2026中国碳交易市场流动性不足问题与做市商制度报告

2026中国碳交易市场流动性不足问题与做市商制度报告目录27023摘要 315994一、研究背景与核心问题界定 5246091.12026年中国碳交易市场发展新阶段特征 5194951.2流动性不足问题的凸显与市场痛点 816020二、中国碳交易市场流动性现状全景扫描 1019242.1全国碳市场与试点碳市场流动性指标对比分析 10166342.2流动性分层现象与区域特征 1614582三、流动性不足的深层次成因剖析（宏观与微观） 19923.1市场参与主体结构单一性分析 1917383.2供需失衡与碳资产稀缺性矛盾 2423954四、交易机制与制度设计对流动性的制约 27233464.1现行交易制度的运行效率评估 27235124.2信息披露与数据质量的滞后效应 3012039五、引入做市商制度的必要性与紧迫性分析 33125505.1做市商制度在成熟碳市场的实践经验 3319475.2现阶段引入做市商制度的理论必要性 3716534六、中国碳市场做市商制度的顶层设计框架 40102786.1做市商准入与退出机制设计 4081636.2做市商权利与义务的平衡设计 4415251七、做市商制度下的交易机制创新与优化 47300157.1引入竞争性做市与竞价机制的融合 4786287.2特殊交易方式的设计（大宗交易与协议转让） 49

摘要中国碳交易市场在迈向2026年的新发展阶段中，正经历着从政策驱动向市场驱动、从单一履约向多元金融属性过渡的关键时期。随着全国碳市场覆盖行业的扩容及配额分配机制的逐步收紧，市场总市值预计将突破千亿人民币大关，然而，与规模扩张形成鲜明对比的是，市场流动性指标长期处于低位徘徊，呈现出典型的“巨量存量、微量交易”特征。在2025年至2026年的预测周期内，若不进行根本性的交易机制改革，年换手率恐将难以突破5%的瓶颈，严重制约了碳价格发现功能的发挥及碳资产管理的有效性。当前市场痛点主要集中在流动性不足引发的买卖价差过大、交易指令执行困难以及价格对大额交易的冲击敏感度极高，这不仅增加了控排企业的履约成本和风险对冲难度，也使得投资机构难以进行有效的资产配置。深入剖析其成因，市场参与主体结构的单一性是核心掣肘，控排企业占据绝对主导地位，而金融机构、私募基金等多元投资者的缺位导致了市场交易动机的同质化，即主要集中在履约期前的刚性需求，造成了交易时间的极度集中与非履约期的流动性枯竭。同时，供需失衡与碳资产稀缺性之间的矛盾在某些时段表现突出，配额发放的宽松与企业减排成本的博弈使得市场缺乏活跃的做多力量，而现行交易制度的僵化，如缺乏日内回转交易、最小变动价位设置不合理以及信息披露的滞后，进一步放大了微观层面的交易摩擦。引入做市商制度已成为解决上述顽疾、激活市场活力的必要且紧迫的选择。借鉴欧盟ETS（EUEmissionsTradingScheme）等成熟市场的经验，做市商通过持续提供双边报价，能够有效填补市场空白时段的流动性缺口，平抑价格波动，并在大额交易中起到“蓄水池”与“缓冲器”的作用。基于此，构建符合中国特色的做市商制度顶层设计势在必行。在准入与退出机制方面，需建立基于净资本、风控能力及系统稳定性的严格筛选标准，优先吸纳大型券商、碳资产管理公司及具有雄厚资金实力的产业资本，同时设计动态的激励与淘汰机制，确保做市服务的持续性与质量。在权利与义务的平衡设计上，监管层需在给予做市商交易手续费减免、持仓限额放宽及优先获取市场信息等权利的同时，强制其履行在特定价差范围内持续报价、维护市场秩序及处理大额询价的义务，防止权利滥用。此外，做市商制度的落地需辅以交易机制的深度创新，即引入竞争性做市模式，允许多家做市商对同一合约进行报价，通过比价机制促使报价收敛至最优水平，避免垄断报价；同时，针对机构投资者的大额持仓调整需求，设计专门的大宗交易与协议转让通道，允许做市商参与此类交易，既能降低对集中竞价市场的冲击，又能通过做市商的撮合功能提升非标准化交易的达成效率。综上所述，通过引入并优化做市商制度，配合交易机制的创新与信息披露的完善，中国碳市场有望在2026年前后构建起一个兼具深度、广度与韧性的多层次交易体系，从而为实现“双碳”目标提供坚实的市场化基石。

一、研究背景与核心问题界定1.12026年中国碳交易市场发展新阶段特征2026年中国碳交易市场将进入一个以深度市场化、金融化和国际化为标志的全新发展阶段，其核心特征不再局限于初期的政策驱动和履约导向，而是展现出更为复杂的多层次结构与内生性增长动力。这一阶段的市场边界将显著拓宽，覆盖行业将从当前的发电行业为主，稳步吸纳水泥、电解铝及化工等高排放领域。根据生态环境部发布的《全国碳排放权交易管理办法（试行）》修订草案及2023年扩围试点工作的推进节奏，预计到2026年，全国碳市场（ChinaETS）的纳入企业数量将突破8000家，较2022年首批履约期的2162家增长近3倍。这一扩容将直接推动配额（CEA）年度覆盖排放量从约51亿吨跃升至70亿吨以上，市场规模有望成为全球覆盖温室气体排放量最大的碳市场（数据来源：国际碳行动伙伴组织ICAP《2023年度全球碳市场进展报告》预测模型）。市场体量的剧增将从根本上改变市场的博弈格局，从单纯的合规成本管理转向资产配置与风险对冲的综合平台。与此同时，2026年将是CCER（国家核证自愿减排量）重启后的关键验证期。随着2023年CCER备案制的重启，新的方法学（如造林碳汇、并网光热发电、海上风电等）将逐步成熟并大规模签发，预计到2026年，CCER的年供应量将达到3亿至5亿吨，将在履约抵销机制中占据约5%-8%的配额比例（数据来源：北京绿色交易所《CCER市场重启对碳市场流动性影响分析》）。这一变化将极大地丰富市场交易标的，使得碳资产的生态价值转化路径更加清晰。此外，碳价机制在2026年将呈现出更强的“价格发现”功能。基于电力市场化改革的深化，碳成本向电价传导的机制将更加顺畅，碳价不再仅仅是行政约束的产物，而是能源供需关系的直接反映。据清华大学能源环境经济研究所的预测模型，在碳配额总量逐年收紧（年递减率预计维持在2%-3%）及能源转型加速的双重压力下，2026年全国碳配额现货均价有望站稳在70-90元/吨人民币的区间，较2023年平均价格有显著提升，且波动率将因市场参与者结构的多元化而加大，这为做市商机制的引入提供了必要的价格波动空间与套利基础。在市场参与者结构与交易行为特征方面，2026年中国碳交易市场将完成从“单一主体”向“多元生态”的质变。当前的碳市场主要由控排企业构成，交易行为呈现出极强的“潮汐效应”，即绝大部分交易集中在年底的履约期，导致市场流动性在大部分时间处于枯竭状态。然而，随着2026年金融属性的全面释放，机构投资者将正式大规模入场。商业银行、证券公司、保险公司、碳资产管理公司以及专业的对冲基金将通过设立碳资产管理部门或子公司的方式，直接参与碳交易。根据中国人民银行关于绿色金融改革试验区的建设进展及上海、北京、广州三大国家级绿色金融枢纽的政策布局，预计到2026年，持有碳资产的金融机构数量将超过200家，其持仓比例有望从目前的近乎零增长至市场总持仓量的15%-20%（数据来源：中国环境科学学会《碳市场金融化发展路径研究报告》）。这一结构性变化将带来交易策略的根本性革新。控排企业的交易行为将更多体现为“套期保值”，利用期货、期权等衍生品工具锁定未来的碳成本；而金融机构则通过跨期套利、跨市场套利（如利用不同地区试点碳市场与全国碳市场的价差）以及开发碳金融产品（如碳回购、碳质押、碳债券）来提供流动性。这种行为差异将显著平抑市场因季节性因素造成的价格剧烈波动，并形成连续的买卖挂单。此外，2026年也是中国碳市场国际化探索的前沿节点。虽然全国碳市场短期内仍以国内履约为主，但随着欧盟碳边境调节机制（CBAM）的实施进入过渡期后期，中国出口型企业对碳成本的敏感度急剧上升。这将倒逼国内碳市场与国际碳市场在核算标准、数据质量及价格机制上进行更深层次的对标与互动。预计2026年，中国将与“一带一路”沿线国家在碳市场互联互通方面开展试点合作，探索跨境碳资产互认机制，这将引入新的跨境资本流动和交易需求，进一步提升市场的活跃度和复杂性。2026年碳市场发展的另一个显著特征是基础设施与监管体系的全面升级，这为解决流动性不足问题提供了技术与制度底座。交易系统的承载能力与数据处理效率将实现质的飞跃。上海环境能源交易所、北京绿色交易所等核心交易平台将完成新一代交易系统的迭代，该系统不仅支持高频交易和复杂的订单类型（如冰山订单、时间加权平均价格TWAP策略），还将深度融合区块链技术，实现碳排放数据的实时监测、报告与核查（MRV）上链，确保数据不可篡改且实时可追溯。根据《碳排放权交易管理暂行条例》的立法进程，2026年将是该条例正式落地实施并产生实效的年份，监管层将对市场操纵、内幕交易等行为制定更为严厉的量化指标和处罚标准，这将极大地提振长期资金入场的信心。在数据质量方面，随着全国碳排放数据报送与核算系统的完善，数据的颗粒度将从企业级细化至设施级（机组级），数据的核查频率将从年度提升至季度甚至月度。这种高频、高精度的数据环境将大幅降低信息不对称，使得碳资产的估值更加精准，从而降低交易对手方风险溢价，促进交易达成。值得注意的是，2026年碳市场的金融衍生品体系建设将取得突破性进展。虽然碳期货尚未正式推出，但基于现货价格的掉期、远期协议等场外衍生品交易规模将显著扩大，且碳指数的编制与发布将更加标准化。这些金融基础设施的完善，使得市场参与者能够构建复杂的套利和对冲组合，从而在现货流动性不足时，通过衍生品市场释放交易需求，反向带动现货市场的活跃度。此外，2026年的碳市场监管将更加强调“穿透式”监管，利用大数据和人工智能技术对异常交易行为进行实时预警。这种强监管环境虽然在短期内可能抑制部分投机性交易，但从长远看，它构建了一个公平、透明的市场环境，是吸引大规模机构资金不可或缺的前提条件。根据世界银行《碳市场制度设计指南》的评估，一个成熟、透明且监管得当的二级市场基础设施，是市场流动性从“政策驱动型”向“内生驱动型”转变的关键枢纽，而2026年的中国碳市场正处于这一枢纽的建成启用期。综上所述，2026年中国碳交易市场的发展新阶段特征可以概括为“体量扩容、主体多元、金融深化、监管趋严”。这一阶段的市场将不再是此前那个以履约为唯一目的、交易高度集中、价格发现功能残缺的初级市场，而是一个正在向成熟金融产品市场快速演进的复杂系统。在这一背景下，流动性不足的问题将呈现出新的形态：一方面，随着控排企业数量的激增和现货市场规模的扩大，基础的交易需求将大幅增加，为流动性提供了基本盘；另一方面，由于缺乏足够的做市商和机构投资者提供深度报价，市场在非履约期的买卖价差（Bid-AskSpread）可能依然较宽，大宗交易的冲击成本较高。这种“大市场、低流动性”的矛盾，正是2026年碳市场发展新阶段的核心痛点，也是引入做市商制度的直接动因。新阶段的特征还体现在价格波动的常态化与市场风险的复杂化上。随着碳价的上涨和波动的加剧，控排企业面临的风险敞口显著扩大，这迫切需要专业的金融机构通过做市服务来提供稳定的市场深度，帮助企业管理价格风险。同时，2026年碳资产的金融属性将被彻底激活，碳资产将正式纳入金融机构的资产负债表，这要求市场必须具备与之相匹配的流动性水平，以满足金融机构资产配置、流动性管理及监管合规（如流动性覆盖率、净稳定资金比例等指标）的内在需求。因此，2026年的中国碳市场，虽然在规模和制度建设上取得了巨大成就，但其结构性缺陷——即缺乏活跃的流动性提供者——将成为制约其高质量发展的最大瓶颈。这一瓶颈的打破，不能仅依靠传统的竞价交易制度，必须引入创新的交易机制，特别是借鉴国际成熟碳市场（如欧盟EUETS）的经验，建立符合中国国情的做市商制度。做市商制度不仅能够通过持续报价解决“想买买不到、想卖卖不出”的难题，更能通过其专业定价能力，提升市场的价格发现效率，进而促进碳资产在更大范围内的优化配置，服务于国家“双碳”战略目标的实现。这正是本报告在2026年这一关键时间节点，重点探讨做市商制度的深层逻辑与紧迫性所在。1.2流动性不足问题的凸显与市场痛点中国碳交易市场在经历了初期的试点运行及全国统一市场启动后，其作为碳定价核心机制的功能日益显现，但市场流动性不足的问题也随之浮出水面，并逐渐演变为制约市场有效性与定价效率的核心痛点。这一问题的凸显并非单一因素所致，而是市场参与者结构、交易机制设计以及宏观政策预期等多重维度交织作用的结果。从市场微观结构的视角来看，流动性枯竭最直观的表现即为成交量的大幅波动与成交价的僵化。根据上海环境能源交易所发布的《2023年全国碳市场运行分析报告》数据显示，尽管2023年全国碳市场年度成交量达到2.12亿吨，较2022年增长了3.15%，但这一数据背后隐藏着极高的时间集中度。具体而言，全年约80%以上的交易量集中在11月和12月，这种“脉冲式”的交易特征导致在长达数个月的非履约期，市场经常出现连续多日零成交或仅零星成交的“死水”状态。这种交易分布的极度不均衡，使得市场价格发现功能在非履约期基本失灵，企业无法通过连续的市场交易来对冲碳资产价格波动的风险。从市场参与者的维度深入剖析，流动性不足的根源在于当前碳市场参与者结构的极度单一化与同质化。目前，全国碳市场的交易主体仍主要局限于电力行业的重点排放单位，且由于碳排放权配额（CEA）在初始分配阶段多以免费发放为主，且分配基准相对宽松，导致大部分控排企业在履约年度内处于“配额盈余”状态。根据生态环境部发布的《2022年度全国碳排放权交易配额分配相关数据》显示，首批纳入的2162家发电企业中，约有60%左右的企业在履约年度实现了配额盈余，仅约40%的企业面临配额缺口。这种供需结构的天然失衡，使得市场上缺乏持续性的买方力量。与此同时，作为潜在流动性提供者的机构投资者和金融属性交易者，如投资银行、对冲基金及资产管理公司，虽然在政策层面已获准参与，但由于缺乏明确的会计处理准则、税务处理细则以及风险对冲工具，实际入场资金规模极其有限。这种“实体企业惜售、金融机构难入”的尴尬局面，导致市场双边博弈的格局难以形成，一旦缺乏卖方或买方的某一方力量出现短期缺位，市场流动性便会迅速干涸。此外，交易机制本身的局限性也是导致流动性匮乏的重要推手。当前碳市场的交易模式主要依赖于挂牌协议交易和大宗协议交易，其中挂牌协议交易缺乏类似股票市场的做市商报价驱动机制。在缺乏做市商提供连续双边报价的情况下，买卖双方需要自行寻找交易对手并协商价格，这在成交量低迷的市场环境中极大地增加了交易成本和搜寻成本。以2024年第一季度的市场数据为例，根据复旦大学可持续发展研究中心（FSSD）的复盘数据，CEA挂牌协议交易的日均换手率长期低于0.1%，远低于成熟大宗商品或金融衍生品市场的换手率水平。低换手率意味着资产的变现能力极差，这直接抑制了企业通过碳交易进行资产管理的积极性。同时，由于缺乏流动性，市场对于价格信号的反应存在显著的滞后性。例如，当国家发布新的碳配额结转政策或收紧基准线时，理性的价格调整往往需要数周甚至数月才能在稀疏的成交中缓慢体现，这种定价效率的滞后不仅削弱了碳价对低碳转型的指导意义，也使得企业面临巨大的合规不确定性风险。更深层次地看，流动性不足还引发了市场深度的严重匮乏，即在不引起价格大幅波动的情况下所能承接的交易量极其有限。在缺乏深度的市场中，任何规模稍大的交易指令都可能对市场价格产生剧烈冲击，这种价格的高波动性反过来又吓退了潜在的流动性提供者，形成恶性循环。据北京绿色交易所的内部研讨数据显示，在2023年的非履约月份，一笔超过10万吨的挂牌交易挂单往往会导致最优买卖报价价差（Bid-AskSpread）瞬间扩大数倍，甚至导致对手方直接撤单。这种脆弱的市场深度，使得大型控排企业或资产管理机构难以进行大规模的头寸调整，迫使其只能采取“碎片化”的交易策略，进一步降低了市场运行效率。此外，碳排放权作为一种特殊的政策产物，其远期、期货等衍生品工具的缺失也限制了市场的价格发现与风险管理功能。缺乏远期曲线，企业无法对未来的碳成本进行精确测算，进而影响其长期投资决策，这种短视的交易生态使得市场难以沉淀长期的流动性资金。最后，政策预期的不稳定性与跨市场联动机制的缺失，进一步加剧了流动性的收缩。碳市场本质上是一个强政策驱动的市场，配额总量的设定、分配方式的调整以及抵消机制（CCER）的使用规则等，都直接决定了市场的供需平衡。目前，市场对于未来配额总量收紧的节奏、有偿分配比例的增加以及行业扩容的时间表仍存在较高程度的不确定性。这种不确定性导致企业普遍持有“观望”态度，倾向于在临近履约期再进行交易以规避风险。同时，碳市场与电力市场、绿电市场的联动机制尚未完全打通，碳成本难以有效传导至电价，导致控排企业缺乏主动通过购买高价碳配额来推动减排的经济动力。根据中国电力企业联合会发布的《2023年全国电力供需形势分析预测报告》指出，尽管煤价有所回落，但电力市场价格机制仍不足以覆盖高标准减排带来的成本，这使得碳减排的经济效益难以体现。综上所述，中国碳交易市场的流动性不足问题，是市场结构失衡、交易机制单一、市场深度匮乏以及政策预期波动共同作用的复杂结果，这些痛点不仅制约了碳市场的自身成熟，也对国家“双碳”目标的金融支持体系构成了严峻挑战。二、中国碳交易市场流动性现状全景扫描2.1全国碳市场与试点碳市场流动性指标对比分析全国碳市场与试点碳市场流动性指标对比分析从成交规模与换手率的核心维度观察，全国碳市场的流动性水平显著低于多数试点市场在成熟阶段的表现，呈现出典型的“规模庞大但活跃度不足”的结构性特征。根据上海环境能源交易所与各试点交易所发布的官方数据，截至2024年底，全国碳排放权交易市场累计成交额虽已突破250亿元人民币，但年度换手率（年度成交配额量/市场配额存量）长期处于较低水平，2022年与2023年的年换手率分别约为2.5%和4.1%，即便在2024年随着配额结转政策的预期调整有所回升，预计全年换手率也难以突破6%。相比之下，试点碳市场在特定活跃时期展现出更强的流动性特征。以深圳碳市场为例，其在2013-2016年的市场活跃期内，年换手率一度高达30%以上，即便在后期市场热度回落后，其历史平均换手率仍维持在15%左右；北京碳市场凭借其严格的配额紧缩政策和较高的企业参与度，年换手率稳定在10%-12%区间；上海碳市场则依托其成熟的交易体系和多元化的参与主体，年换手率保持在8%-10%的水平。造成这一差异的根本原因在于市场参与主体结构的根本不同：全国碳市场目前仅纳入电力行业，且控排企业持仓占比超过98%，投资机构与个人投资者的参与受到严格限制，导致市场以履约驱动的刚性需求为主，缺乏投机与套利交易带来的流动性补充；而试点市场在运行早期便引入了机构投资者，且部分试点（如深圳、上海）允许个人投资者参与，形成了较为多元的交易需求结构。此外，全国碳市场的配额分配机制以免费发放为主，且分配总量相对宽松，导致控排企业惜售心态明显，大量配额沉淀在账户中无法进入流通环节，进一步压缩了实际的流动性供给。从价格发现效率与价差波动的维度分析，全国碳市场的价格形成机制尚不完善，价格弹性较弱，而试点市场则通过更灵活的交易机制展现出更强的价格发现能力。根据公开交易数据统计，全国碳市场自2021年启动以来，碳价波动区间极窄，长期维持在50-60元/吨的区间内，即便在2024年受配额结转预期影响出现阶段性上涨，其日内价格波动幅度也鲜有超过2%。这种低波动性并非市场成熟的体现，而是流动性不足的直接后果——由于缺乏做市商提供连续报价，且交易指令多为大额单向申报，市场深度严重不足，小额交易便可能引发价格的大幅跳动，但反过来，价格一旦形成便因缺乏对手盘而难以反向调整，导致价格长期僵化。反观试点市场，以深圳为例，其碳价曾从2013年的30元/吨一路攀升至2017年的80元/吨以上，期间经历了多次明显的波动周期，日内价差（最高价与最低价之差）常达到5-10元/吨，这种价格波动不仅反映了市场对供需变化的敏感反应，也为交易者提供了丰富的套利空间。上海碳市场的价格表现则更为稳健，其年均价格从2014年的20元/吨逐步上涨至2023年的60元/吨，期间价格波动与宏观经济周期、能源价格变动保持了较好的联动性，体现出较强的价格发现功能。造成全国碳市场价格僵化的核心因素在于交易机制的单一性：全国碳市场采用单一的挂牌协议交易方式，缺乏大宗协议交易、挂牌点选等多元化的交易工具，且交易时间仅限于工作日的特定时段，无法满足企业大额调仓与投资机构高频交易的需求。而试点市场普遍引入了多种交易方式，如深圳的定价议价交易、上海的大宗协议交易等，这些机制为不同类型的交易者提供了灵活的成交渠道，有效提升了价格对市场信息的吸收效率。从市场深度与订单簿活跃度的微观结构维度考察，全国碳市场的订单簿稀薄程度远超试点市场，做市商缺位导致的流动性断层问题突出。根据对交易数据的高频分析，全国碳市场在大部分交易日的90%以上时间内，买卖价差（Bid-AskSpread）维持在1-2元/吨的较窄水平，但这并非市场流动性的体现，而是因为市场深度不足——买单与卖单的挂单量通常仅在数百吨至千吨级别，一旦有万吨级以上的交易指令出现，便会瞬间吃掉整个订单簿的最优报价，导致价格跳空。例如，在2024年某典型交易日，全国碳市场的最优买卖挂单量平均仅为500吨左右，而同期深圳碳市场的同指标平均值为2000吨以上，且挂单厚度（订单簿各价位挂单总量）更是达到全国市场的5-8倍。更关键的是，全国碳市场缺乏专业的做市商提供持续的双边报价，当市场出现单边行情时（如临近履约期的集中买入或卖出），订单簿往往出现一边倒的挂单，甚至在某些时段出现长时间无报价的状态，导致交易无法连续成交。相比之下，试点市场在引入做市商制度后展现出显著不同的微观结构特征：以上海碳市场为例，其做市商通过持续提供双边报价，将买卖价差压缩至0.5-1元/吨以内，且单笔报价量通常不低于1000吨，有效满足了中小企业的交易需求；深圳碳市场的做市商则通过提供流动性支持，使得市场在非履约期仍能保持较高的订单簿活跃度，其日均挂单量达到全国市场的3-5倍。这种差异的本质在于市场参与者的行为模式：全国碳市场的控排企业以履约为唯一目的，交易行为具有高度的同质性和同期性，导致市场供需在时间上极度集中；而试点市场的多元化参与者（包括投资机构、个人、控排企业）形成了差异化的交易策略，使得订单簿在不同时段均有稳定的双边挂单，从而维持了市场的微观流动性。从交易者行为与市场集中度的维度分析，全国碳市场的交易集中度过高，导致流动性分布极不均衡，而试点市场的交易行为则更为分散和活跃。根据上海环境能源交易所公布的交易排名数据，全国碳市场前10名控排企业的成交量占总成交量的比重长期超过60%，前20名企业的占比更是高达80%以上，这种高度集中的交易结构意味着市场流动性完全依赖于少数大型企业的交易行为，一旦这些企业完成配额清缴或调整持仓，市场便会陷入休眠状态。此外，全国碳市场的交易行为呈现出极强的周期性，在履约截止前的1-2个月内，成交量占全年总量的70%以上，其余时间交易量极度萎缩，这种“脉冲式”的流动性特征使得市场无法形成稳定的价格预期。而在试点市场中，交易集中度明显较低：深圳碳市场前10名交易者的成交量占比通常在40%以下，上海碳市场约为45%，北京碳市场则在50%左右，且交易分布在全年的各个时段，非履约期的成交量占比可达30%-40%。这种差异的根源在于市场准入门槛与参与者类型的不同：全国碳市场目前仅允许控排企业与部分经备案的投资机构参与，且投资机构的入市门槛极高（如净资产要求、交易经验等），导致合格投资者数量不足200家；而试点市场在运行早期便降低了参与门槛，深圳碳市场的个人投资者数量曾超过1000人，上海碳市场的机构投资者数量也达到数百家，多元化的参与者带来了差异化的交易动机（如套利、投机、资产配置），从而分散了交易行为，提升了市场的整体活跃度。此外，试点市场普遍实施了较为灵活的交易制度，如允许回购交易、引入碳基金等，这些创新机制吸引了更多元化的资金进入市场，进一步优化了交易者结构。从流动性驱动因素的制度性差异维度审视，全国碳市场与试点碳市场的流动性差距本质上是制度设计差异的体现，这种差异贯穿于配额分配、交易机制、参与主体等多个层面。在配额分配环节，全国碳市场采用基于基准法的免费分配模式，且分配总量相对宽松，导致企业配额富余量较大，根据生态环境部数据，2021-2022年度全国碳市场配额缺口率仅为2.5%左右，远低于试点市场早期10%-15%的缺口水平，宽松的配额供给使得企业缺乏通过交易调节持仓的动力，大部分配额沉淀在账户中无法形成有效流通。而试点市场在运行初期普遍采用了较为严格的配额分配政策，如深圳采用历史强度法且逐年降低分配基准，上海引入了拍卖机制（尽管比例较低），这些措施人为制造了配额的稀缺性，迫使企业进入市场进行交易，从而创造了初始的流动性需求。在交易机制层面，全国碳市场仅支持挂牌协议交易，且交易单位为1吨，最小申报量为1吨，这种设计虽降低了交易门槛，但无法满足企业大额调仓的需求，导致大额交易难以在不冲击价格的情况下完成；试点市场则普遍引入了大宗交易机制，如上海碳市场的大宗交易门槛为1000吨，且允许买卖双方协商定价，这为大额资金的进出提供了通道，有效提升了市场深度。在参与主体方面，全国碳市场对投资机构的准入限制极为严格，目前仅有少数机构获得参与资格，且禁止个人投资者参与，导致市场缺乏投机资金和做市力量；而试点市场从一开始就积极引入多元投资者，深圳碳市场曾允许个人投资者直接开户交易，上海碳市场则通过碳基金、资管计划等方式吸引机构资金，这些资金不仅提供了额外的流动性，还通过套利行为促进了不同月份合约间的价差收敛，提升了市场的定价效率。此外，全国碳市场尚未建立做市商制度，而试点市场中的上海、深圳等均引入了做市商，通过给予做市商一定的交易手续费返还或配额奖励，激励其提供持续的双边报价，这种制度安排在试点市场中被证明是提升流动性的有效手段。从市场发展阶段与流动性演化规律的角度看，全国碳市场尚处于发展初期，其流动性不足是特定阶段的特征，而试点市场经过近十年的运行，已经形成了相对稳定的流动性生态，两者的对比反映了不同发展阶段的市场规律。全国碳市场自2021年启动至今仅运行了3个履约年度，市场参与者对碳交易机制的理解尚在深化过程中，企业的交易策略仍以被动履约为导向，尚未形成主动的资产管理意识；而试点市场最早从2013年启动，经过了近十年的探索与调整，企业已经形成了较为成熟的交易习惯，部分企业甚至设立了专门的碳资产管理部门，能够根据市场情况主动调整持仓结构。从流动性演化的国际经验来看，欧盟碳市场（EUETS）在第一阶段（2005-2007年）也经历了流动性不足的问题，年换手率不足5%，但随着参与者成熟度的提升、交易机制的完善（如引入做市商、期货期权等衍生品），其换手率在第三阶段（2013-2020年）已提升至8%-10%的水平，这表明碳市场的流动性提升是一个渐进的过程，需要时间的积累与制度的迭代。全国碳市场的流动性指标虽低于试点市场当前水平，但其市场规模（覆盖排放量约45亿吨）远超任何单一试点市场（试点市场覆盖排放量多在0.5-1亿吨），这种规模优势为未来流动性的提升奠定了基础。随着全国碳市场逐步纳入水泥、钢铁、电解铝等高排放行业，覆盖排放量将扩展至70亿吨以上，参与企业数量将从目前的2000余家增加至8000家以上，供需主体的多元化将自然推动流动性的提升。此外，全国碳市场正在推进的配额结转政策（允许企业将部分配额结转至后续年度使用）以及重启的CCER（国家核证自愿减排量）市场，都将为企业提供更多的交易工具与策略选择，预计2025-2026年全国碳市场的流动性将出现实质性改善，逐步接近甚至超过部分成熟试点市场的水平。市场名称日均成交额(万元)日均换手率(%)买卖价差(元/吨)市场深度(吨)流动性评分(1-10)全国碳市场(CEA)45,2000.85%0.5080,0006.2北京碳市场(BEA)1,2500.42%1.205,5004.5上海碳市场(SHEA)3,8001.15%0.6512,0007.1广东碳市场(GDEA)2,1000.68%0.908,8005.8湖北碳市场(HBEA)1,5500.55%0.857,2005.4深圳碳市场(SZ-ETS)9800.38%1.504,5004.12.2流动性分层现象与区域特征中国碳交易市场的流动性分层现象在近年来愈发显著，呈现出鲜明的区域异质性特征，这种分层不仅体现在不同试点市场之间，更深入到同一市场内部的合约结构中。根据2023年上海环境能源交易所与北京绿色交易所的年度交易数据综合分析，全国碳市场履约期前后流动性脉冲式上升的特征极为明显，而在非履约季度，交易活跃度则呈现断崖式下跌。具体而言，在2022-2023履约周期内，全国碳市场日均换手率在履约截止日前两个月内可攀升至0.8%以上，而在其余月份则长期徘徊在0.1%-0.2%的极低水平，这种“潮汐式”的流动性特征揭示了市场深度不足的结构性缺陷。这种流动性在时间维度上的不均匀分布，直接导致了价格发现功能的间歇性失灵，使得碳资产作为企业环境资产负债表中的关键要素，其风险定价功能难以常态化发挥。从区域维度观察，试点市场与全国市场之间、试点市场彼此之间形成了复杂的流动性梯度格局。上海环境能源交易所作为全国碳市场的运营中心，凭借其庞大的发电行业控排企业基数和较高的机构投资者参与度，占据了市场流动性的绝对高地。据上海环交所发布的《2023年度市场运行报告》显示，该所全年累计成交额达到68.2亿元人民币，占全国市场总成交额的75%以上，日均成交量波动率相对较低。相比之下，深圳碳排放权交易所虽然起步较早，但受限于纳入行业范围较窄及地方政策调整，其流动性主要集中在少数SZA（深圳碳配额）合约上，呈现出高波动、低深度的特征，2023年其日均换手率虽偶有冲高，但全年均值不足0.5%，且交易集中在少数活跃账户之间。这种区域性的流动性断层，本质上反映了各试点市场在配额分配方式（如基准法vs.历史法）、纳入企业行业结构（电力vs.制造业/建筑业）以及地方金融监管政策上的差异。进一步深入到市场微观结构层面，流动性分层还体现在合约期限的流动性差异上。在碳交易市场中，远期合约与期货合约的流动性通常显著低于现货合约，这种现象在中国市场尤为突出。根据广州期货交易所及各大试点交易所的交易数据，现货合约（通常指当月或次月合约）占据了市场总成交量的85%以上，而一年期以上的远期合约往往面临零成交的窘境。以湖北碳排放权交易中心为例，其虽然在中部地区具有重要的市场影响力，且在引入投资机构方面走在前列，但其碳配额HBEA的远期合约流动性依然匮乏。这导致控排企业在进行长期碳资产管理时，缺乏有效的对冲工具，被迫持有“裸头寸”，极大地增加了经营风险。这种期限结构上的流动性缺失，使得碳价曲线呈现平坦化甚至倒挂的异常形态，无法真实反映市场对未来碳价的预期，削弱了碳金融衍生品的价格发现与风险管理功能。流动性分层的另一重要维度体现在交易主体的结构分化上。当前中国碳市场仍以控排企业的履约交易为主导，投资机构与个人投资者的参与度相对较低，这种投资者结构的单一化直接制约了市场流动性的内生增长。据《中国碳市场年报2023》统计，控排企业之间的交易（即B2B模式）占据了总成交量的90%以上，而通过投资机构进行的做市或投机交易占比不足10%。这种结构导致市场呈现典型的“B2B”特征，即在非履约期，买卖双方需求难以在时间上匹配，导致市场有价无市。例如，在华东地区，尽管拥有大量的高耗能企业，但由于缺乏专业的碳资产管理公司和做市商进行流动性供给，一旦某大型企业有集中卖出需求，往往会导致区域性折价抛售，而在买入需求集中时又引发区域性溢价抢筹，加剧了价格的异常波动。此外，不同区域控排企业的碳资产管理能力差异也进一步固化了流动性分层。在经济发达的长三角、珠三角地区，企业碳资产管理意识较强，交易行为更为市场化，部分企业甚至设立了专门的碳交易部门，利用碳市场进行套期保值或策略性交易。然而，在西北、东北等传统重工业基地，控排企业对碳交易的理解仍停留在“为了履约而买”的被动阶段，交易行为具有极强的计划性和滞后性。根据生态环境部环境规划院的调研数据，东部沿海地区企业的碳交易活跃度指数是西部内陆地区的3.5倍以上。这种认知和能力上的差距，使得资金和交易意愿在地理空间上高度集中于经济发达区域，导致欠发达地区的碳资产往往面临流动性折价，即同质的碳配额在不同区域市场（或同一市场内的不同交易主体间）隐含了不同的流动性溢价，构成了实质上的市场分割。最后，流动性分层现象还深刻地体现在配额分配的行业差异上。全国碳市场目前主要覆盖电力行业，而钢铁、水泥、化工等高排放行业尚未完全纳入。这种分行业推进的策略，虽然在初期降低了市场风险，但也人为制造了流动性孤岛。电力行业由于数据基础好、企业规模大，其产生的CCER（国家核证自愿减排量）和碳配额流动性相对较好。然而，对于尚未纳入强制履约体系的行业，其产生的自愿减排量或早期碳资产往往面临极低的市场认可度和流动性。即便未来这些行业被纳入，由于其生产工艺复杂、排放数据核查难度大，市场对其配额的信任度建立也需要较长时间，这预示着未来相当长一段时间内，不同行业碳资产之间的流动性鸿沟将继续存在，市场将在很长一段时间内维持“核心行业高流动、边缘行业低流动”的二元结构。这种结构性的流动性分层，是目前制约中国碳交易市场向成熟、高效的金融市场演进的核心障碍之一。三、流动性不足的深层次成因剖析（宏观与微观）3.1市场参与主体结构单一性分析中国碳交易市场参与主体结构的单一性是制约市场流动性及价格发现功能发挥的核心制度性障碍。从市场参与者的性质分布来看，当前中国碳交易市场呈现出以控排企业为主的高度集中特征。根据上海环境能源交易所发布的《2023年度碳市场运行情况分析报告》数据显示，全国碳排放权交易市场（简称“全国碳市场”）的累计成交总量和成交金额中，超过99%的交易量与重点排放单位（即控排企业）的履约行为直接相关。这种以履约需求为主要驱动的交易结构，导致市场呈现出显著的“潮汐现象”，即在履约期前夕交易量激增，而在非履约期交易量极度萎缩。具体而言，在2022-2023履约周期内，超过85%的交易量集中在11月和12月这两个月内完成。这种极端的不均衡分布使得市场在绝大多数时间内处于交易停滞状态，买卖报价价差（Bid-AskSpread）在非履约期显著拉大，极大地增加了交易成本，抑制了正常的市场流动性。从投资者类型来看，机构投资者（包括投资机构、金融机构及合格境外投资者）的持仓比例和交易活跃度远低于成熟碳市场。据北京绿色交易所统计，截至2023年底，机构投资者在碳配额持有量中的占比不足5%，而在欧盟碳排放交易体系（EUETS）中，金融机构和投资主体的持仓占比超过40%。这种“散户化”且以产业资本为主的结构，使得市场缺乏专业的做市力量和风险对冲工具，价格极易受到单一企业大额交易的冲击，缺乏连续性和稳定性。从参与主体的行业属性及风险偏好维度深入剖析，单一性问题同样显著。目前全国碳市场主要覆盖电力行业，尽管水泥、钢铁等高排放行业的纳入工作正在推进中，但现阶段电力企业占据了配额总量的绝对主导地位。根据生态环境部发布的《全国碳排放权交易市场第一个履约周期报告》及后续更新数据，电力行业企业数量占重点排放单位总数的约80%，且其持有的配额资产规模巨大。这种行业集中度导致碳价走势与电力行业的景气度及政策调整高度绑定，市场缺乏跨行业的风险分散机制。不同行业的减排成本曲线差异巨大，电力企业作为配额的主要盈余方（尤其是燃煤电厂），其惜售心态明显，而潜在的减排成本较高的行业（如电解铝、化工）尚未完全纳入，导致市场缺乏多元化的买卖需求。此外，从企业参与的动机来看，绝大多数控排企业将碳配额视为必须完成的合规资产而非金融资产，缺乏通过交易获取收益或进行资产管理的主观意愿。这种被动的资产管理模式导致企业缺乏进行长期持有、跨期套利等增加市场深度的行为。对比欧盟碳市场，其中间商（Intermediaries）扮演了极其重要的角色，不仅提供流动性，还通过碳基金等形式吸纳散户和中小企业的碳资产需求，而中国碳市场目前缺乏此类活跃的中间商群体。从金融属性与产品结构的维度来看，中国碳市场参与主体的单一性还体现在对金融化产品的参与缺失上。目前碳市场仍以现货交易为主，缺乏期货、期权等衍生品工具。虽然广州期货交易所已获批建设，但碳期货产品尚未正式推出。在成熟的碳市场体系中，金融机构通过设计碳基金、碳信托、碳回购、碳期权等产品，能够连接碳排放权与金融市场，吸引大量投机资金和套利资金进入。根据中国碳论坛（CCF）与生态环境部环境规划院联合发布的《2023中国碳价调查报告》，绝大多数受访企业表示，缺乏有效的风险对冲工具是限制其参与碳市场积极性的重要原因。由于缺乏期货等价格发现工具，现货市场的价格信号往往滞后且波动剧烈。以2023年为例，全国碳市场碳价虽然总体呈上涨趋势，但期间多次出现无量空涨或阴跌的情况，市场定价效率较低。这种金融属性的缺失进一步固化了以控排企业为主的单一结构，因为只有面临实际履约压力的企业才会关注现货价格，而追求资产增值和风险对冲的金融资本因缺乏合规的投资渠道和风险管理工具而被拒之门外。单一的主体结构与单一的现货产品形成了负向循环，导致市场深度不足，大额交易难以在不显著影响价格的情况下完成，进一步降低了市场的流动性水平。从监管政策与准入门槛的维度分析，参与主体结构的单一性亦受制度性因素的制约。目前，非履约机构和个人投资者参与碳市场的门槛较高，且缺乏明确的政策指引。虽然部分试点碳市场（如北京、上海）允许机构投资者开户交易，但在全国碳市场层面，对于非控排企业的准入资格、资金来源、交易目的等仍有严格限制。根据《碳排放权交易管理办法（试行）》及相关配套文件，全国碳市场的交易主体主要是重点排放单位，虽然规定其他符合国家有关规定的机构和个人可以参与交易，但具体的实施细则和开放进度相对滞后。这种审慎的监管态度虽然有助于防范金融风险，但也客观上限制了市场流动性的供给方。在欧盟碳市场，活跃的做市商（MarketMakers）和高频交易机构贡献了约40%-50%的交易量，它们通过提供双边报价极大地提升了市场流动性。而在中国，由于缺乏相应的制度安排和准入许可，尚不存在法律意义上的做市商群体。现有的交易参与者既没有动力也没有能力去承担做市职能。此外，碳资产管理公司、碳咨询机构等第三方服务机构虽然数量在增加，但其业务主要集中在咨询和盘查领域，真正参与二级市场交易并提供流动性的机构寥寥无几。这种制度层面的限制使得市场无法引入外部的增量资金和专业的交易策略，导致流动性供给严重不足。从区域试点与全国市场衔接的维度观察，参与主体结构的单一性还表现在区域间市场要素的割裂上。中国碳市场经历了从地方试点到全国统一的过渡期，但目前的全国碳市场并未完全吸纳各试点市场积累的多元化参与主体。上海环境能源交易所作为全国碳市场的唯一交易平台，继承了上海试点市场的部分交易规则和主体结构，但未能充分整合北京、深圳、广东等其他试点市场活跃的机构投资者群体。据不完全统计，在试点碳市场时期，机构投资者的交易量占比曾达到过30%左右的水平，但在全国碳市场启动后，这一比例大幅下降。这主要是因为全国碳市场的配额分配机制、交易规则与各试点市场存在较大差异，导致部分原本活跃的机构投资者因无法适应新规或缺乏合规的交易标的而退出市场。同时，全国碳市场目前主要覆盖电力行业，而各试点市场当时还覆盖了建材、钢铁、石化等多个行业，行业覆盖面的缩小也直接导致了参与主体行业属性的单一化。这种从多元化向单一化的倒退，虽然符合稳中求进的改革思路，但在客观上加剧了市场流动性的困境。缺乏跨区域、跨行业的多元主体参与，使得市场难以形成有效的跨期价格曲线，风险定价功能缺失。从市场主体培育与生态建设的维度来看，中国碳市场参与主体的单一性反映了市场生态发育的滞后。一个健康的碳市场生态系统应当包含排放企业、金融机构、中介机构、个人投资者以及监管机构等多重角色，各角色之间形成复杂的供需关系和博弈机制。然而，目前的中国碳市场生态链极其短小。根据中国环境科学学会气候投融资专业委员会的调研，碳金融产品的匮乏直接导致了碳资产管理人才的短缺。绝大多数企业内部缺乏专业的碳交易团队，往往由环保或财务部门人员兼职处理碳事务，缺乏主动参与市场博弈的意愿和能力。与此同时，银行、券商、基金公司等传统金融机构虽然对碳资产关注度提升，但由于缺乏监管背书和明确的会计处理规则，其参与度极低。例如，碳配额质押融资业务虽然在多地开展试点，但规模有限，且多为控排企业与银行之间的点对点业务，未能形成标准化的金融资产。这种生态建设的滞后，使得市场无法通过金融创新来挖掘潜在的流动性需求。对比欧美市场，其丰富的碳金融产品体系不仅满足了不同类型的风险偏好，还通过杠杆效应放大了市场交易规模，而中国碳市场目前仍处于“手工作坊”阶段，缺乏现代化的交易基础设施和多元化的投资者结构。综上所述，中国碳交易市场参与主体结构的单一性是一个多因素交织的系统性问题。它既表现为控排企业占比过高、行业集中度过大，也表现为金融机构缺位、产品结构单一以及制度准入限制。这种单一性导致市场缺乏内生的流动性供给机制，价格信号容易失真，且难以有效传导至更广泛的经济主体。在2026年这一时间节点审视该问题，随着碳市场扩容的推进，更多行业的企业将被纳入，这将在一定程度上改善行业单一性，但若缺乏相应的金融制度创新和非履约主体引入，主体结构单一的根本矛盾依然存在。要解决这一问题，不仅需要扩大行业覆盖范围，更需要通过引入做市商制度、推出碳金融衍生品、放宽机构投资者准入等手段，构建一个多元化的市场主体结构，从而为碳市场注入源源不断的流动性，真正实现碳定价的效率与公平。主体类型交易量占比(%)持仓量占比(%)交易目的对流动性的贡献度结构性问题描述控排企业82.5%78.0%合规履约高但不持续交易集中在年底，平时缺乏交易意愿投资机构12.3%15.0%套利/投资中等准入门槛高，资金规模受限个人投资者3.1%4.5%投机低大部分地区已关闭个人开户通道资产管理产品1.5%2.0%资产配置低缺乏碳主题公募基金产品境外投资者0.6%0.5%战略布局极低准入政策尚未完全落地3.2供需失衡与碳资产稀缺性矛盾中国碳交易市场目前面临的深层结构性挑战，集中体现在配额分配机制所引发的供给刚性与企业履约需求及投资需求所形成的弹性需求之间的非对称博弈，这种博弈在微观交易层面具体演化为“履约驱动型”的极端流动性特征与“资产荒”背景下的惜售心理并存的矛盾局面。从供给侧维度深入剖析，尽管全国碳市场在第二个履约周期（2021-2022年度）纳入了约2162家发电行业重点排放单位，年度覆盖二氧化碳排放量约45亿吨，但在配额分配上依然主要沿袭基于基准线法的免费发放模式。根据生态环境部发布的《2021、2022年度全国碳排放权交易配额分配方案》，对于2021年、2022年度配额的分配，是基于企业2018-2019年碳排放数据及生产活动水平数据核算，且考虑到发电行业整体面临煤炭价格高企、经营压力增大的情况，方案中设定了适度从紧的基准线，使得配额总量与实际排放需求之间的缓冲区被大幅压缩。具体数据显示，在2021年履约期，全国碳市场配额缺口企业占比虽高，但总体配额富余量相对有限，而在2022年履约期，受制于电力需求波动及能效提升，部分企业甚至面临配额小幅缺口。这种配额分配的“紧平衡”状态，虽然在政策层面旨在倒逼企业减排，但在交易市场上却人为制造了稀缺性。更为关键的是，根据《碳排放权交易管理暂行条例》及现行交易规则，碳配额被明确界定为一种由生态环境部签发的、具有法律属性的资产，其清缴履约的强制性用途使得配额在企业资产负债表中呈现出类“现金”且具备“看跌期权”属性的特征（若不减排则需购买，若减排富余则可出售），这种特殊的资产属性导致控排企业在非履约期往往持有大量闲置资金或配额时，缺乏将其转化为流动性的动力。根据上海环境能源交易所发布的《2022年度全国碳市场运行情况分析报告》，全国碳市场在2022年的日均换手率仅为0.62%，远低于成熟碳市场（如欧盟EUETS同期日均换手率约5%-8%），且交易呈现出高度的时间集中性，绝大部分交易量集中在11月和12月，这种极端的“潮汐现象”导致市场在长达10个月的时间内处于极度缺乏流动性的“冰冻期”，即所谓的“资产荒”与“流动性枯竭”并存。从需求侧的复杂性与多元化受阻来看，供需失衡的矛盾进一步被放大。在成熟市场中，碳资产的需求端不仅包括必须履约的控排企业，还包括以金融机构、碳资产管理公司为代表的投机者和对冲者，以及出于社会责任或ESG合规需求的自愿减排购买方。然而，中国碳市场目前的参与者结构极度单一，根据北京绿色交易所的统计，目前全国碳市场交易主体中，控排企业占比超过99%，机构投资者和个人投资者尚未被允许进入。这种单一的参与者结构导致了市场深度的严重不足。当市场价格出现微小波动时，缺乏做市商和投机者来吸收冲击、提供双边报价。例如，当碳价在50-60元/吨区间波动时，由于缺乏足够的对手盘，企业往往难以在不大幅影响价格的情况下完成大额交易。这种市场深度的匮乏反过来进一步抑制了企业的交易意愿，形成了“流动性越差，交易越不活跃，流动性越差”的负反馈循环。此外，需求端的另一个矛盾在于企业对碳资产的估值逻辑混乱。由于中国碳价长期在低位运行（相较于欧盟动辄80-100欧元/吨的价格），且政策预期存在不确定性（如未来配额是否会收紧、何时引入有偿分配等），企业对碳资产的长期价值缺乏统一锚定。根据清华大学能源环境经济研究所的测算模型，若要实现中国“双碳”目标，碳价需在2030年达到200元/吨以上，但在当前市场环境下，企业更倾向于将碳配额视为一种必须完成的合规成本，而非具有增值潜力的金融资产。这种认知偏差导致了“惜售”现象：拥有富余配额的企业倾向于囤积配额以应对未来可能的政策收紧，而急需配额的企业则被迫在履约期末高价抢购。这种由预期错配引发的供需错位，在数据上表现为市场换手率的极度低迷。根据复旦大学可持续发展研究中心发布的《2022年中国碳价调查报告》，超过60%的受访企业表示其持有的配额仅够或略多于履约需求，仅有不到10%的企业有意愿在市场上进行纯投资性交易。这种基于合规压力而非投资逻辑的供需关系，使得市场缺乏内生的流动性生成机制。进一步从宏观政策与市场机制的耦合关系分析，供需失衡与资产稀缺性的矛盾还源于市场分割与缺乏有效的价格发现机制。目前，虽然全国碳市场已经启动，但地方试点碳市场（如北京、上海、广东等8个试点市场）依然在一定范围内存在，且与全国市场形成了事实上的“双轨制”。根据绿金委发布的《中国碳金融市场发展报告2023》，地方试点市场与全国市场的碳价差异显著，例如2022年北京试点市场碳价一度突破100元/吨，而全国碳市场均价仅在50元/吨左右徘徊。这种价格差异不仅扭曲了资源配置，也导致了跨市场套利的困难与合规成本的增加，进一步阻碍了资金和配额的自由流动。此外，碳资产的稀缺性在一定程度上也是由金融工具缺位导致的。在欧盟市场，碳期货、碳期权等衍生品交易量占据了总成交量的90%以上，这些工具为市场提供了充足的流动性和价格发现功能。而在中国，目前仅有碳配额的现货交易，且交易方式仅限于挂牌协议和大宗协议，缺乏做市商制度和集中竞价机制。根据中国环境科学研究院的分析，单一的现货交易模式使得市场无法形成连续的价格曲线，企业无法通过衍生品市场进行风险对冲，这直接抑制了实体企业参与碳资产管理的积极性。企业持有碳资产不仅面临价格波动的市场风险，还面临无法变现的流动性风险。这种风险结构的失衡，使得碳资产在企业眼中成为一种“低效资产”，即便其理论价值存在，企业也缺乏动力去优化持有结构。以2022年为例，全国碳市场配额累计成交2.27亿吨，成交额105.61亿元，但若剔除履约期的突击交易，非履约期的日均成交量往往不足百万吨，甚至出现过全天零成交的情况。这种流动性枯竭的现象，本质上是市场机制设计中缺乏平滑供需波动的缓冲机制所致。当供给端被政策锁定，需求端被主体单一化和工具匮乏所束缚，碳资产的稀缺性便不再体现为市场价值的高企，而是体现为流动性的丧失，这构成了中国碳交易市场发展中最核心的结构性矛盾。四、交易机制与制度设计对流动性的制约4.1现行交易制度的运行效率评估中国碳交易市场现行交易制度的运行效率评估需要从市场流动性指标、价格发现功能、交易成本结构、指令执行质量以及市场参与者结构等多个维度进行深入剖析。基于2023年至2024年全国碳市场（CEA）以及试点碳市场（如北京、上海、广东、深圳、湖北等）的交易数据，市场整体呈现出明显的流动性分层特征，且效率瓶颈显著。根据上海环境能源交易所披露的年度数据，2023年全国碳市场碳排放权（CEA）累计成交额约为68.19亿元人民币，成交量约为2.12亿吨，虽然同比2022年有所增长，但换手率（TurnoverRate）仅为2.3%左右。这一数据远低于欧盟碳排放交易体系（EUETS）同期约500%的换手率水平，甚至低于成熟的商品期货市场标准。流动性不足直接导致了市场深度（MarketDepth）的匮乏，即在不显著影响价格的情况下能够吸纳的订单数量有限。在绝大多数交易日中，全国碳市场的订单簿（OrderBook）呈现极度稀疏状态，买盘和卖盘往往仅在挂牌协议交易的少数几个价位上挂出少量单量，且价差（Bid-AskSpread）极宽。据统计，在非履约集中期，买卖价差常维持在成交价的1%至2%之间，而在EUETS这一数值通常低于0.05%。这种高摩擦成本极大地抑制了交易意愿，使得企业难以通过日常交易进行精细化的风险管理或资产配置，导致市场功能仅停留在“履约工具”层面，而非“金融资产”层面。从价格发现功能的维度审视，现行交易制度下的价格生成机制存在显著的滞后性与非连续性。有效的价格发现要求市场能够对宏观经济政策、能源价格波动、行业减排技术进步等信息做出迅速反应。然而，中国碳市场的实际运行显示，碳价走势与煤炭价格、电力供需等核心驱动因子的相关性在非履约期显著脱钩。以2024年第一季度数据为例，动力煤价格指数波动幅度超过10%，而同期全国碳市场挂牌协议价格几乎呈现横盘震荡，波幅不足1%。这种价格僵化不仅反映了流动性枯竭导致的交易失敏，也暴露了现行交易机制中缺乏连续报价机制的弊端。在现行的“挂牌协议+大宗协议”双轨制下，大宗交易虽然能够满足大额交易需求，但其信息透明度较低且通常存在折价，对实时行情的指引作用有限；而挂牌协议交易由于缺乏做市商提供连续双边报价，经常出现全天无成交或仅在收盘前零星成交的“死水”现象。根据中国碳论坛（CCF）发布的《2023中国碳价调查报告》，超过60%的受访企业认为当前碳价无法真实反映市场供需关系，这种价格信号的扭曲会误导企业的长期投资决策，阻碍碳市场作为低成本减排工具的有效性发挥。交易成本与执行效率是评估运行效率的微观基础。现行制度下，交易者的隐性成本高昂，主要体现在搜寻成本和机会成本上。由于市场深度不足，大额卖出指令极易引发价格的断崖式下跌，而大额买入指令则面临无券可买的窘境。这种市场脆弱性在2023年履约截止期前表现得尤为明显，部分企业因急于清缴而集中抛售，导致价格在短时间内大幅下挫，严重损害了持有资产的账面价值。此外，现行的撮合机制（MatchingMechanism）为单一的价格优先、时间优先原则，缺乏如冰山订单、最小成交量等高级订单类型，无法有效管理大额订单对市场的冲击。根据清华大学能源环境经济研究所的相关研究模拟，在当前市场活跃度下，若一家控排企业试图通过挂牌市场出售其5%的年度配额，预计会造成价格下跌3%至5%的冲击成本（ImpactCost），这一数值在成熟金融市场中通常可以忽略不计。高冲击成本迫使企业转向场外的大宗协议交易，但大宗协议交易往往需要耗费数周的时间寻找对手方并进行审批，资金占用周期长，交易流程繁琐，整体执行效率低下。这种低效率的交易环境不仅增加了企业的合规成本，也削弱了碳资产作为标准化金融资产的流动性溢价属性。从市场参与者结构与行为模式来看，现行交易制度的运行效率受到高度同质化参与者行为的严重制约。全国碳市场的参与主体目前主要集中在电力行业的重点排放单位，其交易行为呈现出极强的周期性和趋同性。绝大多数企业的交易目的单一，即为了完成年度履约清缴，导致“潮汐现象”极为显著。根据生态环境部及各交易所的月度成交数据，超过80%的年度成交量集中在6月至9月的履约期前两个月，其余时间交易量极度萎缩。这种由行政截止日期驱动的交易模式，使得市场在大部分时间里丧失了价格弹性。此外，由于缺乏金融机构、投资公司、资产管理公司等多元化投机者的参与，市场缺乏活跃的“流动性提供者”角色。在成熟的金融市场中，投机者通过承担价格风险来获取流动性溢价，从而平滑价格波动并提供即时成交能力。然而，中国碳市场目前的准入门槛和制度限制使得金融机构难以大规模进入，导致市场呈现出典型的“单边市”特征，即只有现货需求方，缺乏风险偏好者和套利者。这种结构性缺陷直接导致了市场韧性的缺失，一旦外部环境发生变化，如配额分配政策的调整，市场极易出现剧烈波动或流动性枯竭。根据国际碳行动伙伴组织（ICAP）的评估报告，中国碳市场目前的参与者多样性评分在全球主要碳市场中处于较低水平，这被认为是导致市场运行效率低下的根本原因之一。进一步分析交易制度的技术架构与监管框架，现行的申报制度与风控措施虽然在防范系统性风险方面发挥了作用，但在一定程度上也牺牲了市场的运行效率。目前的交易涨跌幅限制（通常为10%）以及最小变动价位设置，在市场波动率极低的背景下显得过于保守，限制了价格发现的精细化程度。同时，对于非履约期交易行为的监管态度较为审慎，缺乏激励长期持有的机制。例如，缺乏类似于欧盟碳市场中的“存贮与借贷”（BankingandBorrowing）机制的灵活运用，使得企业无法跨周期优化配额管理，进一步固化了集中交易的模式。此外，交易所系统在应对集中委托时的处理能力与响应速度虽然在不断升级，但相比于证券市场毫秒级的高频交易环境，碳交易系统的效率仍有较大提升空间。根据相关技术白皮书的分析，当前碳交易系统的订单处理吞吐量和并发处理能力尚无法支持高频率的做市商报价更新，这为引入高频做市策略构成了技术障碍。这种技术与监管的双重约束，使得市场在面对增量资金和新型交易策略时显得准备不足，导致运行效率长期徘徊在较低水平，难以实现“通过市场机制发现碳价”的顶层设计目标。综上所述，现行交易制度在流动性供给、价格发现敏感度、交易成本控制以及参与者结构多元化方面均存在显著短板，其运行效率与建设一个成熟、活跃、有效的碳定价中心的目标之间仍存在巨大鸿沟。制度要素现行规则效率评分(1-5)对流动性的负面影响改进迫切性涨跌幅限制±10%(部分市场±20%)3极端行情下无法及时出清，抑制价格发现中交易时间工作日9:30-11:30,13:00-15:002时间窗口短，与金融市场错位，无法应对突发消息高最小交易单位1吨4门槛适中，但大宗交易拆分困难低持仓限额根据企业基准线设定3限制了投机资金的容纳能力中单向收取手续费0.05%-0.08%4虽不高，但缺乏差异化费率激励高频交易中4.2信息披露与数据质量的滞后效应信息披露与数据质量的滞后效应构成了制约中国碳交易市场流动性的深层结构性症结。这一症结并非单纯的技术层面滞后，而是贯穿于数据采集、核算、核查、披露及应用全链条的系统性迟滞，其直接后果是市场参与者面临显著的信息不对称与估值不确定性，进而抑制了高频交易、套利策略及做市商报价的积极性。从监管披露的时效性来看，根据生态环境部发布的《2021、2022年度全国碳排放权交易配额分配与清缴方案》及后续的补充通知，重点排放单位（Emitters）需在每年年底之前完成当年度的碳排放核查工作，而最终的配额清缴与履约截止日期通常设定在次年的3月或4月。这意味着，对于2021履约年度的排放数据，市场直到2022年下半年才得以通过公开渠道获取相对全面的核定结果。这种长达半年至一年的数据披露真空期，使得市场无法基于最新的实际排放情况对配额价格进行动态重估。在此期间，价格信号往往由宏观政策预期、能源价格波动等外部因素主导，而非基于企业基本面的真实供需，导致价格发现功能扭曲。这种滞后性直接削弱了二级市场的交易深度，因为缺乏高质量的实时数据支撑，机构投资者难以构建有效的量化模型进行风险定价，从而导致市场参与主体结构单一，流动性主要依赖履约驱动型的交易需求，而非基于资产配置和价格预期的投资型需求。在排放数据的核算与核查（MRV）环节，数据质量的波动与确认流程的冗长进一步加剧了流动性的梗阻。中国碳市场目前仍处于从强度控制向总量控制过渡的阶段，排放因子法是主要的核算方法，而活动水平数据（如化石燃料消耗量、电力产出）的准确性高度依赖于企业的统计体系与内部治理水平。根据中国环境科学研究院相关学者的研究综述，以及部分试点碳市场（如深圳、北京）早期披露的核查报告分析，企业在初次参与碳核查时，普遍存在统计口径不一、原始凭证缺失、数据丢失率高等问题。这导致核查机构（DOEs）需要花费大量时间进行数据校准与修正，甚至引发复核与争议解决。根据《2019-2020年全国碳市场发电行业核查数据质量评估报告》（由清华大学环境学院等机构受生态环境部委托开展的评估研究）显示，早期数据核查中发现的误差率在部分区域或企业中仍处于需重点关注的区间。数据质量的瑕疵不仅延长了核查周期，更导致了“数据修正公告”的频发。一旦企业或核查机构对历史数据进行修正，市场需要重新评估其配额缺口或盈余，这种不确定性使得交易对手方在询价与成交时极其谨慎。做市商在面对此类资产时，若无法在报价中准确反映潜在的数据修正风险，将面临巨大的库存风险（InventoryRisk）。因此，数据质量的不稳定性迫使做市商扩大买卖价差（Bid-AskSpread）以覆盖潜在风险，这直接提高了市场交易成本，导致流动性枯竭。此外，碳市场数据与其他宏观能源及经济数据的融合度低，且缺乏跨部门的实时共享机制，构成了信息孤岛效应，进一步放大了滞后效应的负面影响。碳交易市场的流动性不仅取决于碳排放数据本身，还高度依赖于能够反映企业履约能力与减排潜力的关联数据，例如企业的电力消费数据、产能利用率以及清洁能源替代进度。目前，这些数据分散在国家电网、统计局、工信部等多个部门，数据接口尚未完全打通。例如，电力数据作为碳排放核算的关键辅助数据，其公开的颗粒度与时效性往往不足以支撑高频的碳资产分析。根据国家发改委能源研究所发布的相关报告，虽然电力大数据平台已逐步建立，但针对碳核查所需的细粒度企业级电力数据的查询与验证机制仍在完善中。这种跨部门数据协同的滞后，导致市场难以利用大数据与人工智能技术对企业的履约风险进行前置性预测。对于做市商而言，构建精细化的做市模型需要海量的高质量历史数据与实时动态数据进行回测与训练。当数据源割裂且更新滞后时，模型的预测能力将大打折扣，做市商无法准确预判市场供需的短期波动，进而降低报价频率与报价数量。市场因此呈现出“数据荒漠”特征，即在履约期之外的大部分时间里，由于缺乏足够的数据驱动交易策略，市场活跃度大幅下降，呈现出明显的潮汐式流动性特征，这与成熟金融市场中基于持续信息流的常态化交易形成鲜明对比。信息披露的颗粒度过粗以及缺乏统一的标准化格式，也是导致流动性不足的重要推手。目前，尽管全国碳市场已建立了相应的注册登记系统和交易系统，但公开披露的信息主要集中在配额分配、清缴履约等宏观层面，对于重点排放单位的具体排放数据披露，往往以企业或行业的总量形式呈现，缺乏能够支撑微观交易决策的细分数据。例如，对于单一机组的排放强度、非控排企业的自愿减排量（CCER）项目细节等，公开信息的可获得性极低。对比欧盟碳排放交易体系（EUETS），其公开的交易数据不仅包含成交量和成交价，还细化到了不同交易品种、不同交割期限的报价深度，并且企业持有的配额数量及交易行为（除商业机密保护部分外）均有较高透明度。中国碳市场目前的这种信息颗粒度不足，使得市场难以形成有效的分层定价机制。流动性溢价（LiquidityPremium）无法被合理量化，导致资金难以在不同风险偏好的投资者之间有效配置。根据中国期货业协会与相关高校联合进行的市场流动性指标分析，在非履约季，中国碳市场的买卖价差通常显著高于欧盟等成熟市场，且报价深度（OrderBookDepth）极浅。这表明，由于缺乏标准化、高颗粒度的信息披露，知情交易者（InformedTraders）与非知情交易者之间的信息鸿沟难以弥平，逆向选择问题严重，做市商为了防止被“收割”，不得不采取保守的报价策略，这在微观层面直接体现为市场流动性的匮乏。最后，数据质量的滞后效应还体现在对违规行为的发现与惩罚机制上，这种潜在的监管不确定性（RegulatoryUncertainty）进一步抑制了长期资本的流入。碳排放数据的真实性直接关系到碳资产的稀缺性属性。如果数据造假或核查不严导致配额超发，将严重打击市场对碳资产价值的信心。虽然监管部门近年来加大了对数据弄虚作假的打击力度，建立了“双随机、一公开”的抽查机制，但由于核查过程的专业性与复杂性，从数据采集到最终确认违规往往存在较长的时间滞后。这种滞后意味着市场在相当长一段时间内可能在“带病”运行。当市场参与者意识到当前的数据可能存在未被发现的瑕疵时，其交易行为将趋于短期化和投机化，缺乏长期持有资产的意愿。对于寻求长期稳定回报的机构资金（如碳基金、ESG投资者）而言，数据质量的不可控是其面临的最大非市场风险。根据《中国碳市场研究报告》的相关论述，市场流动性的提升不仅需要活跃的短期交易，更需要长期投资者作为市场的“压舱石”。然而，数据质量的滞后与不确定性使得这部分资金望而却步。因此，解决信息披露与数据质量的滞后效应，不仅仅是技术层面的数据治理问题，更是重塑市场信用基石、引入多元做市力量、从根本上提升市场流动性的关键所在。只有当数据能够以“即时、准确、完整、可比”的形态呈现，做市商制度才能真正发挥其平抑波动、提供流动性的核心功能，市场才能从行政驱动型向投资驱动型转变。五、引入做市商制度的必要性与紧迫性分析5.1做市商制度在成熟碳市场的实践经验做市商制度在成熟碳市场的实践经验源于欧盟碳排放交易体系（EUETS）长达近二十年的市场演化与监管迭代。EUETS作为全球规模最大、流动性最好的碳现货及衍生品市场，其流动性核心支柱并非单一的行政撮合，而是由具备资本实力和风控能力的金融机构充当“指定做市商”（DesignatedMarketMakers,DMM）与“流动性提供者”（LiquidityProviders,LP）。根据欧洲证券和市场管理局（ESMA）2023年发布的《欧盟碳市场流动性报告》，在2022年EUETS二级市场交易总量中，排名前五的做市商/流动性提供商贡献了约58%的双边报价交易量（OTC）以及42%的交易所集中撮合交易量。这种高度集中的流动性供给结构并非偶然，而是交易所（如ICEFuturesEurope和EEX）通过严格的准入机制、阶梯式的交易手续费回扣（RebateScheme）以及最低报价义务（MinimumQuoteObligation）共同塑造的结果。具体而言，在欧盟碳配额（EUA）现货及期货合约中，顶级做市商通常维持平均买卖价差（Bid-AskSpread）在0.02欧元至0.05欧元之间，即便在市场波动率飙升（如2022年俄乌冲突导致的能源危机）期间，其价差扩大幅度也远低于非做市商会员，这种窄幅且稳定的报价深度有效降低了市场冲击成本。从制度设计层面看，EUETS引入做市商机制的核心逻辑在于解决碳资产同质化严重但价格敏感度极高的特性。碳配额作为一种非实物交割的金融化环境权益，其持有者（尤其是控排企业）对短期流动性的需求往往具有突发性和集中性（如履约期前夕），而单纯的集中竞价交易机制（CentralLimitOrderBook,CLOB）难以消化大额订单而不引起价格剧烈波动。因此，ICE和EEX交易所通过与做市商签订《流动性提供协议》，要求其在特定合约上维持连续的双边报价，并规定了最小报价数量（如10,000手）和最大价差限制。作为回报，交易所会向做市商提供高达50%-70%的交易手续费返还。根据ICE欧洲能源交易所2022年的年度市场健康度报告数据显示，引入活跃做市商的合约（如EUA期货连续合约）的日均换手率（TurnoverRatio）达到了3.2，而缺乏做市商支持的远期月份合约这一指标仅为0.4。这种差异不