自2021年7月全国碳排放权交易市场（以下简称全国碳市场）正式开市以来，全国碳市场运行已满三年。

截至2024年7月16日，全国碳市场配额累计成交近4.7亿吨，累计成交额近270亿元；

碳价由碳市场启动时的每吨48元，上涨至如今每吨90元—100元左右；

在前两个履约周期，纳入全国碳市场的电力企业通过碳交易，促使电力行业总体减排成本降低了约350亿元。

碳市场经过三年健康发展，不仅促进了企业绿色转型，还带动了行业低成本减碳，同时，在推动国家温室气体减排和绿色低碳转型中发挥着重要作用。

运行平稳有序，碳价发现机制作用逐步显现

三年来，全国碳市场运行期间，市场运行平稳有序，交易价格稳中有升，碳价发现机制的作用逐步显现。

据了解，第一个履约周期，全国碳市场共纳入发电行业重点排放单位2162家，年覆盖二氧化碳排放量约45亿吨；第二个履约周期，共纳入发电行业重点排放单位2257家，年覆盖二氧化碳排放量51亿吨。从可交易的二氧化碳排放规模看，中国碳市场是全球规模最大的碳市场。

公开数据显示，全国碳市场自启动上线交易至2024年7月16日，碳排放配额累计成交近4.7亿吨，累计成交额近270亿元。随着交易量和交易额的稳步增长，碳价也在稳中有升。

2021年7月，碳市场启动时的碳价为48元/吨；经过两年的发展，到2023年7月，全国碳市场挂牌协议交易最高价达到65元/吨，自此之后，碳市场价格一路走高；今年4月24日，全国碳市场收盘价为100.59元/吨，首次突破百元关口，较交易首日的开盘价48元/吨翻倍。

“通过三年的发展，可以看出，全国碳市场价格发现机制作用初步显现，企业在碳价波动的区间范围中可以发现价格锚点，在做相关决策时也有了判断依据。”中电联规划发展部副主任张晶杰告诉中国环境报记者。

业内专家表示，随着我国对气候变化和“双碳”目标认识的加深，碳市场交易价格上升是大势所趋，而碳市场相关政策的完善和优化，在第三个履约周期，将显著提升碳交易市场的活力。

记者了解到，今年1月，全国温室气体自愿减排交易市场（CCER）启动。全国碳市场引入了CCER抵销机制，关联了控排及非控排企业，扩大了全国碳市场的影响力，有利于调动减排企业开发CCER项目的积极性、增加市场的流动性。

进入到全国碳市场第三个履约周期，生态环境部发布的《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）》（以下简称《方案》）中，多项措施也为进一步活跃碳市场做了支撑。

张晶杰举例道，与往年相比，《方案》提出了配额结转规则，通过增设配额结转相关规定，确定了配额最大可结转量与企业净卖出配额量挂钩的原则。企业净卖出量越高，其最大可结转量越大，这有助于激励配额盈余企业积极出售配额，提高市场交易活力。

电力行业碳市场基本框架建立，碳资产管理水平显著提升

在参与全国碳市场交易的过程中，全国碳市场（发电行业）基本框架初步建立，电力企业的碳资产管理水平也有了极大的提升，不仅建立了碳排放管理制度体系，加强碳资产管理工作，积极开展低碳技术研发与应用，人员队伍能力水平也得到了提高。

据张晶杰介绍，通过参与碳市场交易，电力企业在碳资产管理水平方面，涌现出一些数据管理推动构建碳交易决策体系的典型案例。

例如，以煤质参数为主线，电力企业形成了煤质与碳排放强度之间的关系库，包含煤炭价格因素、堆放规律、掺配方式、燃烧前后煤质参数与碳排放之间的关系；同时，综合考虑不同市场情景及市场主体交易策略下的碳市场价格趋势、电厂碳排放配额盈缺情况等，以降低综合成本为目标，在进行交易履约、区域内部调配、配额持有和买卖等方面制定碳交易策略。

又如，通过构建成本收益评估模型，综合考虑多种成本收益因素，帮助企业准确核算生产经营成本与收益，电力企业实现对生产经营成本的实时评估；通过研发碳交易辅助决策平台，以电厂最佳综合经济性为最终目标进行优化，为碳交易、碳履约以及生产经营各环节控制决策提供技术支持，实现高效、科学决策体系的信息化支撑……

发电企业的这些经典案例也为其他即将纳入碳市场的行业提供了经验。有业内人士表示，随着其他重点排放行业陆续纳入全国碳市场，可以预见，碳资产管理将成为包括发电在内重点排放企业在满足碳约束的前提下，实现效益最大化的有效抓手。

但目前，我国正处于构建以新能源为主体的新型电力系统进程中。大量新能源接入电网，使火电机组面临更高的保供调峰要求。同时，我国火电机组经历了多轮“上大压小”（上大发电机组，关停小发电机组）、节能技改以及超低排放改造，节能降耗水平已经处于世界先进，进一步减碳空间十分有限。随着煤电机组调峰运行成为常态，再加上设备老化导致的煤耗升高等因素，未来，煤电供电煤耗呈现增加的趋势。而煤耗与碳排放强度指标之间存在强关联，因此，碳排放强度下降空间将越来越小。

如何进一步加强电力行业的碳管理水平，促进电力行业，尤其是火电行业持续低成本减排，成为电力行业面临的一道必答题。

对此，张晶杰表示，下一步，电力行业将按照国家总体部署，积极参与全国碳市场交易，按照《碳排放权管理暂行条例》，依法、规范开展交易活动，确保按时履约；深化相关配套机制研究，研究适应“双碳”目标下新型电力系统要求的配额分配方案，促进碳市场机制为行业低成本减排发挥积极作用；不断强化碳排放数据质量管理，修订火电厂烟气二氧化碳排放连续监测（CEMS）行业标准，提升碳排放核算与监测数据质量；加强碳市场与电力市场协同机制研究，为建设全国统一大市场提供支撑；持续推动技术创新，提升发电效率和减排水平；同时，加强碳交易能力建设，做好碳排放管理员职业能力水平评价工作，促进企业更好利用市场机制实现减排。

推动能源结构调整，降低行业减排成本

作为目前全国碳市场唯一的主体，电力企业通过积极履约并参与碳交易，减碳成效显著。

在全国碳市场第一个履约周期，电力企业履约完成率99.5%；在全国碳市场第二个履约周期，履约完成率超过99%。中电联数据显示，2018年—2023年，电力行业单位发电量二氧化碳排放量降低8.8%，单位火电发电量二氧化碳排放量降低2.4%。

“经过三年来的运行和发展，全国碳市场促进企业减排温室气体和加快绿色低碳转型的作用初步显现。有效推动了能源结构调整，促使火电机组进一步提高发电效率。”张晶杰说。

《中国电力行业年度发展报告2024》显示，近年来，煤电企业减排意识大大提高，煤电“三改联动”规模持续提升。全国6000千瓦及以上火电厂供电标准煤耗301.6克/千瓦时；全国电网线损率4.54%，同比降低0.3个百分点。

值得注意的是，作为控制温室气体排放的政策工具，碳市场的本质是实现全社会低成本减碳。碳市场机制尽可能通过碳排放权配额总量控制使企业加强实际碳排放量管控，承担减排任务的企业可以通过货币交换（碳排放权交易）的方式完成其减排任务，从而达到降低企业减排成本的目的。

在张晶杰看来，未来，全国碳市场在更好地引导全社会低成本减碳方面还将发挥更大的作用。

今年3月，生态环境部已经就铝冶炼行业和水泥行业的企业温室气体排放核算报告和核查指南公开向社会征求意见，标志着碳市场扩容在即。

“扩大碳市场的行业覆盖范围和市场交易主体数量，有利于充分发挥碳市场的资源配置作用和价格发现功能，实现全社会低成本减排的碳市场目标；同时，将促使更多行业和企业加速低碳转型，减少碳排放，降低生产成本。”张晶杰表示。

今年4月，生态环境部副部长赵英民在国务院新闻办举行的国务院政策例行吹风会上指出，据测算，碳市场前两个履约周期，全国电力行业总体减排成本已降低了约350亿元。

赵英民指出，随着碳排放权交易市场覆盖行业范围不断扩大，碳排放资源在全国范围内不同行业间的优化配置，将最终实现全国总的减排成本最小化。