刘 真 魏 鹏（国网英大国际控股集团有限公司）
摘 要：全国碳市场已上线运行近五年，但仍存在交易活跃度不足、价格发现功能受限等短板，其根源在于参与主体单一、仅开展现货交易、金融机构准入受限。央企作为电力、钢铁等高耗能行业核心控排主体，碳配额管理经验丰富，旗下产业系金融机构兼具产业认知与金融服务能力，是激活市场流动性的关键抓手。借鉴欧盟碳市场多元主体、衍生品交易成熟的发展经验，本文提出完善碳市场建设路径：分步放开金融机构准入，优先引入央企碳资管机构承担做市、投资职能，拓宽券商、银行、基金等参与渠道；稳妥推出碳期货、期权等衍生品，丰富交易工具对冲价格风险；明晰部门职责，搭建跨部门协同会商机制，通过扩容交易主体、创新交易产品、健全监管体系，充分释放碳定价效能，助力全社会低碳转型。
关键词：碳市场；碳定价；央企金融机构
全国碳排放权交易市场于2021年7月上线交易，运行已近五年，在完善碳定价、推动全社会低碳转型方面发挥了积极作用。全国碳市场首先将发电行业纳入管理，后扩围将钢铁、水泥、铝冶炼等行业纳入，目前已覆盖全国二氧化碳排放总量的60%以上，并计划到2027年基本覆盖工业领域主要高排放行业。
当前，我国碳排放权交易市场面临一个较为突出的问题，即参与主体有限。这导致市场活力不足，碳定价作用难以充分发挥。2025年5月，中共中央办公厅、国务院办公厅印发《关于推进绿色低碳转型加强全国碳市场建设的意见》明确提出要着力提升碳市场活力，扩展交易主体，丰富交易产品。在电力、钢铁、石化等高碳排放行业中，央企是重要主体，对碳减排相关管理工具的使用需求较大，央企下属金融机构在参与碳市场交易中具有较大潜力。建议将具有产业背景的央企金融机构作为切入点，鼓励其更多参与全国碳市场交易，提升碳市场交易活跃度和定价有效性。
一、全国碳市场交易活跃度不高，不利于发挥碳市场价格发现功能
截至2025年12月，全国碳市场运行四年有余，累计成交8.65亿吨、累计成交额576.63亿元。全周期日均成交额约5000万元量级，市场流动性总体偏低。全国碳市场价格在2023年至2024年经历了较大幅度上涨，从60元/吨左右上行至100元/吨左右，2024年10月后总体回落。
全国碳市场成交量季度分布不平衡。每年四季度交易量高度集中，比如2024年10月、11月、12月成交量分别为1324.58万吨、6083.72万吨、7536.55万吨，四季度占全年成交量的近八成。2023年同样高度集中在四季度。交易活跃、流动性高是金融市场优化资源配置的前提，市场活跃度较低，难以与全球最大碳市场地位相匹配。
碳市场活跃度较低的主要原因包括参与者同质化、履约周期趋同等。参与者的供求存在时空差异，是市场交易活跃的前提。全国碳市场早期覆盖2200余家发电企业，面对的政策环境基本相同，容易出现同买同卖的情况。火电行业内部的同质化程度较高，只有少数企业存在碳配额盈余，多数企业面临较大缺口，跨行业调剂通道不足，难以形成跨行业的交易需求。同行业的碳排放企业面临相同履约周期，供求节奏相同，非履约季交易少，临近履约时集中买入，导致价格快速变动。2025年全国碳市场纳入钢铁、水泥、铝冶炼行业后，交易量高度集中在四季度的情况有所缓解。碳交易的金融属性强，一些发电集团探索集团内部统筹管理，专门设立碳排放资产管理公司，集中管理下属电厂碳交易，取得较好效果。金融机构的适当参与可有效提高碳市场流动性。全国碳市场目前尚未放开金融机构参与，且仅有现货交易，对金融机构吸引力不强。国际成熟碳市场的碳期货交易量超过现货交易的30倍，金融机构参与积极性高。
二、央企在参与全国碳市场交易中具有重要作用
央企是电力、钢铁、石化等高碳排放行业的重要主体，对碳减排相关管理工具的使用需求大。2024年，五大发电央企集团所属火电排放单位占全国重点排放单位碳排放量的比例超过四分之一，主导地位显著。根据年报等公开披露数据，我国大型电力央企下属的上市公司具有规模优势和较强的碳配额管理能力，在碳交易中占据主导地位。部分电力企业从碳市场交易中获得的净利润已超过亿元，电力上市公司在全国碳市场成交额中占据重要比重。相关数据显示，28家以火电为主的上市发电企业，2024年通过碳交易获得的总收入达23.48亿元，总支出约22.69亿元，其中，12家企业通过碳市场交易实现净营利，净营利超过5000万元的包括华电国际、国电电力、豫能控股、福能股份、大唐发电等。不同电力企业在碳市场交易中存在较大差异，主要原因在于能源结构不同，火电占比高、机组能耗偏高的企业，每年需要在市场高价买入大量碳配额完成履约，形成刚性碳成本，而新能源占比高、机组能耗低的企业，碳配额盈余多，通过建立碳配额统筹、跨子公司调配、择机出售等机制，通过碳排放权交易获得盈利。
从国际经验看，欧盟碳市场的主要参与者是大型控排企业和金融机构，这对于提高碳市场流动性和交易活跃度发挥了重要作用。
央企金融机构可以在碳市场交易中发挥投资、经纪专业服务等作用。有产业背景的央企金融机构，既熟悉所在产业，也具有金融服务功能，是碳期货和期权交易的主要参与者，应发挥活跃市场的重要作用。除央企金融机构外，中小控排企业大多不直接参与场内交易，需通过专业机构为其提供经纪、清算和资金托管等专业服务。从国际经验看，随着碳市场交易量增长，设立做市商的必要性增强，欧洲能源交易所有多家做市商，为现货和期货交易者提供服务。
三、加强统筹设计，逐步丰富碳市场交易产品和投资者
一是分步骤稳步放宽金融机构进入全国碳市场。大型发电集团下属碳资产管理公司兼具产业和金融属性，短期内可优先考虑将其引入全国碳市场，发挥投资、做市等基础性功能。同时，可考虑允许已在地方碳市场试点中有较多经验的大型券商和商业银行参与全国碳市场交易，鼓励设立碳投资基金，稳定碳市场资金来源。长期内可进一步放宽金融机构准入门槛，允许境外合格机构参与全国碳市场，提高我国在全球碳市场体系中的国际地位。研究允许商业银行开展碳质押、碳回购等业务，建立和完善碳资产托管资质，为发电集团等提供统一碳资产管理托管服务。支持证券公司和期货公司扩大自营交易权限，作为市场做市商，承担双边报价义务，改善市场流动性，为控排企业提供碳交易经纪、套期保值顾问服务。鼓励基金、信托等机构发行碳中和基金、碳信托产品，扩大长期绿色投资需求。培育第三方碳资管机构，为中小控排企业提供配额代理交易、结余配额统筹等专业服务。
二是加快引入碳配额衍生品，稳妥处理碳市场之间的关系。成熟碳市场中，现货交易所占份额小，衍生品交易规模大，是实现价格发现功能的关键。建议尽快引入碳期货、期权等衍生品，丰富交易产品类别，增强全国碳市场对金融机构的吸引力。可考虑优先上线碳配额期货，设置年度、季度合约，面向控排企业、持牌金融机构开放套期保值，配套严格持仓限额、大户报告、涨跌停调节机制，防范投机炒作。待期货平稳运行一段时期后，可进一步试点碳期权，为企业提供低成本价格保险：高煤耗火电企业买入看涨期权对冲碳价上涨风险，绿电富余企业可买入看跌期权锁定碳资产收益。欧盟经验表明，大型碳市场能够容纳多个交易场所并存。建议在统一碳登记结算基础上，研究优化碳交易场所设置，引入碳交易所竞争机制。
三是完善部门协同，增强证券监管部门在全国碳市场制度设计和监管中的作用。碳市场涉及生态、产业、金融等多个领域，综合性强，应加强部门协调。生态环境主管部门应主要负责排放总额调整、配额分配、排放标准制定、排放量核查、履约管理等工作。证券监管部门应主要负责碳市场制度和产品设计、市场监管、投资者适当性管理、维护市场稳定等职责。完善碳市场跨部门联席会议机制，建立由生态环境部、证监会、人民银行、金融监管总局、发展改革委、财政部等组成的会商制度，统筹顶层制度设计、改革方案论证与重大风险处置。
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（刘真系国网英大国际控股集团有限公司研究室主任助理；魏鹏系国网英大国际控股集团有限公司研究室经理）