权威部门这两天很忙。
还没有正式在官网公开披露《方案》。
但碳圈众多公众号已经迫不及待抢跑发文了。
根据这些“非权威渠道”公布的信息，惟碳对《方案》有可能影响碳价的因素分析如下：
要点：
1、配额计算基础从供电量变更为发电量。厂用电较多的北方电厂受益；
2、计算口径差异，基准值比去年下降，但比征求意见稿增加；
3、两年一履约变更为一年一履约。配额交易有望更为活跃；
4、取消冷切方式修正系数。北方电厂普遍受影响；
5、引入配额结转政策，每家基准结转量1万吨，结转倍率设为1.5。基准结转量可以延迟入市。
总体判断：
方案特别强调“健全全国碳排放权交易市场制度”。
通过调控配额供应总量，引导碳价平稳波动，避免囤积配额。
一方面，基准值比平衡值下降，但方案核定的基准值大于征求意见稿核定的基准值；
另一方面，配额结转系数维持1.5，但增加了每家1万吨的基础结转值。
同时，取消冷切方式修正系数，风冷机组配额分配数量下降，北方地区电厂影响程度较为严重。由于厂用电因素，北方供暖电厂有可能依据发电量计算而获得较多配额，与系数取消政策形成中性对冲。
对碳价影响：
长期趋紧，短期中性。
尽管总体供求平衡，“损有余而补不足”，但结构依然不均衡。
市场判断有分歧。
市场争议和可能出现的变数：
1、影响权重。发电量（不同地区、不同机组厂用电比重不同）和新基准值测算口径（同比下降0.4%～0.8%，但比征求意见稿增加1.13%～2.51%）与取消风冷修正系数（同比下降5%）对配额分配数量的影响此消彼长。在不同地区、不同机组，究竟哪一项因素对价格影响权重较大？
2、时间因素和冲击成本。短期内，有配额盈余的电厂如果不能很快决定入市时间和数量，配额价格有可能震荡上行；这些电厂如果选择集中在第四季度或者2025年度入市，配额价格则可能震荡下行。时间因素和冲击成本，究竟哪一项因素对价格趋势率先影响？
ENJOY。
市场关注配额分配方案。
配额分配方式决定供应总量，配额核算方式决定需求总量。
两者形成的供求关系决定碳价。
配额供求关系后面的波动变量正是影响市场定价和未来走势的基本因素。
2024年10月15日，生态环境部发布《2023年、2024年全国碳排放权交易发电行业配额总量和分配方案》。
《方案》确定的碳排放基准值、机组调峰修正系数是决定配额分配量的基本因素。
依据履约豁免机制、灵活机制确定的配额豁免数量是配额分配和清缴量的调节因素。
依据配额结转机制确定的配额存量结转数量是影响中短期供应总量的关键变量。
（一） 碳排放基准值
发电基准值和供热基准值是以当年发电、供热平衡值为依据，鼓励大容量、高能效、低排放机组和承担热电联产任务的机组，鼓励掺烧生物质与燃气机组。基准值是在2023年度平衡值的基础上，综合考虑经济社会发展、产业结构调整、行业发展阶段、排放强度变化、市场调节需要等因素，结合各类鼓励导向以及近四年纳入全国碳排放权交易市场火电机组的碳排放强度年度变化率，按照行业总体盈亏平衡、略有缺口的原则综合确定。基准值是影响碳配额分配量的关键指标。基准值设定较高，配额供应量相应放大，基准值的设定与碳配额价格走势呈负相关。
《方案》将碳排放基准值从供电量调整为发电量后，2023年、2024年发电基准值与平衡值相比并没有显著变化，对市场配额供应量总量影响有限；北方地区厂用电比重较大的机组由于计算基础调整相对获得更多配额。
但是，《方案》确定的平衡值、基准值与《征求意见稿》相比，数值有所增加。比如，燃煤机组2023年基准值分别增加1.13%、1.33%和2.51%。
2023年平衡值出现了前后两个不同版本的数值，这个差异是影响基准值的关键因素。
《方案》确定的基准值：
类别 | 机组范围 | 2023年平衡值 | 2023年基准值 | 2024年基准值 | 2023年 环比 | 2024年 环比 |
A | B | C | D=(B-A)/A | E=(C-B)/B | ||
I | >=300MW | 0.7982 | 0.7950 | 0.7910 | -0.40% | -0.50% |
II | <300MW | 0.8155 | 0.8090 | 0.8049 | -0.80% | -0.50% |
III | 其他非常规 | 0.8352 | 0.8285 | 0.8244 | -0.80% | -0.49% |
IV | 燃气机组 | 0.3239 | 0.3305 | 0.3288 | 2.04% | -0.51% |
《征求意见稿》设定的基准值：
类别 | 机组范围 | 2023年平衡值 | 2023年基准值 | 2024年基准值 | 2023年 环比 | 2024年 环比 |
A | B | C | D=(B-A)/A | E=(C-B)/B | ||
I | >=300MW | 0.7892 | 0.7861 | 0.7822 | -0.39% | -0.50% |
II | <300MW | 0.8048 | 0.7984 | 0.7944 | -0.80% | -0.50% |
III | 其他非常规 | 0.8146 | 0.8082 | 0.8042 | -0.79% | -0.49% |
IV | 燃气机组 | 0.3239 | 0.3305 | 0.3288 | 2.04% | -0.51% |
（二） 修正系数
综合考虑机组参与电力调峰造成的低负荷等因素对碳排放强度的影响，配额分配过程中采用机组调峰修正系数，实现对发电机组供热的合理激励。
以负荷率65%作为负荷（出力）系数修正系数的补偿起点，统计期内机组负荷（出力）系数在65%及以上的常规燃煤机组不再引入大于1的负荷（出力）系数修正系数，统计期内机组负荷（出力）系数在65%以下的常规燃煤机组按照原计算公式计算并使用大于1的机组调峰修正系数。负荷率较低的机组获得的碳配额相应增加。
《方案》取消了机组冷却方式修正系数。前两个履约周期的分配方案和《征求意见稿》均设置了冷切方式修正系数1.05。采取空冷方式的机组获得的碳配额相应增加。凝汽器的冷却方式为空冷的机组，冷却方式修正系数从1.05调整为1，采取空冷方式的机组获得的碳配额比前期减少5%。
冷切系数取消对北方大部分电厂的影响较为严重。这一政策也是对供热机组配额盈余效应的适当对冲。
（三） 履约豁免机制及灵活机制
1. 燃气机组豁免。方案继续对燃气机组实行机组层面豁免。
2. 重点排放单位超过履约缺口率上限豁免。方案设定 20% 的配额缺口率上限。
（四） 配额结转机制
《方案》规定重点排放单位在2023年度、2024年度履约时，可使用本年度及之前年度的配额；重点排放单位在2025年度履约时，可申请将2024年度及之前年度的配额结转为2025年度配额，未结转配额不再用于2025年度及后续年度履约。2023、2024年度不可预支后续年度配额。
与《征求意见稿》相比，《方案》设定了每家企业1万吨基础结转量阈值。这意味着基础结转配额的供应量可以延迟上市，适度缓解了配额结转政策对价格的影响。
根据公开数据测算，第二个履约期结束后，市场累计存量配额预计为45,938万吨。2023-2024年度两个履约期内，有配额盈余的企业可以将配额结转到下一个履约期，也可以出售获利；有缺口的企业可以在市场上采购配额补足缺口、完成履约；通过市场采购并囤积配额的企业则必须将无法结转的配额出售。需要出售的配额总量下限约为18,375万吨，可结转到2025年度履约期的配额总量约为27,563万吨。
如果严格执行配额结转政策，2025年度履约期，企业原则上只能使用当年度及已经结转的配额履约。2023-2024年度两个履约期内释放的配额，增加了两个履约期的供应总量；可以结转的配额则增加了后续履约期配额市场供应总量。
理论上，碳价的终极估值基准是可再生能源的替代成本、减排成本。
实际操作中，碳配额分配、核算和清缴政策以及CCER抵销机制、潜在市场调节机制、有偿分配机制、市场扩容和市场准入进度等都会影响供求关系，进而影响碳价。
在具有中国特色的碳市场上，要时刻提醒自己，政策因素始终是影响碳价最核心的因素，政策权重无论怎么强调都不过分。
