3个履约周期成交474亿！碳市场新政释放信号

近日，中共中央办公厅、国务院办公厅印发《关于推进绿色低碳转型加强全国碳市场建设的意见》（以下简称《意见》），标志着全国碳排放权交易市场（以下简称“碳市场”）建设迈入新阶段。

《意见》明确，碳市场是利用市场机制积极应对气候变化、加快经济社会发展全面绿色转型的重要政策工具。

我国碳市场已完成3个履约周期的配额交易与清缴工作。截至2025年8月22日，全国碳排放权交易市场配额累计成交量6.8亿吨，成交额474.1亿元人民币，其中2024年全年成交额180亿元人民币，创历史新高，价格“指挥棒”作用逐步显现。

作为我国碳市场领域的首份中央文件，《意见》的发布释放了哪些信号？将为发电企业参与交易、推进绿色转型以及全国碳市场的建设完善带来哪些影响？

发电企业稳定履约

行业减排效果显著

2021年7月，全国碳市场正式启动，首阶段聚焦发电行业，覆盖2000余家重点排放单位，年覆盖二氧化碳排放量约45亿吨。

经过3个履约周期的运行，市场规模持续扩容——今年3月，生态环境部印发《全国碳排放权交易市场覆盖钢铁、水泥、铝冶炼行业工作方案》，明确自2024年度起纳入钢铁、水泥、铝冶炼3个重点行业，实现市场自启动以来的首次扩容，覆盖企业增至约3600家，年覆盖二氧化碳排放量达80亿吨，占全国总排放量的60%以上。

其中，作为最先纳入全国碳市场的重点排放行业与占比最高的市场主体，发电企业积极参与了全国碳市场政策设计和实践，行业发生了许多积极变化。

“当前，发电行业重点排放单位均建立了碳排放管理内控制度，持续加强能力建设，并将碳资产管理纳入日常生产经营活动。”中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）规划发展部副主任张晶杰在接受中能传媒记者采访时表示，绝大多数重点排放单位主动采取低碳技术改造、生产流程优化等减排措施，并进行内部碳减排考核，重点排放单位基本都开展了元素碳含量实测。

发电企业的履约合规意识显著增强。在全国碳市场第1个履约周期，电力企业履约完成率99.5%；第2个履约周期，履约完成率超99%；第3个履约周期的履约完成率达99.98%，创历史新高。

行业减排成效日益显著。中电联数据显示，2018~2024年，电力行业单位发电量二氧化碳排放量降低12.1%，单位火电发电量二氧化碳排放量降低2.2%。

企业自主减排意识稳步提升。《中国电力行业年度发展报告2025》指出，近年来，煤电企业减排意识大大提高，“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302.4克/千瓦时，同比增加0.51克/千瓦时；全国电网线损率4.36%，同比降低0.18个百分点。

“经过4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。

从“被动履约”转向“主动减排”

促进减排资源大范围优化配置

作为控制温室气体排放的政策工具，全国碳市场的核心在于其“碳配额”控制与交易机制。在这一体系下，政府为纳入管控的企业设定温室气体排放上限，规定其每年允许的二氧化碳排放量，即碳配额。若企业实际排放量超过所持配额，就需通过碳市场购买其他企业盈余的排放权以补足差额。

目前，我国采用以“强度控制”为思路的基准线法免费分配配额。该方法将配额分配与实际产量挂钩，且未设置排放上限。而“十五五”期间，这一模式将发生显著调整——《意见》明确，到2027年，对碳排放总量相对稳定的行业优先实施配额总量控制。稳妥推行免费和有偿相结合的碳排放配额分配方式，有序提高有偿分配比例。

业内认为，从强度到总量控制，从完全免费到与有偿配额结合，意味着全国碳市场将具有更强的约束力、更真实地反映企业减排成本。

这一转变为发电企业带来了全新局面。

记者了解到，先前的“强度+免费”模式虽能降低企业碳成本，但也导致配额供应相对宽松、市场价格信号失真等问题，部分高排放企业缺乏减排动力。

“未来将呈现‘总量上限逐渐收紧、有偿分配比例稳步提升’的动态调整逻辑。”国网能源研究院有限公司高级研究员王旭鹏表示，新模式将赋予碳排放配额稀缺性价值，助力构建有效价格形成机制，使企业从“被动履约”转向“主动减排”。且在配额总量固定的前提下，通过调整有偿分配的数量和频率来调节市场配额供给，也可避免碳价过度波动，增强市场稳定性。

“长期来看，碳价将处于缓慢抬升态势。”王旭鹏认为，高碳价信号可倒逼发电企业加大对源端生物质、绿色燃料掺烧以及末端碳捕集利用与封存等减排固碳技术的研发投入与应用，产生稳定盈余配额以提升长期收益。

然而，机遇与挑战并存。全新分配机制带来市场机遇的同时，也在一定程度上加剧了发电企业参与市场交易的盈亏风险。

北京骅迅碳创管理技术服务有限公司总经理张清华告诉记者，配额基准线的收紧和碳价的上升将导致发电企业履约成本增加。具体而言，当市场预期配额紧张时，配额短缺企业倾向于扎堆购买，而盈余企业或将惜售，进一步加剧供需失衡，增大企业履约压力。

然而，碳成本又难以及时疏导。王旭鹏指出，当前，发电企业的碳成本尚无法通过容量电价、辅助服务等方式向下游传导，叠加新能源入市日益凸显的低成本优势，将进一步加大其传导压力，影响发电企业的现金流和投资能力。

何以最大程度压缩碳成本？

王旭鹏认为，短期而言，企业仍应着眼于降低即时碳排放支出，并采取“分阶段、低价位”采购方式，避免在履约期集中采购，推高碳价成本；长期而言，应关注多元化碳资产开发——如积极参与绿电、绿证及CCER、碳汇项目开发，形成“配额+CCER+绿证”的组合资产，通过跨市场交易反哺碳排放支出。

“应在兼顾经济增长与绿色发展的综合考量下，平衡好免费发放与有偿分配的权重与比例。随着新能源占比逐渐提高，火电机组面临更高的调节要求，煤电功能定位向基础保供和系统调节并重转变。对发电企业的有偿分配应系统考虑电力市场改革进展，分阶段、分比例逐步引入。”张晶杰说。

激活碳金融潜力

有效缓解市场“潮汐效应”

《意见》此次从丰富产品、扩展主体等方面齐发力，推动碳金融成为重要的绿色低碳发展融资机制，构建更有活力的碳市场。

国务院发展研究中心资源与环境政策研究所副研究员王海芹认为，碳配额是天然的金融产品，发展碳金融市场能够帮助履约企业降低经济风险，完善碳价形成机制。同时，还将引导资金投资绿色低碳项目，并降低资金在高碳行业过多配置带来的搁置资产和资产泡沫风险。

目前，我国碳市场的金融活跃度仍有较大提升空间。张清华表示，当前，我国碳市场交易仍以履约为主要目的，且交易主体单一、产品以现货为主，碳金融产品种类有限。

作为典型的政策导向型市场，政策规则的调整优化对碳市场活跃度影响显著：全国碳市场换手率从2023年的2.0%提升至2024年的3.5%，主要得益于两项调整——履约周期由2年缩短为1年，并新增配额结转机制，促使“沉淀”的配额更高效地流转。

“尽管如此，我国碳市场换手率仍远低于欧盟等国际成熟市场，需从扩大交易主体、增加交易品种等多方面施策，提升碳市场的整体活力。”张清华说。

当前，欧盟碳市场参与者已覆盖控排企业、金融机构、投资机构等多元主体，并包含期货、期权等多种金融衍生品。

“据2024年欧盟碳市场报告统计数据显示，场内期货交易量和期权交易量分别占总交易量的81%和18%，现货交易仅占总交易量的1%，投资公司和信贷机构参与交易量份额占比最高，达56%。”王旭鹏指出。

《意见》明确支持以银行为代表的金融机构开展碳质押融资，完善碳回购等。上海环境能源交易所董事长赖晓明认为，这反映出政策层面对企业碳资产融资便利性等现实需求的高度关注，将碳资产转化为低碳发展资金，更大程度激发企业低碳转型动力。

张清华表示，通过碳质押，企业可将持有的碳配额或核证自愿减排量等碳资产作为质押物向金融机构申请贷款授信支持；通过碳回购交易盘活碳资产还能获得资金短期流动性，优化现金流管理。

“在依法合规、风险可控的前提下，金融单位等非履约主体参与碳市场交易的主体范围将进一步扩展，参与程度逐步加深，参与方式更趋多元化，推动碳市场流动性提升，强化其价格发现功能。”王旭鹏说。

记者了解到，当前，国内部分券商被允许以自营资金参与碳市场交易，少数银行通过碳质押等间接方式参与碳市场。

“未来，资金范围或将拓展至受托资金等更大范畴，以银行、证券等为代表的金融机构或将陆续直接参与碳交易，在获取碳市场交易资质后，通过保证金交易等方式推动扩大市场交易量，并能够为发电企业提供做市报价、市场对冲等服务，企业也将更主动地寻求合适碳价下的配额交易机会，保障自身经营稳定。碳市场的‘潮汐效应’也将得到有效缓解。”王旭鹏说道。