CCER市场在哪些方面存在问题？

CCER 市场存在供给侧、需求侧与市场侧三个主要问题。

1.CCER 需求侧：缺少有效需求，未来碳关税实施及行业扩容或提振需求

CCER 需求方是全国碳市场覆盖的控排企业，主要用于二氧化碳超排量的履约抵销。 对于“自愿减排交易量小”问题，需求侧或将受到国内外双重因素提振。当前 CCER 市 场交易需求严重不足，从交易现状看，成交量呈现月度与区域集中分布，2022 年成交量 大幅下滑。截至 2023 年 6 月，全国 CCER 累计成交 4.54 亿吨。其中，上海 CCER 累计 成交量为 1.74 亿吨，占比 38.4%；广东 CCER 累计成交量为 7267 万吨，占比 16%；天 津 CCER 累计成交量为 6753 万吨，占比 14.9%。重庆市场成交量最少，仅成交 229 万 吨。在区域结构上，成交量呈现出集中的态势。2021 年成交 1.77 亿吨，生态环境部将 CCER 纳入全国碳市场后，在 2021 年底 CCER 成交量激增。2022 年成交 866.6 万吨， 同比下降 95.1%，主要原因是 2022 年企业无清缴履约需求，且市场中可流通存量 CCER 紧缺。当前已有约 6000 万吨 CCER 用于试点及全国碳市场抵销，其中第一履约周期内 共有 3273 万吨 CCER 被抵销，可流通存量 CCER 仅剩 1000 余万吨。

暂停 CCER 备案之前，全国碳市场尚未启动，企业几乎没有购买 CCER 的动机，因 此成交量较小。在全国碳市场启动后，CCER 需求端受履约因素影响较大，没有强烈迫 切的履约需要时，CCER 交易也会陷入冷清。如果按年碳排放量 40 亿吨计算，CCER 年 需求量理论最高值为 2 亿吨。由于暂停备案后 CCER 存量仍在不断减少，市场处于供给 稀缺的状态。综合来看，CCER 市场理应供不应求，但实际上却长时间供给过剩。需求 端受到履约周期的影响较大，如果企业没有履约需要，那么市场的低迷将不可避免。 CCER 累计成交量超过 4 亿吨，而仅有 6000 余万吨用于履约抵销。这说明，符合要求的 CCER 在临近履约周期末期迅速被消耗，而不符合要求的只能在市场中空转。很多企业 购买 CCER 可能只是“囤货”，并没有真实的需求意愿。 具体而言，一方面，各地碳市场对 CCER 使用存在不同的抵销比例、地域及类型的 规定，流动性受到限制，造成大量不符合要求的 CCER 堆积。另一方面，CCER 的价格 优势并不明显，控排企业缺少购买激励。从地方层面，部分试点碳市场的配额价格长期 低于 20 元/吨，例如 2020 年 FJEA 价格 17.3 元/吨，低于福建碳市场交易的 CCER 价格 34.6 元/吨。从全国范围来看，根据复旦碳价指数，全国 CCER 价格在 2022 年 7 月至 2023 年 6 月均逼近或高于 CEA 价格，北京、上海和广州的 CCER 价格从 2022 年 5 月 起便超过 CEA 价格。2021-2022 年度排放量履约工作将在 2023 年底进行，如果 CCER 价格仍处于高位，那么控排企业不会优先考虑购买 CCER 以完成履约，企业或将面临较 高的减排成本。这对 CCER 市场健康发展是明显不利的。

欧盟碳边境调节机制的实施会倒逼全国碳市场改革

当前，应对全球气候变化国际间博弈升级，发达国家建立“气候俱乐部”克服减排 “搭便车”现象，或对发展中国家产生不利影响。温室气体的负外部性由全球共同承担， 节能减排客观上是对一个国家产能的限制，碳减排缺乏内生激励，因此部分国家存在“搭便车”的动机，这一现象导致历次气候变化大会的减排目标均未实现。诺贝尔经济 学奖得主威廉·诺德豪斯（William Nordhaus）提出各国可以建立以“国际目标碳价”为 核心的“气候俱乐部”，通过价格机制将温室气体排放的负外部性内化为排放价格，激励 俱乐部中的国家减排。“气候俱乐部”的核心机制在于对没有参与俱乐部的国家征收进口 关税，倒逼非参与国家选择加入俱乐部，并开始进行高水平减排。 碳边境调节机制以气候治理为名，实质上是发达国家的贸易保护工具。2022 年 12 月，欧洲议会和欧盟各国政府正式批准全球首个碳边境调节机制（ Carbon Border Adjustment Mechanism，CBAM），针对进口产品的绝对碳排放的碳价差征税，简称为 “碳边境税”或“碳关税”。在进口高碳排放产品时，欧盟要求出口方缴纳相应税费或碳 配额，通过将碳排放的成本内部化为进口产品的价格，实现欧盟本地产品与低碳价地区 出口产品的碳排放成本平衡。其本质是发达国家的贸易保护工具。

CBAM 计划于 2023 年 10 月正式运行。第一阶段是过渡期（2023 年 10 月至 2025 年 12 月），申报人只进行信息报告而不涉及资金义务；第二阶段是正式期（2026 年 1 月 起），欧盟正式起征碳边境税，进口商需清缴与进口产品碳排放量相同的 CBAM 配额。 2026/2028/2030/2034 年 CBAM 免费配额比例分别为 97.5%/90.0%/51.5%/26.5%，2034 年全部取消免费配额。碳边境税是以气候治理为名的绿色贸易壁垒：其一，发达国家可 以通过碳边境税在国际竞争中保护国内产业、限制中国等新兴经济体的经济发展；其二， 发达国家可凭借技术优势，出口节能设备获取低碳经济发展红利。

CBAM 的实施或将倒逼中国碳市场改革，逐步扩大碳市场行业覆盖范围，推动国内 碳配额价格与国际接轨。2023 年 1 月，生态环境部发布《全国碳排放权交易市场第一个 履约周期报告》，全国碳市场第一个履约周期中，配额累计成交量为 1.79 亿吨，累计成交 额为 76.61 亿元，成交均价 42.85 元/吨。2022 年同期，欧盟碳市场换手率高达 758%， 而我国碳市场换手率仅为 2%。碳排放数据造假问题也是我国碳市场空转的原因之一。根 据 CBAM 机制，商品出口国的配额价格与欧盟越接近的国家需要承担的财务义务越少。 一方面，当前中国和欧盟碳价差距过大，欧盟碳配额价格约为 95 美元/吨，而中国碳配额 价格仅 8.1 美元/吨，价格相差超过 10 倍。另一方面，中国的全国碳市场仅纳入了火力发电行业，有色、建材、钢铁等行业没有受到有效碳价制约。当 CBAM 正式运行后，未被 纳入全国碳市场的出口企业或将以欧盟碳价为标准全额缴税。因此，逐步扩大碳市场行 业覆盖范围，提高配额价格与国际接轨，才能有效避免企业碳成本外流。另外，CBAM 的实施也将提高绿电绿证市场的活跃度。

全国碳市场覆盖行业及排放量扩容，或将大幅提升 CCER 抵销需求

除了 CBAM 可能产生的倒逼效果之外，政策表示全国碳市场会逐步纳入多个行业， 预计“十四五”期间八个高耗能行业将纳入全国碳市场。在 2017 年 12 月国家发改委新 闻发布会上，时任国家发改委气候司司长李高表示，“成熟一个行业，纳入一个行业，逐 步扩大市场覆盖范围”。2021 年 7 月，国务院政策例行吹风会提出“在发电行业碳市场 健康运行后，进一步扩大碳市场覆盖行业范围”。2021 年 8 月，生态环境部部长黄润秋 在国新办新闻发布会答记者问表示，“在发电行业碳市场运行良好的基础上，我们将会扩 大碳市场的覆盖范围，逐步纳入更多的高排放行业，逐步丰富交易品种、交易方式和交 易主体，提升市场的活跃度”。多次的政策表态均预示，除电力之外的其他行业即将被纳 入全国碳市场的覆盖范围，关键在于各行业的成熟度与纳入时机。我们预计，八大高耗 能行业或在“十四五”期间全部纳入全国碳市场，其中有色、水泥、钢铁这三个行业可 能在 2023 年底至 2024 年纳入全国碳市场。

2.CCER 供给侧：规范项目质量，生态环境部向社会持续征集方法学建议

CCER 供给方通过减排量交易获得资金，实现绿色低碳技术的创新发展。对于“个 别项目不够规范”问题，《管理办法》对方法学和项目范围做了优化，生态环境部将持续 征集方法学建议并动态调整，预计风电、光伏发电项目或难以获得 CCER 审批。 CCER 项目的开发周期较长，预计最短周期为 8 个月，部分项目甚至达到数年。开 发成本较高，预估在 25-80 万元。在 CCER 第一个运行阶段，项目流程主要包括项目开 发和备案签发两大阶段，需要多方协调配合。首先，由于不同类型项目的开发难度不同， 核证与评审等环节所需时间不同，平均开发周期超过 5 个月。其次，CCER 项目需经过 备案和减排量签发，之前国家发改委审核批准的时间周期为 3-6 个月。因此，预计 CCER 项目开发周期至少为 8 个月，碳汇造林的开发周期更是高达 5-6 年。CCER 项目 开发成本主要包含项目设计文件编制费用（15-40 万元）、项目审定费用（5-20 万元）与 项目核查费用（5-20 万元），总开发成本在 25-80 万元之间，具体成本需要根据项目类型 和复杂程度确定。与证券交易所类似，碳排放权交易所也需要收取交易手续费，通常采 用双向收费的方式，参考《北京市环境交易所关于碳排放权交易收费通知》，交易经手费 率为 7.5‰，最低为 10 元/笔。漫长的开发流程与较高的开发成本使得项目具有一定程度 风险。

按利润最大化原则，项目业主倾向于开发成本低廉、收益较高的项目。技术难度较 低、减排量较易签发的可再生能源项目受到青睐，然而部分项目的环保价值有限。据我 们统计，可再生能源减排量备案及项目数占比较大，政策中断导致多数 CCER 项目未按 原计划执行。截至 2023 年 6 月，CCER 的审定项目累计 2871 个，已获批备案项目累计 1315 个，已获得减排量签发的项目总数累计为 391 个，挂网公示 254 个，签发备案减排 量 5294 万吨。根据广州碳排放权交易所统计，实际签发量达到 7700 万吨。风电、光伏 发电、农村户用沼气与水电等可再生能源项目的备案减排量及项目数较多，占比接近八 成。一方面，水电项目在建设过程中可能对环境具有较大的负面影响，环保价值偏低， 多数地方碳市场也不允许将水电的减排量用于抵销。另一方面，风电、光伏发电的开发 成本已经大幅降低，且存在环保价值重复计算的问题，但却占据了较大的市场空间。

第三类项目的备案减排量占比较大，易导致减排效果高估。前文所述，由于 CCER 与 CDM 的继承关系，共划分为四个类别项目。其中，第一类项目的开发、减排及备案是 在全国 CCER 启动后完成的。第三类项目是由 CDM 项目转化而来的，减排量产生于 CCER 项目注册之前。虽然在项目数量上第一类项目要高于第三类项目，但是第三类项 目的备案减排量达到了 3031 万吨，占比 57%。由于第三类项目并非 CCER 机制运行后 的实际减排量，不具备当下的环保价值。过多的第三类项目及减排量易造成 CCER 机制 减排效果的高估，可能会削弱 CCER 升级产业结构和推进节能减排的作用。

针对部分减排项目环保质量有限的问题，生态环境部正在从 CCER 方法学上进行改 革。我们认为，1）方法学体系或将采取动态退出机制；2）第三类项目将不再进入 CCER 市场，且重启后或项目申报或不做一二三类划分；3）经济效益较好的低成本新能 源发电项目将难以纳入 CCER 方法学。 方法学征集是完善 CCER 制度的重要一环，新版方法学或侧重开发成本高、确需资 金补助的项目。2023 年 3 月，生态环境部面向全社会公开征集温室气体自愿减排项目方 法学建议。此次方法学公开征集是 CCER 配套制度规范制修订工作中的重要一环，也预 示着 CCER 即将重启。碳达峰碳中和目标对 CCER 机制提出了新的更高要求，原有方法 学体系可能难以满足当前减排形势的需要，或将更加侧重优质绿色减排项目。

《管理办法》指出，“项目方法学应当根据经济社会发展、产业结构调整、行业发展 阶段等因素及时修订”，预计项目方法学将会根据现实需要持续动态调整。部分经济效应 较好的低成本风电、光伏项目的签发难度或将进一步提高甚至退出方法学，或无法受益 于 CCER 重启。由于水电具有环境负面影响，地方碳市场排斥水电项目，未来水电或将 退出 CCER。与水电不同的是，风电、光伏发电被多数地方碳市场所接受，曾在 CCER 市场获得过较多资金支持。在 CCER 重启后，经济效益较好的风电、光伏发电的减排量 登记或将受到严格限制。在获得减排量备案的项目中，风电、光伏发电项目数占比超过 60%，备案减排量占比约 50%。如果不纳入方法学体系，那么此类项目将不能受益于 CCER 重启。与风电、光伏发电类似，其他成本相对低廉、已实现商业化的项目可能也 将动态退出 CCER。

《管理办法》对温室气体自愿减排项目实施的起始时间和减排量产生的时间做了明 确规定。第一，申请登记的温室气体自愿减排项目应于 2012 年 6 月 13 日之后开工建设， 这一日期是《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》印发实施的时间，也是我国自愿减 排交易机制正式建立的时间节点。自愿减排交易机制的建立是为了鼓励减排项目的发展， 只有在该日期后开工建设的项目才可能是考虑了自愿减排交易的政策激励，在此之前建 设的项目未考虑自愿减排交易机制的影响，不具有自愿减排项目所必须的额外性。因此， 上述第三类项目将不会进入 CCER 市场。第二，减排量的产生时间应在 2020 年 9 月 22 日之后，并且在项目申请登记之日前 5 年以内。这一日期是碳达峰碳中和目标提出的时 间节点，政策端明确支持碳达峰碳中和目标提出后产生的减排量。 按照国家发改委备案的原有方法学文件，以装机容量 15MW 为分界线，大型风电、 光伏发电项目主要采用《CM-001-V01 可再生能源联网发电》，小型风电、光伏发电项目 采用《CMS-002-V01 联网的可再生能源发电》，通过新建可再生能源并网发电替代化石 能源的同等电量，以达到温室气体的减排。随着减排技术的成熟化与绿色电力证书市场 的完善，风电、光伏发电的成本持续下降，已经能够实现平价上网，具体而言：

部分经济效益较好的风电、光伏发电项目或将难以满足额外性要求

额外性要求旨在挑选出确有减排效果、确需资金支持的项目进入 CCER 市场，而风 电、光伏发电项目或将难以满足额外性要求。额外性指拟议的 CCER 项目将产生相对于 基准线以外的减排量，在没有外来的 CCER 收益支持下，这种项目活动将受财务、技术、融资等方面的限制，难以正常运行。额外性的初衷是将存在实际减排效果、且确实需要 资金补助的减排项目纳入 CCER 市场，以市场化促进绿色减排技术的良好发展。

额外性的论证方式由普遍性分析和障碍分析两部分构成：第一，在拟议项目活动的 地区或具有相似条件（包括但不限于地理位置、生态环境、经济发展和投融资环境）的 地区，如果存在可比公司或政府机关能够实施类似的项目，那么拟议项目活动存在普遍 性（或无法证明不存在普遍性）。第二，如果不满足非普遍性条件，需进行障碍分析，必 须论证拟议项目面临的障碍会阻止该项目的实施，常见的障碍分析包括投资/财务障碍分 析、制度/机制障碍分析、技术障碍分析等。以投资障碍分析为例，它又可划分为三种分 析方式：（1）简单成本分析，即证明拟议项目活动除了减排收入外不产生其他财务或经 济上的效益。（2）投资比较分析，即拟议项目活动至少比一个实际可行的替代方案在经 济或财务上不具有吸引力。（3）基准分析，即拟议项目活动的财务收益不足以证明所需 的投资是可行的。如果能证明至少存在一种障碍，那么拟议项目就具有额外性。

2023-2024 年光伏发电项目 IRR 或将突破 8%，可能也将不满足 CCER 额外性要求， 因而不会明显受益于 CCER 机制重启。2020 年组件全年平均价格约为 1.57 元/W，2022 年组件价格在 1.7-1.8 元/W 之间浮动。假设组件价格为 1.75 元/W，若利用小时数高于 1300h，结合 2022 年光伏上网电价（约 0.4 元/kWh），预计 2023 年光伏发电项目 IRR 将超过 8%，资本金 IRR 将超过 15%。光伏发电项目可能也将不满足 CCER 额外性要求。 除 6MW 以下分布式光伏、海上风电外，预计其他经济效益较好的风电、光伏项目 难以纳入 CCER。结合额外性的两种论证方式，第一，风电、光伏发电商业化程度较高， 其成本已接近或低于火电，存在普遍性。第二，当 IRR 超过基准值 8%时，在不依托 CCER 收益的情况下，风电、光伏发电项目也能实现盈利和可持续发展，不存在财务、 制度与技术等方面的障碍。风电、光伏的发展现状可能已不符合 CCER 额外性要求，不 会明显受益于 CCER 重启。即使重启后继续将其纳入方法学体系，风电、光伏发电项目 登记与减排量的登记门槛或将大幅提高，可能只局限于特定地区或特殊类型的项目。

绿证与 CCER 在环境价值上存在重复计算

《管理办法》明确了 CCER 项目的唯一性，提出 CCER 项目应未参与其他减排交易 机制，不存在项目重复认定或者减排量重复计算的情形。作为应用于风电、光伏发电的 减排机制，绿色电力证书（简称“绿证”）与 CCER 在环境价值上存在重复计算，如果按 照新版规定，风电、光伏发电料将退出 CCER 的项目范围，无法受益于 CCER 重启。 绿证是新能源财政补贴的市场化替代品。绿色电力指符合国家政策要求的风电、光 伏发电等可再生能源上网电量，绿色电力证书是国家对发电企业每兆瓦时非水可再生能 源上网电量颁发的具有标识代码的电子证书。水电由于其环境负面影响，亦不在绿证的 覆盖范围内。绿证既确认了非水可再生能源的发电量，又能够作为用电企业消费绿色电 力的凭证，具有一定的交易属性。根据国际经验，在可再生能源发电运行初期，一般采 取财政补贴的方式助力其发展。以财政补贴为主的产业政策有力推动了可再生能源产业 的快速发展。2022 年，全国风电、光伏发电新增装机突破 1.2 亿千瓦。但随着可再生能 源装机规模的不断扩大，一方面，出现了财政补贴缺口扩大的问题，2022 年底我国可再 生能源补贴缺口近 4000 亿。另一方面，电力市场改革倒逼新能源上网电价机制调整，迫 切需要为可再生能源补贴提供一个市场化风险对冲手段。

绿证市场作为市场化补贴，为可再生能源发电的财政补贴缺口提供资金支持。考虑 到投资风险与监管难度，绿证的核发对象主要是陆上风电和光伏发电项目（不含分布式 光伏发电）。随着产业发展与技术进步，预计未来再将分布式光伏发电、海上风电、光热 发电、生物质发电等项目逐步纳入核发对象。绿证的价格一般有两种方式。（1）补贴绿 证：单张绿证成交价格上限=（项目风电/光伏的标杆上网电价–当地脱硫煤标杆电价）× 1000。（2）平价绿证：又称为“无补贴绿证”，统一挂牌价为 50 元/张。绿证市场不允许 以自身为对手方进行交易。绿证的购买者通常是未完成年度可再生能源消纳量的市场主 体，或有 ESG 需求、致力于打造企业绿色环保形象的企业，以及部分售电商。由于认购 者对绿证的刚性需求不强，对绿证的购买可能多是出于公益性的考虑。发电企业出售绿 证后，相应电量不再享受国家可再生能源电价附加资金补贴。作为一种补贴手段，绿证 交易在一定程度上能够缓解国家财政补贴压力，降低企业的财务成本。

绿证的政策支持体系逐步健全，通过开辟二级市场进一步完善市场化机制。2017 年 3 月，CCER 暂停备案，同年 1 月，绿证制度开始试行，7 月正式启动全国绿证自愿认购 交易。从时间角度上看，绿证的设立是为了衔接 CCER，继续为风电、光伏项目提供资 金补贴。2019 年 1 月，国家发改委和国家能源局发布《关于积极推进风电、光伏发电无 补贴平价上网有关工作的通知》，促进风电、光伏发电通过电力市场化交易，实现无补贴 发展。2020 年 2 月，国家发改委、财政部、国家能源局联合印发《关于促进非水可再生 能源发电健康发展的若干意见》，提出全面推行绿色电力证书交易。2022 年 8 月，国家 发改委等部门印发《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关 工作的通知》，原则上允许绿证可转让（之前绿证限制二次转让）。可转让性意味着绿证 拥有了二级市场，在交易功能上与 CCER 对标。绿证市场的潜力或将进一步释放，在可 再生能源电力消纳和跨省区交易上提供有力制度支撑。

在风电与光伏发电平价上网后，绿证市场交易冷清的状况得到了明显改善。随着可 再生能源发电项目开发成本的降低，实现了平价上网，补贴绿证逐渐退出市场，平价绿 证成交量迅速增长。与此同时，平价绿证具有减排量计算方式简单、认证流程快捷与价 格便宜等优势，成为了很多客户认购的首选。2021 年 7 月起，平价绿证成交量迅速增加。 由于平价绿证统一挂牌价为 50 元/张，风电绿证、光伏绿证的平均成交价格在短时间内压 低至该价格附近。2022 年核发绿证 2060 万个，对应电量 206 亿千瓦时，较 2021 年增 长 135%；交易数量达到 969 万个，对应电量 96.9 亿千瓦时，较 2021 年增长 15.8 倍， 当年的成交核发比率达到了 47%。

CCER 与绿证市场是可再生能源的两个平行市场，存在很高的重合度。在 CCER 已 公示和备案的项目及减排量中，风电、光伏发电项目占多数，而绿证则来源于陆上风电 与光伏项目，两者的产品与市场特点比较相似。在没有限制时，供给侧会发生重复申请 的情况，即某一风电或光伏项目可以同时申请绿证和 CCER；需求侧处于分化的状态， 即大部分 CCER 被碳市场履约企业购买，而绿证则受到具有 ESG 需求的企业青睐，同一 项目的两份产品会被不同需求方购买。因此，绿证和 CCER 对可再生能源项目的环境权 益产生了重复计算，可能造成“一本双利”。对于同一项目而言，避免重复计算和重复交 易是保证环境权益有效性的首要原则，这也有助于促进资源的合理配置。 应用于风电、光伏发电项目的减排市场或将“二选一”。在历史上，由于 CCER 市场 与绿证市场运行时间是相对分离的，且补贴绿证的成交量低，两者的重复计算问题并不 严重。但是当 CCER 重启，如果风电、光伏发电项目继续同时存在于 CCER 市场和绿证 市场中，环境权益被高估的问题将会凸显。项目业主有强烈动机“涌向”成本低廉的风 电、光伏发电项目，这不利于两个市场的健康发展。《管理办法》明确规定，CCER 项目 须具备唯一性，否则将无法申请登记。绿证市场已经成为风电、光伏发电项目的减排交 易机制，预计重启后的 CCER 市场将不会纳入风电、光伏发电项目。

3.CCER 市场侧：有交易无市场，未来北京绿交所承担全国交易中心职能

在 CCER 市场运行过程中存在的一个严重问题是，虽然买卖双方可以进行 CCER 的 交易转让，但是缺少一个规范的、统一的全国市场，即“有交易无市场”。《管理办法》 对交易方式明确规定，核证自愿减排量的交易应当通过交易系统进行。 第一，CCER 当前的交易并未停止，国家发改委没有暂停二级市场（CCER 的一级 市场是由项目业主将减排量售卖给控排企业，二级市场是减排量在控排企业之间进行转 让买卖），然而随着可履约 CCER 的耗尽，多数成交产品只能在市场中空转。第二，原有 政策及配套设施未明确统一的交易场所。对于原有系统平台，国家温室气体自愿减排交 易注册登记系统只为参与方提供手续办理，中国自愿减排交易信息平台也只用于公示项 目审定、备案及签发信息。在实际操作中，任何一个碳交易所都可以对 CCER 进行挂牌 售卖，任何买卖双方都可以在场外签署协议并进行转让，而不需要向交易所备案。交易 存在严重不规范的现象：一方面，CCER 交易绝大部分在场外完成，地方交易所“各自 为战”，挂牌价格各不相同；另一方面，大量的场外交易也导致 CCER 的价格失真，既不 连续也不透明，不利于有效的监管与交易者的市场预判。

CCER 交易信息不透明，不利于生态环境部的监管。CCER 缺乏交易信息，部分碳 市场只提供挂牌交易的信息，并未公开全部协议转让的成交量和价格信息，尚未启动统 一的交易平台。而协议交易量又占据绝对多数，交易参与方通过零散的挂牌信息很难分 析判断 CCER 的价格变化、市场走势与潜在风险。与此同时，场内交易与场外交易的脱 钩导致 CCER 交易不透明，市场的有效性较低。由于当前 CCER 成交量较少，该问题可 能并未显现。然而，如果在机制未健全的情况下就重启 CCER 供给，大量的协议转让易 形成“地下经济”，或将不利于生态环境部的有效监管。

针对“有交易无市场”的问题，政策端高度重视全国统一的 CCER 交易市场建设， 并提供了大力支持。北京绿色交易所将建成面向全球的国家级绿色交易所，牵头运行全 国 CCER 交易中心。为保障交易规范性和监管有效性，提高市场透明度，预计 CCER 交 易将强制要求在交易所内进行，对协议转让采取限制或监管措施。 北京绿色交易所定位高、格局大、政策支持力度强，体现了国家打造优质 CCER 交 易市场的决心。北京绿色交易所（原名北京环境交易所）成立于 2008 年 8 月，是北京市 综合性环境权益交易机构，也是国家发改委备案的首批中国自愿减排交易机构。2021 年 7 月全国碳市场开启时，已明确碳配额市场交易中心设在上海，登记中心设在武汉， CCER 交易中心定位在北京。同年 11 月，《国务院关于支持北京城市副中心高质量发展 的意见》明确提出，“推动北京绿色交易所在承担全国自愿减排等碳交易中心功能的基础 上，升级为面向全球的国家级绿色交易所，建设绿色金融和可持续金融中心”。从政策表 述上看，北京绿色交易所的重要性或高于上海环境能源交易所，体现了国家对 CCER 交 易市场的重视。同时，北京市发改委发布《北京市“十四五”时期现代服务业发展规划》， 提出将高水平建设北京绿色交易所，承建全国自愿减排交易中心。

《管理办法》中提出，核证自愿减排量的交易应当通过交易系统进行，可以采取协 议转让、单向竞价、挂牌点选及其他符合规定的交易方式。2023 年 6 月，全国温室气体 自愿减排注册登记系统和交易系统建设项目通过初步验收，具备了上线运行的基本条件。 新的注册登记系统将移交生态环境部的正司级事业单位国家气候战略中心管理。《管理办 法》分别以“应当”和“可以”两种表述规定了核证自愿减排量的场内和场外交易方式。 虽然生态环境部并未完全限制协议转让等场外交易方式，但是我们认为这只是一种过渡 形式，由于北京绿色交易所 CCER 交易系统尚未投入正式运行，需要结合场外交易补充。 预计场内交易还是会成为主要的 CCER 交易方式，在未来可能出台的交易管理规则中或 将强制要求 CCER 在场内交易，对协议转让采取限制或监管措施。