市场干预以推动配额供应。由于英国ETS是一个新的系统，运营商还没有机会囤积配额（2021年之前没有发放任何配额），英国《温室气体排放交易令》提出了各项措施来降低高价的风险。其中，最相关的是成本控制机制（CCM），这项机制似乎是受《欧盟ETS指令》第29a条（见“欧盟ETS”章节）的启发而建立。CCM允许（但不强制要求）英国ETS主管部门在价格长期飙升的情况下进行市场干预，但英国ETS主管部门须每月通报需要干预的确切价格水平。另一个条件是，价格上涨不符合市场基本面。可能的干预措施包括：在本年度拍卖间隔期间重新发放配额，将未来几年的拍卖配额提前到本年度，以及从市场稳定储备机制账户中提取配额。由于9月、10月和11月的UKA价格保持高位，12月份触发了成本控制机制（CCM）。但是，英国ETS主管部门认为，价格水平确实是市场基本面驱动的结果，因此决定不进行市场干预。英国ETS主管部门在1月份也给出了同样的结论。碳市场链接？在英国脱欧谈判期间，英国政府表示有兴趣最终与欧盟ETS链接——但自2020年以来，英国没有再提出这一想法。英国ETS与欧盟ETS挂钩在许多方面都是说得通的（尤其是有助于提高流动性），而且从理论上来讲应该相对比较容易，因为英国ETS本身就基于欧盟模式而建立。但是，这种互联需要成为英国和欧盟政治协议的一部分——这一过程将不可避免地涉及更多的后勤细节问题。根据《欧盟ETS指令》，互联必须通过欧盟与英国之间签署的正式条约进行——瑞士ETS与欧盟ETS花了近十年时间才完成链接。表3.1：2021年UKA交易：拍卖和交易所交易2022年展望我们预计，2022年UKA市场价格将继续与欧盟ETS保持一致。但是，为了清缴2021年排放，由于不确定英国排放纳管实体是否有足够的配额来完成履约，UKAs交易价格可能会高于EUAs。我们预计，2022年履约季，EUAs的交易价格也会上涨，但英国ETS的不同之处在于，市场上目前没有历史累计盈余配额。一旦英国排放纳管实体开始储备更多的UKAs，我们预计英国与欧盟市场价格会脱钩，除非英国和欧盟同意链接其排放交易系统。鉴于成本控制机制迄今已被触发两次，但并未引发主管机构实施任何市场干预，因此，我们认为2022年不太可能发生市场干预的情况——特别是由于从2月到2022年底的剩余时间里，触发价格将不再是比2年参考期平均值高出2倍而是2.5倍。随着触发价格水平的提高，CCM被触发的可能性也将更小——市场干预风险预期的降低，可能会抬高UKA价格。百万吨百万英镑百万欧元UKAs拍卖8443105054UKAs交易所交易2511515817793英国总计33519468228472022年1月31日122021年碳市场回顾4.北美碳市场市场动态2021年，北美两个碳市场的交易量和交易额都创下了新高，配额价格在这一年中上涨了70%（见图4.1）。两个碳市场的交易总量达到27亿吨，交易总额超过490亿欧元——见表4.1。请注意，图4.2中的月交易量只包含了交易所的交易量。西部气候倡议（WCI）和区域温室气体减排行动（RGGI）都在一级市场进行季度拍卖（新发放的配额）。相关交易量如图4.3所示。两个碳市场中规模更小的RGGI的交易量增长尤为明显，它代表了一种趋势逆转：尽管弗吉尼亚州在2020年加入了RGGI，但该年的RGAs易手量比2019年少——但2021年的交易量几乎是2020年的两倍，主要是因为二级市场更加活跃。在交易价格大幅提高的情况下，交易量的增长使两个碳市场的交易额也相应地大幅增加——特别是在年底交易价格最高的时候进行了更多的交易（见图4.1）。到目前为止，11月是两个碳市场最活跃的交易月份。鉴于WCI覆盖纳管实体在2018-2020年履约期清缴所有排放配额的最后期限是2021年11月1日，我们并不认为交易量激增是由于即将到来的履约要求，尽管它往往是市场活动增加的主要原因。相反，11月在格拉斯哥全球气候峰会上释放出的加强减排目标的信号，可能是市场看涨情绪和交易增加的主要原因。两个碳市场中规模更大的WCI，涵盖了加州和加拿大魁北克省的排放量。2021年，该市场有近23亿吨CCAs易手，市场总值超过450亿欧元，创下了历史纪录。在这一年中，WCI和RGGI的交易价格都在稳步上涨，CCAs在1月份的平均价格为18.43欧元/吨，年底略低于31.00欧元/吨，上涨幅度超过12.50欧元/吨。RGAs的交易价格几乎遵循同样的趋势，1月份的平均价格略低于8.00欧元/吨，年底达到13.67欧元/吨。这种长达一年的牛市和持续的高交易量与2020年形成鲜明对比。2020年3月，由于新冠肺炎疫情的影响，北美两个碳市场出现大量抛售且交易价格下跌，特别是WCI。防止疫情传播的措施包括：对原本油耗量大的加州采取封锁措施，由此大大减少了运输排放——由于当时封锁力度非常严格，排放量的减少直接导致了配额需求的减少。当年WCI的两次季度拍卖都出现了认购不足的情况，也就是说没有售完所有配额。相比之下，2021年的市场动态并未反映疫情进一步经济影响的预期：尽管几个州反复出台口罩规定、检疫要求及其他与经济活动（因此也包括排放）有关的限制措施，北美两个碳市场的配额价格仍在上升，交易量也创下新高。图4.1：2021年CCA和RGA月收盘价353025201510501月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月CCAs（与2021年相比，2021年12月）RGAs（与2021年相比，2021年12月）资料来源：洲际交易所（ICE）和Nodal交易所图4.2：2021年CCA和RGA交易所交易量4003503002502001501005001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月CCAsRGAs（单位转换为公吨）资料来源：洲际交易所（ICE）和Nodal交易所百万吨CO2e，交易所清算总量美元/吨2022年1月31日132021年碳市场回顾此外，2021年，所有WCI拍卖都以创纪录的清算价售出（见图4.3）。这具有双重意义，因为在2020年认购不足拍卖中未售出的CCAs结转到了2021年的拍卖品中。考虑到拍卖供应量高于平常，预计这一额外的交易量将对价格产生看跌影响——尽管疫情仍在持续，但这并未反映出2021年市场对复苏的持续信心。RGGI拍卖也出现了超额认购的情况，所有拍卖的清算价都创下历史新高。在12月份的第四季度拍卖中，清算价甚至高到足以触发RGGI的成本控制储备（CCR）机制，这是六年来首次出现这种情况。作为防止价格飙升的工具，如果清算价超过预先商定的阈值，即价格高到需要额外的配额供应，2021年为13美元/吨，那么CCR将向拍卖参与者开放一批额外的配额。此后，触发价格每年将增加7%。CCR规模是10%的区域年排放上限。政策动态2019年，特朗普政府司法部提起诉讼，指控加州将其碳市场与加拿大魁北克省碳市场挂钩是违法的，因为根据美国宪法，与外国司法管辖区签订条约仅属于联邦政府的权限范围，而不属于州政府或地方司法管辖区的权限范围。一些市场参与主体将这起法律诉讼视为对整个WCI构成的潜在“威胁”，而这起诉讼最终在2021年落下帷幕。我们从2019年起就预测，这起诉讼对市场产生的影响微乎其微，因为它只是质疑加州与魁北克省挂钩的有效性而非交易本身。事实上，法官在2020年7月驳回了这起案件。特朗普政府司法部在2020年9月对这一裁定提出了上诉，案件被推迟到2021年1月，但拜登政府并未继续追究相关事宜。2021年4月，联邦法院完全驳回了上诉。由于当届美国联邦政府对区域和地方层面的气候变化减缓行动持友好态度，因此并不会出现放弃北美碳市场的威胁。影响RGGI的政策动态大多与参与州，而不是美国联邦层面的行动有关：东北部一些州党内多数派的变化可能影响RGGI未来的规模，具体取决于是反对RGGI的共和党人还是支持RGGI的民主党人胜出。具体而言，宾夕法尼亚州的民主党州长汤姆•沃尔夫（TomWolf）试图推动该州加入RGGI——鉴于宾夕法尼亚州立法机构中的共和党人占多数，他试图通过行政行动而不是立法来达到这一目的。宾夕法尼亚州的环境监管机构提议，根据现行法律（州《空气污染控制法》）赋予的实施减排措施权限，着手建立一个基于市场的碳减排机制，并与RGGI挂钩。根据该提案，宾夕法尼亚州将于2022年加入RGGI，设定的排放上限为7800万短吨，这将使RGGI的覆盖排放量增加近一倍。目前，纽约州是美国最大的RGGI排放州，其次是2020年加入的弗吉尼亚州。2021年，宾夕法尼亚州加入RGGI的进程一波三折。一个独立的监管审查委员会在3月份建议该州环境保护部推迟一年实施RGGI规则，但随后在9月份批准了最终版的RGGI规则（仍以2022年为起点）。宾夕法尼亚州参议院在11月份向沃尔夫州长提交了一份决议，阻止他实施RGGI规则——该州众议院随后在12月份提交了同样的决议。预计沃尔夫州长2021年底将否决这些决议。12月中旬，该州立法局和环境部之间的程序性纠纷表明，各方对实施RGGI规则时间表的解释存在分歧。截至本报告发表时（2022年1月），宾夕法尼亚州是否会参与2022年3月RGGI第二季度拍卖（如RGGI规则所预见）尚不清楚。沃尔夫州长将于2023年1月离任，这更增加了不确定性。宾夕法尼亚州目前排名领先的民主党州长候选人——司法部长乔希•夏皮罗（JoshShapiro）已经表态，如果在2022年11月当选，他可能会反对加入RGGI。2022年1月31日142021年碳市场回顾加入RGGI的另一个主要争议涉及相反的情况：弗吉尼亚州的新任共和党州长希望通过行政权力让该州退出RGGI。但是，与宾夕法尼亚州相比，弗吉尼亚州2020年加入RGGI，是该州当时民主党人占多数的立法机构通过的一项法案的结果。因此，与宾夕法尼亚州加入RGGI一样，弗吉尼亚州退出RGGI也将面临重重困难。然而，仅当选州长格伦·扬金（GlennYoungkin）在12月初发布的一份公告，就导致交易所RGGI基准合约（2021年12月交割的2021年份配额）价下跌了5%。还有一个州在2021年尝试加入RGGI：北卡罗来纳州环境管理委员会7月份决定着手制定规则，实施与RGGI相一致的总量控制和交易系统。鉴于该州立法机构是共和党人占多数，我们认为该州近期内不太可能加入RGGI。墨西哥新兴市场2021年是墨西哥国家ETS试点运作的第二年，排放上限为2.731亿吨CO2。墨西哥目前正在建立排放上限具有约束力的履约制度——2022年是“过渡年”，覆盖纳管实体必须上缴配额，以涵盖其2023年的排放量。由于安德烈斯·曼努埃尔·洛佩斯·奥夫拉多尔（AndrésManuelLópezObrador）总统领导的墨西哥政府没有将气候变化减缓或碳市场作为优先事项，因此在2021年，这一履约制度进展很缓慢。墨西哥环境与自然资源部（SEMARNAT）尚未公开发布关于过渡到ETS强制阶段的新信息。例如，虽然SEMARNAT已经宣布，企业可以使用国内碳减排量来完成10%的履约义务，但据当地专家称，SEMARNAT仅致力于批准林业、甲烷和运输项目的碳抵消协议——这类项目无法提供足够的减排量来满足潜在需求。油气公司等大型排放纳管实体已经开始参与履约前交易。2022年1月31日152021年碳市场回顾2022年展望我们预计，WCI和RGGI将继续保持看涨趋势，因为北美的气候行动需求变得更加明显——干旱、野火、飓风和其他反复无常的天气，促使人们认为美国迫切需要采取减缓行动——特别是在拜登政府的统治下，以扭转特朗普执政四年的现状。正如我们去年所指出，与2020年底相比，WCI和RGGI到2030年的排放上限将收紧。我们在去年指出，尚不清楚疫情短期内将在多大程度上影响这两个碳市场——但2021年的情况表明，尽管继续担忧供应链中断、出行限制和其他疫情相关因素，但碳交易量和交易价格仍然保持高位。表4.1：2018-2021年WCI和RGGI交易量和交易额2018201920202021百万吨百万欧元百万吨百万欧元百万吨百万欧元百万吨百万欧元WCI88711763138020738173924333225845167RGGI2391107293162727016954224093总计112612871167322365201026028268049260区域温室气体减排行动（RGGI）的交易单位是短吨，即0.907公吨。为了保持单位一致性，我们将RGGI的交易总量数据转换为公吨。2022年1月31日162021年碳市场回顾5.中国碳市场中国全国碳排放权交易系统（ETS）自2021年起开始全面运作。有2000多家纳入系统的发电企业必须在2021年底前为其2019-2020年度碳排放上缴排放配额。与欧盟ETS等其他类似系统不同，中国的排放上限（配额供应总量）并不是预先决定而是基于排放强度设定。第一期（2019-2020年）中国碳排放配额（CEAs）的发放量略高于需求量，这主要是因为排放纳管实体可以使用成本更低的中国核证减排量（CCERs）来清缴5%的排放量。到目前为止，与流动性更强的欧美碳市场相比，中国碳市场的交易量有限。中国区域试点ETS（其中一些自2013年以来一直保持活跃）继续运作，但由于电力行业排放纳管实体越来越多地转向国家ETS，大多数区域ETS的交易量均有所下降。全国ETS开始全面运作中国全国ETS（覆盖全球最多的排放量）于2021年7月16日正式启动交易。目前只有发电企业有履约义务，但未来几年将扩大覆盖范围，水泥和有色金属等行业可能也会纳入到系统中。但是，发电行业是中国温室气体排放的一个重要来源。目前，全国ETS覆盖了近45亿吨的年二氧化碳排放量，约占中国总排放量的40%左右。年二氧化碳排放量超过26,000吨的所有电厂均在全国ETS的覆盖范围内，也就是有超过2,000个履约实体，包括热电联产电厂以及其他行业的自备电厂。中国ETS与其他碳交易计划的最大区别在于，前者以强度为基础，根据实际产量调整排放上限。欧盟ETS等碳交易计划要求覆盖实体对其绝对排放量（以吨计）负责，并决定未来多年（到2030年）的总排放上限，而中国企业的履约义务与其碳强度（以单位生产排放量计，在电力行业，以单位发电排放量计）挂钩，因此没有预先设定一个固定的逐渐下调趋势。中国从2013年开始在选定省市试行碳排放交易系统，为建立全国碳排放系统积累经验。这些试点系统目前仍在运作，排放纳管实体通过上缴配额和减排量来履约——试点系统的交易量和交易额数据见下文。继2017年宣布相关政策后，中国生态环境部（MEE）在2021年1月初发布了重要ETS政策文件，正式启动全国ETS。受监管实体必须在2021年为其2019-2020年的排放量上缴配额。2021年7月，在上海环境能源交易所（SEEE）运营的平台上开始交易。除了SEEE，中国另外两个主要的碳市场机构也在2021年启动了交易：北京绿色交易所和湖北省碳排放交易中心。其中，北京绿色交易所是全国ETS覆盖纳管实体用于履约的自愿碳减排量（VERs）和中国核证碳减排量（CCERs）的全国交易平台；在正式建立全国ETS碳交易注册登记系统之前，湖北省碳排放交易中心将作为临时的碳交易量和持有量注册登记系统。交易通过线上完成，并且只允许进行现货交易——没有期货或其他衍生品。这些交易有的称为“上市交易”（即交易所屏幕上的交易），有的称为“场外大宗交易”（即每个交易日结束时，交易所清算的双边场外交易）。在后一种情况下，交易主体通过双边合约进行的每笔配额交易不应少于10万吨。目前，只有覆盖纳管实体可以进行交易——金融机构和其他非履约纳管实体还不允许参与碳市场，尽管中国政府表示后期情况可能会发生改变。2022年1月31日172021年碳市场回顾前6个月交易：交易量较少、价格稳定2021年（7月16日至12月31日），SEEE配额（CEAs）交易量达到1.79亿吨，交易额（交易量乘以交易价）略高于10亿欧元。大多数交易为双边交易（场外交易或OTC），不是严格意义上的交易所交易，但它们在交易日结束时在交易所进行清算，因此计入交易量。小额交易通过交易所“屏幕”完成——见图5.1。与庞大的覆盖量（2019年和2020年CEAs流通量约达91亿吨）以及其他排放权交易系统相比，CEAs交易非常稀少。11月下旬，由于临近2019-2020年履约配额上缴年底截止日期，交易量有所回升。全国ETS交易分为两个不同的阶段：7月至9月为“学习和准备”阶段，真正的交易发生在10月至12月中旬。大多数公司在交易首日还没有准备好参与全国ETS交易，部分原因是许多公司无法及时开立账户。但是它们观察和/或参加了培训。这一期间的大多数交易量低于100吨。但是，到9月底，一些大型国有企业制定了公司碳资产管理和交易战略：9月30日出现了一些大型场外交易。随着覆盖的纳管实体在这一年中逐渐收到生态环境部发放的配额，中国碳市场从10月份开始变得更加活跃，那些配额不足的纳管实体开始通过屏幕和大宗交易寻找CEAs。剩余配额的持有者也不太愿意出售手中额外的CEAs，所以碳市场上的配额供应量仍然有限，这也使得价格保持稳定。全国ETS监管框架允许企业利用成本更低的CCERs来清缴5%的履约义务。很大一部分覆盖排放纳管实体使用最大允许量的CCERs来清缴履约义务，并将收到的CEAs囤积起来供将来使用，这进一步限制了配额供应。配额交易价在30元/吨（约合3.96欧元/吨）和59元/吨（约7.69欧元/吨）之间波动，见图5.2。年底CEA合约收盘价为54.22元/吨（约合7.5欧元/吨），与7月16日的开盘价相比，上涨了13%，与该交易日的收盘价相比，上涨了近6%。将上市交易和场外交易包括在内，2021年CEAs的加权平均价格为43.85元/吨（约合6欧元/吨）。在2021年的114个交易日中，总共有1.79亿吨配额易手，其中1.48亿吨为场外交易。2021年的全国ETS交易是在中国现有的碳市场活动基础上进行：9个区域试点ETS和碳减排交易。后两者描述见下文——表5.1概述了交易类型。从排放交易有关的法规和政策动态来看，中国各政府机构多年来一直在摸索建立全国ETS的法律基础。随着三批法规文件的发布，这项工作终于在2021年暂时完成：•《碳排放权交易管理办法（试行）》于2021年2月1日生效，标志着全国ETS的建立。该《办法》对配额发放和登记、监测、履约和处罚以及监督和管理做出了规定。它是一个部门规章，今后将进行审查和修订。•5月份，生态环境部发布了启动交易所需的另外三份关键政策文件：《碳排放权登记管理规则（试行）》、《碳排放权交易管理规则（试行）》和《碳排放权结算管理规则（试行）》。表5.1：中国碳市场——2019-2021年各主要细分市场概况试点2019年交易量（百万吨）2019年交易额（百万欧元）2020年交易量（百万吨）2020年交易额（百万欧元）2021年交易量（百万吨）2021年交易额（百万欧元）CEAs无无无无1791003试点（合计）872507125764286CCERs43无63无170无总计1302501342574121289交易总量包括试点ETS、全国ETS（2021年）配额交易和CCER交易。交易额仅包括配额交易：因为CCERs主要是场外交易，没有公开的交易价格来源。单个试点ETS的区域减排量交易量很小，不包括在我们的评估中。图5.2：2021年CEA价格（单位：欧元/吨）汇率：1欧元=7.6364元98765432107月8月9月10月SEEE清算的场外交易11月12月SEEE交易所交易资料来源：路孚特每吨价格（转换为欧元）2022年1月31日182021年碳市场回顾•10月份，生态环境部发布了一份通知，允许覆盖纳管实体使用CCERs来清缴更多的履约义务。试点市场继续运作，流动性降低中国的区域试点市场仍在运作，与全国ETS并行运作。尽管北京和广东的一些自备电厂在2022年逐渐转向全国ETS，但除发电行业以外的各行业大型排放企业仍由各区域ETS监管。随着全国ETS的发展，越来越多的纳管实体将从区域ETS过渡到全国ETS，试点市场的作用将会减弱。就试点市场的配额价格来看，北京的配额价格仍然最高——2021年达到创纪录的8.07欧元/吨（而全国ETS为5.62欧元/吨），其次是上海试点市场，达到5.28欧元/吨的高价。深圳和福建试点市场的配额定价最低，不到3欧元/吨——仅为全国ETS定价的一半。由于排放纳管实体逐渐转向全国ETS，大多数试点市场的交易量有所下降。2021年，所有试点市场的交易总量为6400万吨，而全国ETS的交易总量为1.79亿吨（7-12月）。三个规模较小的试点市场（重庆、深圳和福建）逆势而上，交易量反而出现了跃升——见图5.3。减排量交易激增CCERs是中国气候变化减缓项目产生的核证减排量，可在试点ETS和全国ETS中使用。为了加强相关的监管框架，中国政府于2017年停止批准新的CCER项目，而在此之前，约有1315个项目获得认证。全国ETS覆盖企业可以使用CCERs来清缴5%的履约义务——由于2021年是履约的第一年，这为以往主要用于自愿碳市场的减排量创造了巨大的新需求来源。国内外减排量单位的地位与《巴黎协定》第六条国际气候谈判息息相关，该条款将为减缓成果国际交易提供框架。在2021年11月举行的格拉斯哥气候大会期间，世界领导人终于就《巴黎协定》规则手册达成一致（详见第10章），这将为中国开辟新的碳减排量供应来源，也为给国内减排量指标出口提供了可能性。中国政府可以从国外购买（或允许ETS覆盖实体购买）联合国认证的减排单位，即国际可转让减排成果（ITMOs），以达到排放目标；也可以将CCERs作为ITMOs出口到其他国家。2021年，CCER交易激增，主要是因为这些减排量可以用于全国ETS履约。根据生态环境部2021年发布的《关于做好全国碳市场第一个履约周期后续相关工作的通知》，11月份之前，约有4000-5000万吨的CCERs在全国碳市场上流通。其中，约有3300万吨CCERs已经上缴履约，还剩700-1700万吨CCERs可供交易。比较各试点市场发现，北京、上海、天津和四川的CCER交易增量最多（见图5.3）。北京试点市场对其CCER交易所进行了改革，现在提供的合约根据碳减排量使用市场（全国ETS、北京及其他试点市场）而非项目类型进行分类。这使得全国的受监管排放实体更容易从北京绿色交易所购买CCERs。表5.2：2021年中国试点ETS交易汇总试点2021年2020-2021年涨跌幅度交易量（百万吨）交易额（百万欧元）平均价格（欧元/吨）交易量交易额价格广东281375.00-16%28%48%湖北7304.25-60%-51%21%天津6234.00-22%-5%22%北京6488.0711%37%23%上海285.28-61%-58%8%重庆7243.17288%598%80%深圳691.48346%145%41%福建262.93119%191%33%合计642864.50-10%11%24%注：交易量包括交易所交易和场外交易。由于场外交易评估/报告方式不同，本报告中引用的2020年交易量数据可能不用于去年报告的交易量数据。交易量（百万吨）图5.3：2021年和2020年CCER试点交易706050403020100上海天津广州福建北京四川深圳湖北重庆20212020资料来源：路孚特2022年1月31日192021年碳市场回顾除了标准CCERs之外，一些试点市场还提供本地区特有的、只有本区域ETS接受的减排量。这类减排量的有限交易未包含在本报告中，但可从Eikon中国应用程序的碳抵消页面上找到相关详细信息。2022年展望2021年全国ETS的第一个履约周期非常特殊，因为它适用于前两年（即2019年1月至2020年12月）的排放。今后的履约周期为一年，但据政府消息人士透露，即将发布的配额发放计划可能仍会将2021年和2022年作为一个履约周期。但是，以下四个周期性截止日期将适用：•4月30日：报告2021年的排放数据；•6月30日：第三方对排放数据进行核查；•9月30日：向排放实体发放CEAs；•12月31日：履约截止日期（上缴配额）。我们估计两年期最终核证排放量为86.8亿吨，而已知的CEAs发放总量为90.1亿吨。这就为2022履约年留下了3.6亿吨的CEAs——据政府消息人士透露，生态环境部正在考虑是否要消除这些过剩配额，以避免市场失衡。关于这一点，即将发布的2021-2022年发电行业配额发放计划草案将做出说明。中国政府2022年将采取的进一步ETS相关行动主要涉及其法律地位。自2021年2月起生效的配额发放、监测、履约和处罚办法将接受后续审查——其规则目前仍然有效，但将被即将颁布的更高级别立法所取代。主要政策文件是《碳排放权交易管理暂行条例》，它将制定CEAs和CCERs交易规则。在国务院发布该条例之前，生态环境部无权对未遵守交易规定的纳管机构进行严格制裁。我们预计，生态环境部将在2022年发布单独的《中国国家核证自愿减排量交易规则管理办法》，以取代2012年发布的前一版本。虽然已成功完成2019-2020年履约周期且履约率达到99.5%，但个别事件引发的监管问题需要在2022年得到解决。内蒙古发生的一起数据欺诈案表明，需要改进监测、报告和核查制度。生态环境部正在国家发改委及中国证监会等机构的支持下，研究这个问题。我们预计，2022年将发布一份确保碳市场数据质量的文件。计算履约要求所依据的电力行业排放强度基准，将在2019-2020年配额发放强度（0.877吨二氧化碳/兆瓦时）基础上下调约8%，以反映中国燃煤电厂整体效率的提高，并抵消上述第一个履约期的配额过剩。我们预计，2022年中期将发布2021年的最终基准/排放上限（即2021年CEAs发放量）。我们估计，更严格的基准将使得2022年有约8000万吨的配额缺口，而2021年估计有3.6亿吨的配额过剩。我们预计，2022年或2023年，金融机构等非履约机构可能允许参与碳市场交易。另一个需要解决的重要问题是，CEA交易是否应缴纳增值税（VAT）。更多相关的最新监管信息，请参阅我们的分析报告：“中国全国ETS的交易价和交易量在履约截止日期前跃升：但许多问题仍未解决”（2021年12月21日）。就行业覆盖范围来看，2022年，全国ETS可能进一步覆盖铝和水泥行业。我们认为有两种可能性：一种可能是，在2023年12月之前核算2022年的铝和水泥行业排放；另一种可能是，效仿电力行业（2021年第一个履约期涵盖2019-2020年的排放量），在2024年12月之前核算2022-2023年的铝和水泥行业排放。我们预计，中国政府将在2022年下半年做出相关决定。2022年1月31日202021年碳市场回顾6.韩国碳市场2021年上半年，韩国碳排放权交易系统（KETS）的排放配额价格出现严重下跌，原因是前一年出现市场过剩，而结转下来的这些排放配额的适用履约期到6月底到期。在这一履约期到期之后，排放配额价格随即开始上涨，原因有以下几个：韩国提出更高的减排目标；之前同意在下一个交易期收紧ETS规则；允许非ETS履约主体参与碳市场。我们预计，韩国碳市场在第三个交易期将进一步延续看涨情绪。我们还预计，韩国将成为国际碳减排量指标的一个主要需求来源，这是因为可能需要购买海外碳减排量指标来达到更严格的国家减排目标。KETS2021年概况：高交易量、低交易额2021年，韩国碳排放权交易系统（KETS）的配额（KAUs）和减排量指标（KOCs）单位交易总量达到5100万吨，较之2020年增长了18%，但是交易总额仅为10,770亿韩元（约合7.98亿欧元），较之前一年下降了8%。2021年举行的八次配额拍卖没有一场实现全部认购——KAUs拍卖总量为1100万吨，而2020年是800万吨。追踪碳市场交易的韩国咨询公司Ecoeye的数据表明，2021年约一半的交易量（2500万吨）是在场外而非交易所交易完成。2021年上半年，KAUs价格仍处于历史低位。韩国交易所（KRX）2021年份KAU的月平均价格从1月份的20,000韩元（约合15欧元）下跌至6月份的16,000韩元（约合12欧元）。6月份，2020年份KAU的价格跌至14,000韩元（约合10欧元）。然而，如图6.1所示，自7月份以来，KAUs价格一直在急剧上升。2021年份KAU的价格在12月份上涨至近34,000韩元（约合25欧元），与2021年初相比涨幅接近70%，并且有继续上涨的趋势。这种价格趋势是两个因素相互作用的结果：疫情导致经济放缓，在过去的两年里，韩国总体排放量减少；KETS第二个交易期（2018-2020年）结束。2021年6月，不仅是排放主体必须上缴配额单位以覆盖其2020年排放的履约截止日期，也是KETS第二个交易期结束的时间。韩国碳市场在这个交易期出现了大量过剩配额，这主要是因为KETS覆盖企业2020年的排放量较之前一年减少了约6%（主要是受到疫情影响），进而导致超过2000万吨的配额过剩。为防止过剩配额结转到KETS第三个交易期（2021-2025年），韩国监管机构制定了规则，限制企业新交易期KAUs持有量与上一个交易期出售量的比例。超过允许限额的配额将被清除。这引发了一轮配额出售热潮，因为拥有过剩配额的排放机构都急于抛售手中的多余配额，而不是等着配额被清除。少数配额不足的企业利用这种情况，在7月底履约期到期之前，以最低价格抢购了大量的配额。因此，6月份的配额销量为一年中最高，但价格也最低——见图6.1和6.2。表6.1：2019-2021年KETS交易量和交易额201920202021百万吨百万欧元百万吨百万欧元百万吨百万欧元KAUs交易所交易81731327013186KAUs拍卖8178818611217KAUs场外交易17.23061934223312KOCs交易所交易1.2250.26244KOCs场外交易3.462466239合计387444487051798资料来源：韩国交易所（KRX）资料来源：韩国咨询公司Ecoeye图6.1：2021年KAU（2021年份）月收盘价40,00035,00030,00025,00020,00015,0001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月资料来源：韩国交易所（KRX）韩元/吨2022年1月31日212021年碳市场回顾在4月份跌破17,438韩元的触发价格后，韩国政府试图通过设定12,900韩元的临时ETS最低价来阻止配额价格的持续下跌。6月份，韩国政府再次采取了这些措施，为韩国交易所（KRX）设定了9,450韩元的临时最低价。此外，韩国政府还试图减少配额供应：在1月份配额拍卖出现认购不足之后，韩国环境部推迟了KAUs的进一步发售，以减少配额流通量。6月份，约有560万吨KAUs发售，但售出量不到发售量的百分之一（图6.3）。在2020年履约期结束后，配额价格立即开始回升，这是因为KETS第三个交易期受到各方关注，而2021年是新交易期的第一年。新交易期有几个变化会增加需求/供应比率，进而使配额价格上涨。最重要的是，韩国政府提高了其2030年减排目标，在2018年基础上减排40%（之前是在2017年基础上减排24.4%，更多详情见下文关于NDC的章节），而ETS排放上限也将相应收紧，尽管全球疫后复苏预计会导致未来几年的排放量增加。此外，排放机构现在必须通过拍卖从政府手中购买10%的配额，而上一个交易期仅为3%（也就是说，免费配额发放比例从97%下调到90%）。事实上，从2021年7月开始，平均拍卖认购率从6月份的1%上升到了75%左右。另一个看涨的因素是，非履约机构现在可以交易KAUs。除少数公共银行外，经纪商或商行等非履约机构一直禁止参与KETS交易——截至2021年12月底，有20家公司获得了在交易所进行配额交易和场外减排量交易的权限。我们预计，金融公司的加入将提高流动性，促进价格上涨——但上涨幅度有限，因为每个非履约实体一次最多只允许持有20万吨的KAUs。为此，它们的理论需求总量限制在400万吨，约占2021年韩国交易所总交易量的30%。2021年及以后减排量交易在KETS中的作用由于第二个交易期结束前履约单位出现过剩，2021年上半年并没有对减排量的需求——事实上，在此期间，韩国交易所没有发生KOCs交易。但从下半年开始，恢复了减排量交易，KOC价格从25,000韩元上升到33,000韩元（约合18-24欧元）。2021年，减排量交易量达到近400万吨，与2020年全年的交易量大致相同。这些交易约有一半发生在韩国交易所，这与2020年绝大多数（96%）减排量交易通过场外交易完成形成鲜明对比。从2021年起，企业只能使用减排量指标来清缴其5%的履约义务，而上一交易期为10%。新的减排量规则还取消了企业用于履约的减排量指标至少有一半来自韩国项目的要求。企业可以使用的非韩国减排量指标，是《京都议定书》旧清洁发展机制下的核证减排量（CERs），联合国登记系统已不再登记这些CERs——韩国政府将CERs“转换”为国际韩国减排量指标（i-KOCs），用于KETS。韩国政府在2021年3月完成了第一批国际减排量指标的发放。2021年，韩国交易所的i-KOCs交易量仅为40万吨。随着2021年11月举行的格拉斯哥气候大会对“国际减排量指标”给出明确定义，韩国监管机构可能允许排放实体使用减排量指标来完成KETS履约。这样一来，KETS未来可能成为国际可转让减排成果（ITMOs，见第10章国际谈判）的一个需求来源。图6.2：2021年韩国交易所KETS交易量1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月KAU交易量KOC交易量资料来源：韩国交易所（KRX）百万吨CO2e百万吨CO2e，交易所清算总量韩元/吨1月6月7月8月9月10月11月12月发售量售出量拍卖价资料来源：韩国交易所（KRX）2022年1月31日222021年碳市场回顾更雄心勃勃的气候目标的影响2021年底，韩国承诺到2030年，在2018年基础上减少40%的温室气体排放量——与之前设定的目标（在2017年基础上减排24.4%）相比出现大幅提升。考虑到韩国的疫后经济复苏，以及与该地区其他国家相比，韩国短期内的减排潜力相对较低，更严格的目标可能会导致更加依赖其他地方产生的减排——据韩国政府估计，在2030年之前，韩国可能需要购买3510万吨国际减排指标以实现其最新减排目标。韩国官员目前正与越南、秘鲁、缅甸和斯里兰卡等国的官员讨论相关事宜，根据《巴黎协定》的规则，这些国家可能提供碳信用额。2022年展望韩国当地专家预测，2022年，KETS覆盖实体的排放量将增加8%。为了兑现韩国更雄心勃勃的新气候承诺，KETS第三个交易期将收紧，这意味着韩国碳市场有望成为牛市。我们预计，在2024年制定实施新的2020年后减排量发放和清缴规则之前，减排量供应将受到挤压。KETS市场参与主体显然也有这种预期，因为Ecoeye报告称，订购单正迅速增加，使得减排量价格上涨至35,000韩元（约合25.5欧元）。2022年，韩国政府总共将发放2580万吨配额（2021年和2022年份）。2022年1月31日232021年碳市场回顾7.新西兰碳市场2021年，新西兰碳市场交易量和交易额都出现了创纪录增长，这主要是由于筹划已久的新西兰ETS改革提案得以实施。新西兰配额单位（NZUs）价格从6月份开始飙升，并在年底达到历史最高点，这是因为由于2021年实施的一系列ETS紧缩政策，覆盖实体的排放配额需求增加。我们预计，新西兰碳市场2022年将延续这种看涨趋势，届时新西兰ETS参与主体将首次不必通过固定价格期权来履约。交易量和交易价格飞涨2021年，NZUs交易总量超过8100万吨：约2600万吨通过拍卖售出，5500万吨通过交易所完成交易——见图7.1。这是NZUs参与拍卖的第一年，总交易量是2020年的三倍。市场活动增加的原因是，新西兰对本国ETS进行了全面改革：多个长期筹划的变革从2021年开始实施，其中包括通过拍卖将配额投入流通。以往，新西兰是根据碳排放和强度基准向排放实体发放配额。2021年，新西兰ETS每个季度进行一次拍卖，第一场拍卖发生在3月份。与此同时，二级市场也做出了重要贡献：2021年交易所交易量增长了82%，而2020年只有3000万吨。NZU价格受到所谓的固定价格期权（FPO）到期的强烈影响。FPO允许覆盖实体通过直接向政府支付碳排放费用，而不是上缴NZU来履约。FPO构成了事实上的配额价格上限，因此是过去几年NZU价格的主要驱动因素。2021年5月（涵盖2020年排放的履约截止日期），FPO价格为35新西兰元/吨（约合20欧元/吨），此后则不再作为一种替代履约手段。鉴于2021年上半年，NZU价格高于35新西兰元/吨，绝大多数覆盖实体（80%）都选择通过支付FPO，而不是上缴NZUs来履约。在“旧”规则失效之前的最后一次履约后，NZU价格随即开始急剧上涨——从2021年6月开始，市场参与主体开始关注2022年5月之后的2021年履约，届时FPO将不再适用，其他市场紧缩改革也将启动。NZU价格从5月底的37新西兰元/吨（约合22欧元/吨）飙升至12月底的68新西兰元/吨（约合41欧元/吨）（图7.2）——这极大地影响了2021年的市场交易总额，使其比2020年的25.05亿欧元高出近5倍。我们的估计基于经纪公司Jarden提供的交易量数据，该公司约占所有NZU交易的一半，因此我们假设NZU交易总量约为Jarden交易量的两倍。上图显示了我们对交易总量的评估结果。ETS改革FPO被成本控制储备（CCR）机制取代：当NZU价格超过50新西兰元/吨（约合30欧元/吨）时，就会通过拍卖释放额外的配额（2021年释放了多达700万吨的配额）。与这种价格“上限”平行的是，监管机构将拍卖价格下限设定为20新西兰元/吨（约合12欧元/吨）。2021年举行的四次拍卖都得到了全部认购，9月份的拍卖突破了价格上限，释放了额外700万吨的配额，这使得第三季度的拍卖量增加到近1200万吨NZUs。表7.1：2018-2021年新西兰ETS各细分市场概况2018201920202021百万吨百万欧元百万吨百万欧元百万吨百万欧元百万吨百万欧元NZUs拍卖n/an/an/an/an/an/a26793NUZs交易所交易232993043330516551712合计232993043330516812505图7.1：2021年NZU交易量25201510501月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月NZUs交易所交易量NZUs拍卖量资料来源：Jarden,CommTrade新西兰元/吨百万吨CO2e75706560555045403530JanFebMarAprMayJunJulAugSepOctNovDec2022年1月31日242021年碳市场回顾8月份，新西兰政府更新了2022年的成本控制储备触发价格和拍卖底价——前者现在是70新西兰元（约合42欧元），后者是30新西兰元（约合18欧元）。预设储备触发价格每年上涨12%，到2026年将达到110.15新西兰元（约合66欧元）。拍卖底价每年上涨7%。一些ETS改革将在几年后启动，如从2024年开始增加拍卖量，从2025年开始收紧总上限。更严格的目标是否会导致碳减排量指标购买量增加？在格拉斯哥气候大会召开前不久，新西兰更新了其在《巴黎协定》下的国家气候变化减缓承诺——到2030年，净排放量在2005年总排放量基础上减少50%（六年前在巴黎承诺的是减排30%）。新目标意味着，新西兰在2021-2030年间可以排放5.71亿吨CO2e，而之前承诺的是在同一时间段内排放6.23亿吨CO2e。新西兰计划采取一系列国内措施来实现这一目标，而更严格的ETS就是其中之一。新西兰也是少数明确开放使用国外碳减排量指标来实现减排目标的国家之一。新西兰可能会购买国际可转让减排单位（ITMOs，见第10章）来帮助实现其目标，尽管这是否会在其ETS下进行（即覆盖实体使用ITMOs来清缴履约义务）仍有待观望。2022年展望2022年，新西兰政府将拍卖1930万吨碳配额，较之2021年增加30万吨。新西兰政府将在四次拍卖中每次发售480万吨的NZUs。新西兰ETS参与主体可在5月31日前为其2021年排放上缴配额。鉴于新的履约年没有FPO，我们预计NZU价格将继续上涨，并且考虑到疫后复苏带来的预期排放增长，碳市场可能吸引新参与主体的兴趣，交易量或将保持高位。2022年1月31日252021年碳市场回顾8.国际航空2016年，国际民用航空组织（ICAO）制定了一个碳中和增长目标，将国际航空出行净排放量保持在2020年的水平。为了实现这一目标，国际民航组织通过了全球航空运输业碳中和方案及减排计划（CORSIA），要求航空公司抵消其超过基准水平的温室气体排放。航空公司只有义务抵消往返CORSIA参与国的航班排放。2027年之前并不要求强制参与CORSIA，但欧洲国家和美国正在强制执行CORSIA要求，从2021年1月1日起开始试点。运营覆盖航线的航空公司必须监测和报告排放量，并在2025年之前上缴注册减排量单位，以清缴超过2019年基准的排放量。由于国际航空出行不断增加，这一要求预计将导致对减排单位（抵消单位）的巨大需求。但是，由于新冠疫情期间国际航空出行急剧减少，全球航空排放量远未达到CORSIA建立之时的预期水平。在CORSIA机制下，短期内不会有注册减排量交易。就碳减排量需求而言，现在所有焦点都放在航空业复苏上。几家航空公司正在自愿承诺减少碳污染，使用注册减排量来清缴剩余排放量。国际航空碳抵消与减排机制（CORSIA）实施第一年尽管包括整个欧洲和美国在内的107个国家参加了CORSIA试点（2021-2023年），但许多在排放密集型国际航线中心拥有重要航空枢纽的国家却没有参加——包括巴西、俄罗斯、印度和中国，这些国家的航空业快速发展。在2020年全球航空出行崩溃之际，国际民航组织做出了一项决定，以减轻航空公司未来的CORSIA履约负担：基准最初是按2019年和2020年的平均排放量计算，考虑到疫情引发的2020年航空活动崩溃会导致基准大大降低（意味着疫后相对于该基准的抵消义务更高），国际民航组织投票决定，将基准定为2019年的排放量，这意味着航空业需要更长时间才会超过基准并产生抵消需求。因此，航空公司在试点阶段不太可能会产生碳抵消需求。更多相关信息，请参阅我们的报告：“CORSIA的基准变化和对抵消需求的影响”，其中讨论了CORSIA航空排放恢复和抵消需求的几种情景。供应：资格申请与此同时，国际民航组织继续开发必要的基础设施，以帮助航空公司满足CORSIA要求。国际民航组织技术顾问团（TAB）负责审查申请人提交的抵消资格申请，即审查其碳减排量是否可供航空公司用于满足CORSIA要求。该技术顾问团成立于2020年。它评估了多项抵消资格申请，并向国际民航组织理事会推荐了一些申请供其批准，其他申请则驳回审查。2021年1月，继上一次被驳回后，全球碳理事会（GCC）终于成为第八个成功申请抵消资格的机构，航空公司可使用其碳减排量来满足CORSIA要求。其他三个申请人：CERCARBONO、ProClima和REDD.Plus提交的申请遭到驳回。即便不通过更多的抵消资格申请，CORSIA供应也已经远远超过了现有需求。我们的估计表明，国际航空出行的相对快速恢复或疫后“反弹”将产生约4300万吨CO2e的抵消需求——换句话说，2021-2023年参与国往返航线的排放量，将仅比2019年排放量超出4300万吨。这是需求侧的问题。早在2020年，由于当时批准了六项申请，非盈利市场分析机构EcosystemMarketplace估计，CORSIA合格注册减排量供应量为3.86亿吨，另有1.83亿吨正在筹备当中。2021年11月召开的格拉斯哥气候大会成果也影响了CORSIA供应，因为它最终敲定了碳减排量交易规则——包括用于CORSIA履约的减排量交易。以“国际履约为目的”（CORSIA是国际性机制，需要履约）交易的减排量指标，要求减排量项目所在国家进行相应的核算调整。也就是说，如果一家航空公司购买碳减排量来抵消其2021-2023年的排放增量，那么发生减排的国家就不能再将其计入其在《巴黎协定》下的国家目标——否则，航空公司和该国会重复核算相应减排，尽管减排只发生了一次。这种相应调整要求并不适用于所有减排量单位，但适用于用来满足CORSIA要求的减排量单位。鉴于各国不会轻易接受失去减排量指标，用来满足CORSIA要求的减排量单位成本预计会高于其他“常规”抵消单位。有关这一点的更多信息，见第10章。需求：航空排放能否恢复到疫前水平？2020年和2021年，新冠肺炎疫情使航空业一度陷入瘫痪，但有迹象表明，国际航空出行将在2022年回升。我们的航空排放分析，采用国际民航组织的座位利用率数据作为衡量整体航空活动的指标。我们将其与航空统计服务商RDC的数据和预测相结合，估计国际航空排放量。基于这两个数据来源，我们估计2019年的全球航空排放量为5.75亿吨CO2e。这包括了往返不同国家机场（包括CORSIA参与国和非参与国）的航班——还包括往返欧盟成员国的航班。2020年，国际航空排放量下降到2.08亿吨，2021年第三季度开始恢复，但是第四季度因出现新型变异毒株“Omicron”而再次受到冲击，使2021年总排放量达到2.02亿吨——仅为2019年排放量的35%。2022年1月31日262021年碳市场回顾图8.1显示了过去几年的逐月排放趋势，以及国际民航组织对2022年的排放预测。正常年份（2019年，蓝色）存在一些季节性变化，但2020年（红色）3月和4月出现急剧下降，当时因疫情而启动了全球范围内的出行限制。2021年（黄色）保持稳步上升趋势，直到12月“Omicron”变异毒株再次导致排放下降。我们使用国际民航组织的座位利用率预测数据（低和高）来模拟2022年的排放演变趋势，这一年的累积排放总量为3.5-3.7亿吨。这个预测范围——比2020年排放量高出1.5亿吨——当然会受到各种因素的影响，包括新变异毒株及相关风险、疫苗可用性、各国实施的出行限制、旅游活动，以及企业是否愿意用恢复商务旅行来代替目前的远程通信。非履约实体对CORSIA的兴趣尽管需求量短期内可能不会超过供应量，但想要通过抵消实现碳中和目标或其他气候目标的企业和其他主体都在密切关注CORSIA“市场”动态。私营部门对抵消的兴趣日渐浓厚（见第9章自愿碳市场）。在2021年11月格拉斯哥气候大会通过决定之前，由于没有任何国际碳交易规则，CORSIA是唯一提供国际认可抵消资格标准的全球计划。一些交易所推出了基于CORSIA资格标准的标准化合约或代币（如CBL的GEO、AirCarbon的CET），而这些合约的大多数买家并不是航空公司。对于申请抵消资格的实体来说，CORSIA已经达到“高质量”标准，因为CORSIA资格标准是由国际专家小组（国际民航组织技术顾问团）推荐，而这些标准是为航空抵消项目而设计，这一点其实并不重要。由于航空公司为2021-2023年超出基准排放量（如有）上缴满足CORSIA要求的减排量单位的最后期限要到2025年，履约运营商估计未来几年对抵消机制不会有太大的兴趣，除非航空排放大幅增长。但是，我们预计航空公司的自愿需求会越来越多，因为许多运营商做出了CORSIA义务之外的减排承诺，以彰显它们为整体减排目标做出贡献的意愿。2021年底，国际航空运输协会（IATA，代表120个国家约290家航空公司的主要航空游说团体）提出了2050年净零排放承诺。通过高质量的减排量单位来消除无法从源头减少的排放。这将增加航空公司现有的非CORSIA需求。2022年展望国际民航组织第41届大会定于2022年9月至10月举行，届时将就CORSIA2023年以后的基准做出决定：要么保留2019年基准，要么将基准恢复为2019年和2020年平均排放量。之所以取消后者，是因为2020年，新冠肺炎疫情导致国际航空出行急剧减少，疫情对许多航空公司都造成了沉重冲击，并且需要政府提供巨额救助。取消上述基准的决定本来就是暂时的，今年将重新审议这一问题。大会期间，国际民航组织理事会成员国将决定CORSIA第二阶段（2024-2026年）的基准。如果恢复采用原来的2019/2020年平均值基准，那么这将大大增加对CORSIA合格碳单位的需求。国际航空业恢复的程度（恢复到疫情水平），必将决定国际民航组织是否会恢复采用原来的基准。大会接近年底举行，将给成员国政府更多的时间来评估航空业的恢复状况。与此同时，航空公司也将密切关注欧洲的气候政策。一方面，欧盟正在捍卫其将航空排放纳入欧盟ETS的权限，但是另一方面，欧盟又希望鼓励和协助CORSIA发展为一项全球计划。欧盟委员会建议将欧盟内部航空业纳入欧盟ETS，将往返欧盟与其他CORSIA参与国的航班纳入CORSIA，并（除了一些例外）将往返欧洲与未加入CORSIA国家的航班纳入欧盟ETS（通过这种方式鼓励各国加入CORSIA，以避免其航空公司纳入成本更高的欧盟ETS）。至于欧洲议会和欧盟理事会的立法者是否会同意欧盟委员会的提议，仍有待观望。作为正在推进的“Fitfor55”（调整欧洲气候和能源框架的一系列立法提案）进程（详情见第2章）的一部分，将讨论如何处理往返欧洲的航空排放问题。1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月低高百万吨CO2e图8.1：国际航空月排放量（2019-2021年为历史数据，2022年为预测数据。资料来源：RDC；国际民航组织）2022年1月31日272021年碳市场回顾9.自愿碳市场本报告是第一份涵盖自愿碳市场的报告，单列一章专门讨论自愿碳市场（VCM）——碳抵消（也称为“碳减排量指标”）交易。越来越多的企业、组织甚至个人选择购买减排项目产生的减排单位。这类减排活动，通常称为“抵消项目”，会追踪相对于基准情景的温室气体减排或清除情况，并生成避免或清除每吨二氧化碳当量的碳减排量。想要抵消或中和其排放的实体会购买这些减排量指标，以实现“碳中和”或“净零排放”目标。值得指出的是，自愿碳市场仍然比较分散，有几个相互竞争的交易所，且许多交易是双边交易。我们并没有对自愿碳市场的交易量和交易额进行全面概述，因此我们的全球碳交易总额评估并不包括该细分市场。自愿碳市场正在兴起市场分析机构EcosystemMarketplace对自愿碳市场的整体规模进行定期评估。根据其2021年第四季度的最新分析，2021年11月初，自愿碳市场交易额达到10亿美元，创下年历史最高值。交易量也达到历史新高——1月至11月，交易量约达3亿吨。与2020年1.88亿吨和2019年1.04亿吨的交易量（全年）相比，这意味着实现了大幅增长。与此同时，成交量加权平均减排量价格也实现了稳固增长：2021年为3.5美元/吨（约合3欧元/吨），前一年为2.5美元/吨（约合2欧元/吨）。排放权交易系统（如欧盟ETS或WCI）中以履约为目的的排放配额交易，主要是在交易所进行——参与主体进行匿名出价和报价，并由清算所担保交易。另一方面，自愿碳市场的抵消交易主要是双边通过场外交易完成。也有自愿减排量交易所，最有名的是CBL/Xpansiv，但是由于它们在自愿碳市场总交易量中的占比很小，并没有交易量和交易价格的汇总信息来源。2021年，越来越多的自愿碳市场参与主体逐渐从场外交易转向更集中的市场交易平台。CBL是最大的自愿减排量交易所，其在2021年的交易量超过1.21亿吨，总交易额超过5.5亿美元。据EcosystemMarketplace评估，这约占自愿碳市场交易总额的40%。对高质量减排量单位的兴趣日益浓厚为自愿碳市场买家提供减排量指标的平台已经开始引入特殊的合约类型或代币，包含了符合特定买家需求的一系列特征。CBL和AirCarbon推出了可用于CORSIA的合约，后者是国际民航组织为抵消国际航空排放增量而设立的机制。符合CORSIA要求的合约主要面向航空公司，旨在帮助其满足国际民航组织的要求，但是由于疫情导致航空出行减少（排放抵消需求也相应减少），短期内这些减排量单位的需求不大（详情见第8章）。这些平台还提供“基于自然”的抵消单位，即完全由农业、林业和其他土地利用项目产生的减排量指标（与工业设施采取能效措施产生的减排量指标相对）。对于专注于对外宣传碳中和目标（包括生物多样性和可持续土地利用等抵消项目的协同效益）的企业来说，这些抵消单位往往更受它们欢迎。图9.1：2021年12月CBLGEO/N-GEO期货价16141210864203月4月5月6月7月8月9月10月11月12月GEON-GEO资料来源：CBLMarkets图9.2：CBL月碳交易量1614121086420资料来源：CBLMarkets美元/吨百万吨CO2e20年1月20年3月20年5月20年7月20年9月20年11月21年1月21年3月21年5月21年7月21年9月21年11月2022年1月31日282021年碳市场回顾2021年3月，芝加哥交易所（CEM）集团与CBL交易所联合推出了一项符合CORSIA要求的抵消期货合约（称为“GEO”）。该期货合约最初的交易价格为2.4美元/吨，到12月下旬上涨至约7美元/吨，增长了近四倍。基于自然的合约（称为“N-GEO”）在8月份的初始交易价格为6美元/吨，到年底上涨至14美元/吨（图9.1）。图9.2显示了CBL的总交易量，包括GEO、N-GEO和称为“自愿减排（VER）合约”的标准抵消合约——2021年的交易量比2020年增加了两倍多。到2021年12月底，自愿减排合约的交易价格约为5-10美元/吨，具体取决于项目类型——林业项目通常处于较高的价格区间。加密货币公司与自愿碳市场2021年，加密货币运营商开始参与自愿碳交易，显然这么做的目的是清除或“烧掉”旧的减排量指标，这些减排量指标是很久以前由不再视为高质量的项目产生。从市场上清除这些旧减排量指标的目的是，留下更少但更高质量的减排量指标来满足不断增长的需求，结果是提高了碳抵消价格。KlimaDao，一家创造上链抵消需求的加密货币组织，于2021年10月创立。该组织至少为自愿碳市场聚合商Verra登记系统清除了1550万吨的碳抵消单位。通过与技术公司ToucanProtocol合作，KlimaDao将这些抵消单位转换成所谓的“基础碳吨”（BCT），并在区块链上铸币。BCTs持有者可以随意处置它们，但大多数持有者会把它们存入KlimaDao库，以换取“$KLIMA代币”，一种可以在区块链上交易的衍生产品。原始的BCTs也可以进行交易，如被KlimaDAO永久清除（“烧掉”），则可以用作抵消单位。这一过程是否达到了通过注销低质量老项目的减排量指标来“清理”减排量指标供应的目的，这一点仍值得怀疑——无论如何，自愿碳市场买家通常不会购买缺乏环境完整性的抵消单位，所以它们一直未被售出。格拉斯哥气候大会对自愿碳市场的影响尽管联合国气候谈判是由《巴黎协定》缔约方进行，也是为缔约方（而非参与自愿排放交易的企业实体）服务的，今年的一项气候峰会成果可能推动了自愿碳市场的增长。谈判代表最终就各国之间的减排单位交易规则达成一致，包括这些减排单位可用于实现国家气候变化减缓目标以外的目的。企业通过自愿购买减排单位来抵消排放，也是其中一种用途。根据《巴黎协定》规则（这里指《巴黎协定》第六条，见第10章）授权的减排单位，称为“国际可转让减排成果（ITMOs）”——项目开发商可以要求其项目所在国政府授权其产生的抵消单位，购买这些抵消单位的自愿碳市场参与主体，可以根据联合国《巴黎协定》合法地声称拥有国际认可减排单位。但是，授权ITMOs要求东道国在其国家气候目标核算中扣除或“省略”相应减排量，这样一来，只有购买ITMOs的实体才拥有相应碳指标额，避免了国家和ITMO买家都声称进行了减排，而实际减排只发生了一次的情况。鉴于各国不太可能放弃在其境内发生的减排指标，ITMOs很可能会据此进行定价。企业可以自由地以较低成本购买“常规”（非ITMO）抵消单位，以实现碳中和目标，许多企业也可能会像以前一样继续这么做。但是，致力于维护自愿碳市场透明度和完整性的组织，目前正在讨论以下问题：企业如何宣称这些减排单位对全球气候变化减缓的贡献。2021年，自愿碳市场支持者提出了两项独立的倡议：扩大自愿碳市场工作组（TSCVM）和自愿碳市场完整性倡议（VCMI）。未来几年，预计这两项倡议的影响力将大大提升。扩大自愿碳市场工作组（TSCVM）是由自愿碳市场利益相关者组成的私营部门联盟，致力于定义自愿碳市场交易单位并为其制定标准，即设定“质量”基准；自愿碳市场完整性倡议（VCMI）致力于制定有助于确保项目完整性和透明交易的规则。虽然自愿碳市场由私营部门主体组成，并不直接帮助各国实现其在《巴黎协定》下的气候变化减缓目标，但它确实间接地促进了整体气候变化减缓目标的提高。通过投资碳项目，自愿抵消单位买家将资助减排项目，帮助实现他们所在国家的减排目标。这反过来又会推动这些国家提高它们的长期减排目标。2022年展望鉴于全球越来越多的企业开始使用碳抵消单位来实现碳中和目标和其他气候承诺，我们预计，各方对自愿碳市场的兴趣将继续增长。由于大型企业的交易量较大，交易平台也有动力提供更多的标准化合约，从而提高了流动性——这反过来将提高交易过程的透明度。在2021年9月提名理事会成员后，扩大自愿碳市场工作组（TSCVM）希望在2022年，为抵消资格申请实体、供应商、验证和核查机构制定抵消资格标准和原则。自愿碳市场完整性倡议（VCMI）宣布，将在2022年4月之前，根据格拉斯哥气候大会成果提出自愿碳交易“规则”。2022年1月31日292021年碳市场回顾10.《巴黎协定》第六条与格拉斯哥气候大会2021年，联合国层面的碳市场进展比过去几年加起来还要多。在2021年11月于苏格兰格拉斯哥举行的《联合国气候变化框架公约》第26次缔约方大会（也称为“格拉斯哥气候大会”，原定于2020年举行，因疫情而推迟）上，谈判代表，经过四年的失败尝试，最终敲定了《巴黎协定》第六条，该条款规定了缔约方之间减排单位的国际转让规则。最终敲定《巴黎协定》第六条总的来说，在格拉斯哥气候大会上，《巴黎协定》签署国领导人承诺加强气候变化减缓力度。会上也发布了一些重要的合作声明，包括排放大国中国与美国发布联合声明，共同加强温室气体减排工作。但是，对于碳交易来说，《巴黎协定》第六条文本的最终敲定代表最重要的成果——该条款规定了各国如何利用交易来帮助实现其国家气候目标，同时还将影响企业实现企业碳减排目标的方式。最终的规则包括保障措施，以防止减排量的“双重核算”，即一个国家向另一个国家购买减排量，但随后两个国家都将该减排量计入其国家气候变化减缓目标。《巴黎协定》第六条提出了一种称为“国际可转让减排成果（ITMO）”的单位，代表一个单位的减少/避免排放量。当然，这要求卖方国家在核算其宣布的国家气候目标时，扣除或“忽略”该减排量。这些称为“相应调整”的核算要求，将确保每个减排单位只被核算一次，也就是计入买方碳账户。通过的《巴黎协定》第六条文本专门建立了一个新的碳核算机制，让人想起《京都议定书》下的清洁发展机制（CDM）。CDM下的“剩余”碳指标多大程度上可以过渡到这个新机制，以及作为CDM项目启动的项目是否可以继续产生用于新机制的指标，一直是过去几年《巴黎协定》第六条谈判的主要症结。特别是巴西和印度（CDM项目东道国）迫切希望看到尽可能多的CDM项目及其指标转移到新机制下，尽管许多指标是在《巴黎协定》之前产生，并且来自没有碳融资仍可行的项目。格拉斯哥气候大会通过的《巴黎协定》规则规定，以2013年作为允许在新机制下使用这些减排的截止日期，此举普遍认为是对CDM结转支持者的一种让步。CERs结转量增加，但是会有人要吗？尽管一些人将这一让步描述为一场灾难，因为这么做将导致大量的减排量指标进入市场；但其他人认为这是有益的“牺牲”，因为最终很少有实体会使用这些败坏声誉的排放单位。无论如何，《巴黎协定》规则的建立和通过意味着各国最终可以在联合国的主持下进行排放单位的交易，并有明确的准则和要求作为交易的基础。如果格拉斯哥气候大会未就《巴黎协定》第六条作出决定，那么各缔约方将不得不依靠双边协议来建立特别规则。尽管《巴黎协定》规则只适用于缔约方（国），而不是企业或其他机构等私人实体，但最终敲定的《巴黎协定》第六条文本也将影响快速增长的自愿碳市场（见第9章）。这是因为，希望通过购买国际认可碳单位来抵消其碳足迹的企业实体，将有兴趣使用ITMOs来实现这一目的：在联合国的主持下，ITMOs已获各国政府认可，是“质量”最高的抵消单位。但是，私人实体最终多大程度上会购买ITMOs还有待观望，因为相应调整（如上所述，卖方国家放弃这些减排量指标）将使ITMOs的成本高于企业通常用于实现碳中和目标的“常规”抵消单位。事实上，实体短期内使用ITMOs的可能性较低，因为只有瑞士和新西兰等少数排放小国称它们会考虑通过从国外购买减排量来实现其国家气候承诺。然而，这种情况可能会发生改变，因为根据《巴黎协定》的逻辑，各国有望深化其气候变化减缓目标——《巴黎协定》第六条为实现这些目标建立了一个跨境合作框架。国家政府需要建立必要的基础设施，对减排单位进行相应调整，使其成为ITMO——而寻求使其减排单位成为ITMOs的减排项目开发商，必须向国家政府提出申请。目前尚未建立机构来管理新机制并帮助确定CDM结转量（即多少CERs可以转换为ITMO），而国家和企业使用这些单位来实现的目标也不是近期目标——大多数是本世纪中叶的碳中和目标或最近的2030年目标。2022年1月31日302021年碳市场回顾CERs交易的最后一年在21世纪初《京都议定书》机制的鼎盛时期，CERs（CDM-抵消机制的单位）是全球抵消单位——工业化国家政府使用CERs来履行《京都议定书》义务；欧洲企业使用CERs来完成欧盟ETS履约。就交易量和交易额来看，“CDM市场”仅次于欧盟ETS，排名第二。自2013年以来，各方对CDM的兴趣骤减。在过去几年中，交易所CERs交易量越来越少（仍在进行一些双边交易）。曾经作为领先平台的ICEEndex，也在2021年3月中止了其CER合约。表10.1显示了2018-2021年的CERs交易量和交易额。2022年展望我们预计，2022年将建立新的国际碳交易机制管理机构，并且可能会效仿CDM执行理事会。希望将减排单位（由本国境内的项目产生）作为ITMOs的国家，应尽快建立必要的监管基础设施。这些国家的项目开发商反过来也应推动政府对其项目减排进行认证。与这些“促进供应”的行动相比，观察需求侧的发展也会很有趣——既然现在有了防止双重核算的国际公认方法，是否会有更多的国家考虑使用国外减排来实现其国家目标？受CORSIA抵消要求约束的航空公司是否会现在就开始购买ITMOs（因为只能用ITMOs来满足CORSIA抵消要求），尽管它们要到2025年才“到期”。对联合国认证的抵消单位感兴趣的企业买家是否会使用ITMOs来实现其自愿碳中和目标，即便它们并不强制要求这么做？我们期待国际民航组织2022年会议，以及扩大自愿碳市场工作组（TSCVM）和自愿碳市场完整性倡议（VCMI）取得新的进展，以影响后两个问题的答案。与此同时，现有碳排放权交易系统下交易量和交易额的持续增长表明，市场作为减排工具的意义越来越大，特别是欧洲、加州、韩国以及中国（自2021年起）的总量控制与交易制度。我们期望看到，更多的国家和地区密切关注碳排放权交易系统在推动实现其气候变化减缓目标方面的潜力。表10.1：2018-2021年各细分市场CERs交易概况2018201920202021百万吨百万欧元百万吨百万欧元百万吨百万欧元百万吨百万欧元一级市场8308.339136037.1151二级市场723.40.7310.50.2合计153212401661381512022年1月31日312021年碳市场回顾联系我们编辑咨询AndersNordenganders.nordeng@lseg.com电话：+4790512071其他咨询路孚特碳团队carbon_research@refinitiv.comDronningEufemias16号挪威奥斯陆，0191www.refinitiv.com路孚特是全球最大的金融市场数据和基础设施供应商之一，为近190个国家的4万多家机构提供服务。它提供领先的数据和洞察力、交易平台以及开放的数据和技术平台，将蓬勃发展的全球金融市场联系起来——致力于提高交易、投资、财富管理、监管合规、市场数据管理、企业风险和打击金融犯罪方面的业绩。路孚特是伦敦证券交易所（LSEG）集团的一部分。2022年1月31日32