碳市场（全国碳市场/CCER）机制与油气企业碳资产管理战略研究

报告编号：OGG-S-009 出品方：北京经纬智汇信息咨询有限公司 报告日期：2026年6月 保密级别：商密 · 对外交付（客户报告 / 咨询交付物） 版本：V1.0 研究级别：S 级旗舰报告 数据截止：2026年6月

执行摘要

碳市场正在从一项气候政策工具，演变为重塑全球油气产业成本结构、资产估值与竞争格局的底层变量。对中国油气企业而言，碳排放权与核证自愿减排量已不再是边缘性的合规科目，而是直接影响利润表、资产负债表乃至长期战略走向的"第三类资产"。本报告以"全球视野 + 中国主场 + 油气落点"为研究主线，系统厘清全球碳定价格局、中国全国碳市场（ETS）与中国核证自愿减排量（CCER）双轨机制的运行逻辑，深度剖析油气行业的排放特征与碳资产管理实践，并为油气企业提供分阶段、可落地、强决策导向的碳资产管理战略路径。

第一，全球碳定价已进入规模化、强约束的新阶段。 截至2025年，全球运行中的碳定价工具达80项，覆盖约28%的全球温室气体排放，2024年合计产生政府收入超过1000亿美元。欧盟碳市场（EU ETS）配额价格在2026年6月升至81欧元/吨以上，其碳边境调节机制（CBAM）已于2026年1月进入正式征收期，成为全球首个具有跨境约束力的碳边境价格。《巴黎协定》第六条在COP29（2024年巴库）实现全面运行化，国际碳信用跨境转让的制度框架基本成型。全球碳成本的"硬化"，对中国油气及炼化产品的出口竞争力构成长期、结构性的压力。

第二，中国全国碳市场进入"扩围—收紧—金融化"三重叠加的关键转折期。 全国碳市场自2021年7月启动，已成为全球覆盖排放量最大的碳市场。2024年度首次将钢铁、水泥、铝冶炼三大行业纳入管理，2025年纳入配额管理的重点排放单位达3378家、覆盖约80亿吨二氧化碳排放（约占全国总量的66%）。按照国家顶层规划，石化、化工、民航、造纸将于2027年前后纳入，届时八大行业将覆盖全国约75%的二氧化碳排放。碳价在2024年11月触及105.65元/吨的历史高点后，于2025年回落、2026年中回升至80元/吨上下；多数业内机构预期2030年碳价中枢将升至150—200元/吨。对油气产业链而言，炼化板块的纳入时点已进入"两年倒计时"。

第三，CCER市场重启释放结构性机遇，油气甲烷与CCUS是核心抓手。 全国温室气体自愿减排市场于2024年1月重启，截至2025年底已发布12项方法学、登记项目33个、签发减排量1776.37万吨。2025年11月，三项油气伴生气回收方法学正式发布，为油气企业开发CCER资产打开了制度通道。在控排企业可用CCER抵销5%应清缴配额的需求支撑下，CCER长期处于稀缺状态，自有减排项目的碳资产价值有望持续显现。

第四，国际石油公司已将内部碳价机制深度嵌入投资决策，中国油气企业需加快补课。 壳牌等国际石油公司在项目评估中长期采用影子碳价，并对2030年后设定了中价情景125美元/吨、高价情景220美元/吨的压力测试基准。中国"三桶油"虽已在ESG报告中按TCFD框架披露气候信息，并设定碳达峰碳中和路线图，但在内部碳价机制、碳金融工具运用、CCER项目储备等方面仍存在系统性差距。

核心建议（详见第十二章）：油气企业应以"碳盘查—配额管理—CCER开发—碳金融—信息披露"五大模块为骨架，构建专职碳资产管理体系；短期（1—2年）夯实数字化MRV底座、提前演练炼化纳入；中期（3—5年）设立专职碳资产管理部门、储备CCER项目、运用碳金融工具盘活存量；长期（5—10年）将内部碳价嵌入重大投资决策，推动碳资产从"合规成本"向"价值资产"重构。三个决策触发阈值值得高度关注：碳价突破100元/吨、CBAM免费配额降至50%（约2030年）、CCER相对配额出现持续溢价。

阅读提示：本报告采用"结论后置"结构，先铺陈全球与中国的事实、数据与机制分析（第一至第九章），再系统识别风险（第十章）、展望趋势（第十一章），最后给出决策结论与行动路径（第十二章）。决策层如需快速获取要点，可直接阅读本执行摘要与第十二章；技术与业务人员建议通读全文。报告中图表以详细占位符标注，含完整内容描述与数据要点，供后续可视化制作使用。

01 · 调研背景与目标

1.1 调研缘起与问题意识

碳达峰碳中和目标提出以来，中国正以制度建设的方式，把"碳"这一长期被外部化的环境成本，逐步内部化为企业的真实经营成本。这一进程对油气行业的冲击具有特殊性：油气既是高碳排放的"被约束对象"，又是天然气替代煤炭的"减碳贡献者"，同时还是CCUS（碳捕集利用与封存）、甲烷治理、地热等减碳技术的"能力供给方"。这种"被约束者、贡献者、供给者"三重身份叠加的复杂处境，决定了油气企业在碳市场中的策略不能简单照搬电力等单一被约束行业的逻辑。

与此同时，碳市场本身正处于剧烈变动期。一方面，全国碳市场刚刚完成首次行业扩围、《碳排放权交易管理暂行条例》刚刚施行、配额分配方法正从"强度控制"向"行业基准"过渡、有偿分配比例提升提上日程；另一方面，沉寂七年的CCER市场于2024年重启，并在2025年密集发布涉及油气的方法学。叠加欧盟CBAM正式征收、《巴黎协定》第六条全面运行化等国际变量，油气企业面临的碳政策环境，正处于"过去的经验不足以指导未来"的关键拐点。

正是在这一背景下，本报告试图回答三个层层递进的核心问题：

• 现状之问：全球与中国碳市场（ETS + CCER）当前究竟如何运行？规则、价格、参与主体、覆盖范围处于何种状态？油气行业在其中的位置如何？
• 方向之问：碳市场的演进将给油气产业链带来哪些机遇与冲击？哪些减碳技术路径能够与碳市场形成协同？油气企业的碳资产价值从何而来？
• 决策之问：油气企业应当如何构建碳资产管理体系？在不同时间维度上应采取何种行动？哪些信号是关键的决策触发点？

1.2 核心调研问题分解

围绕上述三问，本报告进一步将研究任务分解为九个相互衔接的模块：全球碳市场体系全景、中国全国碳市场机制、CCER机制、油气排放特征与核算、油气企业碳资产管理战略、碳市场对产业链的影响、减排技术与碳市场协同、竞争格局与产业生态、趋势展望与战略建议。各模块之间形成"国际—国内—行业—企业—技术—生态—决策"的逻辑链条。

1.3 调研范围界定

地域范围：以全球视野展开，重点对比欧盟、英国、美国、韩国与中国五大碳市场体系，落点于中国全国碳市场与CCER。

行业范围：以油气行业（含上游勘探开发、中游储运、下游炼化）为主体，横向参照电力、钢铁、水泥等碳市场重点覆盖行业作为比较坐标。

时间范围：采用"全时间轴"视角，向前追溯至《京都议定书》以来的碳市场演进，立足2024—2026年的最新政策与数据，向后展望至2035年的市场定型与企业转型路径。

1.4 调研方法说明

本报告以公开资料的系统性研究为主，信息来源包括：中国生态环境部、国家能源局等监管机构的政策文件与新闻发布；上海环境能源交易所、北京绿色交易所等交易平台的运行数据；世界银行、国际碳行动伙伴组织（ICAP）、国际能源署（IEA）等国际机构的年度报告；中国石油、中国石化、中国海油等企业的ESG报告；壳牌、道达尔能源等国际石油公司的气候与财务披露；以及清华大学、北京大学等研究机构的专题成果。研究采用"定性 + 定量结合"方法，以数据支撑观点、以案例佐证结论。所有关键数据均经多源交叉校验，并对口径差异作专门提示（详见附录与第十章）。

*图1 研究框架逻辑图*

02 · 全球碳市场体系全景

2.1 碳定价的两条路径：碳税与碳排放权交易

全球碳定价机制主要分为两条技术路径：碳税（直接对碳排放设定价格，"定价不定量"）与碳排放权交易体系（ETS）（设定排放总量上限并允许配额交易，"定量不定价"）。两者在政策目标、价格确定性、减排确定性、收入归属等方面各有优劣。

截至2025年，全球80项碳定价工具中，碳税与ETS大致各占一半（约43项碳税、37项ETS），二者合计覆盖约28%的全球温室气体排放。从收入贡献看，ETS贡献了全球碳定价收入的约三分之二，反映出排放权交易在大型工业经济体中的主导地位。

2.2 历史演进：从京都到巴黎再到巴库

全球碳市场的制度演进，可大致划分为四个阶段：

第一阶段——京都奠基（1997—2012）：1997年《京都议定书》确立了发达国家强制减排义务，并创设了清洁发展机制（CDM）、联合履约（JI）与排放贸易（ET）三大灵活机制。CDM允许发达国家在发展中国家开展减排项目并获得核证减排量（CER），成为中国早期参与国际碳市场的主要渠道，也是后来CCER机制的制度雏形。

第二阶段——欧盟先行（2005—2020）：2005年欧盟碳排放交易体系（EU ETS）启动，成为全球首个、也是规模最大的强制性碳市场，开创了"总量控制与交易"（cap-and-trade）的实践范式。这一阶段欧盟经历了配额过剩、碳价低迷的阵痛，并通过引入市场稳定储备（MSR）等机制逐步修复价格信号。

第三阶段——巴黎重构（2015—2023）：2015年《巴黎协定》取代《京都议定书》，确立了"自下而上"的国家自主贡献（NDC）模式，并在第六条中为国际碳市场合作留下制度接口。这一阶段，中国、韩国等新兴经济体相继建立全国性碳市场，全球碳定价版图加速扩张。

第四阶段——规则落地与边境扩张（2024—2026）：2024年COP29在巴库就《巴黎协定》第六条达成突破性协议，第6.2条（双边合作）与第6.4条（联合国监管的全球碳市场机制）实现全面运行化。与此同时，欧盟CBAM于2026年1月进入正式征收期，碳成本开始向贸易领域外溢，全球碳定价从"国内约束"走向"跨境约束"。

*图2 全球碳市场发展历程时间轴*

2.3 五大碳市场体系横向对比

欧盟碳市场（EU ETS） 是全球最成熟、价格最高的碳市场。其第四阶段（2021—2030）线性递减因子为每年4.3%，目标2030年较2005年净减排62%。MSR机制持续吸纳过剩配额，航空业免费配额于2026年全部取消，海运业也已纳入。EUA价格在2022—2023年一度逼近80—100欧元，2025年在60—80欧元区间波动，2026年6月升至81欧元/吨以上。覆盖道路交通、建筑等领域的第二套体系ETS2原定2027年启动，2025年11月经欧洲议会投票同意推迟；彭博新能源财经预测ETS2价格2030年或达149欧元/吨。

英国碳市场（UK ETS） 脱欧后于2021年独立运行，规则与EU ETS高度相似，价格略低于欧盟。英国正在推进与欧盟碳市场的链接谈判，并同步建设本国CBAM。

韩国碳市场（K-ETS） 是东亚首个全国性强制ETS，2015年启动，覆盖813家排放主体。第四阶段（2026—2030）总配额25亿吨，引入数量型市场稳定储备（K-MSR），发电行业拍卖比例从2026年的15%逐步提升至2030年的50%。但K-ETS长期面临价格低迷、流动性不足的困扰。

美国区域碳市场 缺乏联邦统一市场，以区域性安排为主。东北部的区域温室气体倡议（RGGI）覆盖11州电力行业，近期拍卖清算价约12—13美元/吨；加州碳市场则是全球第四大碳市场（仅次于中国、欧盟、韩国），并与加拿大魁北克链接。

中国全国碳市场 是全球覆盖排放量最大的碳市场，详见第三章。

*图3 五大碳市场价格水平对比柱状图（2025—2026）*

2.4 国际碳市场互联互通：《巴黎协定》第六条

《巴黎协定》第六条是国际碳市场合作的制度基石，包含两个核心条款：

• 第6.2条：允许缔约方之间通过双边或多边协议，转让"国际可转让减缓成果"（ITMO）。截至2025年4月，全球已签署90多个相关双边协定，涉及约56—60个国家。但实际落地缓慢，首笔ITMO转让直至2024年1月才由瑞士与泰国完成（涉及曼谷电动公交项目，转让1916单位）。
• 第6.4条：建立由联合国监督机构（SBM）管理的全球碳信用机制，是CDM的"升级版"。2024年10月该机制通过了方法学与碳移除标准，首批信用预期于2026年初签发。

第六条的核心制度设计是"相应调整"（corresponding adjustment）——转出国须在其国家排放清单中相应增加，以避免双重计算。此外，6.4机制信用还须缴纳5%的份额收益（SOP）用于适应基金，并通过整体减缓（OMGE）作出全球净减排贡献。这些设计提升了国际碳信用的环境完整性，但也增加了交易复杂度。

第六条的全面运行化，对中国油气企业具有双重意义：一方面，它为中国减排项目（如海外CCUS、甲烷治理）参与国际碳市场提供了潜在通道；另一方面，它也意味着国际碳信用的质量门槛与核算标准日趋严格，CCER若要实现国际互认，须在方法学严谨性与数据可信度上对标国际规则。