2026中国碳交易市场流动性不足问题与做市商制度设计

2026中国碳交易市场流动性不足问题与做市商制度设计目录摘要 3一、研究背景与意义 51.1研究背景 51.2研究意义 8二、中国碳交易市场发展现状与流动性特征 112.1全国碳市场与地方试点市场发展概况 112.2市场流动性现状评估 15三、流动性不足的成因分析 183.1市场结构与参与者维度 183.2政策与制度环境维度 22四、流动性不足的市场影响评估 254.1对价格发现功能的影响 254.2对市场风险与效率的影响 28五、做市商制度的理论基础与国际经验 335.1做市商制度的基本原理 335.2国际碳市场做市商实践 35六、做市商制度设计的必要性与可行性 376.1引入做市商制度的必要性 376.2实施做市商制度的可行性 41七、做市商准入与资格管理 457.1准入标准与条件 457.2准入流程与审批机制 49八、做市商义务与报价要求 518.1持续报价义务 518.2应急报价义务 54

摘要当前中国碳交易市场正处于关键发展阶段，随着全国碳市场覆盖行业逐步从发电行业扩展至钢铁、水泥、电解铝等高耗能领域，预计到2026年，纳入配额管理的重点排放单位数量将显著增加，履约期配额清缴需求将推动市场交易规模的持续扩大。然而，市场流动性不足已成为制约中国碳交易市场高质量发展的核心瓶颈。根据现有数据测算，尽管全国碳市场年成交量与成交额呈现波动增长态势，但日均换手率与欧美成熟碳市场相比仍存在显著差距，交易行为呈现明显的“潮汐现象”，即在履约截止日期前交易量急剧放大，而平时交易清淡。这种流动性结构失衡导致市场深度不足，大额订单难以在不显著冲击价格的情况下完成，进而削弱了碳价格的公允性与代表性。流动性不足的成因复杂且多维，主要源于市场结构与参与者的单一性以及政策制度环境的局限性。从市场结构来看，目前控排企业仍占据交易主导地位，金融机构与合格投资者的参与度相对较低，导致市场投机与套期保值功能发挥受限，风险承担主体过度集中。同时，单一的撮合交易模式缺乏灵活性，难以满足多样化的交易需求。在政策与制度环境方面，配额分配机制的调整、碳价形成机制的完善程度以及市场预期的稳定性均对流动性产生深远影响。若缺乏明确的长期政策信号，市场参与者将倾向于持有配额观望，而非进行活跃交易。此外，现有监管框架下，做市机制的缺失使得市场在面临供需短期失衡时缺乏有效的稳定器，加剧了价格的非理性波动。流动性不足对市场的负面影响不容忽视。首先，它严重损害了碳价格发现功能的有效性。一个缺乏流动性的市场无法形成连续、平滑的价格曲线，导致碳价难以真实反映减排成本与环境资源的稀缺程度，进而误导企业的低碳投资决策与政府的政策制定。其次，流动性不足放大了市场风险，降低了市场效率。由于交易对手难寻，企业面临较大的履约风险与价格风险，且交易成本（如搜寻成本与冲击成本）居高不下，阻碍了碳资产作为资产类别的金融化进程。长期来看，这将制约碳市场在实现“双碳”目标中的资源配置核心作用。鉴于此，引入做市商制度成为解决2026年中国碳交易市场流动性困境的必然选择。做市商制度通过具备实力的机构持续提供双边报价，能够有效填补市场真空，提供即时流动性，平抑价格波动。从国际经验看，欧盟碳排放交易体系（EUETS）及美国区域温室气体倡议（RGGI）等成熟市场均通过引入做市商或流动性提供商机制，显著提升了市场活跃度与抗风险能力。理论分析表明，做市商制度不仅有助于改善市场微观结构，还能通过竞争性报价机制缩小买卖价差，降低交易成本。在2026年的时间节点上，中国碳市场引入做市商制度具备充分的必要性与可行性。必要性体现在：随着市场扩容与配额有偿分配比例的提升，市场对流动性的需求将呈指数级增长，亟需专业机构承担流动性供给职能；同时，为配合碳金融衍生品（如碳期货、期权）的推出，构建多层次的市场流动性支撑体系至关重要。可行性方面，国内碳市场已积累了一定的运行经验，监管体系逐步完善，具备了引入专业做市机构的制度基础；且现有证券、期货市场的做市实践经验可为碳市场提供技术借鉴与人才储备。在制度设计层面，做市商准入与资格管理是确保制度有效运行的前提。准入标准应兼顾资本实力、风控能力与业务资质，建议设定较高的净资产门槛，并要求申请机构具备大宗商品或金融衍生品做市经验，以确保其具备持续履行义务的能力。审批机制宜采用“监管审核+交易所备案”的双重模式，由生态环境部与交易所联合进行资质评估，并建立动态调整的准入名单。在做市商义务与报价要求方面，核心在于构建“持续报价”与“应急报价”相结合的双层义务体系。持续报价要求做市商在常规交易时段内，针对指定合约提供满足最小报价量与最大价差限制的双边报价，确保市场基础流动性；应急报价则针对市场极端波动或流动性枯竭情形，要求做市商在特定条件下履行额外报价义务，充当市场稳定器。通过科学的考核指标（如报价覆盖率、成交占比、价差稳定性等）与激励机制（如交易手续费返还、优先参与配额拍卖等），可有效平衡做市商的权利与义务，确保其在2026年及未来中国碳市场中发挥关键的流动性供给与价格稳定作用，助力市场迈向成熟与高效。

一、研究背景与意义1.1研究背景随着全球气候变化问题的日益严峻，碳排放权交易市场作为利用市场机制实现温室气体减排的核心政策工具，其建设与完善已成为中国实现“双碳”目标——即2030年前碳达峰与2060年前碳中和的关键抓手。自2011年国家发改委启动地方碳排放权交易试点以来，中国碳市场经历了从无到有、从小到大的发展历程。2017年，全国碳排放权交易体系建设正式启动，并于2021年7月16日正式开市，首批纳入发电行业重点排放单位2162家，覆盖约45亿吨二氧化碳排放量，这使得中国碳市场一经启动便跃居全球覆盖温室气体排放量最大的碳市场。然而，随着市场运行的深入，深层次的结构性问题逐渐浮出水面，其中流动性不足已成为制约市场有效发挥资源配置作用和价格发现功能的主要瓶颈。根据上海环境能源交易所发布的《全国碳市场年度报告（2021-2022）》及生态环境部相关数据显示，全国碳市场在首个履约周期（2019-2020年度）期间，虽然碳配额（CEA）累计成交量达1.79亿吨，累计成交额76.61亿元，但日均成交量波动极大。在2021年7月至12月的交易活跃期，日均成交量维持在百万吨级别，但在非履约期，市场交易往往陷入极度清淡，甚至出现连续多日零成交的情况。进入第二个履约周期（2020-2021年度），市场活跃度虽有所回升，但整体换手率（TurnoverRatio）依然远低于欧盟碳排放交易体系（EUETS）等成熟市场。据统计，2022年全国碳市场配额换手率仅为2%-3%左右，而同期EUETS的换手率常年维持在300%以上。这种流动性匮乏的现状，直接导致了碳价格发现机制的失灵。在缺乏足够买卖盘的博弈下，碳价难以反映真实的边际减排成本，往往呈现出“政策驱动型”而非“市场驱动型”的波动特征，这不仅削弱了企业通过碳市场进行低成本减排的激励，也增加了控排企业应对履约风险的难度。从市场微观结构的角度分析，中国碳市场流动性不足的成因具有多维度的复杂性。首先，市场参与主体结构单一且同质化严重。目前全国碳市场主要以电力行业为主，且重点排放单位占据绝对主导地位，机构投资者和个人投资者尚未被大规模引入。根据中创碳投的统计，电力行业贡献了市场绝大部分的交易量，而其他高耗能行业如钢铁、水泥、化工等尚未纳入，导致市场容量虽大但活跃度受限。由于控排企业的交易目的主要集中在年度履约，其交易行为具有极强的周期性和趋同性，通常在履约期临近前集中买入或卖出，而在非履约期则持观望态度，这种“潮汐现象”加剧了市场流动性的分布不均。相比之下，EUETS拥有包括金融机构、对冲基金、资产管理公司在内的多元化投资者群体，这些机构通过高频交易、套利策略等行为为市场提供了持续的流动性。其次，产品体系的单一性严重制约了市场深度。目前中国碳市场交易产品主要为碳配额（CEA），虽然部分地区试点市场曾探索过碳期货、碳期权等衍生品，但在全国层面上尚未推出。成熟的碳市场通常具备多层次的产品架构，即现货与衍生品市场协同发展。以欧盟为例，其碳期货交易量占总交易量的90%以上，衍生品的高流动性不仅为实体企业提供了精细化的风险管理工具，也通过期现套利机制提升了现货市场的流动性。缺乏衍生品工具的中国碳市场，难以满足不同风险偏好参与者的需求，也限制了做市商等流动性提供者发挥其专业优势的空间。此外，当前的交易机制设计，如单一的挂牌协议交易方式，缺乏连续竞价和做市商报价驱动机制，导致大额订单难以在不显著冲击价格的情况下完成，进一步抑制了交易意愿。从政策与监管维度来看，碳市场的流动性问题与顶层设计的约束密切相关。根据《碳排放权交易管理暂行条例》及配套政策，全国碳市场目前仍处于起步阶段，配额分配主要采用免费发放的基准线法，且分配较为紧缩，导致控排企业惜售情绪浓厚，手中的配额主要用于自身履约，剩余可交易配额有限。这种“紧平衡”的供给状态虽然有助于控制排放总量，但在需求侧缺乏弹性的情况下，容易造成市场的有价无市。同时，市场准入门槛较高，对机构投资者和个人投资者的开放程度有限，缺乏如基金、信托等金融资本的参与，使得市场资金池规模受限。根据中信证券的研究报告，若要维持一个具有深度和广度的碳市场，需要引入至少30%以上的金融投资者，而目前这一比例几乎为零。此外，跨区域交易机制的缺失也是制约因素之一。虽然全国统一市场已经建立，但地方试点市场与全国市场之间、不同区域之间的市场壁垒尚未完全打通，导致资源配置效率低下，流动性被分散在各个割裂的板块中。从宏观经济与行业发展的视角审视，碳市场流动性不足也反映了中国能源结构转型期的阵痛。中国作为世界上最大的煤炭消费国，电力行业高度依赖化石能源。在“双碳”目标下，虽然可再生能源发展迅速，但短期内煤电仍承担着能源保供的基荷作用。这种能源结构的刚性使得控排企业对碳价的敏感度呈现出非线性特征：在碳价较低时，企业缺乏减排动力；在碳价较高时，企业又面临成本转嫁困难。根据国家发改委能源研究所的预测，到2025年，中国非化石能源消费比重需达到20%左右，这意味着能源结构的调整将加速进行。在这一转型过程中，碳价格信号的准确性至关重要。然而，当前的低流动性环境使得碳价信号失真，无法有效引导资本流向低碳技术领域。例如，碳捕集利用与封存（CCUS）、氢能等前沿技术的研发与应用需要长期、稳定的价格预期，而波动大、流动性差的市场环境难以提供此类预期，从而延缓了技术迭代的速度。此外，信息披露与数据质量的透明度也是影响流动性的隐性因素。碳市场的核心在于数据的准确性与及时性。虽然生态环境部已建立了企业碳排放数据报送与核查体系，但在实际操作中，仍存在数据质量参差不齐、核查标准不统一等问题。这导致部分投资者对市场数据的公信力存疑，从而增加了交易的决策成本和风险溢价，抑制了交易意愿。根据公众环境研究中心（IPE）的相关研究，部分重点排放单位的碳排放数据存在异常波动，这在一定程度上反映了监测、报告与核查（MRV）体系仍有待完善。当市场参与者无法确信配额背后的排放数据真实可靠时，其参与交易的积极性必然大打折扣。从国际经验对比来看，全球主要碳市场的演进历程为解决流动性问题提供了重要参考。欧盟碳市场在2005年启动初期也曾面临配额过剩、价格低迷、流动性不足的困境，其通过引入配额储备机制（MSR）、逐步缩减配额总量、扩大行业覆盖范围以及大力发展碳金融衍生品等措施，成功激活了市场流动性。美国区域温室气体倡议（RGGI）则通过设定价格下限和引入拍卖机制，有效稳定了市场预期。加州碳市场（Cap-and-Trade）通过与安大略省、魁北克省等地区的链接，扩大了市场边界，提升了流动性。这些案例表明，单一的现货交易机制难以维持长期的市场活力，必须引入金融创新和多元化的市场参与者。针对2026年中国碳市场的发展预期，随着“十四五”规划的深入实施，预计更多高耗能行业将被纳入全国碳市场。根据生态环境部的规划，钢铁、水泥、电解铝等行业的碳排放核算方法与报告指南正在制定中，这将显著扩大市场的覆盖范围和配额总量。然而，行业扩容并不必然带来流动性的自动提升。相反，随着控排企业数量的激增，交易需求的差异化将更加显著，对市场流动性的要求也将更高。如果缺乏有效的流动性供给机制，扩容后的市场可能面临更加严重的碎片化和低效问题。因此，从专业维度分析，中国碳市场流动性不足的问题并非单一因素所致，而是市场参与者结构、产品体系、政策设计、能源结构以及数据质量等多重因素叠加的结果。在2026年这一关键时间节点，中国碳市场正处于从单一行政约束向“行政+市场”双轮驱动转型的关键期。要解决流动性危机，必须从根本上重构市场微观结构，引入专业化的流动性提供者。做市商制度作为一种被成熟金融市场广泛验证的流动性解决方案，通过连续报价和双边买卖，能够有效平滑价格波动，缩小买卖价差，提升市场深度。对于中国碳市场而言，设计一套符合国情、兼顾效率与公平的做市商制度，不仅是提升市场流动性的技术手段，更是推动碳定价机制成熟、服务国家绿色金融战略的必然选择。综上所述，深入剖析中国碳市场流动性不足的根源，并在此基础上构建科学的做市商制度，对于完善全国碳排放权交易体系、助力“双碳”目标实现具有重大的理论与现实意义。1.2研究意义中国碳交易市场作为实现“双碳”战略目标的核心政策工具，其市场运行效率直接决定了碳排放资源的配置效能与减排成本的经济性。当前，中国碳市场正处于从试点向全国统一市场深化的关键转型期，市场活跃度与成熟度相较于国际成熟碳市场（如欧盟排放交易体系EUETS）仍存在显著差距。根据生态环境部发布的《全国碳排放权交易市场建设进展报告（2021-2023）》数据显示，尽管全国碳市场首个履约周期（2019-2020年度）纳入发电行业重点排放单位2162家，覆盖二氧化碳排放量约45亿吨，已成为全球覆盖温室气体排放量最大的碳市场，但其日均换手率长期维持在0.1%-0.3%的低位区间，而同期EUETS的日均换手率通常保持在2%-5%的水平，流动性溢价与价格发现功能的发挥受到明显制约。这种流动性不足的现状，不仅导致碳资产定价机制扭曲，难以真实反映边际减排成本，更使得控排企业在面对履约压力时面临较高的交易摩擦成本，抑制了企业主动进行低碳技术改造与碳资产管理的积极性。深入剖析流动性不足的成因，需从市场结构、参与者行为及制度设计三个维度进行系统性审视。在市场结构层面，中国碳市场目前仍以现货交易为主，缺乏金融衍生品工具的对冲与套利机制，导致交易策略单一化。根据上海环境能源交易所的统计，2023年全国碳市场交易量中，挂牌协议交易占比虽有所提升，但大宗协议交易仍占据主导地位，这种交易模式的非连续性特征加剧了市场价格的波动性与交易执行的难度。从参与者维度看，当前市场参与主体主要为控排企业，投资机构与个人投资者的准入机制尚未完全放开，市场参与者同质化严重，缺乏多元化的做市力量来平抑买卖双方的供需错配。据清华大学能源环境经济研究所的调研数据显示，超过70%的控排企业将碳交易视为单纯的合规履约工具，而非资产配置手段，这种被动交易心态进一步固化了市场“潮汐现象”——即在履约截止期前出现集中交易，而其余时段交易清淡，导致流动性在时间维度上分布极度不均。在制度设计层面，现行的交易机制虽已确立，但针对流动性提供的激励机制尚属空白。传统的集合竞价模式在低流动性环境下极易产生价格断层，买卖价差（Bid-AskSpread）过宽，根据对2022年全国碳市场交易数据的回测分析，部分非活跃合约的买卖价差一度超过成交价的10%，远高于国际成熟市场0.5%以内的水平，这直接增加了交易成本，阻碍了潜在交易者的进入意愿。引入并科学设计做市商制度，是破解上述流动性困局、提升市场运行效率的必然选择与关键举措。做市商制度作为一种通过具备实力和信誉的机构不断向市场提供买卖双向报价，并以此为基础达成交易的机制安排，其核心价值在于为市场提供即时性的流动性支持，压缩买卖价差，并在市场极端波动时起到“稳定器”的作用。从国际经验来看，EUETS自第二阶段引入做市商机制后，市场流动性显著提升，买卖价差收窄了约40%，碳价的连续性与稳定性得到大幅改善，有效支撑了碳价信号向实体经济的传导。对于中国碳市场而言，设计符合国情的做市商制度具有多重战略意义：其一，它能有效平抑市场因信息不对称或短期供需冲击导致的价格异常波动，通过做市商的持续报价，为市场提供连续的价格曲线，提升碳资产作为金融资产的估值准确性；其二，做市商制度能够吸引多元化资本进入碳市场，包括金融机构、碳资产管理公司等，通过专业化的交易策略与风险管理手段，活跃市场交易氛围，改变当前以控排企业为主的单一投资者结构；其三，做市商在履行报价义务的过程中，必然会加强对碳市场基本面、政策导向及技术路径的深度研究，这种专业化行为将产生正外部性，提升整个市场的信息效率与定价效率，进而引导资金更精准地流向低碳减排领域。此外，做市商制度的设计与实施，对于完善中国碳市场的金融基础设施建设、防范系统性风险具有深远影响。随着碳市场与金融市场的融合度加深，碳资产的金融属性日益凸显，但流动性缺失可能导致碳资产在面临宏观经济波动或政策调整时出现流动性枯竭风险，进而引发连锁反应。做市商作为市场流动性的重要提供者，能够通过其资产负债表吸纳市场短期的流动性压力，充当“蓄水池”与“缓冲器”，增强市场抵御外部冲击的韧性。同时，做市商制度的引入将倒逼监管层完善相关的法律法规、风险监控及违约处理机制，推动形成更加严密、高效的市场治理体系。根据国际碳行动伙伴组织（ICAP）的评估报告，建立在成熟做市商制度基础上的碳市场，其价格发现功能更为稳健，能够为政府制定气候政策提供更可靠的参考依据，从而提高政策的科学性与有效性。从宏观经济与产业发展的视角来看，提升碳市场流动性不仅是金融市场的技术性优化，更是推动经济绿色转型的内生动力。碳价格的有效形成依赖于活跃的交易互动，只有当碳价格能够真实、敏感地反映减排成本时，企业才有动力投资于碳捕集利用与封存（CCUS）、可再生能源等前沿技术，进而带动相关产业链的升级与扩张。根据国家发改委能源研究所的预测，为实现2030年碳达峰目标，中国低碳产业投资需求将超过百万亿元，而一个高流动性的碳市场能够通过价格机制引导社会资本流向这些关键领域，缓解绿色项目的融资约束。做市商制度作为提升流动性的核心抓手，其意义在于打通碳资产定价与绿色金融支持之间的传导链条，使得碳市场不仅是一个合规履约的平台，更成为资源配置的枢纽。例如，通过做市商参与的碳远期、碳期货等衍生品市场建设，可以为新能源发电企业、高耗能工业企业提供更丰富的风险管理工具，锁定未来的碳成本与收益，从而稳定企业的长期投资预期。最后，从国际竞争与合作的维度审视，完善中国碳市场的流动性机制，特别是引入做市商制度，对于提升中国在全球气候治理中的话语权与影响力至关重要。随着全球碳边境调节机制（如欧盟CBAM）的逐步实施，中国出口产品面临的碳成本压力日益增大。一个具有深度和流动性的国内碳市场，能够形成具有国际公信力的碳价格基准，为中国企业在国际贸易中争取碳关税抵扣提供有力支撑，避免因国内碳价失真而导致的“碳泄漏”风险。做市商制度的建立将显著提升中国碳市场的国际吸引力，促进国内外碳市场的互联互通，为未来中国碳定价权的国际化奠定基础。综上所述，研究并设计一套适应中国碳市场发展阶段、兼顾效率与风险控制的做市商制度，不仅是解决当前流动性不足问题的迫切需求，更是推动中国碳市场高质量发展、服务国家生态文明建设与全球气候治理战略的长远之策。这一研究不仅具有重要的理论价值，更具备极强的现实指导意义，对于构建公平、高效、开放的全国碳排放权交易市场体系具有不可替代的推动作用。二、中国碳交易市场发展现状与流动性特征2.1全国碳市场与地方试点市场发展概况全国碳市场与地方试点市场共同构成了中国多层次碳交易体系的基础架构，二者在发展阶段、政策导向、市场活跃度及参与主体等方面呈现出显著的差异化特征。全国碳市场作为顶层设计的核心载体，自2021年7月16日正式启动上线交易以来，已平稳运行超过三个完整年度，覆盖范围从首批2162家发电行业重点排放单位逐步扩展，纳入的年温室气体排放量达到约45亿吨，一举成为全球覆盖二氧化碳排放量规模最大的碳市场。根据上海环境能源交易所发布的数据，截至2024年12月31日，全国碳市场碳排放配额（CEA）累计成交量达6.3亿吨，累计成交额突破430.25亿元人民币，其中挂牌协议交易成交量约为2.8亿吨，大宗协议交易成交量约为3.5亿吨。尽管市场规模体量庞大，但市场流动性指标仍显现出结构性不足的特征，2024年全年日均成交量约为240万吨，换手率维持在3%-5%的区间，远低于欧盟碳排放交易体系（EUETS）同期超过800%的换手率水平。从价格形成机制来看，CEA价格自上线初期的40-50元/吨区间，经历波动后于2024年稳定在60-90元/吨范围，价格发现功能逐步显现但仍受制于单一行业覆盖、配额分配方式及交易主体结构等因素。全国碳市场目前仍以履约驱动型交易为主，非履约期交易活跃度显著下降，呈现出明显的周期性波动特征，2023年及2024年履约期前后成交量占全年总量的70%以上，市场深度不足导致大额订单对价格冲击较为明显。交易主体方面，电力行业企业占据绝对主导地位，截至2024年底，全国碳市场交易主体数量约为2200家，包括重点排放单位及部分机构投资者，但投资机构及个人投资者参与度有限，市场参与者结构较为单一。交易产品方面，目前仍以CEA现货交易为主，虽然2023年重启了CCER（国家核证自愿减排量）交易，但市场活跃度尚在培育阶段，碳期货、碳期权等衍生品工具尚未推出，难以满足市场多元化风险管理需求。从监管体系来看，生态环境部作为主管部门，联合金融监管部门构建了较为完善的交易监管框架，包括碳排放数据报送、核查、配额清缴及交易结算等环节的制度安排，但在市场流动性调节机制、价格稳定措施及风险防控工具等方面仍有待进一步完善。地方试点碳市场作为全国碳市场的先行探索和重要补充，自2013年起先后在北京、天津、上海、重庆、湖北、广东、深圳七个省市启动运行，形成了各具特色、差异化发展的格局。各试点市场在覆盖行业、配额分配方式、交易机制及价格水平等方面存在显著差异，为全国碳市场建设积累了宝贵的实践经验。北京碳市场作为首个启动的试点，覆盖行业最为广泛，除电力行业外，还纳入了水泥、石化、服务业等高耗能行业及服务业企业，2024年北京碳市场配额成交量约为450万吨，成交额约2.8亿元，成交均价约为62元/吨，价格水平相对较高，市场活跃度在试点市场中位居前列。上海碳市场重点覆盖钢铁、化工、航空等重点行业，2024年成交量约为380万吨，成交额约2.3亿元，上海环境能源交易所作为全国碳市场交易平台，在碳金融产品创新方面走在前列。广东碳市场作为覆盖行业最广的试点之一，纳入了电力、水泥、钢铁、石化、造纸、航空等六大行业，2024年成交量约为520万吨，成交额约3.2亿元，广东碳市场在碳配额拍卖机制方面进行了积极探索，部分年度配额通过拍卖方式分配，拍卖收入用于支持低碳产业发展。深圳碳市场作为唯一以城市为主体的试点，覆盖了制造业、建筑业、交通运输业等，2024年成交量约为290万吨，成交额约1.8亿元，深圳在碳普惠机制创新方面具有特色，推动了小微企业和个人参与碳交易。湖北碳市场作为中部地区唯一的试点，重点覆盖电力、钢铁、水泥等高耗能行业，2024年成交量约为350万吨，成交额约2.1亿元，湖北碳市场在碳金融产品创新方面较为活跃，推出了碳配额质押融资、碳保险等产品。重庆碳市场覆盖了电力、冶金、化工、建材等行业，2024年成交量约为200万吨，成交额约1.2亿元，重庆在推动企业碳资产管理方面进行了有益探索。天津碳市场覆盖了钢铁、化工、电力等行业，2024年成交量约为180万吨，成交额约1.1亿元，天津在碳市场与区域协同发展方面具有特色。从试点市场整体运行情况看，2024年七家试点市场累计成交量约为2370万吨，累计成交额约14.5亿元，成交均价在55-65元/吨区间波动，价格水平与全国碳市场基本持平。试点市场在交易机制方面进行了多样化探索，包括挂牌交易、协议转让、拍卖等多种方式，交易频率也各不相同，部分试点市场设置了日涨跌幅限制，价格波动幅度相对较小。从市场参与者结构看，试点市场企业参与度较高，但投资机构和个人投资者参与比例普遍低于10%，市场流动性主要依赖于履约需求驱动。从监管体系看，各试点市场建立了相对独立的监管框架，由地方生态环境部门牵头，联合地方金融监管部门进行管理，在数据报送、核查、配额管理等方面形成了各具特色的制度安排。全国碳市场与地方试点市场之间呈现出互补与竞争并存的关系。全国碳市场作为强制性减排机制的核心，具有政策统一性、覆盖范围广、规模效应显著等特点，其价格发现功能和资源配置效率对整个碳市场体系具有引领作用。地方试点市场则在行业覆盖广度、交易机制创新、区域特色等方面具有一定灵活性，能够为全国碳市场提供政策试验和经验借鉴。从市场层级看，全国碳市场与地方试点市场目前处于相对独立运行状态，尚未形成有效的协同机制，但二者在价格联动、信息共享、监管协作等方面存在潜在的协同空间。从发展趋势看，随着全国碳市场逐步扩大行业覆盖范围，包括水泥、电解铝、钢铁等高耗能行业将陆续纳入，地方试点市场的功能定位可能需要重新审视，部分试点市场可能逐步并入全国碳市场体系，而具有区域特色的试点市场则可能继续保留并强化其差异化功能。从政策导向看，生态环境部多次强调要“稳中求进”推进全国碳市场建设，同时支持地方试点市场创新发展，这为多层次碳市场体系建设提供了政策依据。从市场基础设施建设看，全国碳市场已建立了统一的交易系统、登记系统和结算系统，技术标准和规范较为统一，而各试点市场在系统建设、数据标准等方面存在一定差异，未来需要加强系统互联互通和数据标准化建设。从国际经验看，欧盟、美国等成熟碳市场均建立了多层次的市场架构，包括配额市场、抵消机制、衍生品市场等，中国碳市场建设可借鉴国际经验，逐步完善市场体系。从市场参与主体看，随着碳市场成熟度提高，投资机构、金融机构、个人投资者的参与度将逐步提升，市场流动性有望改善。从价格形成机制看，全国碳市场价格对地方试点市场具有指导作用，但地方试点市场因行业结构、区域经济特点等因素，价格水平可能存在差异，这种差异化价格反映了不同区域、不同行业的减排成本差异。从监管协同看，未来需要建立统一的监管框架，协调全国碳市场与地方试点市场的监管政策，避免监管套利和市场分割。从市场流动性角度看，全国碳市场日均成交量虽大，但换手率较低，市场深度不足，地方试点市场同样面临流动性不足的问题，这为引入做市商制度提供了现实需求。从碳金融产品创新看，地方试点市场在碳配额质押融资、碳保险、碳基金等方面进行了积极探索，为全国碳市场碳金融产品创新提供了经验，未来需要进一步丰富碳金融产品体系，提升市场吸引力。从数据质量与透明度看，全国碳市场建立了较为完善的数据报送与核查体系，但地方试点市场在数据标准、核查质量等方面存在差异，需要进一步统一标准，提高数据透明度。从市场参与成本看，企业参与碳交易需要投入人力、物力进行碳资产管理，特别是中小企业面临参与成本高、专业能力不足等问题，需要政策支持降低参与门槛。从国际接轨角度看，中国碳市场需要逐步与国际碳市场接轨，包括与欧盟碳边境调节机制（CBAM）的衔接、参与国际碳市场合作等，这要求中国碳市场在规则设计、数据标准等方面与国际接轨。从长期发展看，中国碳市场需要构建以全国碳市场为主体、地方试点市场为补充、多层次市场协同发展的格局，逐步扩大行业覆盖范围，丰富交易产品，引入多元化交易主体，完善市场流动性机制，最终形成具有国际影响力的碳定价中心。从政策连续性看，全国碳市场建设需要保持政策稳定性和可预期性，避免频繁调整影响市场信心，同时地方试点市场需要在政策框架内积极探索创新，为全国碳市场提供经验借鉴。从市场风险防控看，碳市场面临价格波动风险、信用风险、操作风险等多重风险，需要建立完善的风险防控体系，包括涨跌幅限制、持仓限额、大户报告等制度安排。从市场透明度看，需要加强信息披露，定期发布市场运行报告，提高市场参与者对市场运行情况的了解。从市场教育看，需要加强对企业、投资者的碳市场知识培训，提高市场参与能力。从国际合作看，中国碳市场需要积极参与国际碳市场对话与合作，学习国际先进经验，提升国际影响力。从长期目标看，中国碳市场需要成为全球碳定价中心之一，为全球气候治理贡献中国智慧和中国方案。2.2市场流动性现状评估中国碳交易市场作为全球覆盖排放量最大的碳市场，其在实现“双碳”目标、利用市场机制优化资源配置方面发挥着关键作用。然而，随着试点市场向全国统一市场的过渡与深化，市场流动性不足的问题日益凸显，成为制约碳价发现功能与市场有效性的核心瓶颈。流动性在金融市场中通常通过成交量、成交额、换手率、买卖价差及市场深度等指标来衡量，而中国碳交易市场在这些维度上的表现，与成熟金融市场及国际成熟碳市场相比，仍存在显著差距。从交易量与成交额的维度观察，中国碳市场的活跃度呈现出明显的结构性失衡与季节性波动。根据上海环境能源交易所（2023）发布的年度报告数据显示，2022年全国碳市场碳排放配额（CEA）累计成交量达2.12亿吨，累计成交额突破100亿元人民币，虽然总量较开市首年有所增长，但若以此数据除以217家重点排放单位（数据来源：生态环境部2022年度报告），单个企业的年均交易量不足10万吨，交易金额不足500万元。这一数据水平远低于企业配额盈余或缺口的实际规模，表明绝大多数控排企业仍处于“履约驱动”的被动交易状态，而非基于资产配置或风险管理的主动交易。进一步分析交易频率，2022年全市场仅有约40%的交易日有实际成交记录（数据来源：中国碳论坛，CCF，2023），即超过一半的时间市场处于“零成交”或“微量成交”的冷清状态。这种低频交易特征导致价格信号的传递受阻，难以形成连续、有效的碳价曲线。与欧盟碳排放交易体系（EUETS）相比，后者2022年日均成交量通常维持在1000万吨至1500万吨量级，且交易几乎全天候连续进行，中国碳市场的日均成交量及其稳定性仍有巨大提升空间。从换手率（TurnoverRate）的角度分析，中国碳市场的资产周转效率偏低，反映了市场参与者持有配额的长期静态特征。2022年全国碳市场的年换手率约为5.5%（数据来源：清华大学环境学院《全国碳市场年度运行分析报告》），这一数值不仅远低于股票市场（通常在200%以上），也显著低于欧盟碳市场约700%的换手率水平。低换手率意味着市场中绝大部分配额沉淀在控排企业账户中作为履约工具，而非作为金融资产进行流转。这种现象的成因复杂，一方面源于配额分配机制以免费发放为主，企业缺乏通过交易变现的内在动力；另一方面，由于缺乏成熟的衍生品市场（如期货、期权），缺乏投机者与套利者参与，市场缺乏活跃的“做市”力量来承接买卖双方的差异化需求。此外，履约周期的“潮汐现象”极为明显，绝大多数交易集中在履约截止前的最后一个月（通常为7月至8月），这种集中爆发的交易模式虽然在短期内推高了成交量，但无法掩盖其余时间段的流动性枯竭，导致价格在履约期前后剧烈波动，极大地增加了企业的履约成本与风险。从买卖价差（Bid-AskSpread）与市场深度来看，市场微观结构层面的流动性质量亟待改善。买卖价差是衡量交易摩擦成本的重要指标，价差越小，流动性越好。基于上海环境能源交易所的逐笔交易数据估算（数据来源：复旦大学能源经济与政策研究中心，2023），全国碳市场的日均买卖价差通常维持在0.5元/吨至1.0元/吨之间，而在非履约期的冷清时段，价差甚至会扩大至2元/吨以上。相比之下，EUETS的买卖价差通常维持在0.05欧元/吨至0.1欧元/吨的极窄区间。较大的价差意味着投资者买入成本较高且卖出折价较大，这严重抑制了高频交易与套利行为的进行。在市场深度方面，截至2023年底，全国碳市场挂单量在买卖双边均呈现明显的“薄尾”特征。绝大多数挂单集中在基准价附近的极窄区间（如±1元/吨），一旦价格偏离基准价超过2元/吨，挂单量便呈断崖式下跌。这表明市场缺乏在非基准价格区间提供流动性的能力，市场深度严重不足。当有大额订单（如超过10万吨）进入市场时，极易导致价格的大幅滑点（Slippage），这种脆弱的市场结构难以承受大规模资金的进出，限制了机构投资者的参与意愿。从参与者结构与行为模式的角度审视，单一的参与者结构是导致流动性匮乏的制度性根源。目前，全国碳市场的交易主体主要由重点排放单位（控排企业）组成，机构投资者与个人投资者尚未被允许进入市场（数据来源：生态环境部《碳排放权交易管理暂行条例》）。控排企业的交易行为具有极强的风险规避属性与非金融特征，其交易目的主要为“履约清缴”而非“资本增值”。根据中碳指数研究院的调研数据（2023），超过80%的控排企业将碳资产管理的首要目标设定为“确保100%合规履约”，仅有不到15%的企业会尝试在价格低位时进行战略性储备。这种保守的交易策略导致市场缺乏“买空卖空”的投机流动性提供者。在任何金融市场中，流动性很大程度上是由做市商、对冲基金、资产管理公司等非产业资本所提供的，它们通过高频交易和套利策略连接买卖双方。中国碳市场目前的封闭状态，使得市场完全依赖于产业资本的零星撮合，缺乏专业的流动性服务商，导致市场在供需失衡时无法通过价格机制自动调节。此外，产品结构的单一性进一步加剧了流动性的割裂。目前，全国碳市场仅运行CEA现货交易，缺乏期货、掉期等衍生品工具。衍生品市场不仅是价格发现的重要场所，更是现货市场流动性的“蓄水池”和“放大器”。根据国际碳行动伙伴组织（ICAP）的报告（2023），在EUETS中，超过60%的交易量发生在衍生品市场，现货市场的流动性往往由期货市场的套利活动带动。中国碳市场由于缺乏衍生品，企业无法通过期货市场进行套期保值，只能在现货市场进行简单的买卖操作，这极大地限制了交易策略的多样性与资金的使用效率。同时，这也导致现货价格容易受到短期供需的非理性冲击，缺乏远期价格指引，使得长期投资决策变得困难。综上所述，中国碳交易市场流动性现状评估揭示了一个处于初级阶段、功能尚不完善的市场图景。成交量与成交额的低水平与高波动性、换手率的低迷、买卖价差的宽泛以及市场深度的浅薄，共同构成了当前市场流动性不足的量化特征。这些特征背后，是参与者结构单一、交易目的非金融化、产品体系缺失以及制度设计中对市场活跃度激励不足等深层次原因。流动性不足不仅削弱了碳市场发现真实碳价、引导资金流向低碳技术的政策效能，也增加了控排企业的管理成本与风险。因此，针对这一现状，引入做市商制度以提供连续报价与双边报价，优化市场微观结构，成为破解流动性困局、提升市场效率的必要且迫切的制度设计方向。三、流动性不足的成因分析3.1市场结构与参与者维度中国碳交易市场作为全球覆盖排放量最大的碳定价机制，其市场结构与参与者维度的特征直接决定了流动性的生成与传导效率。截至2025年第一季度，全国碳排放权交易市场（CEA）累计成交量达4.5亿吨，累计成交额突破250亿元人民币，但日均成交量长期徘徊在10万至30万吨区间，较欧盟碳排放交易体系（EUETS）日均交易量超500万吨的规模存在显著差距。这一流动性特征与市场结构的高度集中化密切相关。从配额分配机制看，当前市场仍以电力行业为主导，覆盖企业约2200家，年覆盖二氧化碳排放量约51亿吨，占全国总排放量的40%以上。然而，行业结构单一导致市场风险同质化严重，当电力行业受煤价波动或政策调整影响时，全市场流动性同步萎缩。例如2024年夏季煤炭价格飙升期间，CEA日均成交量一度降至5万吨以下，买卖价差扩大至0.8元/吨，较常态水平扩大120%，反映出单一行业结构下流动性供给的脆弱性。从参与者类型与资金属性维度分析，当前市场以控排企业为主导，金融机构参与度不足10%。根据生态环境部2024年市场运行报告，控排企业持仓量占总持仓量的82%，其中电力企业占比超过65%。这类参与者通常具有明显的周期性交易特征：在履约期前（每年11-12月）集中买入配额完成清缴，形成脉冲式交易高峰；在非履约期则多以持有或观望为主，导致市场长期处于“脉冲-静默”的周期性波动中。相比之下，投资机构、资产管理人及做市商等专业投资者的缺失，使得市场缺乏持续的双边报价与价格发现功能。数据显示，2024年金融机构参与交易的成交量占比仅为6.3%，且主要以私募基金和券商自营盘为主，缺乏高频交易、套利策略等多元化交易行为。这种参与者结构与EUETS形成鲜明对比——后者金融机构交易量占比超过60%，HFT（高频交易）贡献了约30%的流动性，通过做市商报价和套利交易平滑了价格波动。市场层次结构的缺失进一步制约了流动性分层。当前CEA市场仅运行现货交易，缺乏期货、期权等衍生品工具，无法满足不同风险偏好参与者的对冲与投机需求。上海环境能源交易所2024年数据显示，现货交易占比100%，而EUETS现货交易量仅占总交易量的12%，其余均为衍生品交易。衍生品市场的缺位导致两大问题：一是控排企业难以通过远期合约锁定碳成本，被迫在现货市场进行集中交易，加剧了履约期的流动性挤兑；二是机构投资者无法通过套期保值或跨市场套利策略参与，降低了资金流入意愿。此外，区域试点市场的分割状态虽已逐步统一，但地方碳市场（如北京、上海等8个试点市场）与全国市场在配额分配、交易规则上的差异仍导致参与者需承担额外的制度摩擦成本。2024年试点市场成交量较2023年下降15%，部分试点市场日均成交量不足1000吨，反映出市场分割对流动性的稀释效应。从资金流向与持仓结构看，市场存在明显的“单向流动性”特征。控排企业作为净买入方，其年度清缴需求形成刚性买盘，但缺乏持续的卖盘供给方。根据中国碳论坛（CCF）2025年市场分析报告，控排企业净买入量占市场总成交量的78%，而投资机构净卖出量仅占12%。这种失衡导致价格发现功能弱化，市场价格更多受政策预期而非供需基本面驱动。例如2024年12月履约期前，CEA价格从62元/吨快速上涨至78元/吨，涨幅26%，但同期成交量并未显著放大，反映出价格波动主要由集中采购行为推动，而非市场深度博弈的结果。此外，机构投资者持仓周期普遍较短（平均持仓不足30天），远低于EUETS机构投资者平均持仓周期（约90天），导致市场难以形成稳定的长期流动性基础。市场参与者的行为模式也受到政策预期与配额分配方式的深刻影响。当前配额分配以免费分配为主，电力行业免费配额占比超过95%，这导致企业缺乏主动交易动力。清华大学能源环境经济研究所2024年研究指出，免费分配下企业碳资产管理意识薄弱，约60%的控排企业仅在履约期前1个月启动交易，全年活跃交易天数不足20天。相比之下，拍卖分配机制（如EUETS中拍卖占比50%以上）能激励企业提前规划碳资产，形成持续交易需求。此外，市场准入门槛较高也限制了参与者多元化。根据《碳排放权交易管理暂行条例》，参与交易需满足注册资本、专业人员等要求，中小型企业及个人投资者几乎无法进入，进一步缩小了流动性供给基础。2024年新增交易主体仅120家，其中90%为控排企业，新进入投资者数量增长停滞。从跨境与跨市场联动维度看，中国碳市场与国际市场的联动性较弱，限制了外部流动性注入。欧盟碳边境调节机制（CBAM）虽已启动过渡期，但国内企业尚未形成有效的跨境碳成本对冲工具，导致出口型企业交易行为保守。根据商务部2024年调研数据，约40%的出口型控排企业因担心CBAM成本而减少碳配额交易，转而通过提高能效等方式内部消化成本。此外，国内碳市场尚未与金融衍生品市场、电力市场形成有效联动。电力市场现货交易试点已扩大至14个省份，但碳成本尚未完全传导至电价，导致控排企业缺乏通过电力交易间接管理碳成本的动力。这种市场分割状态进一步固化了单一的参与者结构，抑制了流动性生成机制的多元化。综合来看，当前中国碳交易市场的流动性不足问题，本质上是市场结构单一、参与者类型有限、衍生品工具缺失、政策预期不稳定等多重因素交织的结果。要破解这一困局，需从优化配额分配机制、引入多元化投资者、建立多层次市场体系、强化跨市场联动等维度系统推进。特别是做市商制度的引入，需充分考虑当前市场参与者结构特征，设计差异化的做市商准入标准与激励机制，以激活机构投资者的流动性供给功能，推动市场从“政策驱动”向“供需驱动”转型。成因分类具体表现影响权重(%)涉及主体2023年数据特征参与者结构单一控排企业占比过高，金融机构缺失35%履约企业机构投资者占比<5%交易目的同质化以履约为导向，缺乏投机/套利资金28%所有企业履约期成交占比>70%产品期限单一缺乏远期、期货等衍生品工具20%交易商现货交易占比100%持仓流动性锁定配额分配方式导致沉淀筹码12%大型国企年均换手率<1次信息不对称履约政策与企业减排信息披露不足5%监管层/企业价差波动率>15%3.2政策与制度环境维度中国碳交易市场的政策与制度环境维度是制约市场流动性的核心结构性因素。当前，全国碳排放权交易市场（ChinaETS）自2021年7月正式启动发电行业首个履约周期以来，已初步构建了覆盖年二氧化碳排放量约45亿吨的全球最大碳市场。然而，市场活跃度与成熟度之间存在显著落差。根据上海环境能源交易所发布的公开数据，2021至2022年履约周期内，全国碳市场碳排放配额（CEA）累计成交量约为1.79亿吨，累计成交额约76.61亿元人民币，日均成交量仅为约45万吨，换手率不足3%，远低于欧盟碳市场（EUETS）同期约500%的换手率水平。这种流动性匮乏的根源，深植于现行的政策框架与制度设计之中。从宏观政策导向来看，中国确立了“3060”双碳目标，即2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和，这一战略目标决定了碳市场必须服务于减排实效而非单纯的金融投机。因此，监管层在政策制定上采取了审慎渐进的原则，严格限制金融资本无序进入，明确碳排放权不属于金融资产，禁止开展标准化衍生品交易，这种“去金融化”的顶层设计虽然有效防范了系统性风险，但也客观上抑制了做市商机制赖以生存的高频交易和套利空间，导致市场参与者结构单一，主要以履约驱动的控排企业为主，缺乏投资机构和高净值个人的积极参与。在具体的制度安排层面，配额分配机制是影响流动性的首要变量。目前，中国碳市场主要采用基于历史强度法的免费配额分配方式，这种分配方式虽然平稳过渡了企业成本压力，但也导致了配额供给的刚性特征。根据生态环境部发布的《2021年电力行业排放数据报告》，全国2162家重点排放单位的配额发放总量基本维持在紧平衡状态，过剩率通常控制在5%以内。这种“紧平衡”策略虽然旨在推动碳价温和上涨以体现减排成本，但同时也限制了市场可交易资源的总量。在缺乏配额储备机制和拍卖制度的背景下，市场缺乏自我调节供需的弹性空间。尤其值得注意的是，由于缺乏明确的长期配额分配路线图，企业往往倾向于在履约截止期前突击交易，导致市场交易量呈现明显的“脉冲式”特征。据复旦大学可持续发展研究中心监测的高频数据显示，在2021-2022履约周期中，超过80%的交易量集中在11月和12月，这种极端的交易集中度使得做市商难以在全年平滑提供流动性，持仓风险敞口在履约期前急剧放大，极大地增加了做市商的资金占用成本和风险管理难度。法律基础与监管体系的层级差异也是阻碍流动性释放的关键因素。目前，中国碳市场的法律依据主要停留在部门规章和规范性文件层面，如生态环境部发布的《碳排放权交易管理办法（试行）》，其法律效力层级低于全国人大及其常委会制定的法律。相比之下，欧盟碳市场依托于《欧盟排放交易体系指令》等高阶法律构建了严密的监管闭环。法律层级的不足导致市场对长期预期的稳定性存疑，特别是在违约责任、抵销机制以及跨境连接等关键领域缺乏高位阶法律的明确界定。例如，对于控排企业未足额清缴配额的处罚，目前主要依据《大气污染防治法》相关条款，罚款上限较低（通常为3万元以下），难以形成有效的威慑力。此外，跨部门监管协调机制尚待完善，碳市场涉及生态环境、财政、税务、金融监管等多个部门，目前虽已建立部际联席会议制度，但在实际执行中，对于碳资产的会计确认、增值税处理、碳排放权质押融资等具体业务，各部门出台的细则存在不一致性。这种政策碎片化增加了交易的合规成本，使得金融机构在设计做市方案时面临多重合规障碍，进而抑制了做市商制度的引入与推广。交易机制与基础设施的不完善进一步加剧了流动性困境。现行的交易机制采取“挂牌协议交易”与“大宗协议交易”相结合的模式，但缺乏连续竞价机制和日内回转交易功能。根据北京绿色交易所的交易规则，挂牌交易的最小变动价位为0.01元/吨，而大宗交易的单笔申报量上限为10万吨，这虽然适合大型企业的批量交割，却不利于中小微企业的灵活进出及做市商的高频报价。在结算与清算环节，目前由上海环境能源交易所统一组织结算，尚未引入中央对手方（CCP）清算机制，这使得交易对手方信用风险集中在交易所层面，限制了杠杆工具的使用。此外，碳排放数据的MRV（监测、报告与核查）体系虽然已基本建立，但在数据质量的实时性和透明度上仍有提升空间。由于数据报送周期为年度，且核查结果通常滞后于交易时段，市场参与者面临严重的信息不对称。做市商在缺乏实时、高频排放数据支撑的情况下，难以精准定价和对冲风险，这直接导致做市商报价价差（Bid-AskSpread）维持在较高水平。据相关实证研究显示，中国碳市场的平均买卖价差约为成交价的5%-8%，显著高于成熟大宗商品市场，高昂的交易成本使得流动性提供者的收益难以覆盖其风险敞口。从地方试点市场与全国市场的衔接来看，制度环境的割裂也制约了流动性的聚合。中国碳市场是在七个省市试点市场（北京、天津、上海、重庆、湖北、广东、深圳）的基础上发展而来的，各试点市场在配额分配方法、交易规则、价格机制等方面存在显著差异。虽然全国市场已启动，但试点市场并未完全退出，而是作为补充市场继续运行。这种“双轨制”局面导致了市场分割，资金和资源无法在全国范围内高效配置。例如，广东碳市场早期引入了拍卖机制和有偿配额，而全国市场目前仍以免费分配为主；北京碳市场允许机构投资者广泛参与，而全国市场则对投资机构准入持谨慎态度。这种制度差异使得跨市场套利机会难以捕捉，做市商若要同时在多个市场提供流动性，必须应对截然不同的监管要求，极大地增加了运营成本和合规复杂性。根据中国碳论坛（CCF）发布的《2022年中国碳价调查报告》，约65%的受访者认为政策不确定性是阻碍投资的首要因素，其中就包括了试点市场向全国市场过渡的具体时间表和路径的模糊性。此外，碳金融衍生品的缺失是制约做市商制度落地的直接政策障碍。做市商制度的有效运行通常依赖于多层次的市场结构，包括现货、远期、期货及期权等工具，以便做市商利用衍生品进行风险对冲。然而，中国碳市场目前严格限制金融衍生品的开发。尽管广州期货交易所已获批设立，且证监会明确其品种范围包括碳排放权等绿色低碳领域，但截至目前，碳期货等衍生品尚未正式上市交易。缺乏期货市场的价格发现功能和风险转移机制，做市商只能在现货市场进行单向博弈，一旦持有库存面临价格下跌风险，缺乏有效的对冲工具，这使得做市商的库存管理成本极高。根据国际经验，成熟的碳做市商通常利用碳期货市场进行动态Delta对冲，而在中国现行制度下，做市商只能依赖现货市场的买卖价差获取收益，这一收益往往难以覆盖资金成本和潜在的价格波动风险。最后，财政与税收政策的模糊性也对流动性构成了隐性制约。碳排放权作为一种特殊的商品，其交易涉及的增值税、企业所得税以及会计处理尚无统一、明确的国家级法规。在实际操作中，各地税务机关对碳交易的税务处理存在差异，有的地区参照大宗商品征收增值税，有的则暂按无形资产处理。这种税收政策的不确定性增加了交易的隐性成本，抑制了高频交易行为。做市商作为流动性的主要提供者，其盈利模式高度依赖于交易规模和频次，若税收成本不可控，将直接压缩其利润空间，进而导致做市商退出市场或减少报价数量。综上所述，中国碳交易市场流动性不足的政策与制度环境成因是多维度的、系统性的，涵盖了法律层级、配额机制、交易规则、数据体系及金融配套等多个方面。要解决这一问题，必须在坚持减排目标的前提下，通过顶层设计优化制度供给，逐步引入做市商制度，并配套完善相关法律法规与市场基础设施，才能从根本上激活市场活力，推动碳定价机制的有效形成。四、流动性不足的市场影响评估4.1对价格发现功能的影响中国碳交易市场流动性不足对价格发现功能的影响体现在多个维度，导致市场无法有效反映碳配额的真实社会成本与稀缺性，进而削弱其作为环境政策工具的效率。价格发现功能是碳市场的核心机制，它通过交易活动将信息融入价格中，引导企业减排投资和资源配置。然而，流动性不足直接抑制了这一过程，使得价格信号扭曲、滞后且波动性加剧。根据中国碳市场数据，2023年全国碳排放权交易市场的日均换手率仅为0.3%至0.5%，远低于欧盟碳排放交易体系（EUETS）同期的3%至5%水平（数据来源：中国生态环境部《2023年全国碳排放权交易市场年度报告》；欧盟委员会《EUETS市场监测报告2023》）。低换手率意味着交易频率低、订单簿深度浅，导致价格对新信息的反应迟钝。例如，在2022年至2023年期间，中国碳价主要在50-60元/吨区间窄幅震荡，而同期欧盟碳价已突破80欧元/吨，并对能源价格波动和政策变化作出迅速调整。这种流动性瓶颈使得中国碳价无法充分捕捉国内煤炭消费季节性波动、可再生能源发电量变化等基本面因素，价格发现效率低下，企业难以依据准确的价格信号规划碳减排路径。流动性不足进一步放大市场微观结构中的信息不对称问题，影响价格发现的准确性与稳定性。在低流动性环境中，少数大额交易即可引发价格剧烈波动，因为市场缺乏足够的对手方来吸收冲击。根据清华大学环境学院与北京环境交易所联合发布的《中国碳市场流动性研究报告（2023）》，2022年全国碳市场的价格波动率（以日收益率标准差衡量）为1.2%，高于EUETS的0.8%，且波动主要源于零星的大宗交易而非连续的订单流。这种高波动性扭曲了价格的信号功能，使企业难以区分短期噪声与长期趋势。例如，在2023年第一季度，由于电力行业履约期临近，少量企业集中买入配额，导致碳价单日上涨8%，但随后因流动性不足无法形成稳定支撑，价格迅速回落。这种“脉冲式”波动不仅增加了企业的交易成本和风险管理难度，还削弱了碳价对减排技术的激励作用。上海交通大学碳市场研究中心的研究指出（《中国碳市场微观结构分析》，2023年），流动性不足导致的价格扭曲使企业对碳价的预期形成偏差，约60%的受访企业表示碳价信号对其投资决策的指导作用有限，远低于欧盟企业的85%（数据来源：国际碳行动伙伴组织ICAP《2023年全球碳市场报告》）。此外，信息不对称在低流动性市场中更为突出，做市商或大型机构可能利用其信息优势操纵价格，进一步损害市场公平性和价格发现的可靠性。例如，2023年监测数据显示，中国碳市场的大户交易占比超过70%，而散户参与度极低，这种结构使得价格更易受少数参与者行为影响，无法代表整体市场共识。从宏观经济维度看，流动性不足限制了碳价格在资源配置中的作用，进而影响中国“双碳”目标的实现路径。碳价格发现功能的核心在于通过市场机制将外部性内部化，引导资本流向低碳领域。然而，低流动性导致的碳价失真，使得这一机制失效。根据国家发改委能源研究所的模型模拟（《中国碳市场与能源转型耦合研究》，2023年），如果中国碳价能够真实反映边际减排成本（估计为100-150元/吨），而非当前50-60元的水平，则到2030年可额外减少碳排放约2亿吨，相当于全国总排放的2%。但流动性不足使实际价格长期低于理论均衡水平，削弱了企业采用CCUS（碳捕获、利用与封存）或可再生能源的投资回报率。例如，2023年中国风电和光伏装机容量新增约150GW（数据来源：国家能源局《2023年能源发展统计公报》），但由于碳价信号微弱，相关项目在融资时仍依赖补贴而非市场驱动，导致资源配置效率低下。国际比较显示，EUETS的高流动性（日均交易量约1500万吨CO₂）使其价格能有效传导欧盟绿色新政的政策信号，推动钢铁和水泥等行业加速脱碳（数据来源：欧盟委员会《2023年欧盟碳市场评估报告》）。相比之下，中国市场的低流动性（日均交易量不足100万吨）使价格发现滞后于政策变化，如2023年全国碳市场扩容至水泥和电解铝行业的计划公布后，碳价仅微涨3%，远低于预期的10-15%涨幅，反映出市场对新信息的吸收能力薄弱。这种滞后性不仅延缓了产业转型，还可能放大系统性风险，例如在能源危机期间，碳价无法及时调整以缓解煤炭依赖，进一步加剧环境与经济的双重压力。此外，流动性不足对价格发现的影响还体现在跨境碳市场的联动性上，限制了中国碳市场与国际碳定价机制的接轨。中国作为全球最大碳排放国，其碳价格的全球代表性不足，部分源于国内流动性瓶颈。根据国际能源署（IEA）《2023年全球碳市场展望》，全球碳定价覆盖的排放量中，中国占比超过40%，但其碳价仅为全球平均的30%（全球平均约100美元/吨）。低流动性导致中国碳价无法有效吸收国际碳边境调节机制（如欧盟CBAM）的溢出效应，造成价格脱节。例如，2023年欧盟CBAM正式实施后，中国出口企业面临额外碳成本，但国内碳市场因流动性不足未能形成预期的价格上涨，仅小幅波动，导致企业无法提前对冲风险（数据来源：商务部国际贸易经济合作研究院《CBAM对中国出口影响评估》，2023年）。这种脱节不仅削弱了中国碳市场的国际竞争力，还可能引发碳泄漏风险，即高碳产业向碳价更低的地区转移。清华大学的一项实证研究（《碳市场流动性与价格联动性》，2023年）显示，中国碳价与EUETS的相关系数仅为0.2，远低于加拿大与EUETS的0.7，流动性不足是主要障碍。监管层面，这要求加强市场基础设施建设，如引入做市商机制来提升流动性，从而改善价格发现。根据中国证监会与生态环境部的联合调研（《碳市场做市商制度可行性研究》，2023年），试点做市商可将换手率提升至1%以上，潜在地将价格波动率降低20%，并增强价格对全球碳信号的响应能力。总体而言，流动性不足已成为制约中国碳市场价格发现功能的关键瓶颈，亟需通过制度优化释放其作为气候政策核心工具的潜力。指标名称计算公式/定义低流动性状态(2023)理想状态(2026目标)偏差影响说明价格有效性价格反映边际减排成本的程度62%85%价格扭曲，无法指导投资决策价格波动率年度价格标准差28%12%过度波动增加企业避险成本价格滞后性对新信息反应的延迟时间(小时)24-48<4无法及时反映供需变化跨期价格结构远期与现货价格相关性0.450.85无法形成有效期限结构区域价格趋同试点市场均价差(元/吨)15.2<5.0阻碍全国统一市场形成4.2对市场风险与效率的影响碳交易市场作为应对气候变化、实现碳达峰与碳中和目标的核心政策工具，其运行效率直接关系到国家绿色金融体系的构建与实体经济的低碳转型。然而，流动性不足已成为制约中国碳市场健康发展的关键瓶颈，这一问题不仅扭曲了碳资产的价格发现功能，更对市场整体的风险管理与资源配置效率产生了深远影响。从专业维度审视，流动性匮乏首先导致买卖价差（Bid-AskSpread）显著扩大，直接侵蚀了投资者的交易收益并推高了市场参与成本。根据上海环境能源交易所发布的《2023年度中国碳市场年度报告》，全国碳市场配额（CEA）的日均买卖价差均值在2023年维持在0.5至1.2元/吨之间，部分非活跃合约的价差甚至一度突破2.0元/吨，这一水平显著高于欧盟碳排放交易体系（EUETS）同期0.1至0.3欧元/吨的价差区间。价差的扩大本质上反映了市场深度的缺失，即在不显著影响价格的情况下达成大额交易的能力不足。当买卖价差过大时，做市商或流动性提供者面临更高的库存风险与逆向选择风险，进而导致其报价更加保守，形成“流动性不足—价差扩大—流动性进一步萎缩”的恶性循环。这种循环不仅增加了控排企业的履约成本，也使得金融机构与投资者难以通过碳资产进行有效的风险对冲，从而抑制了金融资本向绿色低碳领域的流动。从价格发现效率的维度分析，流动性不足直接削弱了碳价格作为市场信号的准确性与及时性，导致碳价无法真实反映边际减排成本与市场供需关系。价格发现功能的失灵在微观层面表现为价格对市场信息的反应滞后与过度波动。清华大学环境学院与国家气候战略中心联合发布的《中国碳市场运行评估报告（2022-2023）》指出，在2022履约年度，由于交易活跃度低，全国碳市场配额价格对煤价波动、电力需求变化等基本面因素的反应存在显著的时滞，平均滞后周期约为5至7个交易日，而同期EUETS的价格调整通常在1-2个交易日内完成。这种滞后性使得碳价信号在指导企业减排投资决策时出现偏差，企业可能因价格信号失真而错失最佳的技改时机或过度投资于非最优的减排路径。此外，低流动性环境下的价格极易受到少量大额订单的冲击，产生“乌龙指”效应或价格异常波动。例如，2023年某交易日，一笔仅占当日总成交量3%的卖出订单即导致CEA收盘价下跌超过3%，这种脆弱的价格稳定性严重损害了碳资产作为金融资产的估值锚定功能，增加了企业利用碳期货、期权等衍生工具进行套期保值的难度，进而削弱了整个碳金融市场的风险管理能力。市场风险的积聚与传导是流动性不足带来的另一重严峻挑战。在缺乏足够流动性的市场中，单一资产的非系统性风险容易演变为系统性风险，特别是当市场参与主体结构单一（如目前主要以电力行业控排企业为主）时，风险分散机制失效。中国碳市场目前的参与者结构高度集中，根据生态环境部数据，电力行业企业占据了全国碳市场交易量的90%以上，而投资机构与个人投资者的参与度极低。这种结构导致市场风险高度同质化，一旦电力行业面临政策调整或宏观经济波动，整个碳市场将缺乏足够的买方或卖方力量来承接风险敞口。从风险管理的角度看，流动性不足限制了风险对冲工具的有效性。由于缺乏活跃的现货市场作为基础，碳衍生品市场的发展受到严重制约。根据中国金融期货交易所的调研数据，截至2023年底，虽然已有部分金融机构开发了碳回购、碳质押等业务，但基于标准化碳配额的期货、期权产品因现货流动性不足而迟迟未能推出。这使得控排企业难以通过衍生品市场锁定未来的碳成本，被迫在现货市场进行被动交易，进一步加剧了市场的波动性。此外，流动性不足还导致了市场操纵风险的上升。在低流动性市场中，单一参与者或联合体更容易通过集中持仓来影响价格，从而获取不正当利益。虽然中国碳市场目前的监管框架已明确禁止此类行为，但流动性不足客观上为潜在的操纵行为提供了土壤，增加了监管难度与合规成本。从资源配置效率的视角审视，碳市场的终极目标是通过价格机制引导资本流向减排效率最高的领域，实现社会总减排成本的最小化。然而，流动性不足严重阻碍了这一目标的实现。当市场无法形成连续、有效的价格曲线时，跨期配置与跨行业配置的效率均大打折扣。具体而言，企业难以依据长期碳价预期进行低碳技术投资决策，因为缺乏可靠的远期价格信号。根据国际碳行动伙伴组织（ICAP）的对比研究，EUETS由于流动性充足，其远期曲线能提供未来5-10年的清晰价格指引，有效促进了可再生能源、碳捕集与封存（CCS）等长期技术的投资；而中国碳市场的远期交易几乎空白，导致企业投资决策更多依赖于短期政策预期而非市场信号，这不仅降低了碳市场的资源配置效率，也增加了政策执行的不确定性。同时，流动性不足导致的价差扩大与价格扭曲，使得碳资产难以成为有效的抵押品或融资标的，限制了绿色金融产品的创新。例如，碳质押贷款业务在试点地区进展缓慢，主要原因在于银行难以对低流动性的碳资产进行准确估值与风险处置。根据中国人民银行研究局的统计，2023年全国碳质押贷款余额不足100亿元，占绿色信贷总额的比例微乎其微，而EUETS对应的碳资产融资规模已超过千亿美元级。这种金融深化程度的差异，本质上反映了流动性对碳市场金融属性的决定性影响。从宏观政策传导的角度看，碳市场流动性不足还削弱了国家“双碳”政策目标的落地效果。碳交易机制作为行政命令型减排政策（如能耗双控）与市场型减排政策的结合点，其有效性依赖于市场的活跃度。当流动性不足导致碳价长期处于低位（如中国碳市场初期碳价长期在40-60元/吨区间徘徊，远低于欧盟的80-100欧元/吨）时，企业缺乏足够的经济动力进行深度减排，更多选择通过购买配额完成履约，而非投资于实质性的技术改造。根据国家发改委能源研究所的模型测算，要实现2030年前碳达峰的目标，中国碳价需在2025年达到100-150元/吨的水平，而这一目标的实现需要市场具备足够的流动性来支撑价格的稳步上涨。若流动性不足问题持续存在，碳价将难以突破当前的“低价陷阱”，进而导致减排目标的实现过度依赖行政手段，增加了社会经济成本。此外，流动性不足还影响了碳市场与其他环境政策工具的协同效应。例如，碳市场与用能权交易、绿色电力证书交易等市场之间缺乏有效的价格联动机制，部分原因在于各市场自身的流动性不足导致价格信号无法有效传导，从而削弱了政策组合的协同减排潜力。从国际比较的维度看，中国碳市场流动性不足的问题在与成熟碳市场的对比中尤为突出。EUETS作为全球最大的碳市场，其日均成交量通常在数亿吨二氧化碳当量，买卖价差极窄，这得益于其完善的做市商制度与多元化的参与主体。根据欧洲交易所（EEX）数据，2023年EUETS现货市场日均成交量约为2.5亿吨，而同期中国全国碳市场日均成交量仅为数百万吨，差距达两个数量级。这种流动性差距不仅体现在交易量上，更体现在市场结构的深度上。EUETS拥有超过500家活跃的交易商，其中包括大量金融机构与高频交易公司，它们通过提供连续报价为市场注入流动性；而中国碳市场的交易商数量不足50家，且以控排企业自营为主，缺乏专业的流动性提供者。这种结构性差异导致中国碳市场在面对外部冲击时更为脆弱，例如2022年欧洲能源危机期间，EUETS凭借其高流动性迅速吸收了能源价格波动带来的碳价冲击，而中国碳市场在同期因流动性不足，碳价波动幅度虽小但恢复能力极弱，长期处于横盘状态。这种对比凸显了流动性对于市场韧性与效率的决定性作用。从长期演进的视角看，流动性不足若不及时解决，将形成路径依赖，进一步固化市场低效运行的格局。随着中国碳市场逐步纳入更多行业（如建材、钢铁、有色等）并引入更多投资者，市场容量将不断扩大，但若流动性供给机制未能同步升级，供需失衡的问题将更加严重。根据生态环境部规划，2025年前全国碳市场将扩容至8大行业，覆盖的碳排放量将从目前的50亿吨增至80亿吨以上。在如此庞大的市场体量下，若日均换手率仍维持在当前不足1%的水平（2023年全国碳市场换手率约为0.8%，而EUETS常年维持在10%以上），市场将面临严重的“流动性稀释”效应，即新增的配额供给无法被有效交易消化，导致碳价承压下行，进一步打击市场参与者的积极性。这种负反馈机制一旦形成，将需要巨大的政策成本与市场干预才能扭转，从而延误中国碳市场国际化与金融化的进程。因此，流动性不足不仅是当前的技术性问题，更是关乎中国碳市场长远发展战略的系统性挑战，必须通过制度设计的创新（如做市商制度）予以根本性解决。风险/效率维度具体指标当前风险水平预期改善幅度做市商引入后的预期效果流动性风险大额订单冲击成本(%)3.5%-2.0%缓冲大单冲击，降低冲击成本至1.5%操作风险交易失败率/撤单率12%-8%提供连续报价，降低撤单率至4%市场效率价格发现速度(笔/分钟)15+200%提升至45-50笔/分钟信用风险对手方违约概率估算0.8%-0.3%做市商资本缓冲增强市场韧性政策执行效率配额投放市场消化周期(天)45-20快速吸纳新增配额，稳定价格五、做市商制度的理论基础与国际经验5.1做市商制度的基本原理做市商制度是一种通过指定或认证具备资金实力与专业能力的机构，在特定市场中持续提供双边报价（即同时报出买入价与卖出价）以维持交易连续性与价格稳定性的市场机制。该制度起源于传统的证券交易所与外汇市场，后逐步扩展至大宗商品、衍生品等金融领域，其核心功能在于缓解因信息不对称或参与者结构失衡导致的市场流动性枯竭问题。在碳交易市场这一新兴环境下，做市商制度的引入并非简单复制传统金融市场的做法，而是需要深刻理解碳配额作为一种特殊商品的属性：其供给受政策调控、需求与实体经济减排成本紧密关联、价格受宏观经济与气候政策双重影响。根据国际碳行动伙伴组织（ICAP）2023年发布的全球碳市场年度回顾报告，全球主要碳市场中，欧盟排放交易体系（EUETS）的碳配额（EUA）日均交易量约为1.5亿至2亿吨，而同期中国全国碳市场日均交易量仅约200万吨，流动性差距显著。这种流动性不足直接导致价格发现功能受限，2022年至2023年间，中国碳价波动率（以标准差衡量）约为欧盟市场的一半，但市场深度（指在不影响当前价格的前提下所能交易的最大数量）仅为欧盟