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能源经济预测与展望研究报告
FORECASTING AND PROSPECTS RESEARCH REPORT CEEP-BIT-2026-005（总第 94 期）

全球和中国碳市场回顾与展望（2026）

20 26 年 1 月 11 日

北京理工大学能源与环境政策研究中心

全球和中国碳市场回顾与展望（2026）

碳市场作为以市场机制实现低成本减排的政策工具，在全球范围 内广泛应用并快速发展。当前， 全球共38个碳市场正在运行，20个正 在开发，覆盖全球近三分之一的人口和58%的GDP，管控约120亿吨的 温室气体排放，占全球排放总量的23%[1]。自2007年以来，全球碳市 场累计收入超3730亿美元，有力支撑了绿色低碳转型。《巴黎协定》 78%的缔约方在其最新一轮国家自主贡献（NDC）目标中明确将碳市 场作为减排工具[2] 。截至2025年底，中国的全国碳市场已完成三个履 约周期的配额清缴，配额累计成交量8.65亿吨，成交额576.33亿元。
本报告系统回顾2025年全球和中国碳市场的运行情况与制度演 进，总结国际碳市场与跨境减排规则的最新进展。2025年，国际碳市 场稳步发展，碳价呈现上行态势。中国将全国碳市场纳入国家NDC目 标体系，市场实现首次行业扩围，覆盖规模与政策影响力显著提升； 纲领性文件的出台强化了制度顶层设计，向市场释放出清晰、稳定的 发展预期；14项国家核证自愿减排量（CCER）方法学集中发布，自 愿减排交易市场迅速发展。值得注意的是，在全球碳价普遍上行的背 景下，全国碳市场价格走弱，CCER在减排量真实性核查和细分领域 项目供给等方面面临约束，反映出市场调控手段有限、制度建设目标 路径还需明晰、与全球碳市场衔接不足等问题。面对全球气候治理格 局加快演变的新形势，全国碳市场亟需提升市场活力、稳定建设预期， 强化与全球碳定价机制和跨境减排规则的衔接，持续完善功能。

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一、 国际碳市场发展概况
（一）EU ETS 碳价先降后升，受供给收缩与政策升温共同驱动
2025年，欧盟排放交易体系（European Union Emissions Trading
System, EU ETS）的配额（European Union Allowance, EUA）期货价 格在60.0—85.4欧元/吨区间波动，均价为74.0欧元/吨，较2024年上涨 11.8%。日度碳价呈现出“年初高位、年中下跌、年末反弹”的走势 （图1a），能源价格、全球贸易环境、气候条件以及政策预期是造成碳 价波动的主要因素。
年初，EUA价格在73欧元/吨左右，1月最高上涨至82欧元/吨以上。 2—4月碳价回落，并在4月9日跌破60欧元/吨，触及年内低点。该阶段 价格下行主要受能源与排放双重影响。一方面，天然气价格走弱，电 力部门边际燃料成本下降带动碳价下跌；另一方面，风电高发削弱了 对化石能源的依赖，电力与工业部门实际排放同比下降约5%，降低了 配额购买需求。
4月中旬以后，宏观政策预期逐步修复，EUA价格反弹。4月10日 美国宣布推迟加征关税90天，缓解了市场对贸易冲突升级的短期担忧。 5月13 日中美签订关税协定，5月19日欧盟与英国开启碳市场关联磋商， 均在不同程度上改善了全球贸易与气候政策环境，提振了市场参与者 的风险偏好。加之夏季用电需求增长，EUA的价格自5月回升至70欧 元/吨以上。
下半年，多项因素叠加拉动碳价上涨。一方面履约刚性需求前移， 航运业需履约2025年70%排放，促使相关主体提前入市购买配额，形

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成价格托底。另一方面配额供给收紧，市场稳定储备机制（Market Stability Reserve, MSR）在2025年9月至2026年8月间计划回收2.76亿吨 配额拍卖量，压缩市场流通配额规模。此外， 11月初COP30开幕强化 了全球气候雄心预期，欧盟2040年减排目标的推进提振了市场对中长 期配额收紧的预期。年末欧盟委员会集中公布碳边境调整机制 （Carbon Border Adjustment Mechanism, CBAM）多项调整方案，释放 未来免费配额收紧的政策信号，巩固了市场对碳价上行的预期，推动 EUA价格在年底持续上涨。

（二）UK ETS 碳价波动上涨，受市场联动与供给收紧共同驱动
2025年，英国排放交易体系（United Kingdom Emissions Trading Scheme, UK ETS）的配额（UK Allowances, UKA）期货价格在31.54— 66.01英镑/吨区间波动，均价为50.2英镑/吨，较2024年上涨33.4%，与 2023年均价基本持平。日度碳价呈现持续波动上涨态势（图1b），年 初碳价基数较低、EU ETS与UK ETS联通信号释放以及配额预期收紧 是碳价上涨的主要因素。
2025年是UK ETS独立运行的第四年，碳价在一年中持续波动上 行。一方面，年初价格处在低位，为后续上涨提供了空间。UK ETS价 格在1月17日跌至22英镑/吨以下，接近UK ETS独立运行以来的最低 价。另一方面，EU ETS与UK ETS联通预期的释放推动碳价上涨。2025 年1月28日关于英欧启动关联磋商的报道触发UKA价格明显上涨；3月 19日英国政府再次释放考虑与EU ETS挂钩的信息后，UKA价格短暂 触及九个月高点；5月19日，欧盟和英国就脱欧后重启两国关系达成

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协议，同意将两个碳市场关联并免除对方即将征收的CBAM费用，相 关进展再次推动UKA价格上涨至约55英镑/吨，较年初上涨75%。此外， 英国政府发布2021—2025年免费配额发放清单，2025年可供分配的配 额量较2024年减少约14% ，2021—2030年间配额将减少约30%，配额 供给收紧预期推动碳价持续上行。

（三）NZ ETS 碳价震荡下跌，政策不确定导致年末价格回落
2025年，新西兰排放交易体系（New Zealand Emissions Trading Scheme, NZ ETS）的配额（New Zealand Emissions Units, NZU）期货 价格在35.70—64.00新西兰元/吨区间内波动，均价为53.4新西兰元/吨， 较2024年下跌10.7%（图1c）。日度碳价呈现“年初下降、年中企稳、 年末回落”的变化特征，政策调整是主要影响因素。
NZU价格在第一季度维持在63新西兰元/吨左右，4月后震荡下行， 4月末跌至45新西兰元/吨左右，需求偏弱与预期偏谨慎是导致该阶段 碳价下跌的主要因素。随着履约截止日临近，企业配额购买需求释放 推动碳价上升，NZU价格在年中多数时间维持在56—58新西兰元/吨。 尽管6月和9月两次拍卖出现“零投标、未清算”的情况，但二级市场 价格并未由此下跌，市场存量供给与履约需求之间形成暂时平衡。
年末政策的不确定性导致NZU价格再度回落。11月4日，新西兰 环境部拟修订法律，使NZ ETS与国家NDC目标要求脱钩，市场将其 解读为制度可信度与收紧预期的下降，NZU出现快速抛售，价格一度 跌至41新西兰元/吨。此外，ETS设定决策周期从每年改为每两年一次， 并削弱专家机制的建议作用，进一步降低了市场对配额长期稀缺性与

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政策的信心，导致碳价在年末持续下跌。12月3日年度最后一次拍卖 再度出现零投标，碳价跌至38新西兰元/吨，较年初下跌约40%。
（四）K ETS 碳价持续低迷，配额宽松导致碳价上升动力有限
2025年，韩国排放交易体系（Korea Emission Trading Scheme, K ETS）的配额（Korean Allowance Unit, KAU）整体较低， 日度碳价在 8031—10702韩币/吨区间波动，均价9349韩币/吨，较2024年下降0.9% （图1d）。KAU价格于2021年12月20日突破35651韩币/吨后，长期低 位震荡，配额总体宽松是导致碳价持续低迷的主要因素。
首先，KETS政策实施路径相对温和， 目标约束较弱导致减排压 力较小。为兼顾减排目标与经济增长，韩国政府延续温和的政策路径， 将KETS减排目标与2035年NDC最低减排情景对齐，并允许企业使用 碳信用抵销最高5%的应清缴配额量， 削弱了对企业的减排约束。此 外，KETS配额长期宽松，尽管2025年月度拍卖中个别场次出现超额 认购，但成交需求主要由交易性、投机性买盘推动，企业的实质性购 买需求和意愿有限，价格难以形成持续上涨动力。
2025年9月韩国政府提出分配计划草案，明确将遏制市场配额过 剩，向市场传递了政策干预信号，拉动碳价短期上涨。但在进入10月 后，KETS步入非履约季，企业购买需求进一步下降；叠加部分企业 对政策收紧持观望态度，推迟配额购买，导致成交量阶段性下降，使 价格回升动力不足。

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图1 2022—2025年国际主要碳市场每日碳价1

二、 中国碳市场发展概况
（一）全国碳市场碳价走低，交易量达到 8.65 亿吨
全国碳市场自2021年7月16日启动交易以来，运行总体平稳。截 至2025年12月31 日，配额累计成交8.65亿吨，累计成交额576.33亿元， 平均成交价格68.3元/吨。其中，大宗协议交易占比82%，挂牌协议交 易占比18%。目前已顺利完成前三个履约周期（管控2019—2024年排 放量）的配额清缴工作，2024年度履约率高达99.99%，显示出较高的 政策约束力和执行力。
2025年全国碳市场交易规模增长但碳价出现明显下跌。2025年配 额成交量2.35亿吨，同比增长约24%，其中大宗协议交易、挂牌协议 和单向竞价分别占成交量的65.7%、34.2%和0.1%。年度成交额146.30
1 欧盟碳市场配额价格数据来自欧洲能源交易所（EEX）和洲际交易所（ICE）；英国碳市场配额价格来自 洲际交易所（ICE）；韩国碳市场配额价格数据来源于韩国排放市场平台（KRX）；新西兰碳市场配额价格 来自 Interest.co.nz。

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亿元，同比下降约20%，其中大宗协议交易、挂牌协议和单向竞价成 交额分别为95.66、50.44和0.19亿元，大宗协议交易和挂牌协议交易均 价基本一致。一至四季度配额成交量分别占全年成交总量的3%、14%、 25%和58% ，11月为全年成交量的峰值。
2025年全国碳市场配额均价为62.4元/吨，较2024年（99.4元/吨） 下跌37%，较2023年（75.2元/吨）下跌17%。日度价格显示，前10个 月碳价持续震荡下行，10月29日收盘价跌至51.2元/吨，较年初的97元 /吨下跌47%，基本回落至市场启动时的碳价水平（图2）。随着履约截 止日临近，市场购买需求阶段性回升，碳价在2025年末反弹，12月31 日收盘价回升至74.6元/吨，但仍较2024年最后一个交易日收盘价下跌 23.5%。
2025年全国碳价下行主要受配额结转机制以及配额稀缺性预期 减弱等多重因素影响。首先，2023—2024年度配额分配方案首次引入 配额跨期结转机制，规定企业在2025年年末的最大可结转量为1万吨 基础额度加“净卖出量”的1.5倍，“净卖出量”的计算期为2024年1月 1 日至2025年12月31 日。该制度将配额结转量与市场交易量挂钩，企 业若希望在年末将持有的盈余配额全部结转，需在规定期限内通过交 易实现相应规模的“净卖出”量。在结转机制刺激下，部分企业提前 处置盈余配额以锁定结转空间，导致短期内配额供给增加、需求相对 不足，推动碳价下跌。
其次，行业扩围的过渡性安排削弱了市场参与者对于配额收紧的 预期。2025年3月，生态环境部发布《全国碳排放权交易市场覆盖钢

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铁、水泥、铝冶炼行业工作方案》（以下简称《扩围方案》），明确将钢 铁、水泥、铝冶炼行业纳入全国碳市场配额管理。为确保扩围初期的 平稳过渡，对2024、2025年度3个行业的配额总量按照盈缺平衡设计， 短期内新纳入行业配额供给充足，市场未释放明显的配额约束信号， 企业对未来配额稀缺性的预期减弱，也在一定程度上抑制了碳价的上 行动能。
年末两个月碳价出现明显回升，主要受两方面因素驱动。一是履 约截止期临近，配额刚性购买需求集中释放，短期内供需关系发生逆 转，推动碳价回升。另一方面，根据《2024、2025年度全国碳排放权 交易市场钢铁、水泥、铝冶炼行业配额总量和分配方案》，钢铁、水 泥、铝冶炼行业重点排放单位的基础结转量提高至10万吨，增强了企 业在履约期末的配额购入意愿，放大了阶段性购买需求。

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120

100
配额成交价格（元/吨）

80

60

40

20

0


2500
当日配额成交量（万吨） 收盘价（元/吨）
2024/11/13
最高价： 105.7元/吨
2024/1/22：
自愿减排交易 市场启动
2025/8/25：
2000
发布碳市场 建设《意见》
70.7元/吨
2024/10/15：
发布第三履约 周期配额方案
102.7元/吨
70.3元/吨
配额成交量（万吨）
2023/3/13：
发布第二履约 周期配额方案
1500
2025/3/26：
56.0元/吨
发布扩围方案
2024/1/5：
85.8元/吨
发布《条例》
2025/11/13：发布新纳 行业配额分配方案
73.4元/吨
1000
60.6元/吨
2021/12/08
最低价： 41.5元/吨

500

0
20210716 20211231 20221231 20231231 20241231 20251231

图2 全国碳市场每日配额成交价格与成交量2

（二）全国碳市场首次扩围，发布建设纲领性文件
扩大行业覆盖范围、丰富市场参与主体是提升市场交易活跃度、

2 数据来源于上海环境能源交易所。

增强市场有效性的关键举措[3-4]。全国碳市场在2019—2023年度仅纳 入发电行业，行业类型单一，参与主体高度同质，碳价发现与跨行业 减排引导功能有限[5] 。2025年3月，《扩围方案》的发布标志着钢铁、 水泥、铝冶炼行业自2024年度纳入全国碳市场配额管理。扩围完成后， 市场实现三方面突破。一是市场规模显著扩大，覆盖行业由单一发电 行业扩大至四个行业，覆盖企业数量由每年2200家提升至约3700家， 覆盖排放量由每年约50亿吨提升至80亿吨以上，全国约66%的二氧化 碳（CO2 ）排放量纳入管控，成为控制温室气体排放的重要工具；二 是市场管控的温室气体种类增加，在原有仅管控CO2 的基础上，新增 四氟化碳（CF4）和六氟化二碳（C2F6）两种含氟气体，突出了对于非 二氧化碳排放的管理；三是配额分配方法更加多元。发电行业继续采 用基于强度控制的基准线法分配配额，新纳入行业则以经核查排放量 为基础，结合碳排放强度系数核定配额，其核心思路是依据企业在行 业内部的排放强度相对位置，将每家企业配额盈缺控制在小范围（盈 余不超过3%）。该分配方式有助于保障扩围初期政策平稳落地，但由 于企业盈缺差异有限，减排压力较弱，对推动企业边际减排成本趋同 和降低减排成本的作用有限[6]，本质上更类似于“历史总量法”。
释放长期稳定的政策预期是完善市场机制的重要手段[7-8] 。2025 年8月25 日，《中共中央办公厅 国务院办公厅关于推进绿色低碳转型 加强全国碳市场建设的意见》（以下简称《意见》）公开发布。《意见》 是我国碳市场领域首份中央层级文件，对全面推进全国碳市场建设作 出系统部署，明确了总体要求、阶段性目标和重点任务，是指导全国

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碳市场中长期发展的纲领性文件[9]。
《意见》明确提出全国碳市场未来五年主要建设目标，同时针对 全国碳市场覆盖范围、配额管理、试点碳市场、自愿减排交易市场、 交易产品与交易主体、管理体制和支撑体系、核算报告与核查、政策 法规、国际交流等方面，系统提出六部分十七项重点任务，为市场建 设提供了稳定的预期。
（三） 自愿减排交易市场迅速发展，累计发布 18 项方法学
全国温室气体自愿减排交易市场自2024年1月22日启动以来，构 建起覆盖“方法学制定、项目开发、减排量核算、审定核查、注册登 记、交易结算”的运行链条。2025年，自愿减排交易市场在方法学制 定、项目登记、市场交易和第三方核证体系建设等方面取得实质性进 展，制度框架和市场基础持续夯实。
一是方法学密集落地，覆盖领域大幅拓展。2025年，生态环境部 先后发布公路隧道照明、煤矿低浓度瓦斯和风排瓦斯利用、海上油田 伴生气回收利用、陆上气田试气放喷气回收利用等14项方法学，加之 此前已发布的第一批4项方法学，全国自愿减排交易市场累计发布18 项方法学，涉及采矿业、制造业、交通运输业、建筑业、农业、林业 和其他碳汇、可再生能源等多个重点领域，为项目规范开发和减排量 核算提供了方法支撑。
二是项目登记和市场交易稳步推进，交易活跃度明显提升。2025 年3月，首批国家核证自愿减排量（CCER）完成登记并上市交易，这 是自原CCER机制于2017年暂停新增项目备案以来，时隔8年后首次实

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现新的减排量登记交易。截至12月底，累计登记自愿减排项目33个， 减排量超过1700万吨。CCER累计成交921.94万吨，成交额6.50亿元， 均价70.76元/吨，高于同期全国碳市场配额均价，反映出稳定的市场 价格预期。注册登记系统累计开户6106家，涵盖项目业主、重点排放 单位、金融机构等多类市场参与主体。
三是第三方审定核查体系逐步健全，市场公信力不断增强。2025 年10月1 日，国家认证认可监督管理委员会发布第二批温室气体自愿 减排项目审定与减排量核查机构名单，能源、燃料、交通领域分别获 批2家、7家和5家核查机构，民营机构在CCER核查领域实现突破。随 着核查机构数量增加和专业能力提升，减排量核算和核证的透明度、 一致性和可比性明显提高，为自愿减排交易市场的规范运行和国际互 认奠定了基础。
（四）7 个试点碳市场碳价下行，交易量同比下降逾五成
2025年，中国8个试点碳市场配额成交均价48.4元/吨，同比下降 10.6%，较同期全国碳市场均价低约29%，除天津碳市场小幅上涨外， 其余7个碳市场碳价均呈不同程度下跌（图3）。北京碳市场制度体系 相对成熟，交易主体最为多元，碳价长期处于试点碳市场最高水平。 2025年北京碳市场配额成交均价105.8元/吨，同比下降2.7%；上海碳 市场成交均价64.2元/吨，在各个试点碳市场中居于第二， 同比下跌 13.1%；广东碳市场自2023年5月以来碳价持续下跌，2025年成交均价 36.8元/吨，同比下降28.3%，降幅最高；福建碳市场成交均价22.4元/ 吨，同比下降22.7%，在8个试点碳市场中碳价仍处于最低水平。在交

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易量方面，8个试点碳市场2025年配额合计成交2015万吨，较2024年 下降50.2%。各试点碳市场交易量均出现不同程度下降，天津、福建 和深圳碳市场交易量分别同比下降85% 、52%和43%，降幅最为明显 （图4）。
随着发电、钢铁、水泥和铝冶炼行业四个高排放行业纳入全国碳 市场统一管理，试点碳市场覆盖排放量将逐步缩减，边际弱化的趋势 逐步显现。《意见》明确到2027年全国碳市场基本覆盖工业领域主要 排放行业，下一步试点碳市场覆盖规模预计进一步减少。

图 3 2021—2025 年中国试点碳市场每日碳价3

3 广东、北京、深圳、上海、湖北、天津、重庆和福建碳市场数据分别来源于广州碳排放权交易所、北京绿 色交易所、深圳碳排放权交易所、上海环境能源交易所、湖北碳排放权交易中心、天津排放权交易所、重 庆碳排放权交易中心和海峡股权交易中心。

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1000

800

600

400

200

0



2024年 2025年

北京 上海 深圳 福建 湖北 广东 天津 重庆

交易量（万吨）
图 4 2024—2025 年中国试点碳市场年度配额成交量

（五）试点碳市场创新机制，关键措施先行先试
2025年，试点碳市场进一步发挥政策先行先试的作用，在碳金融、 有偿分配、市场调控等方面积极创新，为全国碳市场提供了宝贵经验。
湖北碳市场积极推动碳金融实践。碳金融是指围绕碳排放配额等 碳资产开展的金融活动，其本质是在碳市场价格发现机制的基础上推 动碳资产金融化，使其具备融资、交易和风险管理等功能。与碳市场 相关的碳金融工具主要包括融资工具（碳债券、碳抵质押融资、碳回 购等）、交易工具（碳远期、碳期权等）以及支持工具（碳指数、碳保 险等）。由于金融衍生品交易对法律制度、注册登记系统、监管和风 控能力等要求较高，在全国碳市场运行初期仅在发电行业重点排放单 位间开展配额现货交易，碳金融推进相对缓慢。
依托较为成熟的市场基础，湖北碳市场在碳金融领域率先开展多 项探索。一是围绕碳市场标的物，积极推动碳资产融资工具创新。通 过将配额纳入可质押、可定价的金融资产范围，推动商业银行开展碳 配额质押融资、碳资产抵押贷款等业务。2022年10月《湖北碳排放权

质押贷款操作指引》出台后，截至2025年9月，湖北省已累计发放31 笔碳排放权质押贷款，共9.41亿元，有效缓解了企业履约和减排的资 金压力。二是创新碳数据增信服务，将企业表现与融资评价挂钩。例 如，兴业银行向大冶市某企业发放湖北省首笔“碳排放权+排污权” 质押可持续发展挂钩贷款600万元，贷款利率与企业碳排放强度和废 旧原材料用量挂钩——企业年碳排放强度降幅达标则贷款利率下调， 企业废旧原材料用量减少则利率上浮，该联动机制通过市场化金融工 具激励企业绿色转型。
广东碳市场持续完善有偿分配，新建项目需足额购买有偿配额。 全国碳市场前三个履约周期配额全部免费分配，尚未引入配额有偿分 配机制。加快建立配额有偿分配制度，不仅有助于完善交易结构、强 化碳价的发现与传导功能，也能够增强配额供需调控能力，提供资金 支持。广东碳市场是中国首个实施配额有偿竞买的碳市场，自启动以 来先后完成18次配额竞价发放，累计成交配额1756.2万吨，总成交金 额8.15亿元。
广东省不断优化配额有偿分配机制，一是提高有偿分配比例，近 年来将大部分行业免费配额比例由97%下调至95%左右，新建项目有 偿配额比例由约3%提升至10%。2025年12月发布的《广东省碳排放权 交易管理办法（征求意见稿）》明确，新建碳排放项目纳入重点碳排 放单位管理，须按规定足额购买有偿配额后方可获得免费配额，为向 更高比例有偿分配过渡提供了制度依据。二是将有偿分配作为市场调 节工具，通过明确有偿配额发放信号、保留动态调整空间，将有偿分

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配作为调节市场供需和稳定预期的重要政策工具。三是扩大配额有偿 竞买参与主体，广东碳市场逐步将竞买主体由控排企业扩展至机构投 资者，通过统一成交价、保证金制度和严格的成交规则，增强竞价公 平性和市场参与积极性，提升有偿配额竞争和价格发现功能。
天津碳市场建立配额调节池，强化公共参与程度。市场调控机制 是保障配额合理供需、维护碳价稳定的重要制度。当前，全国碳市场 缺乏及时有效的配额调节机制，在出现配额供需不匹配、碳价波动异 常时，缺乏制度化的应对手段。天津碳市场探索建立配额调控机制， 为市场稳定运行提供有益实践。
2025年6月，天津市发布《天津市碳排放权交易管理暂行办法》， 明确将不超过年度配额总量5％的配额量作为调整量，用于配额调整、 有偿发放和市场调节等。该制度在总量框架内设立“配额调节池”， 使主管部门能够合规地进行配额调节，提高市场运行的灵活性和抗冲 击能力。同时，天津市强化碳市场治理的程序性约束，在制定碳市场 行业覆盖范围、配额分配方案等文件时，应征求有关行业协会、企业 事业单位、专家和公众等多方意见。通过将多元主体纳入碳市场核心 规则制定过程，提高配额管理决策的科学性、透明度和社会接受度。
小结：2025年，全国碳市场实现跨越式发展，钢铁、水泥、铝冶 炼行业纳入碳市场，市场覆盖规模与政策影响力大幅提升；《意见》 的出台强化了顶层设计，释放出稳定强劲的市场建设预期；CCER集 中发布14项方法学，在制度供给和市场运行方面取得积极进展。与此 同时，也应认识到在全球碳价整体上行的背景下，全国碳市场碳价持

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续下跌，CCER面临减排量真实性核查难度高、部分细分领域项目供 给不足等挑战，反映出市场调控手段有限、制度建设目标路径不清以 及与全球碳市场衔接不足等问题，未来仍需多措并举推动构建更加有 效、更有活力、更具国际影响力的全国碳市场。
三、国际碳市场与跨境减排规则进展
（一）《巴黎协定》第六条初步运行
《联合国气候变化框架公约》第二十六次缔约方大会（COP26） 正式通过《巴黎协定》实施细则，明确了第六条市场机制的制度框架， 为未来全球碳市场和跨境减排合作奠定基础。《巴黎协定》第六条主 要包括三类实施路径，一是第6.2条所确立的合作减排路径，允许缔约 方在双边或多边协议框架下，建立国际可转移减缓成果（ITMO）的 交易安排；二是第6.4条确立的集中式核证机制，由联合国框架下统一 制定规则、方法学和登记体系，建立受联合国监管的全球碳信用体系 ——《巴黎协定》减排信用机制（Paris Agreement Crediting Mechanism, PACM）， 向各国和市场主体提供标准化的减排信用；三是第6.8条所 涵盖的非市场合作方式，强调通过政策协调、能力建设和技术合作推 动减排，不涉及可交易信用。目前，国际社会重点关注第6.2条和第6.4 条的实施进展。2025年，《巴黎协定》第六条由制度设计向实施迈进。
对于第6.2条，多国已探索将双边减排合作纳入NDC目标，在能源 转型、工业减排和自然解决方案等领域开展合作。截至2025年底，61 个缔约方就第6.2条下国际登记系统的技术路径选择提交反馈，多数 国家倾向于直接使用联合国提供的国际登记系统或其专属分区[10]。在

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实践层面，第6.2条已在“授权—首次转移—对应调整—信息披露—技 术审评”等关键环节形成可验证的闭环案例。瑞士作为最积极的推动 者之一，已与加纳、秘鲁等十余个国家签署双边协议，包括与加纳率 先实现了非洲首个面向NDC用途的ITMO签发。2025年7月11733个 ITMO被发放至KliK基金会在瑞士排放交易注册处的账户，并计入瑞 士NDC目标。2025年11月，瑞士与摩洛哥根据第6.2条授权启动“Solar Rooftop 500”分布式光伏项目，项目产生的减排成果将以ITMO形式 转移至瑞士，用于其NDC履约，摩洛哥则在国家登记簿中对应调整。 新加坡、日本等寻求海外减排的国家也在加快布局类似合作机制。此 外，第6.2条实施过程中亦暴露出一定现实约束，一是交易与转移仍高 度集中于少数先行买方国家与具备较强制度能力的卖方国家；二是多 数合作仍处于项目准备与制度磨合期，短期难以形成大规模、稳定的 国际信用供给。
2025年联合国气候变化框架公约及其缔约方大会下属机构持续 推进第6.4条配套规则建设，重点涵盖减排方法学、核证机构认可规则、 登记系统设计以及与既有自愿减排机制的衔接。2025年9月，《巴黎协 定》第6.4条机制下的首个方法学——《垃圾填埋气的焚烧或利用》经 监督机构（SB）审核正式通过，标志着6.4机制从规则构建阶段迈入 实质性操作阶段。与传统“自下而上”提出方法学的模式不同，第6.4 条同时采用“自下而上”和“自上而下”相结合的方法学开发路径。 首个方法学基于“自上而下”的模式，由SB及其专家组主导制定，在 基准线设定、额外性论证以及监测、报告和核查（MRV）等方面引入

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更为严格和保守的要求，为后续方法学提供了高标准模板。截至2025 年底，通过第6.4机制提交活动意向申报的项目数量已超800项，主要 集中于风电、光伏和垃圾填埋气治理等发展中国家可再生能源与甲烷 治理减排项目。印度在项目意向提交数量上居于首位，巴西、肯尼亚、 尼日利亚等国家也较活跃。随着SB在2024年通过核心方法学标准，并 于2025年持续推进方法学细则完善，第6.4机制正由制度构建逐步转 向可操作、透明的项目审查与信用核发准备阶段，为未来形成高完整 性的碳信用供给奠定基础。
（二）CBAM 机制释放加速实施政策信号
CBAM是欧盟为应对“碳泄露”风险而推出的重要环境贸易政策 工具。该机制通过核算进口至欧盟的特定高碳产品的排放量，要求进 口商购买相应数量的碳排放证书，使进口产品承担与欧盟本土相当的 碳成本，旨在防止高碳生产向碳约束相对宽松的国家和地区转移。欧 盟委员会在2021年7月正式提出建立CBAM机制的立法提案，启动相 关立法程序[11-12] 。2023年5月CBAM机制完成全部立法程序并正式生 效[13]。根据制度安排，2023—2025年为过渡期，重点在于收集数据、 建立核算和申报体系，进口商在此期间无须向欧盟实际缴纳费用； 2026年起CBAM进入正式实施阶段，初期覆盖钢铁、水泥、铝及其制 品、肥料、电力和氢能等六大行业。2025年是CBAM过渡期的最后一 年，也是该机制由制度构建迈向实质运行的关键节点。欧盟在2025年 底密集发布CBAM相关立法提案与实施细则，进一步降低政策执行摩 擦，强化制度约束，释放出CBAM长期实施、不可逆转的政策信号，

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其主要规定如下。
一是明确产品默认排放因子，倒逼企业排放量实测。2025年12月， 欧盟委员会发布CBAM覆盖产品的默认排放因子清单4，用于在企业 无法提供经核查实际排放数据或不具备合格MRV体系时计算产品排 放量。相关默认值具有明显惩罚性：一方面，其基准水平基于排放强 度最高的十个出口国可获得可靠数据计算，整体高于一般行业平均水 平。以生铁为例，IPCC提供的高炉生铁默认排放因子约1.35 tCO2/t[16]， CBAM默认排放因子高于该数值。另一方面，CBAM机制引入逐年递 增的加严系数，2026年起钢铁、水泥、铝和氢排放因子分别逐年提高 10%、20%和30%。这一制度安排显著提高了使用默认值的履约成本。
二是简化程序安排降低行政摩擦。欧盟委员会修订了关于授权 CBAM申报人资格管理的实施规则，对资格授予、管理与撤销程序进 行优化。在不改变CBAM适用范围和计算逻辑的前提下，将部分跨成 员国磋商程序由强制改为可选，统一时限口径并允许主管机关在符合 法律条件下通过数字化方式调取跨国监管信息，为CBAM在2026 — 2027年切换至正式付费阶段提供了操作层面的保障。
三是覆盖范围拟进一步扩大。欧盟已明确CBAM未来将逐步由上 游原材料和半成品向下游制成品扩展，计划从2028年起将覆盖范围扩 展至包括机械装备、汽车及其零部件、家用电器等约180种钢铝密集 型下游产品。这一安排显著扩大了CBAM的潜在影响边界，强化了其

4 European Commission. Commission Implementing Regulation laying down rules for the application of Regulation (EU) 2023/956 of the European Parliament and the Council as regards the establishment of default values, Annexes 1 to 4, C(2025) 8552 final, Brussels, 16 December 2025.

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对全球制造业供应链的约束。
根据制度安排，CBAM自2026年1月1 日起进入正式实施阶段，其 法律效力全面生效，2026年尚不涉及购买CBAM证书，而是通过“影 子运行”的方式，对企业未来的碳关税责任进行提前计量和锁定。2026 年申报的排放数据将作为2027年正式付费阶段的重要基础。总体来看， 中国企业在CBAM框架下面临的碳关税压力主要取决于中欧碳市场 价差以及EU ETS免费配额的削减进度。2026年免费配额仅小幅削减， 短期内成本冲击相对有限；但随着免费配额逐年退出，CBAM的成本 约束将持续强化。

（三）CORSIA 机制合格碳信用短缺
国际民用航空组织（International Civil Aviation Organization, ICAO） 主导的国际航空碳抵消与减排计划（CORSIA）是目前全球唯一覆盖 国际航空运输的行业性减排机制，该机制以基准年排放为起点，要求 航空公司对超过基准部分的排放量进行抵消，控制国际航空碳排放增 长。抵消方式包括购买经ICAO认可的合格减排单位（CORSIA Eligible Emissions Units, CEEUs）和使用可持续航空燃料（Sustainable Aviation Fuels, SAF）。CORSIA分为三个阶段实施，在试点阶段（2021-2023年）
以自愿参与为主，重点在于规则测试和机制搭建；第一阶段（2024- 2026年）在自愿参与的基础上强化碳信用质量、项目审批和对应调整 要求；第二阶段（2027年起）原则上转向全面实施，除豁免国家外， 所有成员国须履行碳排放报告与抵消义务。
截至2025年底，参与CORSIA机制的国家和地区已超过120个，覆

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盖绝大多数国际航空运输量，相关MRV体系已在主要航空市场建立 并常态化运行。在减排量供给方面，CORSIA机制并不创造碳信用， 而是依托现有独立碳抵消标准体系，筛选符合条件的碳信用供航空公 司购买注销。2025年，ICAO继续对可用于CORSIA的信用实施高度严 格的环境完整性要求，包括减排量必须依据《巴黎协定》第6条生成、 必须来自2016年后启动的项目、必须建立防止双重计数的制度安排以 及必须通过ICAO批准的国际标准认证。在上述严格筛选条件下，可 用于CORSIA第一阶段的合格CEEUs几乎全部来自圭亚那少数项目。 合格信用供给的受限相应导致价格大幅上涨，第一阶段CEEUs的价格 从2024年末约11美元/吨上升到约20美元/吨5。为缓解未来履约压力， ICAO于2025年11月启动第二阶段供应商认证程序， 向相关标准体系 发放“通行证”。同月，Verra的核证碳标准（VCS）计划与Gold Standard （GS）相继获得ICAO批准，可在2027—2029年内提供CEEUs。这一 进展有助于拓宽未来合格信用来源，但其对缓解供给紧张的作用仍然 有限。
此外，ICAO进一步强化了CORSIA与SAF和低碳航空燃料（Lower Carbon Aviation Fuels, LCAF）的衔接。航空公司使用符合可持续性标 准的SAF/LCAF，可以直接降低其需要履行排放量。这一制度设计实 现了源头减排与排放抵消的结合，激励SA