全国碳市场碳价攀升 行业扩围加速推进

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碳排放权交易是利用市场机制控制和减少温室气体排放的政策工具，在推动企业降碳、促进绿色技术创新、提高资源配置效率等方面发挥着日益重要的作用。全国碳排放权交易市场（简称：全国碳市场）于2021年7月正式启动交易，截至2024年，累计配额成交量达6.3亿吨、成交额超430亿元。目前，以碳交易为核心的碳定价机制逐步形成，全国碳市场已成为我国落实“双碳”战略目标的主要政策工具。本版文章转载北京理工大学能源与环境政策研究中心系列研究报告之《全球和中国碳市场回顾与展望（2025）》，回顾了我国碳市场的运行情况与发展进程，分析了碳交易体系的直接减排效果和协同减排效益，并对全国碳市场的建设和完善提出了建议。本版文字由 北京理工大学 王 科 吕 晨 提供

 

我国碳市场发展概况

 

 

2023~2024年我国试点碳市场交易量

 

•全国碳市场吨碳价破百，交易量突破6亿吨。

 

全国碳市场于2021年7月16日正式启动交易，截至2024年12月31日，累计配额成交量6.3亿吨、成交额430.33亿元，平均交易价格68.3元/吨。已完成第一个履约周期（覆盖2019和2020年排放量）、第二个履约周期（覆盖2021和2022年排放量）及2023年度的配额清缴。

 

碳价持续上涨，预期渐稳与配额收紧是主要原因。2024年CEA（全国碳市场配额）平均价格为91.8元/吨，大约是全国碳市场启动时开盘价的两倍，较2023年（64元/吨）上涨43.4%，较2022年（58.1元/吨）上涨58%，较2021年（46.6元/吨）上涨97%。2024年CEA价格持续上涨，前4个月日均涨幅0.4%，并于4月24日首次突破100元/吨。此后尽管碳价有所回落，但始终维持在85~100元/吨。

 

2024年12月31日收盘价为97.5元/吨，较第二个履约周期最后一个交易日收盘价上涨22.8%。在全球碳价普遍下跌的背景下，全国碳市场碳价持续攀升，原因有两点：市场进入快速发展阶段，为市场参与者提供了稳定的政策预期；市场释放了配额收紧和罚则加强的信号，配额稀缺性逐步提高、违规处罚逐渐严格成为市场共识。

 

交易潮汐现象仍然存在，满足履约要求是主要目标。2024年全国碳市场CEA累计成交1.89亿吨，比2023年下降14.1%，其中，大宗交易仍是交易的主要方式。4个季度成交量占比分别为5%、7%、9%和79%，反映出履约截止日临近时，市场集中交易的现象仍然存在，而日常交易较低迷。最新配额方案将两年度合并履约调整为分年度履约，旨在提高市场日常交易活跃度，减少“扎堆”交易的现象。同时，通过配额净交易量限制最大可结转量，以减少持有配额企业“惜售”现象。但从交易情况来看，配额交易的“潮汐现象”依然明显，这表明在当前阶段，企业的交易行为主要为了满足强制履约要求，而主动进行配额买卖的企业仍然较少。

 

•全国碳市场机制优化，为行业扩围做好准备。

 

自开市以来，全国碳市场总体运行平稳，未出现碳价短期暴涨暴跌的现象。以碳交易为核心的碳定价机制逐步形成，全国碳市场已成为我国落实“双碳”战略目标的主要政策工具。2024年全国碳市场在法律依据、处罚机制、配额分配、配额结转及CCER（国家核证自愿减排量）交易规则等关键环节进一步完善，并为扩大行业覆盖范围奠定了坚实基础。

 

2024年1月，国务院颁布《碳排放权交易管理暂行条例》，并自5月1日起正式施行。《条例》作为我国应对气候变化领域的首部专门法规，首次以行政法规的形式明确了碳交易制度，为全国碳市场的建设运行提供了法律依据。《条例》加大了对企业数据造假、未按规定履约等违规行为的处罚力度，旨在更有效地约束违规行为，确保市场透明、公正运行。

 

间接排放不再管控，首次明确结转政策。2023年10月16日，生态环境部发布了《2023、2024年度全国碳排放权交易发电行业配额总量和分配方案》，对碳市场管控的机组类型、配额核定方法和清缴要求进行了明确，并做出3项调整：一是配额核定方法由基于“供电量”改为基于“发电量”，取消冷却方式和供热量修正系数；二是取消间接排放管控，企业应清缴配额量仅等于化石燃料燃烧排放量；三是配额基准线收紧，表明碳市场配额稀缺性将提升。此外，方案首次明确企业盈余配额可跨周期结转，旨在增强市场流动性。

 

CCER市场重启，支持领域逐步明确。2023年10月，生态环境部联合国家市场监管总局发布《温室气体自愿减排交易管理办法》及配套文件，构建CCER基础制度框架。2024年1月，全国温室气体自愿减排交易市场，即自愿碳市场启动，与全国碳排放权交易市场（强制碳市场）形成完整碳市场体系。

 

新纳入行业初步确定，技术指南陆续发布。全国碳市场目前仅覆盖发电行业，参与主体同质化，减排措施相似，碳价发现作用受限。为推进减排，《关于全面推进美丽中国建设的意见》提出扩大行业覆盖。鉴于75%以上二氧化碳排放来自高能耗、高排放行业，尽早纳入这些行业非常重要。2024年9月，生态环境部发布《全国碳排放权交易市场覆盖水泥、钢铁、铝冶炼行业工作方案》，计划2024~2026年启动实施，2027年后深化完善，2025年底前完成三行业首次履约。届时，管控气体将扩至二氧化碳、全氟化合物，全国碳市场覆盖温室气体排放量将占全国总排放量的60%以上，参与企业数量将超过3700家。

 

•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44.1元/吨，比上年下降11.6%，较全国碳市场低54%。各试点碳市场碳价差异较大，多数呈下跌趋势。2024年试点碳市场配额交易量4050万吨，比上年下降25.2%。

 

预计随着全国碳市场覆盖行业范围逐步扩大，钢铁、水泥、铝冶炼行业将逐步纳入全国碳市场统一管理，试点碳市场覆盖排放量将逐步缩减，交易量将逐步下降。未来试点碳市场将管控未纳入全国碳市场的排放主体，并继续发挥“政策试验田”的作用，对于创新机制先行先试。

 

•试点碳市场创新机制，关键措施先行先试。

 

2024年，8个试点碳市场在“碳-电”市场衔接、配额有偿发放与回购、碳普惠与碳交易衔接等方面积极创新，为全国碳市场的建设和完善提供了宝贵经验。

 

湖北省建立首个省级“电-碳-金融”联动市场。我国碳排放权交易市场、电力交易市场与金融市场运行相对独立，三个市场高效衔接与协同发展面临挑战。2022年3月，国家电网湖北省电力有限公司与湖北宏泰集团签署《电-碳市场协同发展合作框架协议》，标志着电力行业和碳交易机构的融合发展迈出了关键一步。2024年5月，湖北碳排放权交易中心与湖北电力交易中心、相关金融机构及市场主体签署了“电-碳-金融”三市场协同协议，推动了绿色电力的发展，并通过金融工具激活碳市场，降低企业的履约成本。未来，这一联动机制有望在湖北省常态化运行。

 

北京市细化配额回购原则，及时调控市场供需。近年来，北京市不断创新机制，及时更新各行业先进值，组织配额有偿竞价发放，建立绿电消纳补偿机制，并推动低碳出行等碳普惠行动，为全国碳市场配额供需管理积累了优良经验。

 

2022年，北京试行配额有偿竞价。2024年3月，出台《北京市碳排放权交易管理办法》，允许通过有偿竞价、回购等手段调节市场。8月，发布《北京市碳排放配额有偿发放和回购管理办法（征求意见稿）》，细化有偿发放条件，完善回购细则，并增设市场活跃度低等情况下的有偿竞价条件。回购触发条件调整为价格连续10日低于上年均价40%，并增加灵活回购机制。通过这些调整，碳市场管理部门能够利用配额回购机制及时调整市场配额供需，增加市场流动性，从而避免碳价出现过大波动，有效保障市场稳定运行。

 

重庆市实现“碳市场-碳抵消-碳普惠”联动机制。碳普惠是一种基于生活消费场景的机制，通过为公众、社区和中小微企业的绿色减碳行为提供多元化激励，推动生活消费端的减碳。作为实现碳中和的重要途径，碳普惠能够有效调动公众参与碳减排的积极性。但当前碳普惠机制与碳市场、碳抵消机制仍缺乏有效联动。

 

2024年8月，《重庆市“碳惠通”温室气体自愿减排管理办法（试行）》印发，推动建立了重庆市“碳惠通”温室气体自愿减排体系，搭建了集碳履约、碳中和、碳普惠功能于一体的“碳惠通”温室气体自愿减排平台，成为全国首个生态产品价值实现平台。2024年3月，“城市公共交通汽车出行温室气体减排”项目成功完成首笔“碳惠通”项目自愿减排量交易，交易减排量约16.7万吨，交易额超600余万元，实现了自愿减排量在碳市场中的变现。重庆公交集团将全部收益转换为公交券，市民可以使用碳积分兑换公交券。

 

我国碳市场建设展望与建议

 

经过3年的建设，我国碳市场取得了积极进展，各项制度体系已逐步建立，激励与约束机制初步形成，减排效果开始显现。然而，市场在覆盖行业类型、交易活跃度、政策延续性等方面仍存在不足，因此提出三点建议。

 

第一，明确发展路径，增强政策预期。全国碳市场仍处于初期建设阶段，各履约周期的配额分配方法、核算核查规则及交易履约要求变化调整频繁。同时，碳市场建设缺乏中长期的规划设计、缺少分阶段的减排目标，这给市场参与者实施长效的碳资产管理与长期减排投入带来挑战，降低了市场交易活跃度、削弱了减排效果。因此，建议主管部门研究制定全国碳市场建设的中长期发展规划，明确全国碳市场在碳达峰前后不同阶段的发展思路与减排目标，并对基准线收紧幅度、配额跨周期使用方式、交易履约要求、行业扩围路线等进行长期设计。

 

第二，完善配额机制，强化减排约束。根据国内外碳市场的建设经验，完善配额分配制度，增强配额分配的科学性与可操作性，并逐步收紧配额总量，是提升碳市场有效性的关键。建议从3个方面完善配额分配机制：加快引入配额有偿分配制度，建立配额交易一级市场；逐步实施配额绝对总量控制；建立配额调节机制，避免碳价在短期内剧烈波动，增强市场稳定性。

 

第三，加强国际交流，促进技术创新。一是积极开展对外合作与交流，特别是主动与欧盟就CBAM（碳边境调节机制）等关键技术性问题开展交流，加强在工业脱碳及气候政策领域的双边对话，增进欧盟对我国气候政策的了解，提高其对我国减排政策的认可度。持续完善以碳市场为核心的碳定价机制，以碳市场为平台加强与相关国家、地区和国际组织的合作，推动我国碳市场的国际化进程。二是大力推动减排技术创新，聚焦碳中和关键领域和重大需求，统筹规划科研与技术开发的方向，依托在光伏、锂电池、新能源汽车等领域的技术优势，提前布局碳移除等领域的核心技术和装备攻关。

 

碳市场减排效果评估

 

碳交易作为一种低成本减排的政策工具，能否有效降低实施区域内各行业和企业的温室气体排放，通过何种机制实现排放量的削减，以及实施过程中是否会产生其他间接影响，一直是学者和政策制定者关注的重点问题。根据配额管理模式的不同，碳市场通常分为总量控制交易体系和强度控制体系。前者通过设定严格的温室气体排放上限，并逐渐降低排放上限，从而推动减排目标实现；后者则着力控制单位产出的排放量，促使企业在减少排放的同时，提升能源效率，降低排放强度。已实现碳达峰的发达国家普遍建立总量控制交易体系以削减其温室气体排放量，并实现中长期减排目标。以我国为代表的发展中国家则更多采用强度控制体系，在不限制产量、不约束企业发展的同时，通过降低排放强度实现减排目标，发挥激励先进、约束落后的作用。

 

•直接减排效果广泛证实

 

官方监测数据揭示了碳市场减排效果。我国全国碳市场采用强度管理的模式，通过下调配额分配基准值以达到降低排放强度的目的。2024年生态环境部发布《全国碳市场发展报告（2024）》显示，2023年我国火电碳排放强度较2018年下降2.38%、电力碳排放强度较2018年下降8.78%，碳交易的实施累计削减了电力行业2.5亿吨二氧化碳排放量。同时，碳交易促进了我国火电结构转型，600兆瓦等级及以上大型常规燃煤机组发电量占比从2020年的48%上升至2023年的52.9%；200兆瓦等级及以下小型常规燃煤机组发电量占比则从2020年的6.4%降至2023年的3.2%。

 

实证研究评估减排因果效应。近年来，大量研究采用双重差分模型、倾向得分匹配结合双重差分模型、广义合成控制法等方法，结合动态面板数据评估碳交易对于温室气体排放的影响。这些研究旨在剥离其他政策干扰，聚焦碳交易对减排的因果效应。

 

大量评估我国试点碳市场减排效果的研究证实了试点碳市场减排的有效性。行业级数据揭示不同行业间的减排效果存在差异，化工、钢铁等行业减排效果更加明显。由于市场要素和机制设计的差异，不同地区的减排效果也有所不同，北京的减排效果最强，上海和深圳次之，广东和湖北相对较弱。

 

当前有更多的研究采用更精细的企业级、设施级数据，细化了对于减排效果的评估。相关研究显示，基于总量的配额分配方法、较高的碳价和较高的交易活跃度能够增强试点碳市场的减排效果；试点碳市场显著降低了发电企业的碳排放量，这主要是通过降低发电量实现的，对发电碳排放强度的影响较小，由于发电企业碳锁定效应，短期内未发现碳泄漏现象。

 

研究普遍表明，尽管我国试点碳市场存在配额供应过剩、企业碳资产管理能力不足等问题，但碳交易的实施仍然在降低企业碳排放量和碳排放强度方面发挥了积极作用。

 

•协同减排效益初步显现

 

尽管碳交易政策的核心目标是控制温室气体排放，并不直接管控包括二氧化硫、颗粒物、氮氧化物在内的大气污染物。但由于二氧化碳与大气污染物排放均主要来自化石燃料燃烧，二者同根同源，因此碳市场在管控发电、工业设施温室气体排放量的同时，往往能够产生减少大气污染物排放的协同效应，并进一步带来可观的健康效益。相关研究显示，EUETS（欧洲碳排放交易体系）的实施显著降低了二氧化硫、颗粒物、氮氧化物排放量，同时带来了超过1000亿欧元货币化效益的健康收益。若仅从二氧化碳的减排效果评估碳交易的影响，则可能低估碳交易机制带来的协同减排效益和社会效益潜力。

 

我国试点碳市场使覆盖地区PM2.5平均浓度降低了4.8%，且更为成熟的碳交易体系带来的协同减排效益更加明显；覆盖企业的二氧化硫、氮氧化物排放量分别降低了52.19%和48.62%。一些研究指出，碳交易的实施可能引发碳密集型企业的产业转移和产能迁移等相关碳泄漏问题，由市场驱动的配额分配与交易可能在改变区域产业结构的同时，引发能耗和排放的地理迁移。因此碳交易带来的环境影响需要引起高度关注，建议碳市场机制设计考虑环境公平性问题，例如向超低排放设施提供一定的配额优惠等。