企业绿色转型进行时 | 中国碳市场体系发展报告

中国碳市场体系已走过十余年探索历程，全国与地方协同的市场架构初步成型，企业绿色转型亦从理念走向实践。在此背景下，第一财经研究院撰写了中国碳市场体系发展报告（下称“报告”），以期为政策制定者、企业及各利益相关者提供兼具全局视野与实践价值的参考。

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报告目录

第一章 碳市场的由来：基于科斯定理的碳排放权交易

第二章 国外碳市场发展现状与经验：以欧盟碳市场为例

一、全球碳市场发展现状

二、欧盟碳市场概况

三、欧盟碳市场的发展经验

第三章 中国碳市场体系：强制与自愿并行

一、全国碳排放权交易市场

1.政策体系的建设进程

2.交易概况分析

二、地方碳排放权交易试点

1.政策体系的建设进程

2.交易概况分析

三、全国温室气体自愿减排交易市场

1.政策体系的建设历程

2.交易概况分析

第四章 当前中国碳市场体系面临的挑战

一、国际方面的挑战

二、国内方面的挑战

第五章 中国碳市场体系发展建议

一、建立具有国际公信力的碳足迹核算与MRV体系

二、加强碳定价机制的双边沟通与多边联合

三、深化全国碳市场制度改革

四、加快全国与地方碳市场价格联动与规则衔接

第六章 企业绿色转型实践：工厂和园区

一、溢达十如可持续发展园林：工业与生态从来不是一道单选题

二、百威武汉碳中和工厂：将可持续酿入酒香

三、蒙牛曲靖工厂：一罐牛奶如何实现零碳

四、海尔中德生态园与卡奥斯生态园：从借鉴到超越的零碳之路

五、阿斯利康无锡灯塔工厂：人的生命与生存环境都需被治愈

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报告认为，碳排放权交易市场是基于科斯定理解决负外部性问题的重要制度创新，如今已演变为全球应对气候变化的核心政策工具之一。虽然地缘政治局势动荡不安，但全球碳市场体系仍在持续发展，并不断走向成熟。

中国碳市场体系建设经历了十余年的探索与积累，既有政策法规的强力推动，也有企业自主减排的积极参与。从2011年批准七省市开展碳排放权交易试点，到2021年7月全国碳排放权交易市场正式启动，再到2024年1月全国温室气体自愿减排交易市场重启，中国已构建起强制碳市场与自愿碳市场并行的碳定价机制。

第一财经研究院在深入调研中发现，溢达、百威、蒙牛、海尔、阿斯利康等创新实践企业主动将碳管理视为创造长期价值的重要途径，并在工厂和园区的具体实践中探索出行之有效的减排路径，为更多经营主体提供了可复制、可推广的零碳解决方案。

然而，当前中国碳市场仍面临多重挑战。国际方面，欧盟碳边境调节机制（CBAM）于2026年1月起正式实施，其设定的中国出口产品碳排放强度默认值偏高且暂不认可中国碳定价机制，使中国出口企业面临双重付费困境；国内方面，全国碳市场面临集中在履约期的“潮汐式”交易、参与主体和交易产品单一、与地方碳市场割裂等结构性难题。对此，报告提出了相应的发展建议。

本文为报告第一至五章的内容。点击这里进入“中国碳市场体系发展报告”专题可查看报告第六章的内容。

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一、碳市场的由来：基于科斯定理的碳排放权交易

举个例子来说，当上游的造纸厂产生的污水对下游的饮料厂造成了负面影响，导致了饮料厂的损失，且造纸厂并没有为此承担赔偿，这种现象被称为负外部性（外部不经济）。

当一个经济主体A的行为对其他经济主体B产生了影响，而这种影响未能通过市场价格传递给经济主体之时，外部性就会发生。正外部性（外部经济）是指A对B产生了积极影响，但B并未支付相应的成本；而负外部性是指A对B产生了消极影响，但A未得到相应的处罚。

回到开头的例子，如果造纸厂的行为（如净化水质）给饮料厂带来了好处（如更好的水源），且未得到报酬，那就是正外部性。

外部性的概念最早由英国经济学家马歇尔（Alfred Marshall）在《经济学原理》中讨论。由于外部性的存在，会使得市场价格无法准确反映产品或服务的社会成本或价值，进而导致经济活动缺乏效率或资源配置远离最优状态。

英国经济学家庇古（Arthur Cecil Pigou）在1920年提出征税可以解决外部性问题。40年后，科斯（Ronald Harry Coase）在《社会成本问题》中分析了庇古税的缺陷，提供了一种通过市场机制解决外部性问题的新思路。他提出的观点被称为科斯定理，其核心内容是：只要产权是明确的，并且交易成本为零或者很小的情况下，无论将初始产权赋予谁，市场都能实现资源的最优配置。

碳排放权交易市场的建立就是基于科斯定理。美国经济学家戴尔斯（John HarknessDales）在1968年提出了排污权交易制度，允许企业之间转让行政主管部门颁发的排污许可。碳排放权类似排污权，是指经济主体向外部环境排放二氧化碳（CO₂）等温室气体的权利。通常由政府设定碳排放总量，并向纳入体系的企业分配初始配额。在碳排放权交易市场中，获得配额的主体可出售盈余配额或购入不足额度，从而借助市场机制以更经济的方式实现减排目标。

二、国外碳市场发展现状与经验：以欧盟碳市场为例

（一）全球碳市场发展现状

全球范围内的碳排放权交易体系（Emissions Trading System，ETS）主要有两种，分别是总量控制与交易（cap and trade）和基线与信用交易（baseline and credit）。这两种排放权交易体系都可以分为强制性或自愿性。总量控制与交易是由政府设定一个碳排放总额上限，再将额度分配给各企业，并允许企业之间相互交易配额。基线与信用交易则是为总排放量设定一条基准线，若企业减排至基准线以下，多出来的额度将转换为可交易的碳权。

ETS可以在多个政府层级实施运行，包括城市级、省级或州级、国家级、跨国级。如欧盟碳排放权交易体系作为跨国级别的ETS，涵盖欧盟所有成员国以及冰岛、列支敦士登和挪威。同一个司法管辖区内可能存在多个ETS并行，例如德国和奥地利，部分排放权由欧盟碳市场管控，其余则由德国或奥地利的国家碳市场管控。在北美洲，存在多个省级或州级ETS，其中一些已在境内或国际层面实现了相互链接。

截至2026年2月，全球已有41个ETS投入运行，覆盖全球近26%的温室气体排放。运行这些ETS的司法管辖区合计拥有超过全球半数的人口，占全球GDP的63%。二十国集团（G20）成员国中有14个国家已在国家或地方层面实施了ETS，有两个国家正在制定相关制度。另外，还有16个国家正处于ETS的规划或建设阶段：土耳其准备于2026年启动ETS试点；巴西、智利和哥伦比亚均已完成了碳交易的立法工作，正在筹备实施阶段；玻利维亚也已开始制定相关法律框架；泰国和菲律宾同样在关键立法上取得了突破^[1]。

已建成的ETS正朝着提高减排目标、优化机制设计、扩大覆盖范围的方向深化改革，包括收紧排放上限、完善配额分配方式，并将覆盖范围拓展至海运、建筑、交通燃料、废弃物等新的行业。例如，韩国碳市场增加了拍卖机制，设立了新的市场稳定储备机制，并制定了相应的减排路径；美国加利福尼亚州已通过立法，将其碳交易体系延长至2045年；英国正计划从2026年起将覆盖范围扩展至国内海运，并从2028年起扩展至垃圾焚烧领域；欧盟宣布对其碳排放权交易体系进行修订，内容涉及市场稳定储备机制、长期排放路径、碳移除的作用，以及在碳边境调节机制覆盖的行业中逐步取消免费配额分配等事项。

新增的ETS主要位于亚洲和拉丁美洲的大中型经济体，其中很多正在从传统的总量控制与交易模式，转向基于强度的市场机制。日本ETS于2026年4月起由自愿性基线与信用交易转为强制性基线与信用交易；美国的俄勒冈州和科罗拉多州已于2025年推出了新的ETS，纽约州也正在准备；欧盟ETS 2将建筑和道路运输部门纳入碳定价体系，并将启动时间从2027年推迟至2028年。

气候政策固然易变，但碳排放权交易体系一旦立法，便能相对稳定地存在。这一点在北美尤为明显，即使美国退出《巴黎协定》并大幅撤销联邦层面气候法规，其多个州的ETS仍展现出强大韧性。

近年来地缘政治局势动荡不安，能源市场也再度面临压力，但全球碳排放权交易仍在持续发展，并不断走向成熟。2025年，全球碳交易体系价格总体趋于平稳，多数市场呈现稳定或温和上涨态势。全球碳市场收入在经历了2024年的小幅回落后，于2025年反弹至近800亿美元。

发达国家和地区在碳市场方面的发展较为成熟，已经构建了相对完善的交易体系与规则框架，并通过长期的实践运行，为其余国家和地区积累了关键经验。

（二）欧盟碳市场概况

2005年启动的欧盟碳排放权交易体系（European Union Emissions Trading Scheme，EU ETS）是全球首个碳市场，也是交易规模最大、最活跃的碳市场之一，基于“总量控制与交易”原则运行。总量控制是指为相关主体设定一个温室气体排放总量上限，该上限根据欧盟气候目标逐年递减，并以配额形式具体落实（每单位配额对应一吨二氧化碳当量的排放权）。随着总量上限逐年降低，市场上流通的配额供给也随之减少。

欧盟碳市场交易的主要产品是欧盟排放配额（European Union Allowance，EUA），自2012年起，欧盟碳市场纳入航空业的碳排放，还引入了欧盟航空配额（European Union Aviation Allowance，EUAA）等交易品种。在交易参与主体方面，欧盟境内主体和符合规定的其他国家均可以参加碳排放交易，且不仅限于承担减排义务的控排企业，还允许各类金融机构、非控排企业乃至个人投资者进入市场。欧盟碳市场在发展的过程中，还衍生出了以碳配额作为底层资产的碳期权、碳期货、碳远期、碳债券、碳基金等一系列金融产品。

在欧盟碳市场，EUA的期货交易已成为最主要的交易方式。碳期货采用保证金交易机制，显著降低了企业的资金占用成本，为市场参与者提供了灵活的风险管理工具。在EU ETS中，EUA的期货交易量远超现货交易量，而结算价格方面，现货与期货相差不大。以第四阶段（Phase 4）的EUA现货和期货交易为例，根据Wind数据，2021-2025年年均期货成交量超过88亿吨，为现货成交量的数百倍。从结算价格来看，两者价格走势趋同，价差基本维持在0-3欧元/吨的狭窄区间内波动。截至2025年底，EUA期货和现货结算价格约为85欧元/吨。

（三）欧盟碳市场的发展经验

欧盟碳市场（EU ETS）采用分阶段推进的交易模式，目前已完成了前三个阶段的运行，处于第四阶段交易期（2021-2030年）。表1中阐述了EU ETS四个阶段的主要情况，包括不同时期的目标、覆盖范围、分配方式以及实践情况等。

从欧盟碳市场的发展经验来看，根据市场的发展不断进行制度的优化是确保其长期有效运行并实现减排目标的关键。欧盟碳市场的制度设计并非一成不变，而是遵循“干中学”的动态调整路径。在建设初期，制度设计相对宽松，重在建立基本框架、培养市场意识、验证可行性。之后，通过逐步收紧配额总量、调整配额分配方式（如从免费为主转向拍卖为主）、引入市场稳定储备（Market Stability Reserve，MSR）机制等一系列举措，为碳市场的长期良性发展奠定了基础。

欧盟碳市场的活跃性和流动性与其交易要素的多元化密不可分。在交易主体上，市场自建立初期便向金融机构、碳资产管理公司等多元化投资者开放，超越了传统控排企业的范畴，为市场注入了关键的流动性与活力。在交易产品上，构建了以碳排放配额现货为基础，以碳期货、碳期权等衍生品为核心的丰富体系。在交易范围上，市场通过多个交易阶段，稳步将氧化亚氮（N₂O）等温室气体种类纳入管控，纳入海运等行业，持续扩大覆盖范围与需求基础。

欧盟碳市场还有一条关键经验，即维持配额供需平衡。欧盟在早期曾因数据不完善、目标宽松、免费配额过多导致供给过剩，加之金融危机和能效政策抑制了企业排放需求，造成碳价一度暴跌，严重削弱了减排激励。为此，欧盟采取了一系列强有力的供给侧改革措施，包括提高减排目标、逐年缩减配额总量，以及大幅增加拍卖比例，从而成功收紧了配额供给，扭转了供需失衡的局面，稳定市场运行并重建了有效的碳价格信号。

三、中国碳市场体系：强制与自愿并行

从市场性质的角度来看，中国的碳市场体系可分为强制碳市场与自愿碳市场两大类。其中，强制碳市场主要包括全国碳排放权交易市场和地方碳排放权交易试点；自愿碳市场则主要包括全国温室气体自愿减排交易市场以及各地方探索建立的碳普惠市场^[4]。

强制减排交易市场的核心运行机制基于“总量控制与交易”原则。该原则通过设定覆盖区域或行业的年度碳排放配额总量，并将配额分配给相关企业，允许企业通过市场交易进行配额买卖，从而以成本效益最优的方式实现减排目标。

自愿碳市场是强制碳市场的重要补充。在全国温室气体自愿减排交易体系下，纳入全国碳市场的控排企业可通过购买符合条件的温室气体自愿减排项目产生的核证自愿减排量（CCER），来抵消其部分碳排放配额缺口，从而以更灵活、经济的方式履行减排义务。与此同时，各地也在积极探索建立碳普惠市场及相关平台，将社会公众的低碳行为转化为可交易的碳资产，并通过市场化机制进行交易，进一步推动环境效益与社会经济效益的双重提升。

（一）全国碳排放权交易市场

1.政策体系的建设进程

从顶层设计到落地运行，全国碳市场的建立并非一蹴而就，而是经历了长期的制度酝酿与政策铺垫。

2014年12月，国家发展改革委发布《碳排放权交易管理暂行办法》，以推动建设全国碳排放权交易市场。2017年12月，国家发展改革委印发《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》，提出分三阶段稳步推进碳市场建设工作。2020年12月，生态环境部审议通过《碳排放权交易管理办法（试行）》，以规范全国碳排放权交易及相关活动。

2021年5月，生态环境部发布《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）》。目前，由湖北碳排放权交易中心负责碳排放权注册登记系统，由上海环境能源交易所负责碳排放权交易系统。

基于地方碳市场的建设与运行经验，中国于2021年7月正式启动全国碳市场。目前，全国碳市场与地方试点碳市场仍处于并行阶段。对于已纳入全国碳市场的重点排放企业，原则上不再参与地方试点市场的碳交易。

2024年2月，国务院公布《碳排放权交易管理暂行条例》，为全国碳市场提供了坚实的法律基础，同时也意味着碳排放权交易管理从部门规章正式升级为行政法规。

2025年3月，生态环境部发布《全国碳排放权交易市场覆盖钢铁、水泥、铝冶炼行业工作方案》，标志着全国碳排放权交易市场首次扩大行业覆盖范围工作正式进入实施阶段。

2025年8月，中共中央办公厅、国务院办公厅公布《关于推进绿色低碳转型加强全国碳市场建设的意见》，提出到2027年全国碳排放权交易市场基本覆盖工业领域主要排放行业；到2030年基本建成以配额总量控制为基础、免费和有偿分配相结合的全国碳排放权交易市场。

2.交易概况分析

自2021年7月16日正式启动以来，全国碳排放权交易市场已经历了四个履约周期。

第一个履约周期（2021年7月16日至2021年12月31日）共纳入2162家发电行业重点排放单位，门槛为2013-2019年间任意一年二氧化碳排放当量达到2.6万吨及以上，年覆盖二氧化碳排放量约45亿吨。在第一个履约周期，全国碳市场共运行114个交易日，碳排放配额累计成交量1.79亿吨，成交额76.61亿元，成交均价42.85元/吨。碳价前期震荡走低，年末履约驱动下有所回升，总体位于40-60元/吨之间，走势呈现“U”型。

第二个履约周期（2022年1月1日至2023年12月31日）市场表现平稳向好，交易规模进一步扩大，碳排放配额成交量2.63亿吨，成交额172.58亿元，成交量较第一个履约周期增长19%，成交额增长89%。第二个履约周期参与交易的重点排放单位数量较第一个履约周期增长32%，企业参与交易的积极性也明显提升，参与交易的企业占总数的82%，比第一个履约周期上涨了近50%。碳价前期平缓，后期上升，收盘价在50-82元/吨之间波动，第二个履约末期收盘价为80元/吨左右。

第三个履约周期（2024年1月1日至2024年12月31日）市场共运行242个交易日，碳排放配额日均成交量较第二个履约周期增长43.55%，周期内累计成交1.89亿吨。其中，第四季度成交量占全年的79%。第三个履约周期碳价基本维持在69-106元/吨之间，2024年4月24日收盘价首次突破100元/吨，2024年11月13日达到峰值105.65元/吨。

第四个履约周期（2025年1月1日至2025年12月31日）市场共运行243个交易日，纳入重点排放单位共计3378家，其中发电行业2087家，钢铁行业232家，水泥行业962家，铝冶炼行业97家。全年配额成交量2.35亿吨，同比增长约24%，成交额146.30亿元。年底收盘价为74.63元/吨，全年交易均价为62.36元/吨。

随着全国碳市场不断发展扩容，从第一个履约周期到第四个履约周期，年覆盖二氧化碳排放当量从45亿吨跃升至80亿吨，覆盖行业由单一的发电行业扩展至钢铁、水泥、铝冶炼等领域，纳入重点企业数量也从2162家增加至3378家。截至2025年12月31日，全国碳市场碳排放配额累计成交量8.65亿吨，累计成交额576.63亿元。

不仅如此，参与企业的履约意识也不断增强，履约完成率逐次攀升，第四个履约周期配额清缴完成率约99.99%。随着市场运行日趋成熟，企业已逐渐适应碳交易机制，履约的主动性和稳定性显著提升。经过多轮履约周期的实践，企业参与碳交易已从“被动履约”转向“主动管理”，履约主动性和稳定性持续提升。

全国碳市场碳价走势已形成较为清晰的特征：履约节点驱动价格上行，履约过后则出现回调。政策预期与市场情绪共同影响短期波动，市场在履约驱动与回调修正的交替中逐步探索合理价格区间。随着市场机制不断完善，价格发现功能逐步增强。

（二）地方碳排放权交易试点

1.政策体系的建设进程

地方碳排放交易早在全国碳市场建立之前就已经起步。2011年10月，国家发展改革委发布《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，批准北京市、上海市、天津市、重庆市、湖北省、广东省和深圳市开展碳交易试点工作。2016年底，福建碳市场建成并启动交易，成为国内第八个试点碳市场。

在试点碳市场建设之初，各地相继以地方人大条例或地方政府令的形式出台相应管理办法，系统规定了配额总量、分配方式、交易规则、监测报告与核查制度以及奖惩机制等内容。全国碳市场正式启动后，部分试点地区对既有管理办法进行了修订或重新制定，进一步完善了包括配额管理机制、交易风险防控机制在内的多项关键制度。

《全国碳排放权交易管理办法（试行）》中明确了7种温室气体：二氧化碳（CO₂）、甲烷（CH₄）、氧化亚氮（N₂O）、氢氟碳化合物（HFCs）、全氟碳化合物（PFCs）、六氟化硫（SF₆）和三氟化氮（NF₃）。八个试点碳市场中，目前仅重庆碳市场覆盖全部7种国家规定管控的温室气体。

一些地方碳市场已将非二氧化碳的温室气体管控提上日程。上海市人民政府办公厅于2025年8月14日发布《上海碳市场全面深化改革行动方案（2026-2030年）》，提出研究氧化亚氮、甲烷等非二氧化碳温室气体纳入市场管理。湖北省生态环境厅于2025年9月19日发布《湖北碳排放权交易试点市场扩容工作方案》，提出于2025年将造纸、食品饮料、医药行业的甲烷排放纳入管控；于2026年逐步拓展到氧化亚氮、含氟气体等其他非二氧化碳温室气体及相关行业。天津市生态环境局等部门于2025年10月24日发布《天津市深化地方碳排放权交易市场建设工作方案》，要求逐步增加管控温室气体种类。

各试点地区依据其碳排放权交易管理办法，制定了具体的工作方案，明确了覆盖行业、纳入门槛、配额分配方法及配额清缴方案等内容。

从覆盖行业来看，各地方碳市场根据自身产业特点来确定行业范围。如北京、深圳等碳市场要求纳入服务业、信息技术等领域；而广东、上海、湖北等地则重点拓展数据中心、港口等行业。

从参与门槛来看，各地方碳市场纳入标准普遍呈现降低的趋势。上海、湖北等碳市场均通过分阶段下调标准大幅扩大管控主体数量，正从“抓大放小”向“应纳尽纳”的精细化管控转型。

从配额分配和清缴方案来看，目前各试点均以“免费分配为主、有偿分配为辅”为基础。上海、广东、福建已明确将逐步提高有偿分配比例以强化价格信号；而湖北碳市场已提出适时开展初始配额有偿分配。大多数试点的核证自愿减排量抵销比例控制在5%以内，深圳以20%的上限给予企业最大履约灵活性，湖北、广东次之，为10%。

《上海碳市场全面深化改革行动方案（2026-2030年）》提出建立健全配额总量管理制度、分阶段逐步扩大市场覆盖范围、稳妥有序提高有偿分配比例等具体行动方案。《湖北碳排放权交易试点市场扩容工作方案》明确降低工业行业纳入门槛、扩大非工业行业覆盖范围以及新增覆盖的温室气体种类等扩容方向。《天津市深化地方碳排放权交易市场建设工作方案》要求进一步降低纳管门槛，扩大碳市场覆盖行业企业范围。

2.交易概况分析

各地方碳排放权交易试点自2013年起陆续启动。深圳市碳市场于2013年6月18日率先启动，成为全国首个正式运行的强制碳市场。此后，北京、上海、广东、天津、湖北、重庆等碳市场也陆续启动。福建碳市场起步时间较晚，于2016年12月22日启动。

从整体价格走势看，开市以来各地方碳市场的碳价在早期（2013-2019年）普遍处于低位震荡阶段，多数试点市场价格在10-50元/吨之间波动，此后经历了一段时间的平稳期，自2021年起各试点价格大幅上涨，2022-2023年整体价格中枢上移，2024-2025年则出现小幅回落。

具体来看，地方碳市场价格呈现显著分化。北京试点碳价长期位居首位，2023年6月达到历史最高149.64元/吨，显著高于其他碳市场。上海试点近年来碳价不断攀升，2021年从35元/吨左右一路攀升，2024年第四季度起呈现下降趋势，2025年末回落至52-57元/吨区间，仅次于北京试点。深圳碳市场启动初期价格一度突破120元/吨，随后大幅下降，大多处于20-40元/吨之间，近三年来价格提升，基本位于40-50元/吨区间。广东、湖北、天津、重庆碳市场碳价相差不大，大多在30-45元/吨之间，但相比之下天津、重庆试点交易较为冷清。福建碳市场碳价长期处于低位，2023年4月曾达到历史最高价43.53元/吨，大多在18-36元/吨上下浮动。

2025年的交易数据显示，湖北碳市场的成交量在八个试点中居于首位，市场流动性明显高于其他试点。上海碳市场的成交量虽低于湖北，成交金额却更高，达到2.32亿元，为八个市场中最高，折算均价约65.90元/吨。福建和湖北的成交量虽然较大，但成交均价并不突出。其中，福建以446.37万吨的成交量位列第二，成交金额却仅为9195万元，均价约20.60元/吨。

在全国碳市场建立之前，地方碳市场是中国碳定价机制的唯一实践载体。它们各自划定了覆盖行业、设计了配额分配方式、搭建了交易系统，虽然规则不统一、市场流动性也参差不齐，但正是这种“先行先试”的探索，为全国碳市场的建立积累了宝贵的制度经验和能力基础。

在全国碳市场建立以后，地方碳市场的角色发生了变化，从早期的减排“主力军”逐步转变为制度创新的“试验田”。随着全国碳市场于2025年扩围至钢铁、水泥、铝冶炼等主要工业行业，地方试点的核心价值已不再体现于覆盖排放量的大小，而在于能够灵活探索全国碳市场暂时无法覆盖的领域，如大型公共建筑、数据中心、交通运输、服务业等非工业排放源，以及数量庞大但单体排放较低的中小企业。通过将这些小而散的主体纳入管理，地方碳市场把碳管理的边界从工厂围墙内延伸到了城市运行的各个角落，从工业控排迈向城市精细化碳管理。

（三）全国温室气体自愿减排交易市场

1.政策体系的建设历程

全国温室气体自愿减排交易市场与全国碳排放权交易市场相辅相成，是碳市场体系的重要组成部分。在自愿减排市场交易、经备案的减排量称为核证自愿减排量（CCER），单位以吨二氧化碳当量（tCO₂e）计。《碳排放权交易管理办法（试行）》中规定，重点排放单位每年可以使用CCER的抵销比例不得超过应清缴碳排放配额的5%。

中国的温室气体自愿交易市场经历了启动、暂停、重启多个阶段。

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》。2015年10月，国家自愿减排交易注册登记系统上线，全国温室气体自愿减排交易市场正式启动运行。

2017年3月，国家发改委发布公告，暂缓受理温室气体自愿减排交易方法学、项目、减排量、审定与核证机构、交易机构备案申请。自此，新减排项目开发和减排量签发暂停，已备案的CCER仍可参与地方碳市场交易。

2023年10月，生态环境部印发《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》，全国温室气体自愿减排交易新办法正式出台。同月，生态环境部还发布了首批温室气体自愿减排项目方法学，包括造林碳汇、并网光热发电、并网海上风力发电、红树林营造等4项方法学。

2024年1月，全国温室气体自愿减排交易市场重新启动。根据相关规定，2017年3月14日前已备案的CCER在2024年12月31日前仍可用于全国碳排放权交易市场抵销，2025年1月1日起不再使用。

2025年，温室气体自愿减排项目（CCER）方法学相关工作加快推进，新增油田气回收利用、盐沼植被修复、规模化猪场粪污沼气回收利用工程、电气设备六氟化硫回收净化等12项方法学。

2.交易概况分析

2024年1月22日全国温室气体自愿减排交易市场启动后，2025年3月6日首批CCER完成登记，并于2025年3月7日开始交易。2025年成交项目所属行业均为能源产业类（可再生/不可再生资源），项目类型包括并网光热发电项目和并网海上风电项目。

2025年，全国温室气体自愿减排交易市场共运行203个交易日，CCER成交量884.41万吨，成交额6.26亿元，累计成交均价为70.76元/吨，日最高成交均价为107.36元/吨，日最低成交均价为50.84元/吨。其中，并网光热发电项目CCER成交量106.92万吨，成交额0.87亿元，成交均价为81.58元/吨；并网海上风电项目CCER成交量777.49万吨，成交额5.39亿元，成交均价为69.27元/吨。

价格方面，2025年，CCER价格总体呈“先降后升”的走势，在重新启动初期一度达到107.36元/吨的年内最高价格。随后持续走低，10月24日降至50.84元/吨，11月和12月因履约清缴需求增加价格反弹，12月底价格回升至85.00元/吨。

值得注意的是，CCER价格在大部分时间内高于CEA价格，溢价范围大致在10-30元。与CEA供给相对平稳不同，CCER供给更依赖项目开发与签发进度，一旦释放偏慢，价格上行压力也更为明显。此外，CCER的参与主体范围比全国碳市场更广，凡是中华人民共和国境内注册登记的法人、其他组织，甚至自然人均可申请参与交易。金融机构、投资机构的进入会在一定程度上推高价格，同时，一些非控排企业出于履行社会责任的考量也会参与其中，这些因素共同推动了CCER价格维持在较高水平。

成交量方面，全国温室气体自愿减排交易市场同样呈现出明显的履约驱动特征。2025年CCER交易主要集中在第四季度，一至四季度成交量分别占全年总成交量的11.5%、9.1%、11.2%和68.2%，其中12月成交量达到287.98万吨，为全年峰值。控排企业在履行履约责任时，可以使用CCER抵销配额清缴，但通常设有比例限制（不超过应清缴配额的5%）。由于年末为强制碳市场的履约期，因此相关交易活动较为活跃。

四、当前中国碳市场体系面临的挑战

（一）国际方面的挑战

从国际来看，中国碳定价面临的最大外部挑战，是欧盟碳边境调节机制（CBAM）于2026年1月1日起正式实施所带来的系统性压力。该机制不仅在启动阶段就针对中国出口产品设定了显著偏高的碳排放强度基础默认值，还将在未来三年内逐年提高这一默认值。

根据欧盟发布的CBAM修正案及相关实施细则，中国多项商品的默认值高于世界平均水平，且部分默认值较中国官方公布数值偏高^[5]。例如，欧盟提供的电力排放因子为0.605吨CO₂/兆瓦时，高于中国生态环境部发布的2024年全国电力平均碳足迹因子0.5777吨CO₂/兆瓦时。此举不仅低估了中国在低碳转型上付出的努力，并且使中国出口企业面临超额碳成本。

从规则公平性的角度看，CBAM的设计在根本上忽视了发达国家与发展中国家在历史排放责任、当前发展阶段以及减排技术水平上的本质差异，试图将同一套碳标准不加区分地强加于所有国家。这种做法明显违背了《联合国气候变化框架公约》（UNFCCC）所确立的“共同但有区别的责任”原则。根据该原则，发达国家因其工业化进程中累积的历史排放，理应率先承担减排义务，并向发展中国家提供资金、技术和能力建设支持，而非以碳边境调节为名，单方面设定碳价门槛，将自身气候政策的成本转嫁给尚未完成工业化和低碳转型的发展中国家。

同时，欧盟计划从2028年起将CBAM的覆盖范围从钢铁、铝等基础材料大幅扩展至机械装备、汽车及其零部件、家用电器等约180种钢铝密集型下游产品。这意味着，原本仅针对上游原材料环节的碳成本调节机制，将沿着产业链向下游深度延伸，大量中国对欧出口的优势制造品类都可能被纳入新的碳税核算体系。这些规则设计已明显超出应对气候变化的合理政策范畴，带有浓厚的单边主义与贸易保护主义色彩。欧盟此举不以各国的实际减排努力和发展阶段为考量，而是以自身的碳定价体系和排放标准为唯一尺度，实质上构成了一种新型的绿色贸易壁垒，对基于多边规则的国际贸易秩序构成隐性冲击。

更为深层且紧迫的挑战在于，欧盟暂不认可中国现行碳定价机制。目前全国碳市场尚未建立总量约束机制，有偿配额分配也仅处于起步阶段。相比之下，欧盟碳市场采用总量约束与有偿配额并重的机制，碳价远高于中国。根据欧盟官方数据，2026年第一季度CBAM证书价格为75.36欧元/吨二氧化碳当量，约合人民币598.34元/吨。这意味着，中国企业出口欧盟时，不仅在国内要为碳排放支付一定成本，对欧出口时还需按高价全额缴纳CBAM费用，从而陷入双重付费的困境。

（二）国内方面的挑战

当前，国内碳市场领域正面临着贯穿于市场机制、制度体系及参与主体等多个维度的结构性挑战，这在一定程度上制约了碳市场减排功能的有效发挥。

从运行机制来看，碳市场仍以政府强制驱动为主，价格发现功能尚未充分发挥。碳市场的交易活跃度高度集中在履约清缴期前后，而在非履约期则流动性骤降、交易冷清。这种“潮汐式”交易模式反映出市场内生动力不足，企业参与碳交易的动机主要源于履约压力而非主动的价值管理，碳价难以真实反映边际减排成本，对低碳技术创新的激励作用有限。

从制度体系来看，当前碳市场行业覆盖面仍有待扩大。虽然2025年已扩围至钢铁、水泥、铝冶炼三大行业，但石化、化工、造纸、民航等重点排放行业目前仅纳入排放报告管理范围，尚未正式参与配额交易与清缴，何时能够“成熟一个、纳入一个”缺乏明确的时间表。配额分配方面，当前仍采用强度控制与产出挂钩的分配方式，尚未形成清晰的逐年递减路径，总量约束力有限，且向总量控制转型的具体方案尚不明确。数据管理方面，随着行业覆盖范围扩大，碳排放数据的核算、监测、报告与核证工作量激增，碳排放数据的真实性与准确性面临更大挑战。

从参与主体来看，市场参与主体单一的问题同样突出。目前全国碳市场主要纳管重点排放企业，金融机构、投资机构等多元化主体尚未被有序引入。参与主体的同质化导致市场缺乏足够的流动性提供者，碳资产的金融属性难以激活。截至2026年3月，获准参与碳排放权交易的券商总数已扩容至25家。然而，目前券商主要是在地方试点碳市场和全国温室气体自愿减排交易市场开展交易，暂且不能直接进入全国碳排放权交易市场的核心现货交易系统。

从交易产品来看，当前全国碳市场产品结构较为单一。虽然部分地方碳市场已先行探索了碳回购、碳抵押等多元化产品，但全国碳市场交易仍主要集中于配额现货，整体金融化程度较低，碳期货、碳期权、碳远期、碳掉期等碳金融衍生产品尚未引入。这种产品单一的状况，在多个方面影响了市场的功能发挥。首先，它不利于价格发现，由于缺乏远期价格信号，碳价容易受到短期供需波动的冲击，难以形成对长期减排投资的稳定预期。其次，企业风险管理手段匮乏，控排企业无法通过期货、掉期等工具锁定未来的碳成本，只能被动接受现货市场的价格变动，从而增加了经营的不确定性。此外，产品单一也限制了市场流动性，导致交易活跃度不足，最终影响碳市场的整体资源配置效率。从欧盟的经验来看，其碳市场在配额现货之外，早已形成包括期货、期权等在内的完整衍生产品体系，碳期货的交易量往往是现货的数十倍。

与此同时，地方试点碳市场与全国碳市场之间在碳价机制、市场运行等方面仍存在明显割裂。全国碳市场的价格与大多数地方碳市场相差较大，部分价差甚至超过50元/吨（如与福建碳市场相比）。此外，各地方试点虽然在碳金融创新、配额分配等方面积累了一定经验，但市场流动性在不同试点间分化显著，部分试点市场甚至频繁出现整月无交易的情况。这些都反映出全国碳市场与地方碳市场之间政策协调性不足、规则衔接不畅等亟待解决的深层次问题。

五、中国碳市场体系发展建议

（一）建立具有国际公信力的碳足迹核算与MRV体系

面对欧盟设定的偏高默认值及逐年收紧的趋势，中国必须强化自身碳数据的公信力与话语权。只有让中国企业的真实减排成效获得国际规则层面的认可，才能避免被动承担超额碳成本，扭转减排越努力默认值越失真的不利局面。

为使中国产品的实际排放强度能够被国际规则采纳，需加快构建统一规范的中国产品碳足迹核算标准与数据库。针对欧盟对核查、追溯及默认值设定的高标准要求，加强对出口重点行业企业的政策辅导，利用数字化手段协助企业完善监测、报告与核查（MRV）体系。同时，健全出口产品碳数据的填报制度，帮助企业把产品碳数据算清楚、报得准，并据此对标国际先进水平，推动生产线低碳化改造。

（二）加强碳定价机制的双边沟通与多边联合

在维护以世界贸易组织（WTO）为核心的多边贸易体制以及《联合国气候变化公约》（UNFCCC）框架下“共同但有区别的责任”原则的基础上，就CBAM规则中可能存在的歧视性条款及制度，与欧方加强沟通交涉。通过中欧高层对话等双边机制，推动碳定价机制的相互衔接与互认，避免双重付费。

同时，应联合发展中国家和新兴经济体，共同抵制这种以气候为名的贸易保护主义做法，积极推动在国际多边合作框架下形成集体立场，倡导承认发达国家与发展中国家之间在碳价水平上的合理差异，并对来自发展中国家的出口产品给予过渡期或特殊安排。此外，还应要求欧盟在设定CBAM关键参数时，充分考虑发展中国家已作出的实际减排努力与国情差异。

（三）深化全国碳市场制度改革

推动碳市场从政府强制驱动转向市场价值管理，可积极借鉴欧盟碳市场以碳期货交易为主的经验。在欧盟碳市场中，碳期货交易量通常是现货的数十倍，期货价格为现货市场提供了清晰、连续的远期信号，有效引导了企业的长期减排决策与低碳投资。因此，应加快引入碳期货等衍生产品，建立配额预分配与常态化交易制度，引导企业开展定期碳资产平衡管理，如季度或月度，打破履约期集中交易的“潮汐式”模式。同时，有序引入金融机构等多元化主体进入全国碳市场现货系统开展自营与做市业务，为非履约期提供流动性支撑。此外，应建立基于规则的碳价稳定缓冲机制，在价格异常波动或流动性枯竭时作为应急工具，增强碳价对边际减排成本的反映能力。

国家已明确提出，到2027年全国碳市场将基本覆盖工业领域的主要排放行业；到2030年将基本建成以配额总量控制为基础、免费分配与有偿分配相结合的全国碳市场。当前，工作重心应转向推动落实。为此，需要进一步细化分阶段实施路径，完善配套制度设计，强化市场运行机制与监管能力，确保各项改革举措可操作、可考核、可落地，真正发挥碳市场在能源转型与低碳技术创新中的核心驱动作用。

（四）加快全国与地方碳市场价格联动与规则衔接

应加快建立地方试点与全国碳市场的价格联动与规则衔接机制，推动地方市场逐步向全国市场平稳过渡，明确过渡期安排与衔接条件，避免双轨运行长期化所导致的政策冲突与市场分割。在此基础上，建立全国统一的碳价基准参照体系，通过市场化调节手段，将地方碳价与全国价格有效挂钩，逐步缩小当前较为显著的区域价差。

同时，将地方试点中经过验证的成熟碳金融创新工具纳入全国碳市场系统，在控制风险的前提下实现经验的有序复制与推广。对于流动性严重不足、长期交易冷清的地方市场，应限期提出整合、转型或退出方案，切实减少政策碎片化对整体资源配置和运行效率的影响。

参考文献：

[1]ICAP, Emissions Trading Worldwide: Status Report 2026[R], 2026.

[2]European Commission, “The EU ETS Timeline”, https://climate.ec.europa.eu/eu-action/carbon-markets/about-eu-ets_en.

[3]林屾,黄晓辰,王永中.欧盟碳市场发展实践及对中国的启示[J].中国外汇，2024，(12):44-46.DOI:10.13539/j.cnki.11-5475/f.2024.12.022.

[4]冯振羽,张钰浛.欧盟碳市场发展的经验与借鉴[J].国际金融,2025,(11):58-66.DOI:10.16474/j.cnki.1673-8489.2025.11.004.

[5]中信证券研究部.全球ESG研究—CBAM进入正式期,修正案带来新变局[R].2026年1月.

（本文题图来源：第一财经）

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