6月29日，复旦大学可持续发展研究中心（以下简称“研究中心”）公布了2023年7月复旦碳价指数结果。此次公布了2023年7月全国碳排放配额（简称CEA）价格指数、2023年12月CEA价格指数、2023年7月的全国CCER价格指数、北京和上海CCER价格指数、广州CCER价格指数、其他地方CCER价格指数，以及I-REC价格指数。

2023年7月全国碳配额价格指数上扬，CCER价格指数普降

研究中心模型计算得出，2023年7月全国碳排放配额（CEA）的买入价格预期为55.56元/吨，卖出价格预期为57.92元/吨，中间价为56.74元/吨；买入价格指数为138.89，上升1.68%；卖出价格指数为130.68，上升0.34%；中间价格指数为134.57，上升0.98%。2023年12月全国碳排放配额（CEA）的买入价格预期为57.56元/吨，卖出价格预期为63.50元/吨，中间价为60.53元/吨；买入价格指数为107.69，卖出价格指数为108.99，中间价格指数为108.37。同时，2023年7月全国碳市场履约使用中国核证自愿减排量（CCER）的买入价格预期为54.46元/吨，卖出价格预期为56.00元/吨，中间价为55.23元/吨；买入价格指数为136.91，上涨2.40%；卖出价格指数为134.71，下跌0.21%；中间价格指数为135.79，上涨1.06%。

地方试点碳市场方面，2023年7月北京和上海碳市场履约使用的CCER买入价格预期为69.26元/吨，卖出价格预期为74.40元/吨，中间价为71.83元/吨；买入价格指数为213.77，卖出价格指数为198.40，中间价格指数为205.52。7月广州碳市场履约使用的CCER买入价格预期为63.86元/吨，卖出价格预期为68.20元/吨，中间价为66.03元/吨；买入价格指数为210.75，卖出价格指数为188.14，中间价格指数为198.43。7月其他试点碳市场履约使用的CCER买入价格预期为48.78元/吨，卖出价格预期为54.41元/吨，中间价为51.60元/吨；买入价格指数为215.84，卖出价格指数为201.52，中间价格指数为208.04。

7月全国和试点碳市场上，除全国CCER的买入价格和中间价以外，其余各项CCER价格指数普遍下跌。全国碳市场履约使用的CCER价格有95%的概率落在54.46-56.00元/吨区间内，区间有所收窄。各个地方市场中，北上CCER价格跌势最烈，尤其是卖出价格。

6月7日，上海市生态环境局发布《上海市生态环境局关于调整本市碳交易企业外购电力中绿色电力碳排放核算方法的通知》，调整外购绿电排放因子为0 t CO2/104kWh，其他外购电力排放因子仍统一为4.2 t CO2/104kWh。此前，4月份时，北京市生态环境局发布《关于做好2023年本市碳排放单位管理和碳排放权交易试点工作的通知》，通知指出：重点碳排放单位通过市场化手段购买使用的绿电碳排放量核算为零。北京和上海作为全国经济和政策前沿，都对绿电的碳排放进行了明确，这有利于提高两地企业采购绿电的积极性，促进碳排放权交易与电力交易之间的衔接与协调，同时也给其他省份出台相关政策提供了范本。

目前CCER需求远大于市场存量，2023年碳市场有望扩容，碳交易市场向更多行业开放已成趋势，推动CCER价格上行，为绿电企业带来更多的环境价值收益。同时碳市场在某种程度上起到了倒逼电厂进行低碳化转型的作用，引导绿电扩张发展。

2022-2026年间生产的三类I-REC价格走势分化

据悉，研究中心还公布了2022-2026年生产的I-REC价格预期，覆盖了水电、小水电、风/光三类I-REC。

水电类型的I-REC价格方面，预期2023年7月交易的，在2022年-2026年生产的水电I-REC划转价格预期分别为1.62元/MWh、1.99元/MWh、2.28元/MWh、2.90元/MWh、3.26元/MWh，划转价格指数分别为85.00、79.14、69.36、71.70、90.71。而预期2023年7月交易的，在2022年-2026年生产的水电I-REC注销价格分别为2.09元/MWh、2.46元/MWh、2.74元/MWh、3.36元/MWh、3.74元/MWh，注销价格指数分别为86.53、80.95、72.28、73.94、90.05。

小水电类型的I-REC价格方面，预期2023年7月交易的，在2022年-2026年生产的小水电I-REC划转价格预期分别为2.02元/MWh、2.44元/MWh、2.95元/MWh、3.56元/MWh、3.91元/MWh，划转价格指数分别为79.74、76.75、68.49、64.96、94.10。而预期2023年7月交易的，在2022年-2026年生产的小水电I-REC注销价格分别为2.56元/MWh、2.95元/MWh、3.49元/MWh、4.08元/MWh、4.47元/MWh，注销价格指数分别为84.44、80.06、71.36、67.34、94.28。

风/光类型的I-REC价格方面，预期2023年7月交易的，在2022年-2026年生产的风/光I-REC划转价格预期分别为3.98元/MWh、5.52元/MWh、7.99元/MWh、9.08元/MWh、10.20元/MWh，划转价格指数分别为76.73、77.77、69.51、69.82、85.10。而预期2023年7月交易的，在2022年-2026年生产的风/光I-REC注销价格分别为4.55元/MWh、6.10元/MWh、8.56元/MWh、9.68元/MWh、10.83元/MWh，注销价格指数分别为79.35、79.53、70.84、71.27、83.29。

对比2023年6月I-REC价格指数，各项I-REC价格走势出现分化。水电I-REC的划转价格和小水电I-REC价格整体走高，而水电I-REC的注销价格和风/光I-REC价格普遍下滑。

6月27-29日，第十四届夏季达沃斯论坛在天津举行，论坛场馆方与新能源发电企业完成绿电交易，达成100万千瓦时电量，相当于节约标煤320吨，减排二氧化碳800吨。这是夏季达沃斯论坛活动场馆首次实现活动期间100%绿电供应，体现了绿电应用场景之广泛、发展前景之深远，具有重大意义。

6月全国碳市场量价齐升，全球主要碳市场价格涨跌参半

在发布环节，研究中心总结了6月全国碳市场的运行情况：第一，价格方面，2023年6月CEA的日均收盘价为57.78元/吨，相较上月的56.57元/吨明显上涨，并且在6月8日创下开年以来的最高收盘价58.6元/吨。第二，成交量方面，6月全国碳市场活跃度显著提升，CEA日均成交量达到了12.02万吨，基本相当于5月日均成交量6.16万吨的两倍。

总体来说，6月全国碳市场表现出如下明显特征：一是价格呈现先涨后跌、相对上月明显上涨的走势；二是市场活跃度显著提升，但上下半月差距较大。6月17日，石化行业纳入全国碳市场专项研究第一次工作会议在生态环境部环境规划院顺利召开，碳市场扩容已经提上日程。减碳低碳是发展的必要趋势，未来全国碳市场将逐步纳入各个主要排放行业，既要充分考虑各个行业的特点，也要兼顾全国碳市场的全局性要求。而碳市场覆盖范围的扩大以及重点排放单位的增加必定会进一步提升市场活跃度，推动形成更加有效的价格信号。

据研究中心介绍，全球碳市场6月运行总体特征如下：

第一，全球主要碳市场成交量分化，韩国和欧盟大涨，英国回落。2023年6月，全球主要碳市场成交量分化，其中韩国和欧盟碳市场迎来较大增幅，英国碳市场则有一定程度下降。欧盟碳市场6月日均成交量环比上升57.29%，市场保持活跃；英国碳市场6月日均成交量环比降低26.82%，市场活跃度下降；韩国碳市场6月日均成交量环比上升207.50%，市场迎来大幅放量。

第二，全球市场碳价涨跌参半，绝对价一侧，韩国、新西兰跌幅较大。

欧盟碳市场6月日均成交价环比上涨2.01%；从绝对价看，6月成交价从77.11欧元/吨涨至85.93欧元/吨，累计上涨11.44%。本月欧盟碳价呈现先升后降的走势。天然气价格上涨，夏季来临欧洲地区用电量增加，投机市场空头回补等因素推动了上半月碳排放配额价格的走高，而对宏观经济基本面的悲观预期和政策面的利空让下半月的碳价短期内失去了上涨动力。

英国碳市场6月日均成交价环比下跌3.99%；从绝对价看，6月成交价从51.04英镑/吨涨至53.38英镑/吨，累计上涨4.59%。本月英国碳市场价格呈明显先升后降趋势。英国政府宣布，受疫情后航空业反弹的推动，2022年英国年排放量增长了2.5%，此举加大了对于碳排放配额的需求，推升了碳价。而6月16日起，天然气等能源价格持续下跌，带动碳价快速下降。

韩国碳市场6月日均收盘价环比下跌4.05%；从绝对价看，6月收盘价从1.19万韩元/吨跌至1.06万韩元/吨，累计下跌10.92%。6月份韩国金融市场整体受挫，市场悲观情绪明显，直接导致碳市场信心不足，碳价呈现加速下跌走势。

新西兰碳市场6月日均收盘价环比上涨1.50%；从绝对价看，6月收盘价从33.09美元/吨跌至27.76美元/吨，累计下跌16.10%。6月新西兰碳价保持5月末低位水平，并呈现小幅上涨后下跌走势。政策不确定性和市场信心的严重缺失是下半月新西兰碳价跌跌不休的主要原因。