2021年7月16日，全国碳市场正式启动上线交易，至今，已经顺利完成两个履约周期，分别是2019-2020年以及2021-2022年，对应2021年和2023年两个履约年。
目前，全国碳市场已进入第三个履约期，7月初，生态环境部对外正式公布《2023、2024年度全国碳排放权交易发电行业配额总量和分配方案（征求意见稿）》，意味着相关工作正在紧密开展。从2023年第二个履约周期以来，围绕碳市场建设和碳核算管理的政策机制不断完善，全国碳市场升级扩容步伐提速。碳配额发放收紧，逐步引入有偿分配，是碳市场改革的大趋势。这也意味着，企业未来履约成本将逐渐加大，企业碳资产管理成为紧迫事项。“排碳有成本，减碳有收益”，通过碳配额履约交易和碳资产管理，有的企业赚得盆满钵满，有的企业却需要额外付出代价。电力行业上市企业公布的2023年财报显示，有企业为碳交易支出付出巨大成本，比如内蒙华电在2023年碳支出净额5.5亿，已拉低利润总额18%。而国电电力在2023年碳交易收入高5.43亿元，比2022年度增加2.97亿元，领先众多电力企业。
我国碳市场管理模式如何升级？新出台的碳配额总量和分配方案对未来碳排放市场可能带来什么影响？企业要做好哪些应对？本文从我国碳排放市场交易结构视角出发，探讨中国碳排放市场体制机制创新对市场效率和活力的影响。
01碳市场管理升级现
2023年，我国碳排放权交易市场取得了突破性进展，配额成交量与碳价双双显著增长，充分展现了中国碳市场发展的蓬勃势头与深化碳减排承诺的坚定决心。
根据上海环境能源交易所数据，2023年，年度碳交易配额总成交量超过两亿吨，相较于2022年增长了4.2倍，标志着碳交易活动的急剧增加和市场参与度的大幅提升。总成交额亦实现了大幅度攀升，达到144.44亿元，相比2022年增长超过五倍，碳资产价值显著提升。
与此同时，碳价在波动中上升，2023年最高点达到81.67元每吨，2024年4月，最高价甚至达到101.51元/吨，历史性突破了100元/吨的大关。
适度上升的碳价能够激励企业加大节能减排技术改造投入，促进清洁能源使用，进而推动经济社会向低碳转型。碳市场成交量与成交额的飞跃，离不开精细化管理模式的不断完善，通过一系列精心设计的政策措施，如配额年度分配管理策略、对负荷（出力）系数修正系数应用范畴进行扩展、创新性地引入配额预支机制等制度的实施，共同构成了支撑市场活力与减排目标实现的基石。配额分配机制是碳市场运行的核心，它决定了企业碳排放的权利边界。通过采用基于历史排放、行业基准等多种方法的混合分配模式，政策制定者能够更精准地反映企业实际排放情况，从而激励企业主动寻求减排路径，提高资源配置效率。该模式旨在通过分年度设定基准值精确控制碳排放额度，确保减排目标的有序实现，具有很高的灵活性。2021年、2022年作为首个碳排放执行周期，我国要求分别明确发放相应的碳排放配额，并要求相关企业按时完成履约，即在规定的期限内不超过其获得的碳排放额度。这种按年分配与核查的方式，有利于及时调整策略应对市场变化，也为企业提供了明确的短期减排目标，增强了碳排放管理的时效性和针对性。2、 对负荷（出力）系数修正系数的应用范畴进行了重要扩展负荷（出力）系数修正系数是碳排放配额分配方案中的一个重要参数，主要反映发电机组在不同负荷水平下单位发电量的碳排放差异。我国碳排放市场对负荷（出力）系数修正系数的应用范畴进行了重要扩展，目的在于更全面、更精细地反映发电机组的实际运行状况，从而更公正合理地分配碳排放配额。从原本仅限于“常规燃煤纯凝发电机组”，扩展到覆盖“全部常规燃煤机组” ，鼓励机组提高运行效率，减少碳排放，更多的燃煤发电企业将依据其实际的发电效率和负荷变化情况来调整其碳排放配额，这意味着，无论是专注于发电的纯凝机组，还是同时提供电力和热能的热电联产机组，都可以根据其实际出力情况，即负荷系数，获得相应的修正系数，以更精确地计算其碳排放配额，从而更加公平合理地反映各企业的真实排放状况和节能努力，有力促进了碳排放管理政策的全面性和公正性。这一扩展对于像电力这样的碳排放重点行业意义深远，通过给予这类机组负荷系数修正，可以鼓励更多热电联产项目的发展，提高能源的整体利用效率，减少对传统高碳排放发电方式的依赖，加速可再生能源和低碳技术的应用。在全球经济受到新冠疫情持续冲击的背景下，中国碳市场面临着前所未有的挑战。一方面，疫情对全球经济造成了深远影响，导致能源需求波动、供应链中断等问题；另一方面，国内煤炭市场价格在2021-2022年间持续高位运行，加剧了电力生产企业的成本压力，一部分电力生产企业遭遇了较大的碳排放配额不足问题。在这样的特殊时期，确保能源安全稳定供给的任务显得尤为艰巨，尤其是对于那些承担着重要民生和工业用电需求的电力生产企业。为此，政府采取了灵活的政策调整，创新性地引入了配额预支机制，制定特别条款，授权排放超标超过10%的关键排放主体可预先申请利用2023年度的部分碳排放额度，预支额度最高可达其现存缺口的半数。这一机制给予企业调整和优化碳排放管理的时间窗口，有效缓解了相关企业在特殊时期内的经济压力，充分体现了政策的人性化和灵活性。上述措施综合考量了我国碳排放市场实际、企业困难及长远发展目标，展示了我国在碳排放管理方面的创新思维和精准施策能力。
02新分配方案：企业需要更加灵活地管理碳资产
7月初，生态环境部对外正式公布《2023、2024年度全国碳排放权交易发电行业配额总量和分配方案（征求意见稿）》，跟前两个履约周期相比，这次最大变动是由两年一履约变成一年一履约。即2024年12月31日完成2023年的履约，2025年12月31日完成2024年的履约。这一变动有利于增强市场活跃度。
作为碳排放权交易市场的重量级文件，其内容关系到未来我碳排放市场的走向，从发展趋势来看，征求意见稿可能带来的重要影响主要包括：
在我国碳排放当前履约周期内，企业可以无限制地使用本年度以及之前的任何年度所持有的碳排放配额。但根据征求意见稿的要求，2023和2024年拥有配额富余的企业，可以结转至下一履约周期，即2025年度；但自2025年度之后，只能使用结转的配额和后续发放的配额，未能申请结转的配额将被视为过期，不再具备履约价值，这意味着企业必须在规定的期限内决定是否行使结转权利，否则将面临配额价值的损失。这一新规表明我国碳市场的配额结转与履约机制将迎来一系列重要调整，企业需要更加灵活地管理碳资产，根据自身减排进度和市场条件，适时调整配额的使用策略，提高市场灵活性，而不是一味囤积碳配额。另外，这一规定将推动我国企业履约周期从双年度过渡为单年度，这也预示着市场交易频次的催化，未来如果年度化的履约模式固化为常态，我国碳市场交易将有望步入高频、提速的新时代，可以说为我国后续年度的碳资产管理提供了清晰的指导框架。此次征求意见稿对碳排放的计算基准数据进行了调整。具体而言，对于300MW以上的大容量机组，2023年的发电碳排放平衡值被设定为0.7892吨二氧化碳每兆瓦时（tCO2/MWh），而基准值则微降至0.7861 tCO2/MWh，相较于平衡值下降了约0.4%，对300MW以下机组较平衡值下降0.8%，显示出对低排放、高能效机组给予的政策倾斜，对于热电联产机组的供热基准值降幅也相对较小，体现出对热电联产高效能源利用方式的支持，即希望更多企业能够投资热电联产项目，提升能源综合利用效率。不同机组类型基准值较平衡值的差别释放出鼓励大容量机组和热电联产机组的政策信号，同时引入冷却方式和调峰修正系数，鼓励机组参与电力调峰，展现出通过利用市场机制推动能源转型和环境保护方面的政策意图，意在鼓励企业采用更高效、更清洁的发电技术，推动行业内部的碳减排步伐。目前我国配额分配的参照指标聚焦于供电量，而根据新发布的征求意见稿，这一标准已演变为以发电量为基准，二者微妙却关键的区别，实则根植于对厂用电量考量的变迁。征求意见稿的编制说明对此次调整的缘由进行了详尽阐述，主要是鉴于生产过程中辅助设施耗电量的精确统计与验证存在较大难度，间接导致供电量数据的可靠性受限，面临较高的质量风险，因此，此次基准切换存在必要性。征求意见稿中配额分配机制部分最显著的变化是对核心计算原则进行了革新。原先基于“供电量”的机组发电评估方法，转换为更侧重于“发电量”的评价体系。对发电企业而言，明确的配额和分配规则有助于企业规划长远的减排路径，提前做好碳资产管理，避免未来因超标排放而需额外购买昂贵的碳配额，这是综合考虑企业规模、技术水平、能效改进潜力等多重因素的结果，尽力确保分配的公平性和激励机制的有效性，鼓励企业通过技术创新和管理效率提升减少排放。另外，征求意见稿规定，电力产生的二氧化碳间接排放不计入配额管理，这一调整对行业也有重要影响。企业不再需要为外购电力的间接排放支付碳价，一定程度上减轻了企业的经济负担，有利于企业将精力集中于减少直接排放，比如改进生产过程、采用清洁能源或提高能源效率，而不是仅仅依赖于购买绿电或碳信用来满足减排目标。总体而言，征求意见稿作为中国推动绿色低碳转型的关键举措，不仅仅局限于单纯减排目标的实现，而是通过一系列精心设计的激励机制，推动各方共同促进能源结构优化和环境质量改善。
03结语
回顾我国碳排放市场取得的成就，政策机制的创新不仅是激发市场活力的关键，也是推动碳减排目标实现的有效途径。
征求意见稿的出台，标志着我国在碳排放控制上进入了更加精细化、市场化的新阶段，随着政策的逐步落地与市场机制的不断完善，预计碳排行业将逐步摆脱对高碳能源的依赖，向低碳、清洁、高效的发展模式转变，为实现我国的碳达峰、碳中和目标贡献力量。我国的政策制定者正在构建一个既充满活力又目标导向明确的碳市场环境，为实现经济社会绿色转型奠定坚实的环境基础，持续的政策创新与优化将是维持市场健康运行、深化减排成效的重要保障。
