作为全球规模最大、最成熟的碳市场，欧盟碳排放权交易体系（EU ETS）自 2005 年开始 运行，是欧盟温室气体减排的基石，也是欧盟应对气候变化最核心的政策工具，在实现 减排目标的过程中发挥重要作用。
1.1、欧盟减排目标
欧盟减排目标的变化总体上可以分为三个阶段：探索期（1990-2007 年）、发展期（2008-2017 年）和强化期（2018 年至今）。1990 年，欧共体减排要求将 2000 年的二氧化碳总排放量 控制在 1990 年的水平，正式开启控碳时代。1997 年，《京都议定书》给予欧盟 8%的减 排目标（相较 1990 年）。2008 年开始，欧盟内部不断制定中长期减排目标，2018 年开始 对相关目标进行强化，并纳入法律体系，同时充分利用各类政策工具以推进减排。
1、《京都议定书》下的欧盟减排目标 1997 年 12 月 11 日，《京都议定书》在日本东京召开的《联合国气候变化框架公约》（以 下简称《公约》）第三次缔约方会议（COP3）上通过，是《公约》下的一项补充条款， 并于 2005 年 2 月 16 日生效。这是人类历史上首次以法规形式限制温室气体排放的尝试， 其目标是“将大气中的温室气体含量稳定在一个适当的水平，以保证生态系统的平滑适 应、食物的安全生产和经济的可持续发展”。
《京都议定书》中为减少温室气体排放提出了三大灵活合作机制，联合履约机制（JI）、 清洁发展机制（CDM）以及排放贸易机制（ET）： （1）联合履行机制（Joint implementation, JI），指发达国家之间通过项目级的合作，其 所实现的减排单位（Emission Reduction Units，ERUs）可以转让给另一发达国家缔约方， 但是同时必须在转让方的“分配数量”配额上扣减相应的额度。（2）清洁发展机制（Clean development mechanism, CDM），指发达国家通过提供资金和技术的方式，与发展中国家 开展项目级的合作，通过项目所实现的“经核证的减排量”（Certified Emission Reductions， CERs），用于发达国家缔约方完成在议定书下的减排承诺。（3）排放贸易机制（Emission trading，ET），指一个发达国家可以将其超额完成减排义务的指标以贸易的方式转让给 另外一个未能完成减排义务的发达国家，并同时从转让方的允许排放限额上扣减相应的 转让额度。
2、欧盟气候政策及减排目标变化 2000 年 3 月，欧盟委员会内部提交了一份关于“欧盟内部温室气体排放交易”的绿皮书， 提出了关于欧盟排放交易体系设计的一些初步想法，该文件助推了欧盟排放交易体系第 一阶段的形成。2000 年 6 月，欧盟启动欧盟气候变化计划（ECCP），该计划制定了共同 协调的战略，引入欧盟碳排放交易体系。2003 年 10 月，欧盟排放交易体系指令（EU ETS Directive）获通过，对于在欧盟成员国内部建立温室气体排放配额交易体系的各事项做出 详细说明，EU ETS 于 2005 年 1 月 1 日启动，建立之初覆盖了超过 12,000 个固定排放源， 覆盖了当时 EU25 总温室气体排放量的 45%，目前覆盖的比例约 40%。
2008 年，欧盟制定了一系列到 2020 年实现低碳竞争经济的气候和能源目标，即“20-20-20” 目标。包括：（1）欧盟温室气体排放量较 1990 年至少减少 20%；（2）欧盟 20%的能源 消耗来自可再生能源；（3）通过提高能源效率，使一次能源使用量比预计水平减少 20%。
欧盟提出 2050 年将温室气体排放量在 1990 年的基础上减少 80%-95%的目标，以便将气候 变化控制在 2℃以下。基于此，欧盟委员会制定了到 2050 年实现低碳经济的路线图。2030 年气候和能源政策框架是迈向 2050 年去碳道路上的重要里程碑，该框架于 2014 年 1 月提 出，并于 2014 年 10 月获理事会通过：到 2030 年，在国内实现温室气体排放量比 1990 年减少 40%；将欧盟范围内的可再生能源比例提高到至少 27%；到 2030 年将能源效率提 高至少 27%，并考虑到 2030 年提高 30%。其中，可再生能源目标和能效目标在 2018 年和 2023 年经历了两次上调，相关比例分别上调至 42.5%和 36%。
2019 年 12 月，欧盟委员会提出《欧洲绿色新政》，致力于将把欧盟转变为现代化、资源 节约型且具有竞争力的经济体，最主要的目标就是在 2050 年实现碳中和。这一目标在 2020 年被写入《欧洲气候法》，以立法形式进行约束，随后，2030 年净排放量较 1990 年至少 减少 55%的目标也被纳入《欧洲气候法》。
2021 年 7 月，针对承诺在 2030 年减排 55%的目标，欧盟委员会提出了“Fit for 55”一揽 子计划新法案，其中设定 EU ETS 所涵盖行业的温室气体排放量需较 2005 年减少 61%。 2023 年 4 月 18 日，欧洲议会正式批准了“Fit for 55”一揽子计划中的数项关键立法，包 括改革 EU ETS、修正 CBAM 相关规则以及设立价值高达 867 亿欧元的社会气候基金，其 中，将 EU ETS 的减排目标提高至 62%。 此外，能源方面，2022 年 3 月，欧盟委员会提出 REPowerEU 计划，希望帮助欧盟摆脱对 俄化石燃料的依赖。2022 年 5 月计划细则公布，其中将可再生能源指令（RED）中的 2030 年可再生能源在终端消费中的占比从 40%提高到 45%。
1.2、欧盟碳市场的四个发展阶段
EU ETS 的交易标的为欧盟碳排放配额（EU Allowances，EUAs）和欧盟航空业碳排放配 额（EU Aviation allowances，EUAA），由政府无偿或有偿发放。EU ETS 的发展已经经历 了三个阶段，目前正处在第四阶段。
1、第一阶段（2005-2007 年）：试点：干中学 这一阶段的主要目的是确保 EU ETS 在 2008 年之前有效运行，从而在下一阶段欧盟成员 国能够履行在《京都议定书》下的减排承诺。 欧盟在第一阶段建立起全球最大的碳市场，用于测试碳市场的价格形成，并建立了必要 的基础设施，以监测、报告和核实排放量。由于缺乏可靠的排放数据，这一阶段的配额 总量上限是根据估算确定的，导致配额供应量远超需求量。这一阶段欧盟整体配额总量 是由各成员国提交的国家分配计划（National Allocation Plans，NAPs）自下而上确定的。 具体的，各成员国在 NAPs 中公布其在交易期内为排放设施拟定的配额分配数量，欧盟 委员会对 NAPs 进行评估，并根据相关规定的标准批准或修改配额总数，各成员国可免 费获得至少 95%的配额。此外，允许企业无限制使用 CERs 来完成清缴任务。这一阶段企 业超排的处罚为 40 欧元/吨。
2、第二阶段（2008-2012 年）：《京都议定书》第一承诺期 第二阶段与《京都议定书》下第一承诺期的时间保持一致，减排目标为温室气体排放量 相较于 1990 年减少 8%。这一阶段仍采用 NAPs 确定欧盟配额总量上限，但将各成员国的 可免费获得的配额比例下限调整至 90%。航空业于 2012 年 1 月 1 日被纳入管理范围，2012 年分配给航空运营商的配额总量应相当于历史航空排放量的 97%，且其中拍卖的比例为 15%。这一阶段，部分国家举行了配额拍卖。企业超排的处罚上升为 100 欧元/吨，此外 企业有义务上缴所欠配额，即从次年的配额中扣除超排量。
从第二阶段起，如果 ETS 参与方在某一交易期结束后有配额盈余，可以将期结转计入下 一阶段。这一阶段对于减排信用额的使用也有所限制。对于直接减少或限制 EU ETS 范 围内设施排放的 JI 和 CDM 项目，只有在其经营者注销了同等数量配额的情况下，才可 以发放 ERUs 和 CERs，且使用 ERUs 和 CERs 的比例不得超过各成员国在 NAPs 中规定的比例，航空运营商最高可使用占其清缴义务 15%的信用额。配额登记方面引入了联盟 登记处（Union Registry）取代国家登记处来跟踪配额的所有权归属。另外引入 banking 制 度，即第三阶段可以使用第二阶段的配额。
3、第三阶段（2013-2020 年）：重大改革期，持续减排 第三阶段与《京都议定书》下第二承诺期的时间保持一致，减排目标为温室气体排放量 相较于 1990 年减少 20%。这一阶段的的重要制度变化主要有三方面：（1）以单一的全 欧盟范围的配额上限取代成员国上限，且上限逐年递减；（2）将拍卖作为配额的默认分 配方法；（3）引入市场稳定储备机制。
与前两阶段 NAPs“自下而上”的配额总量确定方式不同，第三阶段通过在欧盟层面直接 商定的共同规则来确定分配方案，并引入了行业基准值实现一定层面的统一。且欧盟配 额总量逐年递减，与 2010 年相比，2013-2020 年发电设施和其他固定设施的配额上限将 以 1.74% 的线性折减系数（LRF）逐年递减，即每年减少约 3,826 万吨。到 2020 年，这 些行业的温室气体排放量将比 2005 年减少 21%。对于航空业，2013-2020 年的年均排放水 平将比 2004-2006 年低 5%。 与前两阶段的配额大部分免费分配不同，这一阶段将拍卖作为分配配额的默认方法，并 以基准线法计算免费配额量，各行业碳排放指标不再实行统一标准，2013-2020 年拍卖配 额量占总量的 57%。发电企业没有免费配额1，航空业配额总量的 3%将被作为特别储备分 配给新进入者和快速增长的运营商，即航空业的免费配额比例为 82%。对于存在碳泄露 风险的部门，配额全部免费分配；其他工业部门免费配额比例逐年下降。
由于面临配额严重过剩的挑战，欧洲理事会和议会于 2015 年商定了一项结构性改革措施 ——市场稳定储备机制（MSR），于 2019 年开始运行，旨在中和现有配额盈余的负面影 响，通过调整待拍卖配额供应量提高欧盟碳交易体系对重大冲击的抵御能力。 此外，这一阶段进一步限制了国际碳信用额的使用：（1）在 2008-2012 年已被纳入 EU ETS 范围的设施可在 2008-2020 年使用信用额，但不得超过其在 2008-2012 年分配额度的 11%； （2）从 2013 年开始的新进入者，以及在 2012 年之前不属于 EU ETS，因此没有获得任何配额的设施，在 2013-2020 年可以使用不超过其核实排放量 4.5%的信用额；（3）2013-2020 年，航空运营商可使用的信用额不超过其核实排放量的 1.5%。
4、第四阶段（2021-2030 年）：进一步强化减排 由于欧盟提出了更具雄心的减排目标，第四阶段的配额总量下降幅度进一步扩大，2021 年起，配额上限 LRF 为 2.2%，2024-2027 年为 4.3%，2028-2030 年为 4.4%。此外还包括两 次上限“重置”，即 2024 年减少 9,000 万吨配额，2026 年再减少 2,700 万吨。这一阶段的 拟拍卖配额占比为也为 57%。
这一阶段重点关注存在碳泄露风险的部门，这些部门仍将获得 100%的免费配额，但将在 2026 年后逐步减少免费配额比例。同时，为能源密集型工业部门和电力部门建立低碳融 资基金，包括创新基金和现代化基金，并继续为低收入成员国的电力部门提供免费配额。 EU ETS 覆盖范围也进一步扩大，2024 年开始将逐步纳入航运业。2024 年覆盖航运排放 量的 40%，2025 年为 70%，2026 年为 100%，且没有免费配额。同时，欧盟碳边界调整机 制（CBAM）于 2023 年 10 月进入过渡期，并将从 2026 年开始正式实施，同时也将逐步 减少 CBAM 覆盖行业的免费配额。此外欧盟决定，如果能源价格居高不下，在 2027 年或 2028 年对建筑物、公路运输和工业用热实行“EU ETSⅡ”。为进一步应对配额过剩，这 一阶段不允许使用国际碳信用额进行抵销。
1.3、现阶段 EU ETS 的基本框架
目前，EU ETS 形成了以“总量控制和交易”为核心原则、MSR 机制调节配额供给的基本 体系，辅以将部分配额拍卖收入用于低碳技术开发、能源体系建设和经济体系建设。
1、核心原则：总量控制与交易（Cap and Trade） EU ETS 以“总量控制与交易”原则为基础，系统所涵盖的发电设施、工业设施及其他排 放行业年度可排放的温室气体总量受制于欧盟层面所设定的上限。在这一上限范围内， 排放企业之间也可以进行配额交易。 第一阶段中国家分配计划的制定过程耗时、复杂、不够透明或统一，使得这种分配方式 在实际应用中产生了不确定性。其最大的缺陷是成员国采用的方法不同，被普遍认为会 导致不同成员国的行业之间出现竞争扭曲。尽管在第二阶段通过一些标准化手段提高了 NAPs 的透明度和协调性，但离完全协调仍较远。因此从第三阶段开始，取而代之地通过 在欧盟层面直接商定的共同规则来确定分配方案，并引入了行业基准值。但成员国仍需 编制分配计划，即国家履行措施（NIMs），其中包含该国每个设施计划分配的所有详细 信息。欧盟委员会负责检查和批准 NIMs，在必要时要求进行修改。这确保了所有成员国 分配方法的完全统一，从而提高了透明度。同时，为了确保 EU ETS 能更有效地实现减 排，欧盟配额总量自 2013 年开始逐年递减。
EU ETS 是一个以市场交易为基础的机制，这意味着碳价是由配额的供求关系决定的。配 额上限确保了环境目标的实现，而配额的可交易性则确保了这些减排目标以具有成本效 益的方式达成。“总量控制与交易”原则的一个主要优势在于，它允许以最具成本效益 的方式减少排放，有效的碳价所提供的价格信号将激励对创新低碳技术的投资。与此同 时，由于企业可以在市场上出售盈余的排放配额，从而激励企业提高能效获得配额收益。 与碳税相比，此种制度下的排放数量由政策制定者直接确定，减排力度更强。鉴于气候政策的最终目标是限制进入地球大气层的排放量，“总量控制与交易”制度可以被视为 最有针对性和结果导向性的政策工具。
现货交易方面，一级市场即配额拍卖市场，主要运作机制是，所有未被免费分配的配额 都以拍卖形式分配。拍卖在两种情况下进行：a) 在一个通过联合采购程序指定的共同拍 卖平台上进行；b) 在一个根据联合采购程序指定的“选择退出”（“opt-out”）拍卖平 台上进行。欧洲能源交易所（EEX）是 25 个欧盟成员国以及挪威、列支敦士登和冰岛的 过渡性共同拍卖平台，同时也是选择了“opt-out”的德国和波兰单独的拍卖平台。二级 现货交易也主要在 EEX 上进行，但交易量极小，本文不做阐述。
拍卖采取密封拍卖的形式，投标窗口期为 9 am - 11 am CE(S)T。投标结束后，从最高出价 开始累加投标量，投标量之和等于或超过拍卖总量时的投标价为拍卖成交价。如果投标 总量低于拍卖总量，或拍卖成交价明显低于投标期间和投标开始前的二级市场价格，应 取消此次拍卖。每个成员国必须指定一个拍卖商，负责代表成员国向拍卖平台提供拍卖 配额。拍卖商可以是公共机构，也可以是私营机构。参与投标的人员包括固定设备运营 商、航空运营商、投资公司和信贷机构等，2022 年投资公司和信贷机构中标比例超过 20%。 自 2013 年开始，拍卖成为分配初始配额的默认方法，免费分配的比例逐渐减少，这意味 着企业必须在拍卖中购买越来越多的配额。
期货市场方面，EU ETS 启动后，欧盟碳期货市场几乎同时展开了交易，即在现货市场尚 未发展完备时便启动了期货交易。发展至今，ICE 和 EEX 是最活跃的两个碳配额期货交 易平台，其中，ICE 的成交量占欧盟碳期货市场总成交量的 90%以上。但碳期货交易主 要为 EUA 期货，当年 12 月合约为基准合约，EUAA 期货交易活跃度较低。 此外，需要提及的一点是，欧盟委员会 2023 年 10 月 25 日公布的 EU ETS 注册管理条例 修订案中，提出自 2025 年 1 月 1 日起，将通过免费分配和拍卖的方式向航空部门发放一 般配额（general allowances），即一般配额将涵盖固定设施、航运和航空部门的碳排放。
2、低碳融资基金 NER 300：NER 300 是欧盟为碳捕集与封存（CCS）技术和创新可再生能源（RES）技术 在商业化前阶段的示范而设立的资助计划。EU ETS 第三阶段中，每年配额总量的 5%进 入“新进入者储备”（NER），其中 3 亿吨配额的拍卖收入进入 NER 300。 创新基金（Innovation Fund）：2021 年开始，NER300 基金逐渐被创新基金取代，基金规 模为 5.3 亿吨配额的拍卖收入，主要用于能源密集型产业的创新低碳技术、CCU、CCS、 RES 以及储能等。主要资金来源于 2020-2030 年配额拍卖收入及 NER300 项目中未使用的 资金。与 NER 300 相比，创新基金的框架有重要的修改，即其范围扩大至能源密集型行 业的创新项目，将最高资助率提高至相关成本的 60%，且允许项目发起人与创新基金共 同分担前期风险。
现代化基金（Modernisation Fund）：现代化基金用于提高部分成员国的能源效率并实现 能源系统现代化，分为两部分：a) 2021-2030 年期间配额总量 2%的拍卖所得，受益成员国为 2013 年人均 GDP 低于欧盟平均水平 60% 的成员国。b) 2024-2030 年期间配额总量 2.5%的拍卖所得，受益成员国为 2016-2018 年人均 GDP 低于欧盟平均水平 75%的成员国。 复苏和恢复基金（Recovery and Resilience Facility）：RRF 用于发展健全、可持续和具有恢 复力的经济，建立在强大经济和社会结构基础上的金融和福利制度，有助于欧盟成员国 有效应对冲击，并迅速从冲击中恢复。2026 年 8 月 31 日之前，RRF 将从配额拍卖收入中 筹集 200 亿欧元（包括创新基金配额拍卖收入的 120 亿欧元和基本拍卖收入的 80 亿欧元）。
3、市场稳定储备机制（MSR）：调节配额供应 自 2009 年以来，EU ETS 中的配额供应明显失衡，配额过剩且持续增长，2012 年初配额 过剩量达到约 10 亿吨，2013 年初达到约 20 亿吨。这种不可预见的供需错配在很大程度 上归因于 2008 年的金融危机，同时，欧盟委员会认为国际碳信用额的进口量高于预期， 也有市场观点认为可再生能源的大量使用对市场失衡起到了一定作用。短期来看，配额 过剩会破坏碳市场的有序运作，长期可能会影响 EU ETS 以经济有效的方式实现更严格 的减排目标的能力。
2012 年，欧盟委员会向欧洲议会和理事会提交的关于欧洲碳市场状况的报告指出，需要 采取措施解决结构性供需失衡的问题。尽管在第四阶段配额上限的 LRF 已调整，但这并 不能充分解决配额供需失衡问题，LRF 的变化只会逐渐改变欧盟配额总量，盈余也只会 逐渐减少，市场仍将在 20 亿吨甚至更多配额盈余的情况下继续长时间运行，从而使得 EU ETS 无法释放出有效的信号，这种微弱的价格信号削弱了减排和低碳投资的动力。
为了在短期内重新平衡配额供需，2014 年，欧盟委员会修订了拍卖条例，将 2014-2016 年 的 9 亿吨配额拍卖延迟至 2019-2020 年。为了更进一步解决结构性供需失衡问题，并使 EU ETS 在供需调节方面更具弹性，从而使市场有序运行，2015 年 10 月，欧洲议会和理 事会通过了一项关于为欧盟温室气体排放交易系统建立市场稳定储备（MSR）机制的决 议。MSR 机制从 2019 年开始运作，解决了当时的配额盈余问题，并通过调整待拍卖配额 供应数量提高 EU ETS 系统抵御重大冲击的能力。需要注意的一点是，MSR 机制目前只 覆盖了固定设施排放，不包含航空业排放。在这一机制下，2014-2016 年被“后置”的 9 亿吨配额转入 MSR 储备，而不在 2019-2020 年进行拍卖。
MSR 机制的工作原理是，当市场上的配额过多时，将配额转入 MSR，当配额过少时，将 配额从 MSR 中释放。MSR 是一个完全基于固定规则的运作机制，不允许政府自行干预市 场，具体地：（1）如果市场上的配额盈余超过 8.33 亿吨，配额盈余 12%的部分将从拍卖 量摄入到 MSR 中（摄入比例后来被调整至 24%，持续到 2030 年，以加强该机制的作用）； （2）如果市场上的配额盈余低于 4 亿吨，则从储备中提取配额增加拍卖量，最多向市场 注入 1 亿吨配额（2023 年及之前提高至 2 亿吨）；（3）如果市场上的配额盈余不低于 4 亿吨，但价格连续 6 个月以上高于前两年平均价格的 3 倍，也会从储备中提取配额，最 多向市场注入 1 亿吨配额（2023 年及之前提高至 2 亿吨）。此外，从 2023 年起，MSR 将 进一步设置持有配额的上限，即不得高于上一年拍卖的配额总量，这一机制被称为“失 效机制”。
将“后置”配额存入 MSR 后，再加上从拍卖总量中持续摄入配额，2016-2022 年，TNAC 累计降幅达 33.01%，2022 年 TNAC 同比下降 21.70%。但同时我们也可以看到，尽管 MSR 机制在持续发挥作用，但 TNAC 仍未下降到上阈值 8.33 亿吨以下，这可能暴露出了目前 MSR 机制存在的一些问题。
MSR 的失效机制在 2018 年的修订版中引入，从 2023 年起，储备中超过上一年拍卖量的 配额将永久失效。MSR 持有量在此前持续增长，截至 2022 年底达到 30 亿吨。2022 年 4 月初，欧洲议会通过了将 MSR 的 24%储备率延长至 2030 年，进一步强化该机制发挥的作 用。但面对不断变化的政策和市场环境，有必要对 MSR 的运作机制进行调整。MSR 设计 的各方面都存在一定改进空间，包括 TNAC 的定义、阈值水平、摄入和释放机制、失效机制以及短期应对措施等。咨询公司 Vivid Economics 对 MSR 的制度设计提出了一些改进 建议。
除此之外，有一个难以解决的问题是，MSR 对市场冲击的反应具有滞后性。MSR 由 TNAC 的计算结果所触发，TNAC 在特定冲击发生后的次年 5 月公布，调整在 9 月至次年 8 月 底之间进行（初始调整在冲击发生后需要至少 1 年零 8 个月才完成）。初始调整只吸收 了冲击对 TNAC 增量影响的一部分。按照摄入比例为 24%计算，假定配额调整持续进行， 则需要 3 年的时间，MSR 才能吸收初始冲击的一半。但这一机制仍为市场提供了持续性 的供应变化预期，对碳市场的影响程度则取决于市场参与者的前瞻程度。
2005 年 EU ETS 启动运行以来，伴随着交易体系探索、市场外部冲击等因素，碳价呈现 出先迅速下降、再低位震荡、后强势上涨的走势。整体上看，碳价波动大部分情况下是 由配额供需变化所主导的。
2.1、EUA 历史价格走势分析
1、2005-2007 年：配额供应过剩，无法跨期结转 第一阶段，一方面，由于 NAPs 分配制度存在缺陷，且缺乏可靠的数据支撑，估算出的 配额数量过高，另一方面，配额几乎全部免费分配，市场交易量小，且配额无法结转至 下一期阶段碳价持续下降。
2005 年至 2006 年 4 月，碳价处于相对高位，除了受到气温和能源价格的扰动，更重要的 可能是供求之间存在的严重失衡。只有极少数国家的少数公司参与了碳市场交易，大部 分供应并未进入市场。鉴于当时的价格，配额的潜在供应者本应向市场上提供大量配额 以实现可观的收益，但是可能存在以下影响因素：a) NAPs 存在不确定性；b) 缺乏正常 运作的登记系统；c) 对 EU ETS 的了解有限；d) 大多数行业对环境问题持保守态度等， 导致潜在卖方不愿意参与交易。
2006 年 4 月以后，预期总供给过剩主导碳价的持续下跌。2006 年 4 月，EUA 价格一度飙 升至 30 欧元/吨以上，但由于当时核实排放数据的泄露，配额存在大量盈余，市场预期 发生逆转，碳价下跌了三分之二。尽管欧洲电力市场的基本面导致 2006 年夏季碳价短暂 飙升，但仍无法扭转整体下跌趋势。同时，2006 年 4 月开始，市场开始从交易 EUA-Ⅰ（第 一阶段碳配额）转向 EUA-Ⅱ（第二阶段碳配额）。2006 年末至 2007 年初，固定设施营 运商开展头寸对冲，碳价进一步下跌。2007 年 1 月，近 60%的配额交易集中于 EUA-Ⅱ。2007 年 4 月，93%覆盖设施的核实排放数据正式发布，但此时 EUA-Ⅰ价格已降至低点。 到 2007 年下半年，几乎没有 EUA-Ⅰ的交易，由于第一阶段配额无法结转至第二阶段， EUA-Ⅰ价格在 2007 年末几乎降至 0。
2、2008-2012 年：金融动荡抑制碳配额需求 第二阶段经历了两次严重的金融动荡，2008 年全球金融危机以及 2011 年欧债危机，对经 济活动的负面影响使得配额需求大幅减少，碳价经历两波大幅下降，第二阶段末至第三 阶段初配额大量盈余，碳价在历史低位震荡。制度层面，第二阶段配额总供给有所下调，国际碳信用额的使用受到一定限制。碳市场 分析师普遍预计第二阶段每年至少会短缺 1 亿吨配额，平均水平接近 2 亿吨，市场对于 配额供应偏紧的预期推动碳价上涨。
2008 年下半年，金融危机影响扩大。一方面，欧洲经济放缓，住房、汽车和钢铁等需求 下降，随着商品价格的崩溃，水泥和钢铁等企业大幅削减其生产，同时电力消耗减少， 排放量被抑制，碳配额需求量下降。另一方面，由于 2008 年配额清缴时间（2009 年 4 月 30 日）与 2009 年配额发放时间（2009 年 2 月）存在重叠，配额的抛售加剧，直到 2009 年初价格才由于履约末期临近导致的需求增加而有所反弹。 2009 年 5 月至 2011 年 5 月，碳价窄幅震荡，此后受欧债危机影响价格下跌。2011 年 6 月 中旬，碳价追随气价涨势达到顶点，之后欧债危机影响逐渐深化，碳价涨势扭转并创下 新低。同时，2011 年 6 月，欧盟提出了新的《能源效率指令》（EED），加剧了市场对 配额需求疲软的担忧。2011 年冬季欧洲气候偏暖，配额需求不足，碳价跌势无法扭转， 并持续到 2013 年初。
3、2013-2018 年：政策预期对碳市场的扰动 2013-2018 年，关于 EU ETS 结构性改革的讨论一直持续，主要围绕配额供给端的制度改 革，市场预期随之变化，叠加欧洲经济强劲复苏，碳价在 2018 年达到历史新高。
第二阶段的经济危机和国际碳信用额度大量进口使得配额盈余不断积累，并在 2013 年达 到顶峰，年初配额盈余约 20 亿吨，碳价跌势持续到 2013 年上半年。排放企业在第二阶段 使用了 10.58 亿吨国际碳信用额度来抵销其排放量。自 2013 年起，在第三国开展的减排 项目投资所获得的信用额度不能再直接上缴进行排放履约，而必须首先兑换成配额。 第三阶段开始，由于国际碳信用额的使用进一步受到限制，碳价在 2016 年前缓步上升。 2014 年 1 月，欧盟首次提出“2030 年气候和能源政策框架”，包括考虑在第四阶段提高 配额上限的 LRF 以实现减排目标。同时，2014 年 1 月 22 日，欧盟委员会提议从第四阶段 开始禁止使用国际碳信用额。2014 年 2 月，欧盟决定将 2014-2016 年的 9 亿吨拍卖配额推 迟到 2019-2020 年，短期刺激碳价格升至 7 欧元/吨，但很快回落。自此之后，EU ETS 结 构改革的重点转移到通过增强配额供应的灵活性来提高价格的稳定性和可预测性。
2016 年至 2017 年，宏观环境和天然气价格主导碳价波动。2016 年初，金融市场动荡，年 初欧洲股指短期内急剧下跌，国债收益率下行，市场恐慌情绪蔓延至碳市场，叠加天然 气价格下跌，碳价大幅下行。EU ETS 第四阶段的相关参数尚未明确，2016 年至 2017 年 上半年碳价整体低位运行，并跟随天然气价格短期波动。 2017 年至 2018 年，EU ETS 第四阶段改革方案打开碳价上涨空间。2017 年 11 月，欧洲议 会和理事会就 2021-2030 年 EU ETS 改革方案达成一致，2018 年 2 月，欧盟理事会正式批 准了 EU ETS 在第四阶段的改革，将第四阶段的配额上限 LRF 上调至 2.2%，同时将 MSR 的摄入比例翻倍至 24%且延长到 2023 年，并引入失效机制，交易指令在 2018 年 3 月正式修改。一方面，欧洲经济强劲复苏增加了配额需求，另一方面，对供给收紧的预期打开 碳价上方空间，支撑碳价持续上涨。
2018 年下半年，碳价的宽幅震荡主要受到发电侧基本面的影响。由于夏季的高温，水温 条件无法为核反应堆提供足够的冷却条件，法国电力公司不得不关闭罗纳河和莱茵河附 近的四座核电站。而天然气供应紧张、价格持续上升，煤电依赖度上升，配额需求上升， 碳价达到历史新高。10 月，法国核电供应改善，碳价一路走低，随后再次追随天然气价 格的上升而飙涨。同时，冬季的寒冷天气带来的供暖需求增加和德国配额拍卖的推迟5也 进一步推升了碳价。
4、2019-2023 年：MSR 机制下经济复苏和更具雄心的气候目标推升碳价至高位 2019 年开始，MSR 机制正式启动，给予配额供给一定的灵活性，EU ETS 逐步走出配额 过度盈余的困局，碳价上涨空间被充分打开。在逐渐强化的欧盟减排目标之下，新冠疫 情后的经济复苏带动碳价创造历史新高。
MSR 从 2019 年开始正式实施，但是市场对于政策的预期在 2018 年下半年已部分兑现， 2019-2020 年碳价窄幅震荡。2020 年初，COVID-19 在全球范围蔓延，1 月底，世卫组织 将新型冠状病毒疫情列为国际关注的突发公共卫生事件。3 月，意大利采取了包括社会隔 离在内的公共卫生措施，禁止非必要外出，其他欧洲国家纷纷效仿。地区封锁以及各行 业的需求和供应链中断对欧洲经济造成了严重破坏，能源消耗、工业生产和交通活动减 少，温室气体排放量下降，导致对配额的需求大幅减少，给 TNAC 带来增量压力，碳价 迅速下跌。第三季度，全球主要股指恢复到 COVID-19 爆发前水平，碳市场也逐渐回暖。
随着 2020 年 5 月 TNAC 数据的公布，市场对于 MSR 影响的预期得到验证，碳价上涨空 间再次打开，并跟随全球经济复苏和日趋严格的欧盟气候目标稳步上涨。经过不断调整， 欧盟将 2030 年减排目标提高至 55%，这是 2020 年末至 2021 年碳价上方空间扩大的主要 驱动力之一，日趋严格的减排目标和积极的气候政策措施持续影响着市场情绪，推动碳 价上行。同时，欧盟经济的强劲增长和天然气价格上行也是 2021 年大部分时间碳价上涨 的重要驱动因素。能源价格飙升导致欧洲越来越多的工业企业减停产，市场参与者对需 求中断以及政策干预愈发担忧。2021 年 11 月，碳价大幅上涨达到历史新高。这一涨势主 要是在基本面因素变化的情况下出现的，首先，配额需求方面，由于冬季气温比预期更 加寒冷，而天然气价格处于高位，且可再生能源发电占比较低，燃煤需求上升；供应方 面，年末通常会暂停配额拍卖，配额供应较为紧张。但 2021 年 12 月，碳价与气价脱钩， 天然气价格飙升的同时配额被大幅抛售，这很可能是因为市场参与者被迫抛售配额以弥 补能源市场的损失或补充保证金。
2022 年-2023 年，天然气价格波动、天气预期变化和工业生产低迷是大部分时间碳价波动 的主要因素。2022 年 2 月底，俄乌冲突升级，能源价格上升，但配额价格却大幅下跌， 主要是由于市场参与者尤其是公用事业单位出售配额以支付能源市场的亏损，此外，市 场恐慌情绪造成的配额抛售也是碳价下跌的重要因素。但是 4 月份的配额清缴末期的临 近，碳价又跟随履约需求的涌入而反弹。2022 年下半年，碳价陷入多种因素的角力之中。 一方面，天然气价格和电价的飞涨导致整体经济活动减少，配额需求减弱，另一方面， “北溪”1 号和 2 号管道遭到破坏导致第三季度天然气发电供应紧张，欧盟重启了部分封 存的煤电厂，增加了配额需求。8 月中下旬，配额拍卖量恢复预期开始兑现，叠加悲观的 经济预期和疲软的工业产出，碳价先于气价大幅回落。10 月底开始，不断反复的冬季气 温预期和天然气价格的变化使得碳价出现频繁波动。2023 年初至 4 月份，气价回落至低 位运行，企业或者投资机构有足够的资金建仓，叠加履约需求推动碳价上涨，此后碳价 再次跟随天然气价格波动，同时也受到夏季和冬季气温预期的影响。
EU ETS 市场运行以来，碳价在经历了长期配额过剩的低位震荡期之后，受到基本面变化 和政策调整的影响，第三阶段以来价格中枢两次上移，震荡区间逐渐走阔，目前处于高 位宽幅震荡阶段。第一次价格中枢上移主要是受到 MSR 政策预期的影响，碳价中枢从 5 欧元/吨上升到 22 欧元/吨，第二次价格中枢上移同时受到了供给端、需求端和政策面变 化的影响，碳价中枢上升到了 80 欧元/吨，并受到天然气价格的影响宽幅震荡。2023 年 以来，随着天然气价格的回落和波动放缓，碳价震荡区间也明显收窄。而近期由于工业 需求的疲弱、煤电/气电发电量的下滑和偏暖的冬季天气预期，碳价弱势运行。
2.2、欧盟碳价影响因素分析
1、配额供需与电力供需强相关 电力行业是 EU ETS 最重要的参与者，因此配额需求与电力供需和能源价格强相关。电 力行业是排放量最大的行业，且其配额全部有偿分配（部分成员国除外）。
欧盟发电量有明显的季节性特征，年末和年初为高峰期，4 月-9 月为低谷期。煤电和气电 发电量的季节性特征与此类似。理论上，煤电和气电对于配额的需求也存在季节性特征， 但从历史数据上看，这种发电量的季节性特征并未明显反映在配额价格或成交量上，可 能是由于配额清缴周期的特殊性。上一年度的配额需在次年 4 月底前完成清缴，即企业 可以在此前的一整年进行交易，3 月份的交易量普遍较大。由于配额不存在使用期限，甚 至可以在此前的更长时间内进行交易，以满足履约需求。此外，能源价格对碳价存在较 大影响，近两年能源价格的大幅波动可能掩盖了配额需求的季节性变化对碳价的影响。
欧洲电力市场为边际成本定价，即边际出清机组的发电成本决定日前电价。在引入碳排 放成本之前，气电成本较高，燃气机组普遍情况下为边际出清机组。引入配额成本后， 由于煤电的度电碳排放为气电的两倍，当碳价大幅上涨时，煤电成本的上涨幅度更大。 在 2019-2020 年内的较长一段时间内，煤电 SRMC 超过了气电 SRMC，燃煤机组可能替代 燃气机组成为边际出清机组。在气电定价的情况下，天然气价格波动主导了气电成本变 化从而影响了电价和发电利润。
在总用电需求的不变的情况下，天然气价格通过影响煤电和气电的相对成本关系影响碳 配额需求。气价上涨时，气电成本上升，煤电经济性提高，在燃料转换路径畅通的情况 下，发电成本曲线中的部分煤电会移动到气电左侧，在发电量不变的情况下，碳排放增 多，从而增加配额需求，提高碳价。即天然气价格与碳价之间是正相关关系，与此同时， 这一路径中存在正反馈，即当碳价较高时，由于气电度电碳排放更少，也会增加对天然 气的需求，进一步影响气价。但随着能源价格的持续走高，配额成本占比下降，碳价对 发电结构的影响也会逐渐弱化。煤价对碳价的影响正相反。
能源危机期间，天然气价格是碳价波动重要因素。COVID-19 初期，全球能源消费出现历 史性暴跌，主要能源价格跌至历史低位。此后随着全球经济的迅速复苏，叠加北半球漫 长的寒冷冬季，以及低于预期供应增速，能源价格强劲反弹。其中，天然气价格涨幅最 大，严重侵蚀气电利润，促使欧洲转用煤炭替代部分天然气发电，煤炭使用量的增加带 动了碳价的上涨，同时也一定程度上影响了煤价。能源价格上涨改变了煤电和气电间的 成本关系。由于气价涨幅远超煤价，2021 年 9 月到 2022 年，气电与煤电的 SRMC 之差长 期处于高位，煤电具有显著的经济性。这段时期内，天然气价格波动幅度和频率远超煤 炭，因此气价波动主导了气电成本和煤电成本的相对关系，从而主导了碳价的短期走势。
一方面，由于履约企业资金面和减排成本的限制，碳价上方存在一定压力，另一方面， 受到履约需求和欧盟减排目标的影响，碳价下方也有一定支撑，因此能源危机期间碳价 波动区间较气价更小。 2023 年 1 月初开始，天然气价格大幅下降，气电再次具有竞争力。然而，能源危机远未 结束，能源价格仍高于 2021 年之前的水平，对天然气供应短缺的担忧所带来的经济影响 可能会限制碳价的上涨空间。
此外，气价的重要作用也得到了能源政策和投资者情绪的支撑。一方面，在欧盟去煤计 划的持续推进下，煤电占比逐渐降低，2019 年开始，气电发电量占比超过煤电，煤价对 电价和碳价的影响被弱化。另一方面，从 ICE 持仓数据来看，2023 年 10 月，非控排企业 多头持仓占比超过 30%，空头持仓超过 80%，因此投资者情绪在一定程度上影响了市场 走向，燃气机组作为边际出清机组决定了投资者的直接关注点在于气价对碳价的影响。
尽管大多数时候气价与碳价正相关，但也存在脱钩的情况。首先是市场情绪变化，金融 市场动荡、地缘冲突风险等导致的市场负面情绪或避险心理会导致配额抛售情况。其次 是配额供需的季节性变化，尤其是 4 月和 8 月的供需变动对碳价的影响在短期内可能会 超过气价对碳价的影响。此外是气价过高引致的工业生产和企业流动性需求的变化，一 方面，气价处于高位时，气电厂会因发电成本的上升遭受巨大损失，部分工业企业的现 金流可能也会遭受损害，因此他们需要抛售 EUA 以弥补损失或应对保证金的增加；另一 方面，气价飙升带动电价飙升，可能会导致工业企业减产，对配额需求产生负面影响。
以 2021 年 12 月碳价与气价的脱钩为例，12 月 8 日以后，碳价与气价走势分化，一方面 是企业减停产导致的配额需求下降，另一方面是流动性需求变化引致的市场抛售情绪。 2021 年 12 月中旬，在主力合约发生切换的前 5 个工作日期间，EUA 期货主力合约持仓量 出现了明显快于一般水平的下降，这种突破一般季节性规律的平仓可能源于气价高企时 企业对于资金的需求。市场对能源供应风险的担忧持续到了 2023 年初，DEC23 合约持仓 量在年初明显低于往年水平，此后则随着能源价格的下跌而增加且推动了碳价上升，而 MAR23 合约持仓量却远高于往年水平，反映了市场对于下半年风险的担忧与观望态度， 因为 REPowerEU 的拍卖计划尚不确定。
能源危机之后，能源安全与气候目标之间产生了冲突，致使短期内能源安全成为欧盟的 政策焦点，而气候政策可能退居其次。相应地，市场对于碳价的理解可能也更多地放在 能源安全尤其是天然气供应方面。长期来看，天然气仍将是影响欧盟碳价短期波动最重 要的因素之一，除非供应端的问题得以解决。 天气通过用电需求和可再生能源发电影响煤电和气电发电量，进而影响碳价。从欧盟的 发电结构看，2022 年风光水核发电量接近化石能源发电量的 1.5 倍，2023 年 1-10 月超过 2 倍。但风光水核发电的出力极易受到极端天气的影响，此时就需要煤电和气电进行补充。 冬季气温偏低和夏季气温偏高时，如果清洁能源发电不能有效补足用电需求，煤电和气 电就会增加，从而增加配额需求，因此夏季和冬季往往是天气炒作较为频繁的时间段。
2、碳价的其他影响因素 政策是影响碳价最重要的因素之一。碳排放权与一般商品最大的不同在于，它是一种由 政策约束创造出来的虚拟产品，其总供给完全是由政策所决定的。一方面，EU ETS 的制 度设计本身决定了配额供给的变化，另一方面，由于 EU ETS 是实现欧盟气候目标最重 要的市场工具，欧盟整体气候目标也决定了未来 EU ETS 的改革方向。2019 年以前由于 配额供应过剩，碳价一直在低位徘徊，直到引入 MSR 机制，碳价才有了充分上涨空间。 除了实际对于配额供给的影响，市场对于政策解读的预期也会提前兑现并体现到价格上。 宏观经济对于碳价的影响也是显著的。强劲的经济复苏通常伴随着工业生产的恢复和用 电需求的增加，从而带动了配额需求的增加，而负面宏观冲击的影响则正相反。铜价是 与宏观经济联系最为紧密的大宗商品之一，历史上看，铜价与碳价多次呈现相同走势， 也印证了这一点。
EU ETS 的具体制度设计存在着一些季节性特征。首先，从履约周期来看，排放单位需要 在每年 4 月底前6清缴上一年度的配额，这通常会使得配额需求在 2-4 月份阶段性上升， 从而推高碳价，但这一影响并不显著，且历史上这段时期多次出现黑天鹅事件或其他抑 制碳价的因素。其次，根据拍卖指令规定，每年 8 月份的拍卖数量应为当年其他月份拍 卖数量的一半，从历史情况看，市场通常会在 7 月中旬开始兑现拍卖数量减少的预期， 并在 8 月中旬开始兑现拍卖数量恢复的预期，即在 8 月份价格走势呈现“倒 V”型。
此外，为了应对俄乌冲突造成能源市场危机，欧盟委员会提出实施 REPowerEU 计划，希 望帮助欧盟摆脱对俄化石燃料的依赖。该计划于 2022 年 5 月启动，其中部分资金将来源 于储备配额的拍卖收入，即在短期内增加配额供应，因此需要关注其相关进展，但整体 来看对碳价影响较小。 从期货价格与拍卖成交价的关系来看，二者相互影响，走势基本相同。在经历了供需严 重失衡和能源市场剧烈波动的时期之后，2023 年开始，期货升水现象才较为显著。由于 配额拍卖在上午 11 点进行，拍卖结果会在之后 15 分钟内给出，而 ICE EUA 期货在 8 am - 6 pm CE(S)T 进行交易，因此理论上二者相互影响。
100 欧元/吨是目前碳价的重要心理关口。根据最新的交易指令，超额排放罚金为 100 欧 元/吨，因此这一价格在市场交易者看来有着较重要的意义。但这并不意味着碳价无法超 过 100 欧元/吨，因为缴纳罚金并没有免除实际清缴义务，仍需要在下一年对配额未缴纳 部分进行补足。历史上，碳价仅有 6 次接近或超过 100 欧元/吨。2022 年 8 月 19 日，盘 中期货价格达到 99.22 欧元/吨，当日拍卖价也高达 97.5 欧元/吨，主要受到配额拍卖量减 半和天然气价格持续高涨的影响。2023 年 2 月 21 日和 27 日，收盘价均突破 100 欧元/吨， 2023 年 2 月 21 日-3 月 13 日，盘中价格 5 次突破 100 欧元/吨，这一段时间的主要价格支 撑因素为：1）碳市场改革方案的推进和气候目标的强化；2）履约需求；3）能源危机缓 和后的工业恢复和经济回暖预期；4）风力发电出力不足导致的化石能源发电量的增加， 这些因素共同推动了配额需求的上升。
长期来看，减排成本是决定碳价的重要参数。理论上，当碳价高于减排成本时，企业会 选择采取减排措施；当碳价低于减排成本时，企业会选择购入碳配额，即市场均衡碳价 等于减排成本。目前，欧洲电力行业最高效的减排措施就是可再生能源发电替代气电和 煤电，或者气电替代煤电，因此相关能源价格在很大程度上影响了欧盟碳价走势。随着 电力行业的清洁低碳转型和工业企业免费配额比例的下降，EU ETS 的主要交易主体将逐 渐转向工业企业。相较于电热行业，工业减排更多依赖能源和原料替代、生产工艺改进、 CCUS 技术等，减排成本更高，理论上碳价的上涨空间也会更大。
结合路孚特碳研究组的碳市场价格预测模型，我们认为，从短期、中期和长期来看，影 响企业交易行为和碳价变动的市场逻辑存在明显差异。短期，企业主要以履约为目的， 根据实际生产经营情况确定自身配额需求变化，实时调整短期交易策略；中期，企业结 合历史碳成本制定合理减排计划，逐渐减少自身配额需求；长期，由于碳市场配额总量 主要受到政策变化影响，企业需要判断长期碳价走势，制定长期减排策略，同时，这种 长期的判断和策略方向也会对中短期的市场行为产生一定影响。
欧盟碳市场的供需博弈一直为市场所关注，前三个阶段的配额供给严重过剩导致碳价长 期低位运行，欧盟也因此进行了一系列市场改革以期改善供需失衡问题，包括引入 MSR 机制、调整配额总量线性递减系数、禁止使用国际碳信用额等。在供应收紧的情况下， 需求变化也对碳价产生了明显影响。这一部分将对供给端和需求端进行拆解分析，并尝 试建立供需平衡表。
1、欧盟碳配额供给分析 根据配额分配方式的不同，配额供给可以分为免费配额和拍卖配额两部分，其中又可以 根据具体部门进一步细分，因为不同部门的配额分配规定存在较大差异。 电热部门是目前排放量最大的部门之一，除部分国家外，其配额全部通过拍卖的方式分 配，从历史数据看，免费配额占比不超过 10%（2022 年为 9.15%）。对于工业部门，如果 被列入碳泄露风险清单，则在 2026 年以前配额全部免费分配，其他工业部门根据基准值 计算免费配额量。由于目前的碳泄露清单中所列出的行业覆盖了 96%的工业排放，因此 可以认为全部工业部门免费配额占比在 96%以上。
对于航空业，根据最新的欧盟碳交易指令计算，2023 年免费配额比例为 82%，2024 年为 68%，2025 年为 42.5%，2026 年开始将取消免费配额，但在 2024-2030 年期间将为商用飞 机营运商保留最多 2,000 万吨配额用于使用可持续航空燃料和其他非化石燃料。对于航运 业，其配额全部有偿分配。
尽管排放上限由欧盟层面直接设定且逐年递减，但从历史数据来看，2021-2022 年，免费 配额与拍卖配额之和均低于配额上限，因此，我们在分析供给时，不将配额上限引入到 具体的计算过程之中，只作为预测实际总供给量时的参考值。目前，EEX 已经公布了 2024 年初始配额拍卖日程（9-12 月拍卖数量待调整），其中 EUA 总拍卖量约 6.77 亿吨，EUAA 约 669 万吨。其中，创新基金、现代化基金以及复苏和恢复基金（RRF）在 2024 年全年 还将拍卖共计约 2.54 亿吨 EUA（包含在总拍卖量内）7。我们预计 2024 年 9-12 月将向 MSR 摄入约 8,100 万吨配额，即调整后的 2024 年拍卖配额总量约 6.03 亿吨。
2、欧盟碳配额需求分析 配额需求，即各部门核实排放量，同样需要按照部门进行划分。其中，对于煤电和气电 发电量的预测是最重要的部分之一。首先，基于欧盟和部分成员国现有的对于温室气体 排放和电力结构的目标8，我们做出以下预期： 1）温室气体排放目标：2030 年，EU ETS 所涵盖行业的温室气体排放量较 2005 年减少 62%， 即 2030 年电热部门和工业部门排放量合计约为 6.72 亿吨（这一目标在电力部门保持较快 减排速度的情形下可以达成）；2025 年，欧盟船舶部门排放量比 2020 年减少 2%，2030 年减少 6%；航空业排放以较慢速度下降。
2）可再生能源发电目标：a. 中性预测下，风电和光电发电量年均增速与近 10 年历史增 速持平；b. 乐观预测下，风电和光电发电量年均增速比历史值高约 2 个百分点；c. 悲观 预测下，风电和光电发电量年均增速比历史值低约 2 个百分点。 3）去煤计划进程：成员国已有的去煤计划以均匀速度完成；波兰 2030 年煤电占比不超 过其总发电量的 37%。
在各国去煤计划匀速完成的情况下，可以得到欧盟煤炭发电量的减少趋势，2025 年煤电 量约 235TWh，2030 年约 78TWh。基于前述关于风/光电的假设，可以得到 2030 年欧盟风力和光伏发电量在三种情景下的预测值。对于水电、核电和其他（主要包括生物质能 和其他化石能源）电力，从历史趋势判断，我们认为水电将维持稳定，核电缓慢增长， 其他来源发电量也较为稳定。 其次，假定 a. 中性预测下，欧盟发电量年均增长率在 2024-2027 年为 0.5%，2028-2030 年 为 1%；b. 乐观预测下，欧盟发电量年均增长率在 2024-2025 年均为 0.5%，2026-2028 年 为 1%，2029-2030 年为 1.5%；c. 悲观预测下，欧盟发电量年均增长率在 2024-2030 年均为 0.5%。基于前文对各来源发电量的假设可以得到燃气发电量的大致水平。
根据 2023-2030 年的预测结果，在中性预测和悲观预测下，TNAC 都将从 2026 年开始下 降到 8.33 亿吨以下，乐观预测下 TNAC 会在 2027 年下降到 8.33 亿吨以下；在中性预测和 乐观预测下，TNAC/排放量（“库销比”）均会在 2027 年达到阶段性低点，碳价可能整 体较为平稳；悲观情景下的最低点出现在 2030 年，碳价可能出现持续性的缓慢上涨。此 外，在中性预测下，2030 年固定设施排放量将较 2005 年减少 59%，与 62%的目标存在一 定差距，而乐观预测下将减少 63%，超额完成减排目标。 当前 EUA 价格已处于偏低位置，价格的反弹需要等待需求端的恢复，包括工业生产的提 振及燃气和燃煤发电量的增加，但短期需求恢复难度较大。随着电热部门排放量的下降 以及 CBAM 相关行业免费配额比例的减少，预计 2030 年前后工业部门有偿配额数量将超 过电热部门，未来工业部门产出情况及排放强度变化或将主导碳价短期波动。
在 EU ETS 中，一个关键的问题就是竞争力。碳定价会带来生产成本的变化，从而影响 企业在行业中的相对地位。在国际竞争激烈的市场上，区域碳市场面临碳泄漏的风险， 即企业把碳密集型生产活动转移到碳成本较低的地区。如果没有办法抵销或者平衡受监 管企业与竞争者之间的相对成本，可能会导致碳排放转移到 EU ETS 的范围之外，从而 削弱全球减排成果。在保护竞争力和解决碳泄漏问题的同时，加强气候目标的压力使得 各司法管辖区越来越愿意接受碳边境调节。 欧盟的气候雄心不断高涨，而非欧盟国家的气候政策却普遍较宽松，导致 EU ETS 系统 碳泄漏风险较高。CBAM 机制可以平衡国内产品和进口产品的碳成本，确保欧盟的气候 目标不会被转移至气候政策较宽松国家的生产活动所削弱。
4.1、CBAM 逐步取代相关行业的免费配额
“碳泄漏”是指企业出于气候政策成本的考虑，将生产地点从欧盟转移到对温室气体排 放限制较松的其他国家，从而导致其他国家排放量增加，能源密集型产业的碳泄漏风险 可能更高。对于存在碳泄漏风险的行业或子行业来说，EU ETS 中现有的应对碳泄漏风险 的主要机制为配额免费分配，但与拍卖相比，发放免费配额削弱了 EU ETS 体系的价格 信号，破坏了核心污染者付费原则，不利于鼓励对减排措施进行投资，从而削弱了工业 领域转向清洁生产过程和为实现欧洲气候目标作出贡献的动力。
被认为有重大碳泄漏风险的行业和子行业被列入官方名单，欧盟委员会于 2010 年起草了 第一份碳泄露清单，并于 2011-2013 年进行了 3 次修订，适用于 2013-2014 年。第二份碳 泄露清单起草于 2014 年，适用于 2015-2020 年。目前所使用的清单发布于 2019 年，适用 于 2021-2030 年，包括 63 个行业和子行业，覆盖了约 96%的工业排放。
2019 年 12 月，欧盟委员会提出了一项关于碳边境调整机制（CBAM）的提案，该机制通 过对进口到欧盟的产品的碳含量进行定价，试图解决一些高排放行业的碳泄漏风险。CBAM 是欧盟气候战略及其到 2050 年实现净零排放的关键组成部分，保障竞争力的同时 避免碳泄漏。具体地，CBAM 将对进口到欧盟的某些商品征收“碳关税”，“碳关税” 与商品的“内含排放量”或其制造过程中产生的温室气体排放量成比例。相关商品的进 口商将被要求购买与其内含排放量相等的排放证书（CBAM 证书），这些证书的价格将 与 EU ETS 下的碳价保持一致。如果进口商能够根据第三国生产商提供的经过核实的信 息，证明其在生产进口商品的过程中已经支付了碳成本，则可以扣除相应的金额。
2023 年 5 月 16 日，欧盟碳边境调节机制（CBAM）法规文本被正式发布在《欧盟官方公 报》上，标志着 CBAM 正式走完所有立法程序，成为欧盟法律，并于今年的 10 月 1 日正 式进入过渡期。CBAM 是配额免费分配的替代方案，因此这两项措施不应重叠。为确保 从一个系统顺利过渡到另一个系统，EU ETS 下的相关行业的免费配额比例将随着碳边界 调整机制在这些行业的逐步实施而逐步取消。
CBAM 旨在逐步取代目前的免费配额分配，成为 EU ETS 中解决碳泄漏问题的主要措施。 该机制将根据现有免费配额的逐步取消比例分阶段实施。欧盟委员会将调整需要缴纳的 CBAM 证书数量，以反映 EU ETS 下免费分配的配额数量，根据欧盟公布的数据，到 2034 年，相关行业的免费配额将全部取消。在免费配额完全取消之前，CBAM 机制将仅适用 于未包含在 EU ETS 免费配额中的排放量，从而确保进口商与欧盟生产商享受同等待遇。
根据欧盟委员会 2023 年 8 月 17 日对外公布的 CBAM 过渡期实施细则，在过渡期（2023 年 10 月 1 日-2025 年 12 月 31 日），申报者需要履行报告义务。申报者包括：a.以自己的 名义提交货物报关单的进口商；b.持有报关授权书并申报货物进口者；c.间接海关代表。 具体地，申报者需要在每个季度结束后的一个月内提交 CBAM 报告，报告内容主要包括 商品基本信息、生产信息、排放量信息以及其他补充信息。排放量包括直接排放量和间 接排放量（生产过程中的电力消耗）。
CBAM 将从 2026-2034 年逐步实施，其速度与 EU ETS 中的免费额度逐步取消的速度相同。 过渡期结束后，欧盟将评估是否扩大商品范围。目标是 2030 年将 ETS 涵盖的所有商品包 括在内。CBAM 希望取代既有保护机制，通过其他方式应对碳泄漏风险，即确保进口商 品和国产商品享受同等碳价。为确保从当前的免费配额体系逐步过渡到 CBAM 机制， CBAM 分阶段逐步展开，同时，CBAM 覆盖的行业将逐步取消免费配额。免费配额和 CBAM两种方式的结合使用并逐步过渡，保证在任何情况下欧盟商品都不应当比进口到欧盟关 税领土的商品享有更优惠的待遇。尽管法案中规定 CBAM 证书清缴义务由进口商承担， 但这一部分成本最终可能会转移给生产商或下游企业。
CBAM 证书的价格以日历周为周期进行计算，即拍卖平台上每日历周 EU ETS 配额成交 均价。CBAM 费用清缴计算公式为： CBAM 碳关税＝CBAM 证书价格×碳排放量=（上一日历周拍卖成交均价－原产国碳价） ×（产品内含排放量－欧盟同类产品已获免费配额）。
4.2、欧盟钢铁相对进口钢铁缺乏竞争力
钢铁行业是全球工业部门碳排放强度最大的行业，约占全球工业排放总量的 25%。 目前主流的粗钢生产工艺主要有两大类，高炉-转炉炼钢（BF-BOF）和电弧炉炼钢（EAF）， EAF 又包括直接还原铁-电弧炉技术（DRI-EAF）和基于废钢的电弧炉技术（Scrap-based EAF）。在传统 BF-BOF 路线中，以烧结矿及球团矿和部分铁矿石作为原料，在高炉中 用焦煤/焦炭作为燃料和还原剂，将铁矿石还原为液态生铁，再在转炉中将液态生铁和废 钢炼成钢水。在 DRI-EAF 路线中，以铁矿石颗粒为原料，CO 或天然气或氢气等作为还 原剂。在 Scrap-based EAF 路线中，以废钢为主要原料，利用电弧热效应将废钢炼成钢水。
从碳排放强度来看，BF-BOF 流程的碳排放强度最高，主要来自于高炉中投入的焦煤焦炭， EAF 流程碳排放强度较低。WSA 数据显示，2022 年全球粗钢生产流程中，BF-BOF 占比 72%，Scrap-based EAF 占比 21%，DRI-EAF 占比 7%，三者碳排放强度分别为 2.33、0.68、 1.37 吨 CO2/吨粗钢。
尽管欧盟希望引领全球钢铁行业脱碳，但高昂的成本使得欧盟钢铁多年来一直难以在全 球具有竞争力。能源危机更是进一步挤压了欧洲工业的利润，2021-2022 年大量工厂关停， 2022 年，欧盟和欧洲非欧盟国家的粗钢产量分别下降 11%和 12%，远高于全球 4.3%的整 体降幅。但同时，欧盟粗钢消费下降速度却慢于产量下降速度。为弥补供需缺口，欧盟 不得不进口价格更低但碳排放强度更高的钢铁产品。从进口来源国和相应钢铁生产碳排 放强度来看，前 7 大来源国中除土耳其和俄罗斯外，碳排放强度均高于全球平均水平。
根据 TransitionZero 排放平衡模型，可以计算钢铁进口排放平衡，计算公式为： 消费相关排放量＝(本土产量－出口量)×本土钢铁排放系数+按出口国划分的钢铁进口量 ×相应出口国的钢铁排放系数 排放平衡值为负表示进口量小于国内产量加上出口量的总和，而正值意味着进口量更大。 2002-2013 年，欧洲使全球钢铁行业的净排放减少了约 920 万吨二氧化碳。2014 年， EU27+UK 的加权排放平衡值由负转正，此后一直呈趋势性上升。
由于劳动力价格、原材料价格和能源价格偏高，欧盟钢铁不存在成本优势，而低碳优势 暂时无法体现为经济价值，导致欧盟实际使用的钢铁平均排放强度逐渐上升。这种与气 候目标背离的趋势或许可以通过 CBAM 机制的逐步实施得以改变。
4.3、CBAM 对我国钢铁行业的影响
从碳成本的角度，不管是欧盟本土钢铁企业还是向欧盟出口钢铁产品的企业，单位碳排 放都需要承担基本相同的碳成本，而单位产品的碳成本差异则来自于碳排放强度的差异。 基于出口至欧盟得到钢铁产品所占份额以及碳排放强度，世界银行编制了 CBAM 风险敞 口指数，包括绝对指数和相对指数，相对 CBAM 风险敞口指数包含了 出口商与欧盟平均碳排放强度的差值，负指数表明出口产品相对欧盟更加绿色，可能会 在欧盟市场上具有一定竞争力，因为他们需要承担的碳成本相对更少。
根据 CBAM 商品清单，我国 2022 年出口至欧盟的相关钢铁产品约 609 万吨，占我国出口 总量的 7.03%，因此我国钢铁行业相对 CBAM 风险敞口指数较小，仅为 0.003，低于 25% 的国家，但相关出口企业仍面临着利润被挤出的挑战。 根据 JRC 相关碳排放强度数据计算，如果 100%清缴，CBAM 证书平均价格以 80 欧元/吨 计，欧盟 BF-BOF 路线粗钢生产的碳成本为 140.8 欧元/吨，EAF 路线碳成本为 3.2 欧元/ 吨，平均碳成本为 82.4 欧元/吨，而中国粗钢生产平均碳成本为 126.4 欧元/吨，但叠加其 他成本，中国粗钢平均生产成本相较于德国、意大利仍具有优势。
目前，我国全国碳市场尚未纳入发电行业以外的行业，尽管大部分地方碳市场已将钢铁 等行业纳入管理，但配额仍主要通过免费分配的方式发放，根据 CBAM 规定无法抵扣碳 关税，而二级市场上购买获得的配额抵扣量也十分有限。 但由于前期清缴比例较低，短期来看 CBAM 对我国钢铁行业影响较为有限。但随着清缴 比例的上升和碳价潜在上涨空间的释放，我国钢铁企业仍会面临利润空间被挤压的挑战， 主要是针对长流程炼钢企业。这可能会迫使我国钢铁行业进行技术改造以持续减排，尤 其是推进废钢的回收和高效利用，并从长流程炼钢逐步转向短流程炼钢。因此，CBAM 对我国钢铁行业更主要的影响可能在于加速企业绿色转型。
目前，CBAM 商品清单主要覆盖初级产品、部分半成品和少量简单产成品，尚未对复杂 产成品产生影响，但不排除未来在产品碳足迹体系成熟之后 CBAM 将产成品纳入管理， 届时或对全产业链产生较大影响。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
