发电企业集团化碳交易规则应对碳市场机制的策略研究

一、 发电企业参与碳市场背景概述

（一） 政策背景

我国是目前全球一次能源消费量最高的国家，是全球主要的温室气体排放国，承受着化石能源利用所造成的环境污染和气候变化双重压力。积极应对全球气候变化，是我国作为负责任大国的重要体现，也是加快推进生态文明建设的重要内容。党中央、国务院高度重视我国碳排放权交易市场建设，党的十九大报告明确指出：要加快生态文明体制改革，建立健全绿色、低碳、循环发展的经济体系，启动全国碳排放交易体系，稳步推进全国碳排放权交易市场建设，建立健全绿色低碳循环发展的经济体系。我国已向国际社会承诺，2020年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降40%-45%，2030年二氧化碳排放达到峰值并争取尽早达峰，单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降60%-65%。温室气体排放量已成为新的国民经济约束指标，火电企业碳减排压力日趋加剧，控排刻不容缓。在《“十三五”控制温室气体排放工作》方案中，提出了2020年大型发电集团单位供电二氧化碳排放控制在550g/kWh的目标。

2011年，国家发改委印发《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，开始在北京、天津、上海、重庆、湖北、广东和深圳开展碳排放权交易试点工作；2013年，深圳启动碳市场，标志着试点地区碳交易市场的正式启动；2016年，国家发改委印发《关于切实做好全国碳排放权交易市场启动重点工作的通知》，为开展全国碳排放权交易工作做好准备，同年12月，福建省启动碳排放权交易试点工作，成为全国第八个交易试点地区；2017年12月19日，国家发改委印发《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》，标志着我国碳排放交易体系完成了总体设计，已正式启动全国碳排放交易体系，建设全国碳排放权交易市场，是利用市场机制控制和减少温室气体排放、推动绿色低碳发展的一项重大创新实践。

自全国碳交易试点地区开展碳交易工作以来，7个试点地区都开展了形式多样、内容丰富的碳交易工作，为建立全国统一的碳排放权交易市场积累了宝贵的经验。自2013年深圳开展碳交易以来，截至2017年11月，7个试点地区累计配额成交量超过2亿吨二氧化碳当量，成交额超过46亿元。全国碳交易总量将达到50亿吨，是欧盟排放交易体系(EU-ETS)的2.5倍，将成为全球最大的碳市场。碳市场的出现使碳排放配额和核证减排量具备了价值储存、流通和交易的功能，随着全球气候治理与节能减排工作的不断深入，以及碳市场全球影响力不断扩大，企业碳资产也受到了广泛的重视。

从全国碳市场启动新闻发布会来看，当前全国碳市场建设坚持求稳基调，分为三个阶段稳步推进碳市场建设工作，基础建设期：完成全国统一的数据报送系统、注册登记系统和交易系统建设；模拟运行期：开展发电行业配额模拟交易；深化完善期：在发电行业交易主体间开展配额现货交易。发电企业应正确认识全国碳市场，改变被动参与碳交易市场旧的观念认识，充分把握碳市场机遇，将低碳发展理念融入到行业和企业发展当中，积极主动参与碳市场建设，在碳市场基础设施建设、第三方核查机构等领域做出贡献。

（二） 碳市场机制概况

1.国际碳交易市场机制

2005年《京都议定书》中提出了强制减排目标以及排放权贸易、联合履约和清洁发展机制三项机制，通过这三项机制建立了国际碳交易机制的基础。目前国际碳市场根据是否强制控制总量可分为强制市场和自愿市场，其中强制市场主要代表是以欧盟强制碳排放交易体系为基础的欧洲市场，自愿市场以中美国芝加哥气候交易所为典型。除去自愿购买减排项目的市场外，欧洲市场和芝加哥交易所都以总量控制的方法规定了年度排放限额（即供给），通过MRV确定企业年度排放量（即需求），同时使配额可以进行交易。通过这种方法使碳排放权成为有价值的商品从而建立碳市场，其价格形成机制依靠现货交易和期货交易，特别是国际市场上对于期货期权等金融工具的引入，提升了碳市场的价格发现的能力，为投资者提供了更多选择。相比于一般市场而言，碳市场的总量控制对价格的形成和供给关系也有特殊影响，对于市场参与方的年度市场趋势判断能力提出更高的要求。

2.国内碳交易市场机制

国内统一碳市场于2017年底建立，尚未开展正式交易，国内碳交易仍只在试点地区开展。目前试点省份以重点行业强制交易履约为主，其他行业自愿交易为辅的方式进行交易。碳交易试点地区均为总量控制市场，每一年度市场配额总量根据地区年度减排总目标计算得到，企业配额量采用历史法或行业基准法计算，注重区域减排的目的，排放量则根据相关的行业标准或国家规定进行核算，结果具备通用性，为全国统一碳市场奠定了核算工作的基础。由于重点行业多为高耗能企业，市场内配额总量巨大，但市场整体活跃度不高，原因有如下几点：首先，大部分试点地区配额采用免费发放的形式，仅湖北与广东地区配额采用部分拍卖的方法发放，导致目前大部分市场价格较低。其次，虽然目前市场配额总量大，但参与主体种类少，大型能源企业仍以完成考核方式对待碳市场，导致除履约期外市场交易加之现阶段碳市场更多以减排为主要目的，市场参与度不高。最后，由于碳市场处于起步阶段，不能盲目引入金融产品，市场价格发现能力低，价格机制与风险机制发挥不明显，市场主要靠供求关系无法提升。根据国际与国内碳市场发展趋势，可以预测全国碳市场在初期仍是以供求关系主导的短期现货交易为主，同时存在中长期的增值交易，不过由于市场总量大，履约期短期价格波动仍会对控排企业的履约成本产生巨大影响，市场风险依然存在。

二、发电企业碳交易概况与分析

自2005年确定了清洁发展机制（CDM）以来，CDM项目开发的进展十分迅猛，东道国的数量也一直在增加，其中大部分的项目来自于中国、印度和巴西。中国的新能源企业积极参与了CDM项目的开发，从全球来看，大量的CDM项目来自于中国，中国也拥有着亚洲地区大部分的CERs。但随着《京都议定书》第一承诺期在2012年底到期，第二承诺期中关于发达国家量化减排义务的协议迟迟未达成，又受到欧债危机的影响，欧盟碳市场逐渐不再接受来自中国、印度等发展中国家的减排量。自此，CDM市场在国内外均走向低迷，CER的价格也从十几欧暴跌至几欧元甚至零点几欧元。CER的价格在很大程度上受到了政策变化的影响，直至巴黎会议后，减排承诺才开始了自下而上的国家自主贡献。

随着国家发改委于2011年发布了《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，北京、上海、天津、重庆、湖北、广东和深圳七地在2013年到2014年期间陆续正式开展起碳排放权交易的试点工作。随后，福建在2016年底也加入，成为第八个试点区域。通过多次履约，试点地区已建立起交易活跃、运行顺畅的碳市场交易体系。从2013年开始至2017年底，北京、天津、上海、深圳、广东已完成了四次履约，重庆、湖北完成了三次。

试点地区的碳交易主要覆盖了电力、钢铁、水泥、石化等行业，不同的地区侧重行业又有所不同，交易的产品主要为配额和CCER。每个试点的CCER抵扣比例和要求也有所差异，都是由各个试点根据当地的碳市场情况分别制定。试点地区的碳排放权交易不仅为中国的碳市场贡献了宝贵的经验，更为后期全国碳市场的全面开展提供了有力的保障。

各试点在开始运行的初期，配额的价格都保持了不同程度的上涨，而在之后几年，则开始逐渐回落。每当履约期临近，碳价会在一些试点地区逐渐上扬，这是由于多数控排企业缺乏经验，大多会在履约日截止前积极交易。随着经验逐渐丰富以及对规则的解读越发清晰，大量的CCER抵扣使得配额的价格走低。各地区在解读国家发改委相关政策的同时，也在逐渐完善履约规则，控排企业和投资机构也在谨慎操作、主动作为以适应碳交易市场。

碳资产管理业务在中国还属于新兴事物无论是政策、法规以及制度还存在着很多的不确定性，随着 2017 年全国碳市场的启动，我国将超越欧洲成为全球规模最大的碳市场。专业的碳资产管理可以提高碳资产价值，增加企业的利润。然而结合国内外碳资产管理业务发展的经验来看，碳资产管理业务往往会面临多方面的风险，如国家政策风险、流动性风险、市场风险和碳资产管理业务履约风险。

（一） 组织职责分析

从2013年起，随着中国碳市场开启，电力行业是首先被纳入控排的行业之一，大型发电企业开始逐步关注并且重视国内碳市场，积极建立碳资产管理组织体系和建章立制，目前大型电力企业在集团层面上已基本确定了碳资产业务集团主管部门及集团碳资产管理文件，同时，电力企业可以建立专门的碳资产管理机构，统一管理企业的碳资产，积极应对全国统一碳市场。五大电力碳资产组织指责及运营管理模式如下表所示：

表1 大型发电集团碳资产管理组织结构表

中国大唐集团公司是国内最早参与国际国内碳市场开发的企业，作为国有重点特大型发电企业，大唐集团对于全国碳市场建设高度重视，确立了“强化领导、把握节奏、走在前列”的总体要求，并在初期缺乏制度支撑的严峻形势下，大唐集团通过积极开拓市场，以试点地区电厂为突破口，率先在五大电力中第一个开展了全集团79家火电企业2013-2015年度温室气体排放历史盘查工作，截止目前已完成94家火电企业温室气体排放历史盘查工作，并协助碳交易试点地区控排电厂连续五年完成履约工作。

大唐集团在组织结构上，已明确各层面管理部门的职责，组建了专业化的大唐碳资产有限公司，理顺了经营和管理体制，全面开展了所属发电企业历史的碳盘查工作，有效提升了集团公司的碳资产管控能力，并于2017年出台了《中国大唐集团公司碳资产管理办法（试行）》，为大唐集团碳减排与可持续发展，建设“绿色大唐”的战略目标奠定坚实基础。

由于碳交易相对于传统大型发电企业业务来说是一个新兴的产业，目前大型发电企业也存在是否具备目标明确、结构清晰、职能完备、功能强大的风险管理部门及完善的碳交易管理规则等一系列问题组织机构上的问题有待明确。由于部分发电企业不熟悉碳交易市场的基本原理和制度规则，对碳交易的认识不到位，发电企业作为碳市场最重要的参与主体，只是消极被动地参与碳交易甚至对碳交易持观望态度，而不是积极主动开展碳资产交易。

（二） 碳交易决策流程分析

大型发电集团组织结构多为分级式管理结构，决策流程存在决策周期长，审批节点多，参与部门多的特点。根据近年来试点地区控排企业的实际决策过程可以发现，目前大型发电集团的决策流程并不能很好适应碳市场需要，主要原因在于发电企业其决策流程多为传统采购的决策流程，缺少参与市场交易的经验。

1．决策时间短、年度履约时间利用不充分

国家规定的履约周期是一个自然年，而交易截止日期目前多在每年6-7月。因此核查期、交易及履约工作均集中在上半年，多数企业会选择核查结束后开始进行配额的交易工作，目的是可以一次性得到相对准确的履约量，减少重复审批工作。但实际操作中可以发现，核查结束后再开始决策工作易导致交易期过短，给履约工作增加了很大难度，例如履约截止日期前市场价格的明显上涨，面对市场价格波动缺少应变方法导致交易成本上升，或者因资金审批时间过紧导致履约失败风险的发生等情况。

2．决策方案不全面、缺少完整交易方案

目前试点地区的控排企业交易以履约交易为主，基层控排企业参与碳市场的目的主要是完成年度履约考核工作，而非发挥碳配额的资产属性，保证碳资产的保值增值。因此控排企业对于年度内的碳配额的资产运作重视不够，缺少完整的履约交易方案，大部分企业没有增值交易方案，而实际中增值交易方案对于履约交易方案有重要意义，一方面可以增加配额收入或降低履约成本，另一方面也可以降低履约风险，制定完整的交易方案是企业交易工作的重点工作之一。而基层企业由于市场信息不对称无法指定完整的交易方案，亟需集团层面的完整规划和方案。

3．决策能力较弱、市场预测不准确

碳市场核心的机制是价格机制，有很强的政策性和季节性。碳配额价格受政府确定的市场总量，和短期履约压力的供求关系影响。目前试点地区价格的在十几到几十元不等，价格波动对于发电企业的履约成本有很大影响。而发电基层企业自身属性为生产企业，缺少资本运作的能力，从试点行业中可以看到，基层发电企业在碳市场交易中不能准确预测市场行情，判断往往落后市场变化，造成履约成本上升或降低碳资产收益。因此，发电企业应该发挥集团化优势，加强市场预测和决策能力，使企业在碳市场占据优势地位。

4．决策统一度低、基层企业执行力不强

受全国试点政策影响，发电企业在市场中是以独立状态进行市场参与，而国内发电企业多为集团企业，企业内部决策具有很强的统一性。基层企业在碳市场中由于缺少集团层面的决策，在具体市场操作中执行力有限。因此发电企业应进行统一决策，统一部署，增强基层企业执行力。

（三）碳交易供应商与采购管理分析

随着碳排放权交易市场的不断发展和碳交易创新产品的不断开发，碳市场竞争也日益加剧，所以发电企业若想在高速发展与竞争激烈的碳市场竞争中占得一席之地，就要根据自身的实际情况做出相应地改变，以适应碳市场发展的需要。随着全国碳市场的启动，碳市场规章制度的逐步完善，发电企业供应商管理所存在的弊病也越来越明显，传统的经营模式已经很难适应当前的碳市场发展模式，发电企业如果不能主动地顺应碳市场的改变现有传统供应商管理模式，将会极大地降低自身的在碳市场中的竞争力。从碳交易试点地区的经验来看，传统的供应商管理模式会为交易带来交易决策慢、流程过长、增加交易成本、措施最佳交易时机等实际问题的出现。

碳市场的价格具有较强的时效性，按照目前发电企业所采用的传统采购方式，一个采购需要多个部门的协同操作完成采购工作，并需要安装不同的采购金额分级进行审批，相对价格时效性较强的碳交易很容易耽误最佳的交易时间。另外，发电企业大额采购均采用传统的公开招标方式进行采购，这种采购方式适用于传统的物资采购，对于具备资产和金融属性的碳资产并不能完全适用。首先，碳排放数据是各个发电企业的关键数据，该数据的公开可以大范围的影响碳市场的价格走势；其次，对于碳资产来说，复杂而过长的招标程序也会造成供应商报价的失去有效性，不仅会造成企业履约成本的大幅上升还会因不符合招标或非招标流程规定导致交易失败的情况出现。

（四）风险与控制管理分析

1．政策风险

政策风险逐步成为影响碳交易的主要风险，国内碳交易开展以来，国家主管部门与七个试点省市各自出台政策并且政策密集而多变，碳资产管理业务在实施过程中要面临政策的不断调整，各试点地区政策要求均不相同，因而存在政策性风险。以广东省为例，2013年规定配额发放为有偿发放与免费发放两种方式，并且将逐年降低免费发放的比例。然而广东省2013～2015 年的配额发放政策连续变化，2013 年规定由政府来发放 97%的免费配额，剩余3%配额为有偿配额通过公开拍卖的方式由企业竞拍获得。2014 年规定 800 万 吨的配额全部通过阶梯竞价的形式来发放。2015 年则变更为，有偿配额降至200 万吨，全部通过企业参与竞价来发放。拍卖底价也逐年下降，由 2013 年的 60 元每吨下降至 12．84 元每吨。并且，最初承诺的免费配额比例降低速率超乎预期，有偿配额底价设置过于随意，而承诺的纳入控排的行业也未扩大。虽然政府政策调整是出于适应市场需求的考虑，但是政策调整过于密集且缺乏连贯性，因此会大大增加企业在碳资产管理业务上的风险，从而降低企业参与碳市场的积极性。

2．流动性风险

流动性风险是碳资产管理的重要风险之一。首先，国内碳市场流动性与市场换手率偏低。相比于国外市场5-6的换手率，国内试点碳市场的平均换手率仅有0.11，由此可见国内的流动性很低，与国外市场存在着非常大的差距。因此在这样的市场交易时存在流动性风险。当市场交易频率低时，持有买单可能无法找到交易对手。特别是对于大金额的买单，即使最终交易成功，也会对市场价格造成非常大的影响，提高购买方成本。如果在碳资产管理中对碳配额市场没有充分的判断，可能导致损失。其次，一些碳资产业务会对企业的资金流动性有一定的考验。其中碳资产托管业务最具代表性。目前国内碳资产托管业务在交易时需要保证金，因此托管规模过大容易引发管理机构的流动性问题。以湖北省碳交易市场为例，2014年该省碳排放权交易中心颁布的《配额托管业务实施细则(试行)》中规定:“托管协议执行期间实行市值风险控制。当该托管账户与保证金账户总市值不足托管配额市值的110%时，托管账户将被冻结”并且“追加保证金应满足托管账户与保证金账户总市值为托管配额的 120%”。基于托管帐户需要与碳资产市场价格关联，碳资产管理机构的托管配额将同时受到市场流动性与其企业的资金实力影响。如果托管的金额与规模大于该机构的承担范围，会导致其交易失败并造成损失。而由于超过自身的托管能力而无法按时或按金额追加保证金，导致其托管账户交易异常或者失败，更有可能违反托管条约。

3．市场风险

市场风险也是碳资产管理的风险之一。碳交易市场价格与产量受多种因素影响，市场变动会给碳资产管理带来很大的不确定性。首先，由于现在国家以及全球经济的增长和变动会影响社会生产和工业发展，进而影响碳资产的交易需求和价格，导致碳资产管理的规模与收益将面临市场波动和影响。社会生产速度加快会导致工业发展加速，企业的碳排量变大，碳资产管理配额增加，扩大碳资产管理业务规模，提高效益。反之亦然。其次，化石能源价格的波动也会影响碳交易市场。化石能源价格降低，企业化石能源使用量增加，二氧化碳排放量上升，碳配额的需求增加，有利于提高碳交易市场价格，碳资产管理业务得到更好的发展。反之，化石能源价格走低，企业使用量降低，碳配额需求量下降。第三，新能源的发展与使用会对碳交易市场价格以及需求量造成影响。新能源的推广及普及有利于降低企业的碳排量，并且企业也会通过研发新的技术来提升生产效益，从而降低碳排量。因此新能源和企业的新技术都会降低企业的碳配额需求。上述三个方面的变动与不确定都会对碳资产管理带来市场风险。

4．履约风险

碳资产管理业务存在一定的履约风险。以碳资产托管业务为例，通常企业需要在短期内将碳资产转移给碳资产管理公司由碳资产公司统一进行托管业务，在到期前由碳资产管理公司将碳资产及收益返还给控排企业。在此过程中，控排企业需要托管资产在碳排放履约的最后期限之前返还，并且保证企业有充裕的时间完成履约操作。而碳资产公司则希望碳资产归还期限尽可能接近履约期限，以便充分利用碳资产的市场价格波动来进行碳资产增值交易。由此便产生了碳资产管理的履约风险，企业与碳资产公司需综合考虑多方面的因素约定具体碳资产返还时间，例如地方发改委对碳排放履约截止期限的设定、交易所对配额返还审批时所需要的时间以及企业内部完成履约的审批操作时间等多方面因素。如在履约期前，这些因素出现了变化，都会造成碳资产归还的延期，产生履约风险。

三、发电企业碳交易管理设计

（一）建立集团统一管理的决策流程

根据试点地区发电企业的经验和集团管理的实际情况，发电企业碳交易的决策流程可分为以下几步：编制年度交易方案、年度方案审批、年度方案下达、增值交易方案制定、非年度交易方案制定、方案执行、相关资料。在决策过程中应坚持以下原则。

1．坚持统一管理原则

大型发电集团的碳交易决策流程应坚持统一管理原则，由专业公司进行统一方案的编制；集团公司集中审批，统一下达交易方案。一方面专业的碳资产公司编制交易方案可以增强交易方案的系统性、科学性，加强集团公司统一布局减少信息不对称带来的风险，另一方面由集团公司统一审批下达可以增强基层企业的执行力，避免因执行力不足导致缺少市场行情情况的发生。

2．细化履约交易决策流程

交易决策应分为年度交易方案和非年度交易方案。年度交易方案是为满足履约工作按时按量完成的基础方案，非年度交易方案为年度交易方案的补充。由于年度交易方案的基础性和必要性，需要基层企业高度执行，并且涉及大量资金的审批工作，因此年度方案需要集团层面的审批并下达到基层企业。同时，配合非年度交易方案，完成履约工作的同时降低成本。此外，年度交易方案的决策流程应于每年三季度启动，充分利用年度履约时间，避免仓促决策的情况发生。

3．重视增值交易决策流程

增值交易决策是碳资产保值增值的重要部分，发电企业配额体量大，具备很强的增值潜力。发电企业应重视增值交易决策流程，由于增值交易需要准确把握市场机会，因此在保证决策流程合法合规的前提下，适当考虑减少审批节点，加快审批速度，迅速落实执行，使企业可以最大程度从市场中获得增值收益。

（二）创新统一灵活的组织管理理念

大型发电企业的组织结构与一般企业存在较大差异，面对碳市场应在现有组织结构上针对碳市场的特点建立相应的组织管理方法以应对碳市场的发展需要。具体建议如下：

1．构建大型发电企业碳资产管理制度体系

统筹碳排放与原有节能减排、环境保护等相关部门及职能的关系，积极制定相关政策，规范发电企业内部各排放单位碳排放、碳资产、碳金融等管理行为，实现碳排放管理科学化、程序化和规范化。

2．转变观念全面积极参与全国碳市场

大型发电企业应正确认识全国碳交易市场，改变被动参与碳交易市场的观念，充分把握碳交易市场机遇，将低碳发展理念融入到发电企业发展当中。

3．提升碳市场参与层次与碳资产管理能力

积极培育碳交易及碳资产管理的专业队伍，通过制度宣贯、教育培训等形式，提高从业人员对相关政策法规的理解及运用能力，使其熟悉交易规则。积极参与、主动学习国家碳交易市场的操作规范与准则。结合企业实际，高度关注碳资产项目开发、碳资产融资业务、碳资产优化管理、碳交易服务提供、碳交易平台和信息服务、第三方核查业务等碳市场核心业务与业务创新等领域的信息，抢占碳市场先机。提高对减排成本、履约成本、碳市场参与和碳资产管理的综合管控能力。

（三）高度关注节能减碳技术的发展与应用

采取有效措施降低碳排放。节能减排、绿色发展是趋势。碳交易作为一种市场手段，可以为企业减碳提供支持，但最根本的降低碳排放措施是企业主动采用先进低碳技术。火电厂作为重点控排企业要充分运用已有的支持政策，加大技术升级和设备升级力度，充分发挥技术降碳的潜力和作用。

此外，在具体实施中，发电企业应根据政府部门要求积极开展企业碳排放摸底工作并完成试点企业履约，积极开展培训和监测等能力建设，开展风电、水电等自愿减排项目开发等。为做好全国碳市场在电力行业的建设，电力企业应进一步提高认识、积极行动。应加快在人力、物力、财力上的投入和准备，实事求是、科学准确核算和上报碳排放报告数据，尽快掌握碳市场的机制和方法。在基础建设和模拟运行期间，熟练掌握碳交易工具。大型发电企业应当发挥总体优势，在集团层面统筹推进碳市场建设并使国家要求在基层企业得到落实。

四、发电企业未来集团化碳交易管理发展建议

（一）鼓励并加大发电企业的参与程度

国内的碳交易市场需要积极推广以及宣传碳排放知识，帮助发电企业了解碳市场以及碳交易，树立正确的碳约束意识。加大发电企业的参与度，鼓励并促使企业提供信用信息。从而降低信用度风险，和流动性低的风险。同时，企业的配合以及数据支持有利于改善数据不足的问题，并且有利于管理机构预测企业的碳排量，盘查与核对企业的碳排水平。

（二）完善集团化碳资产交易管理规则

国内大型发电企业应根据碳交易市场的实际情况建立并完善适合自身企业特点的碳交易管理规则。通过碳交易管理规则明确企业内部碳交易工作原则、碳交易组织机构、组织职责、交易决策流程、采购流程及供应管理等关键要素。通过建立碳交易管理规则，能够最大程度的避免因审批拖延、采购程序繁琐等问题导致的高成本履约，并能同时确保发电企业的碳资产保值增值。

（三）适当的引入金融机构介入碳资产管理

首先，以银行为主体的金融机构开发相应的碳金融产品在进入市场后，有利于平衡碳价的波动，并活跃碳交易市场。其次，金融机构可以提供资金支持，以弥补碳管理企业在碳交易中遇到的资金不足的风险，保障碳资产管理业务的顺利开展。最后，由于金融机构自身的信誉以及对各行业的信用情况掌控，有利于降低碳资产不能如期返还会造成的履约风险。

（四）明确与完善国内统一碳市场的配套制度

明确碳排量控制制度，碳配额的分配制度、信息公开制度、报告审查制度等方面影响参与机构和企业的学习、沟通成本。有利于企业参与到碳交易与管理中来，提高积极性，规避管理中的政策风险。

（五）加强宏观经济以及相关行业动态的追踪与研究

除电力行业外，石化能源价格，新能源的发展以及各行业自身技术革新都会影响到碳交易市场。加强宏观了解与市场追踪，有利于第一时间了解各方面市场动向和价格波动.