我国碳市场建设的困境与优化路径

我国碳市场建设的困境与优化路径

来源：中能传媒研究院  作者：封红丽¹  沈春雷¹  姜海东¹  朱婧¹  袁甜¹  朱晔²

（1. 国网（北京）综合能源规划设计研究院  2.上海置信能源综合服务有限公司）

碳市场作为应对气候变化的重要政策工具，通过市场机制推动温室气体减排，已成为全球绿色低碳转型的核心手段。近年来，我国碳市场快速发展，覆盖行业逐步扩大，交易机制不断完善，但同时也面临流动性不足、碳市场机制不完善、碳金融创新不足、碳监管不力等挑战。本文将从碳市场的现状、存在问题及优化建议三个方面展开分析，以期为碳市场的进一步发展提供思路。

一、我国碳市场发展现状分析

我国碳交易市场分为强制性碳交易市场和自愿性碳交易市场，强制性碳交易市场又分为地方试点碳交易市场和全国统一的碳交易市场。近年来，我国的碳市场体系建设快速发展，但目前整体仍处于初级阶段。

（一）强制性碳交易市场

1.碳市场不断扩容，市场主体逐步增加

市场体系建设不断健全，由试点碳市场逐步向全国碳市场过渡。自2011年起，我国在北京、上海、天津、重庆、湖北、广东、深圳和福建启动了碳排放权交易试点。2021年，生态环境部先后发布了《碳排放权交易管理办法（试行）》《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）》，为全国碳市场的运行提供了制度框架和操作规范，大大推进了全国碳排放权交易市场建设。在政策与制度的不断完善下，全国碳市场于2021年7月16日在上海环境能源交易所正式启动上线交易。2024年，国务院印发了我国气候变化领域的第一部法规《碳排放权交易管理暂行条例》，为全国碳市场的健康发展提供了有力法制保障。

覆盖领域不断扩围，全国碳市场纳入行业和气体类型扩容。2024年9月，《全国碳排放权交易市场覆盖水泥、钢铁、电解铝行业工作方案（征求意见稿）》明确，水泥、钢铁、电解铝三个行业将在2024年进入首个管控年度，2025年底前完成首次履约工作。水泥、钢铁、电解铝行业预计于2025年完成首次履约，电解铝行业预计新增四氟化碳和六氟化二碳的管控。加上之前的发电行业，碳市场覆盖的碳排放量将从51亿吨增至80多亿吨，参与企业数量由最初的2162家，新增1500家，合计将近4000家。

2.全国碳配额交易价格和交易量逐步提升，但较欧盟仍有较大差距

我国现阶段碳市场交易具有明显的周期性，交易集中于履约末期，平日交易频次低，交易以大宗合约交易为主，交易规模不断扩大。截至2024年底，全国碳市场配额累计成交量6.31亿吨，同比增长43%；累计成交额430.33亿元，同比增长42%，交易规模持续扩大。而我国2024年碳市场配额交易量仅为1.89亿吨，远低于欧盟的90亿吨。

配额成交均价逐年上涨。碳价从启动时的48元/吨上涨至2024年的106元/吨，涨幅高达1.2倍‌。这主要与2024年发布的《碳排放权交易管理暂行条例》等强有力的政策推动有关，其提出着力于提升市场活跃度，包括对交易主体行业范围的扩容、推进免费和有偿方式相结合等信号，推动了碳价的走高。当前，我国碳排放权交易价格约为100元/吨，但与欧洲500元/吨的水平存在较大差距，价格信号未能充分反映碳排放的真实成本。

3.试点碳市场碳价稳定，交易量呈下降趋势

2024年，8个试点碳市场平均碳价为44.1元/吨，同比下降11.6%，较全国碳市场平均碳价低约54%。各试点碳市场碳价差异较大，多数呈下跌趋势。北京碳市场各项机制相对完善，交易主体最为丰富，碳价长期处于最高水平，2024年成交均价为62.7元/吨，同比下降30.4%；上海碳市场2024年成交均价为66.7元/吨，均价反超北京在各试点碳市场中最高，较2023年上涨19.4%，主要原因是市场上流通配额量的逐步趋紧；广东碳市场2024年成交均价为48.1元/吨，同比下降30.7%，降幅最大，主要原因是履约时间的推迟降低了配额购买压力；福建碳市场成交均价为26.6元/吨，同比下降7.5%，在8个试点碳市场中碳价仍然最低；深圳碳市场启动初期价格最高，2013年10月突破120元/吨，随后走低，多在20～40元/吨波动，近年偶尔上升至60元/吨。

2024年，8个试点碳市场合计配额交易量为4050万吨，较2023年下降25.2%。福建、广东、深圳碳市场交易量分别同比下降65%、42%和6%，重庆、上海、湖北、北京和天津碳市场交易量则同比增长。值得注意的是，2023年福建碳市场的交易总量曾达到2620万吨，占到试点碳市场总交易量的37%，成为规模最大的地方碳市场。2024年福建交易量同比出现明显下降，一方面原因是随着全国碳市场扩围工作的推进，福建碳市场中金融机构等非履约主体的购入量明显下降，反映出对于市场未来信心不足。另一方面，为了降低企业履约负担，福建省生态环境厅于2024年11月13日发布《关于做好福建碳排放权交易市场2023年度配额履约清缴工作的通知》，将2023年度配额清缴截止日后延至2025年2月28日，降低了企业资金筹备压力，同时导致交易量暂时下降。

4.碳配额履约周期变短，提升市场活跃度

截至目前，全国碳交易市场可以分为三个履约周期。全国碳排放权市场目前已完成两个履约周期的配额交易与清缴工作，市场总体运行平稳，激励约束机制初步形成。2024年10月，生态环境部发布《关于做好2023、2024年度发电行业全国碳排放权交易配额分配及清缴相关工作的通知》，标志着碳市场第三个履约期清缴启动。前两个履约周期，存在日常交易不活跃但履约截止日前扎堆交易的问题，不利于市场平稳健康发展。此次方案优化了履约时间安排，由两年一履约改为一年一履约，可有效促进企业交易，提升市场活跃度。

（二）自愿性碳交易市场

1.CCER市场经历启动、暂停到重启，逐步步入市场新阶段

CCER初创阶段（2012—2017年）：2012年6月，国家发展改革委发布《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》，此举标志着国内CCER交易市场正式启动。在CCER交易的核心环节中，考虑到CCER通常相较于碳交易市场价格偏低，企业可通过购买CCER以抵消部分碳排放。但鉴于我国碳交易市场尚处初创阶段，CCER在价格优势和市场流动性方面存在不足，导致交易规模相对较小，同时市场上亦出现一定程度的供给过剩现象，甚至有个别项目在规范性上存在问题。为此，国家发展改革委于2017年3月发布公告，暂缓受理温室气体自愿减排交易，至此CCER交易的第一阶段宣告完成。

CCER暂缓阶段（2017—2023年）：在该阶段，仅已获得核定与备案的CCER仍可继续交易，企业在履行全国或地方碳配额清缴义务时，允许使用CCER进行一定比例的抵销，在全国碳排放权交易市场中该比例为不高于5%。

CCER重启阶段（2024年）：2024年1月22日，CCER时隔7年重新启动，启动仪式在北京举行。截至目前，原来的CCER方法学基本全部作废，新出台的方法学包括造林碳汇、并网海上风电、并网光热发电、红树林、低浓度瓦斯和风排瓦斯利用、公路隧道照明系统节能六类项目；2017年3月14日之前签发的CCER减排量自2025年1月1日起便不可再用于全国碳市场的抵销配额清缴。在实际操作中，CCER在特定情况下可被用来抵扣部分全国或试点市场碳排放配额，但有相应的抵扣比例限制。

2.重启后CCER价格攀升，与配额价格呈现关联

CCER项目制的特点和非公开协商的交易方式使得其价格透明度相对较低，并且交易发生的地区对其价格影响也较大，导致获取CCER实际成交价格的难度较大。国家应对气候变化战略研究和国际合作中心数据显示，截至2024年7月15日，中国CCER累计成交量4.72亿吨二氧化碳当量，累计成交额70.92亿元。公开数据显示，CCER交易价格持续上行，从2020年的10元/吨左右，上涨至2024年7月的77.93元/吨。

二、存在问题与面临的挑战

当前，我国碳市场仍处于发展的初级阶段，面临流动性严重不足问题，主要受碳市场覆盖范围有限、碳分配机制不完善、碳金融创新能力不足、碳市场监管面临挑战、碳减排政策衔接机制不完善等五方面因素影响。

（一）碳市场覆盖范围有限

我国碳市场覆盖范围有限，交易主体和交易品种单一，缺乏多样化的金融产品，限制了市场活跃度。一是碳市场覆盖行业范围有限、交易主体单一。按照有关规定，全国统一的碳交易市场暂不允许机构和个人参与碳交易，只允许控排企业间交易。且在第一和第二个履约周期，进入的仅限于电力行业，起初仅有2162家市场主体，导致当前交易主体较少，交易率较低，限制了市场规模和交易活跃度。尽管2024年9月发布了《全国碳排放权交易市场覆盖水泥、钢铁、电解铝行业工作方案（征求意见稿）》将扩容钢铁、水泥、电解铝行业，但较欧盟、韩国、新西兰3国（至少覆盖电力、工业、交通、建筑、国内航空、海运行业）覆盖行业范围仍旧较窄。二是我国碳市场纳入的气体种类较为单一。被纳入碳排的气体类型有七种，但主要以二氧化碳为主，这限制了我国碳市场在推动全面减排方面的潜力。三是我国碳市场在纳入门槛的设定上也存在一定的局限性。目前，全国碳市场主要纳入温室气体年度排放达到2.6万吨二氧化碳当量及以上的企业或其他经济组织，远高于试点碳市场的0.3万吨～1.3万吨二氧化碳当量及以上的门槛，导致一些排放量较小但具有减排潜力的企业或行业被排除在市场之外。这些企业或行业虽然单个排放量不大，但数量众多。

（二）碳配额分配机制不完善

合理的配额分配机制能够激励企业积极减排，同时保证市场的公平性和效率。然而，我国碳市场在配额分配方面仍存在配额分配方法、调整机制、盈余机制有待进一步完善等问题。一是配额分配方法的选择和参数设定对市场的运行效果具有重要影响。初始碳配额计算方法主要包括历史排放法、历史碳强度下降法、行业基准线法。基于企业历史排放法和行业基准线法是我国试点地区两种使用最为广泛的分配方法。基于历史排放数据的免费分配方法虽然简单易行，但可能无法准确反映企业的实际减排能力和潜力。如企业的突然增产或减产都会影响其历史排放数据，可能造成企业获得的碳配额与实际产能不符；一些粗放式生产的企业反而会比一些前期节能减排工作出色的企业更占便宜。二是碳配额分配的调整机制还需进一步完善。从我国试点碳市场经验来看，碳配额逐年收紧、基准线逐年下降是碳市场长期运行的总体趋势。因此，随着碳市场扩容，同时也要充分考虑行业、设施和技术差异，碳配额基准值应该动态调整。三是碳配额分配方式有待调整。当前我国碳市场的配额分配方式以免费分配配额为主，小部分配额为有偿分配，但比例很低，一般为5%左右，其中主要是拍卖分配。免费分配可能导致企业缺乏减排动力。此外，碳配额有盈余的企业倾向于囤积配额，导致市场供应不足，影响了碳市场的流动性和交易活跃度。而国外则大多以拍卖为主、免费为辅。

（三）碳金融创新不足

健康有序发展碳金融有助于发现合理碳价，完善碳定价机制，推动控排企业以成本效益优化的方式实现碳减排目标。然而，我国试点碳市场在碳金融创新方面仍存在一些不足。一是碳金融机构参与范围和参与主体数量受限。目前，券商仅获得参与自愿性碳交易市场和地方试点碳市场资格，尚不能参与全国碳市场。截至目前获得碳排放权交易资格的券商仅21家，占我国券商总数的14%，金融交易主体参与碳市场范围有限，影响交易活跃度。二是碳金融产品种类有限。当前，试点碳市场上的金融产品主要集中在碳配额交易和碳信用交易等融资类基础产品上，缺乏更多样化的碳金融产品来满足市场需求。特别是碳期货、碳期权等衍生品交易在我国碳市场上尚未得到广泛应用，这极大地限制了市场参与者利用碳金融产品进行风险管理和投资的机会。对比欧盟，其已经在碳资产现货的基础上，逐渐发展出了“一级、二级，场内、场外，现货、衍生品”组成的多层次碳市场。碳期货、碳期权、碳基金、碳债券等衍生品的开发有利于规避市场风险、提高碳市场的流动性、保障碳资产的保值增值和拓宽企业融资渠道等。三是碳金融服务的支持体系尚不完善。当前，试点碳市场上的金融机构和中介机构数量有限，且服务质量和效率有待提高。此外，当前碳金融市场的监管和风险控制体系尚未建立健全，可能导致市场参与者面临较大的风险敞口，进而影响市场的稳定和安全运行。

（四）碳市场监管面临挑战

尽管我国的碳市场监测、报告和核查（MRV）体系在构建与发展过程中取得了显著成果，其仍然面临着一系列挑战。一是目前核算方法不够完善，导致测量统计环节数据有些不太准确。为了统一核算方法，杜绝数据造假，生态环境部修订了发电设施、钢铁、水泥、电解铝4个行业的企业温室气体排放核算方法与报告指南，以保证数据可核算、可核查、可追溯。但目前核算方法更新速度较慢，2013—2015年出台的三批24个行业，目前仅更新了4个行业，存在一定滞后性。二是数据质量不过关。企业、咨询机构和检测机构的数据造假行为时有发生，直接影响了碳排放数据的真实性和准确性，为企业提供了潜在的造假空间。三是核查机构在履行职责时也面临职责边界不清、核查能力与服务质量参差不齐以及独立性受挑战等问题，不仅影响了核查工作的公正性和客观性，也损害了碳市场的公信力。四是制度不完善，管理不到位。尽管相关制度体系正在不断完善，但仍存在制度漏洞和监管不到位的情况，对违规行为的查处力度不足。五是法律条款的针对性和实效性仍有待加强。尽管《碳排放权交易管理暂行条例》对参与碳排放权交易的相关活动主体规定了明确的违法情形和严格的法律责任，以及多样化的法律制裁手段，但对于一些新兴或复杂的违法行为，法律条款的针对性和实效性仍有待加强。

（五）碳减排政策衔接机制不完善

碳减排政策的有效运作，依赖于清晰的排放配额分配和交易规则，同时也需要与绿电绿证等重要碳减排政策工具形成互补，以避免政策间的冲突和重叠。一是核算方法不统一。基于位置与市场的核算冲突，碳政策通常采用基于位置的核算方法（如使用区域或国家平均电力二氧化碳排放因子），而绿证政策则倾向于基于市场的核算方法（即根据实际购买的绿电或绿证调整排放因子）。这种差异导致企业在碳核算和绿证使用上难以协调。其次，存在重复计量风险。同一可再生能源项目可能同时申请绿证和碳减排量（如CCER），导致减排量被双重计算。尽管近期政策要求项目“二选一”，但功能边界仍不清晰。二是政策功能边界不清晰。碳市场覆盖范围有限，且全国碳市场未将电力间接排放纳入管控范围，导致绿证的减排效果对碳市场影响有限。另外，地方试点碳市场（如北京、上海）允许绿电抵扣间接排放，而全国碳市场则未覆盖此类排放，形成政策割裂。三是市场机制协同不足。价格联动缺失，绿证价格与碳价尚未形成有效联动机制。例如，火电的碳成本未充分传导至绿电价格，导致绿电在市场竞争中缺乏价格优势。此外，可再生能源消纳责任权重主要由省级政府或电网企业承担，未有效传导至终端用户，绿证需求侧激励不足。四是国际认可与规则对接不足。绿证国际未能互认，中国绿证因缺乏透明度和可追溯性，难以被国际主流规则（如欧盟碳边境调节机制CBAM）认可。碳足迹核算规则存在差异，国际产品碳足迹核算（如欧盟电池法规）普遍不认可基于市场的绿证抵扣，而更依赖碳市场机制，导致中国绿证在国际贸易中的效用受限。

三、碳市场优化建议

（一）扩大市场规模与提升流动性

一是碳市场覆盖行业扩容。逐步纳入更多高排放行业，如化工、建材等，扩大市场覆盖范围。二是适时扩展纳入碳排放的气体类型。除二氧化碳等7类气体外，进一步明确纳入甲烷、四氟化碳和六氟化二碳等非二氧化碳气体进行管控。三是增加市场参与主体。市场发展相对成熟时，我国碳市场参与主体应该由控排企业为主转向控排企业、非控排企业、金融机构、中介机构和个人投资者并重。所有企事业单位和金融机构都可以参与碳市场，而且个人也可以参与碳市场，通过低碳行为获取一定收益。

（二）适时调整碳配额分配方式

一是建议采取行业基准线法，并按需适时调节基准线。合理的基准线能够建立良好的配额供需关系，避免出现配额大幅超发或短缺，从而防止碳价出现剧烈波动。回看前两个履约周期，碳配额整体有盈余，但有盈余的企业倾向于囤积配额，市场供应不足。因此，在第三个履约期，政策方向是收紧配额，在合理范围内下调基准线。二是调整排放权配额分配方式，增加有偿配额分配比例，采用拍卖等方式，提升碳价的市场化水平。综合考虑行业市场化程度、产业竞争、市场调控需求等因素，逐步推行拍卖机制，有偿分配收入可用于支持碳交易市场基础设施建设和碳减排技术创新；同时建立配额储备和调控机制，设立碳排放配额储备调节池，稳定市场供需，提高碳市场流动性，推动我国碳市场健康有序发展。

（三）激活碳金融市场

一是持续扩大碳金融机构市场主体规模。在夯实碳交易市场基础设施的基础上，推动更多的金融机构参与到碳交易市场。待时机成熟，逐步将金融机构纳入全国碳市场，从而充分激发碳市场活跃度。二是创新碳金融产品。在现货交易基础上，加快推出碳期货、期权等衍生品，增强市场流动性与价格发现功能，吸引金融机构参与，形成多元化投资组合。探索碳资产证券化、碳基金等金融工具，为减排项目提供低成本融资渠道。三是完善碳金融市场的监管和风险控制体系。尽快出台更高层面的碳交易碳金融法，完善和规范碳交易市场，积极参与国际碳金融市场规则制定等。将碳金融衍生品（如碳期货、碳期权）纳入金融监管体系，设置交易限额与风险准备金制度。建立市场异常波动预警机制，打击内幕交易和价格操纵。

（四）加强碳市场监管

一是健全碳市场法规体系与顶层设计。明确监管主体、权责边界等。统一碳排放核算、报告和核查（MRV）标准，避免地区或行业差异导致的监管漏洞。二是强化数据质量与透明度。整合相关部门职能，形成“数据共享+联合执法”模式，防范市场操纵、数据造假等行为。升级监测技术，推广物联网、区块链技术应用，实现排放数据实时采集与不可篡改记录。建立全国统一的碳数据管理平台，公开企业排放配额、交易记录等信息。三是规范第三方核查机构。实施第三方机构资质认证与动态考核，对数据造假行为实行连带追责，提高核查公信力。四是加强市场行为监管。完善配额分配与清缴机制，采用动态配额分配（如基准线法），结合行业技术进步调整配额总量，避免配额过剩或短缺。对未足额清缴配额的企业实施阶梯式惩罚（如罚款+信用降级+市场禁入）。五是创新监管工具。利用人工智能（AI）与大数据，如通过AI分析企业历史排放数据与交易行为，识别异常模式（如突击交易、关联方交易），在特定区域或行业测试新型监管工具（如数字碳货币、智能合约）。

（五）推动碳市场政策与相关政策衔接

一是协调碳市场与能耗双控政策。落实能耗双控向碳排放双控转变政策，通过碳市场配额分配与交易机制优化资源配置，避免“一刀切”减排对经济的冲击。推动碳市场与可再生能源消纳保障机制、绿色电力交易等政策协同，形成“减排-消纳-交易”的闭环激励。二是统一碳排放核算标准与数据平台。建立行业统一的碳足迹管理体系，尤其是汽车、电力等产业链长、数据分散的领域，确保上下游企业碳排放核算标准一致，促进国际互认。推动碳管理数字化工具规范化，整合企业碳排放数据、绿证核发信息及交易记录，提升监管效率与透明度。