绿色金融与碳市场协同发展研究

绿色环保网北京讯（李虎东）绿色金融和碳交易市场作为实现“3060”目标的关键机制，其协同发展至关重要。绿色金融引导资金流向环保和低碳领域，碳市场通过价格机制优化资源配置。本文分析了碳市场发展不充分导致金融属性释放不够及时面临的挑战，提出定价、做市、差异化监管激励等方面建议，促进二者从“并行”向“融合”转型，助力实体经济绿色低碳高质量发展。

一、绿色金融发展现状2025年，中国绿色金融体系在绿色金融标准体系、环境信息披露、激励约束机制、产品与市场体系、国际合作等“五大支柱”框架下持续完善，呈现“信贷存量领跑、制度建设提速、但股债碳结构仍需平衡”的特征。

（一）绿色信贷规模占据主导截至2025年末，国内本外币绿色贷款余额为44.77万亿元^①，同比增长20.2%，稳居全球第一。清洁能源产业贷款占比不断提升。相比于庞大的信贷规模，绿色债券、绿色股权融资以及全国碳市场发展相对滞后。具体看，2025年国内绿色债券发行647只，发行规模约1.08万亿元，同比增长约58%，累计发行规模超过5.24万亿元，但年度发行额仅占绿色信贷余额的约2.4%^②。绿色股权融资发展相对缓慢，占比更低。全国碳市场2025年成交额虽有增长，但仅为149.6亿元（成交量2.34亿吨），占绿色信贷余额的0.033%，未形成基于碳定价信号的资产配置模式。同时，商业银行抵质押物体系仍较单一，碳排放权等环境权益类资产由于估值难、变现难，尚未进入银行主流合格押品目录，“绿色资产”与“绿色资金”之间存在信用转换堵点。

（二）制度框架重构与市场扩容落地2025年，绿色金融与碳市场政策密集出台。党的二十届三中全会强化绿色发展顶层设计，中办、国办《关于健全资源环境要素市场化配置体系的意见》首次将“碳排放权”界定为资源环境类关键生产要素。2025年3月，生态环境部正式将钢铁、水泥、电解铝等重点排放行业纳入全国碳排放权交易市场，标志着我国碳定价机制进入多行业阶段。同年7月发布的《绿色金融支持项目目录（2025年版）》，持续完善了高碳行业转型技术标准，为金融机构支持火电、钢铁等行业降碳明确了标准制度依据。央行碳减排支持工具、融资贴息等政策性不断发力，绿色IPO、绿色并购等金融产品创新并行，实现从信贷到资本市场的全方位支持体系，降低了绿色融资门槛。

二、碳市场扩容后的量价表现与归因随着钢铁、水泥等非电行业正式纳入履约，碳市场纳入重点排放单位约3378家，年覆盖二氧化碳排放量约占全国的70%。

（一）市场量价企稳但流动性仍有不足

1.碳价格走势为全球视角下的“价格洼地”。截至2025年底，中国碳排放配额（Chinese Emission Allowance，简称CEA）价格收于74.63元/吨，全年成交均价为64元/吨。受扩容预期及履约需求推动，价格重心较上年上移。数据显示^③（见图1-A），欧盟碳排放配额（EU Allowance，简称‌EUA）平均价格约人民币584元，价差约9倍。说明国内碳价虽稳中有升，但置于全球来看，碳资产价值有所低估，未能有效地反映环境外部性成本。美国区域碳污染减排计划（Regional greenhouse gas emission reduction action，简称RGGI）市场均价处于中欧之间，价格走势受拍卖底价、成本控制储备（Carbon Cost Reserve，简称CCR）和排放控制储备（Emission Control Reserve‌，简称ECR）等政策影响呈现出“阶梯式”上行特征，与中国的市场化波动形成反差。此外，行业间碳价不均衡亦凸显，不同行业的边际减排成本差异可能导致隐性补贴或资源错配。

2.流动性变化呈现“潮汐效应”。2025年全年CEA成交量为2.34亿吨，成交额149.6亿元。随着非电行业入场，市场换手率回升。交易节奏出现“潮汐效应”，即交易量高度集中于履约期（9-12月），占比72.4%，非履约期交易量占比27.6%。中国市场30日滚动波动率分析显示（见图1-B），市场在履约前后的波动率显著放大。这种“脉冲式”特征表明，与欧盟市场由金融机构提供连续流动性不同，中国市场交易动力主要源于控排企业的刚性履约需求。

3.统计特征总结（见表1）。稳定性对比。欧盟与美国市场变异系数（‌Coefficient of Variation，简称CoV）均在0.09的低位，市场价格的共识度高、稳定性强。中国市场的变异系数0.17，表明碳价存在震荡风险，价格发现机制不稳定。量价结构的“负价差”特征。核算发现，中国市场存在“量价背离”。碳市场日均算术平均价（73.18元/吨）与基于真金白银交易的成交量加权均价（64.00元/吨）存在近9.18元/吨的“负价差”，说明市场成交量高度集中在价格较低的区间（50-65元），而当价格上涨至高位（73元以上）时，市场呈现“缩量空涨”态势。综合看，相比于欧盟的高价稳态和美国的阶梯稳态，中国碳市场目前呈现“低成本、高波动、履约驱动”的特征。实体企业通过在低价区集中建仓，将真实履约成本控制在64元水平，避免了名义高价带来的成本冲击。值得注意的是，中国的核证自愿减排量（China Certified Emission Reduction，简称CCER）与配额出现罕见的“价格倒挂”。2025年，中国CCER的成交均价（VWAP）70.75元/吨，高于配额（CEA）64.00元/吨。这一6.75元/吨的价差倒挂揭示了市场供需结构：随着CCER重启后项目审批门槛提高，优质减排资产供给稀缺；加上控排企业对ESG（Environmental, Social and Governance）评级及碳中和抵销的需求，推高自愿减排量的市场溢价。这也实证了“资产分层”的形成，即市场愿意为高质量、稀缺的减排信用支付溢价。

（二）价格约束的深层归因尽管扩容带来需求增量，但碳价未出现大幅上涨，原因包括：一是宏观保供约束。在2025年迎峰度夏/冬期间，为保障能源安全，火电行业的配额分配保持紧平衡中的“相对宽松”，以避免因碳成本过高冲击电力供应。二是电价传导机制不完全。尽管电力现货市场在多个省份试运行，但碳成本向终端电价的传导系数仍低于0.5（即1元碳成本仅能传导0.5元电价），导致发电企业缺乏高价购买配额的意愿。

（三）区域定价机制的结构性分化除时间维度的波动，中国碳市场空间维度上也存在“价格分层”特征。通过对比全国统一市场与北京、湖北、上海等代表性试点市场的价格走势（见图2），发现国内碳定价体系存在多轨制特征。

1.“高–中–低”三元价格梯队。碳价呈梯队分化格局：高价梯队以北京试点为代表，受服务业为主的产业结构及严格的配额核发影响，价格长期在100元/吨以上，有时超140元/吨，说明边际减排成本较高。基准中枢。全国市场CEA价格走势相对稳健，长期在70-90元/吨区间，起到市场定价“压舱石”作用。低价梯队。以湖北试点及天津试点为代表，纳入企业多为传统工业且早期配额分配相对充裕，价格长期徘徊在40-50元/吨区间，低于全国均价。2.价格联动失效与相关性异象。计算价格相关系数发现，区域间定价逻辑存在差异。强相关区域如上海，与全国市场的相关系数高达0.83。因为上海作为全国碳交易系统的承建中心，市场参与者重合度高，资金流动性传导相对顺畅。弱相关与负相关区域：表现出明显的独立行情。北京（0.45）与深圳（0.41）的相关系数仅为中低水平，反映其受本地环保政策强约束，具有封闭性特征。广东与全国市场的相关系数为-0.34。这种“负相关”意味着两者价格走势存在背离，国内碳定价体系存在内生性冲突。

三、绿色金融与碳市场协同面临的挑战

（一）欧盟碳关税正式实施带来的紧迫压力2026年1月1日，欧盟碳边境调节机制进入实质性收费阶段。国内碳价与欧盟碳价存在巨大的价差，若无法建立有效的国内碳税或提升碳价机制，中国钢铁、铝业出口商将面临巨额的碳关税补缴。导致本应留在国内支持低碳转型的资金以外流形式补贴欧盟财政。

（二）扩容后的“转型资金”供需错配碳市场扩容后行业低碳技改需求激增，但资金供给面临严重的结构性失衡。需求端。根据中钢协及权威机构测算，仅钢铁行业实现碳达峰需投入约2万亿元技改资金，年均融资需求缺口巨大。供给端。金融资源流向“失衡”。尽管2025版《转型金融目录》已出台，但配套的风险分担机制还没完全建立，商业银行在“低碳转型”与“维持落后产能”的界定上仍持审慎态度。2025年转型贷款在新发放贷款中占比不足5%，大量资金仍集中于风电、光伏等“纯绿”领域，高碳行业在扩容背景下面临“信贷资金准入难”的困境。

（三）基础设施短板与押品估值风险市场扩容引入大量工艺复杂的工业企业，市场基础设施与金融应用层面的短板进一步暴露。碳核算难度加大。部分中小企业数据链条不完整、送检不规范，增加了金融机构的数据采信风险。碳市场以现货交易为主，缺乏期货、期权等风险管理工具，碳资产金融属性弱，难以成为企业资产负债表中的有效资产。押品估值体系的非标准化风险。国内碳配额存在显著的区域定价差异，这种“一国多价”给绿色金融实践带来挑战，导致商业银行在开展碳资产质押时，难建立统一的质押率设定标准。对于跨区域经营的集团企业，同类型碳资产因归属地不同而产生估值悬殊，增加了银行押品盯市与风险处置难度。

四、深化机制改革促进协同发展

（一）打造碳市场双轮驱动与统一市场为应对欧盟碳关税外部压力与国内定价失效问题，建议打造“碳交易为主、碳税为辅、统一市场为基”的综合定价体系。1.夯实碳市场的资源配置主渠道地位。全覆盖与定价权。加快石化、航空等行业纳入进程，力争“十五五”期间覆盖75%以上排放量。确立市场定价优先权，对纳入企业免征碳税，力争碳配额价格成为社会边际减排成本的核心基准。机制升级。一是引入有偿拍卖与动态基准线，设定拍卖底价作为市场的基准价格，夯实一级市场估值底线；二是建立市场稳定储备，通过“削峰填谷”来平抑非理性波动。2.启动“碳交易+碳税”试点。建议2026年内，针对未纳入碳市场且出口依赖度高的中小排放源试点征收碳税。将税率设定为“欧盟碳价-国内碳价”的差额折扣值，建立“国内缴税、出口抵扣”机制，确保碳定价收益留在国内。3.加快全国统一大市场建设。针对区域价格壁垒问题，建议加速地方试点向全国市场的平稳过渡。统一标准。通过统一配额分配方法与核算标准来消除因制度差异导致的套利空间，形成反映全国统一市场均衡价值的碳价，为绿色信贷押品提供公允、透明的定价锚。深化电碳市场联动机制，理顺“电-碳”价格传导机制，提升碳成本向终端电价的传导效率，促使高耗能企业主动参与碳交易，推高真实碳价和碳市场活力。

（二）做市商与金融创新激活市场流动性1.引入做市商制度。批准首批5-10家国有大行及头部券商作为碳市场做市商，在非履约期提供双边报价，为市场注入持续流动性，平滑因履约驱动导致的脉冲式波动，提升碳资产作为押品的变现能力。2.丰富交易品种与押品工具。扩充押品目录。重启CCER一级市场，加快造林碳汇、海上风电等新方法学的CCER项目签发，为扩容后的控排企业提供低成本履约选项，丰富银行的合格押品目录清单。押品风险对冲。适时试点碳远期、碳掉期等衍生品，允许银行利用衍生品对质押的碳资产进行套期保值，锁定押品远期价值。提升资产流转效率。推出“碳资产支持证券”，赋予碳资产“准货币”属性，打通“抵押–冻结–处置–变现”的押品管理闭环，提升碳市场金融深度与资产流转效率。

（三）落实“挂钩”与激励来攻坚转型金融为解决高碳行业扩容后的“资金饥渴”与银行“惜贷”矛盾，需通过精准的监管激励将减排绩效转化为融资红利。

1.差异化资本监管。建议监管部门对符合《2025版转型金融目录》的信贷资产，在风险资产权重计算上给予优惠（如75%的折扣），释放银行资本金，激励其向高碳行业技改放贷，增强敢贷、愿贷能力。 

2.推广挂钩型产品。推广“可持续发展挂钩贷款”。设计动态利率，将减排绩效与利率动态挂钩。例如将贷款利率与企业碳排放强度下降幅度直接挂钩（如每下降1%利率下浮一定基点），让减排绩效转化为企业的财务收益，激发企业内生减排动力。

3.夯实数字化底座与风险防控。区块链存证。在水泥、电解铝行业强制推行“在线监测+区块链存证”系统，确保排放数据不可篡改。打通数据孤岛。建议生态环境部与人民银行征信系统对接，将重点排放单位的碳账户数据、履约情况纳入征信报告。对查实有“漂绿”或数据造假行为的企业实施融资限制。常态化压力测试。金融机构可以建立“物理-转型风险传导模型”，常态化开展气候风险压力测试。模拟碳价飙升或极端气候情景，量化其对信贷资产质量及押品价值的冲击，并据此主动调整资产配置策略。

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