7月2日，生态环境部发布《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）》及其编制说明。配额方案基本延续2021、2022年度配额分配方案的总体框架，总体思路不变，优化调整各类机组的发电、供热基准值，并引入配额结转政策。
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）2024年中国碳市场建设成效与展望报告全国碳排放权交易操作指引碳排放交易基础知识/相关政策/交易系统和流程/企业常见问题解读
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碳排放权交易制度是一种市场化的机制，通过设定碳排放配额和建立碳交易市场，激励企业减排，促进绿色发展。生态环境部根据《碳排放权交易管理暂行条例》编制的《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）》，目的是加强全国碳排放权交易市场的建设和管理，理顺发电行业2023和2024年度的配额分配工作，推动实现碳达峰和碳中和的目标。《2023、2024年度方案》不仅体现了国家在碳排放管理方面的战略眼光，还为企业提供了灵活的应对机制，助力发电行业在实现低碳目标的同时，保持稳定的发展和电力供应。《方案》通过简化核算方法、调整激励机制、减轻企业负担，并引入市场调节手段，力争实现更高效、更精准的碳排放控制，推动发电行业向低碳、绿色转型。《方案》在提高碳排放权交易市场运行效率的同时，也为企业提供了更清晰的政策预期。《方案》采用基于强度的配额分配思路，不要求企业二氧化碳排放量绝对降低，而是基于实际产出量，即实际供电量和供热量越大，获得的配额也越多。同时，通过适度收紧配额分配规模，全国2100多家火电企业将面临新的履约挑战。工作原则
坚持目标导向，围绕国家“双碳”目标设计配额方案；稳中求进，简化管理流程，提升信息化水平；市场主导，营造公平市场环境，鼓励技术创新和低碳转型。实施范围
明确了重点排放单位的定义和纳入配额管理的发电机组。 机组分类
燃料种类和机组容量，将发电机组分为常规燃煤机组、非常规燃煤机组和燃气机组。即300MW 等级以上常规燃煤机组；300MW 等级及以下常规燃煤机组；燃煤矸石、煤泥、水煤浆等非常规燃煤机组（含燃煤循环流化床机组）；燃气机组。 配额分配方法
采用基准法结合机组层面豁免机制，确保配额分配的科学性和合理性。 配额发放
包括预分配和核定配额的过程，以及针对燃气机组和重点排放单位的豁免机制。 配额结转
允许重点排放单位使用历年配额履约，并规定了结转的条件和流程。 特殊情况处理
对于合并、分立、关停等情况下的配额处理提供了明确的指导。此外，方案还附有六个附件，分别对各类别机组的判定标准、碳排放基准值、燃煤和燃气机组配额核定方法、配额结转以及配额预分配、调整、核定及履约流程等关键技术问题进行了详细说明。
配额分配制度是全国碳市场的重要基础制度，是保证碳市场健康平稳有序运行、实现政策目标的基石。相较于《2021、2022 年度全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》，《方案》对一些重要问题做了优化完善。2023、2024年度配额全部实行免费分配，采用基准法并结合机组层面豁免机制核定机组应发放配额量。全国碳市场的前两个履约期（2019年-2020年，以及2021年-2022年）是两年一履约。此次《方案》指出：重点排放单位应于2024年12月31日前通过全国碳排放权注册登记系统向省级生态环境主管部门完成2023年度配额清缴，并于2025年12月31日前完成2024年度配额清缴。也就是将履约期调整为一年一履约，这一调整有助于提升市场的活跃度，企业在碳排放管理上可以更灵活、更及时。豁免机制与第二履约期的规定保持一致：燃气机组豁免、重点排放单位超过履约缺口率20%上限豁免。但《方案》取消了配额预支政策。2023-2024年度的履约中，企业可以不受限制地使用当年度及以前年度的配额。对于配额富余的企业，可以将这些配额结转至2025年度用于履约；未结转的配额将作废，不再用于履约。这一政策能够激励大量囤积配额而不出售的企业，将囤积的配额投放市场，增加市场活跃度。根据《方案》，配额的计算与发电量、基准值和修正系数有关。除了鼓励高能效、低排放机组外，《方案》还鼓励大容量和承担热电联产任务的机组：容量越大，基准值下降幅度越小，供热基准值的降幅也较小。同时，配额分配过程中采用冷却方式修正系数和调峰修正系数，以鼓励更多机组参与电力调峰，进一步提升电网的灵活性和稳定性。
具体来说，2023和2024年度的碳排放基准值相比2022年度有所下降，但各类机组的配额盈缺率保持稳定。新方案将配额量的核算基础从供电量改为发电量。由于发电量通常大于供电量，这一变化导致了基准值数值的相对减小。新方案不再将购入使用的电力产生的二氧化碳间接排放计入配额管理。这使得整体排放量略有降低，进而影响了基准值的调整。
供电量是由发电设施的发电量减去与生产有关辅助设备的消耗电量得到的，而不是通过直接计量获得的数据。由于与生产有关辅助设备的消耗电量难以准确核算和核查，导致供电量也难以准确计量，存在数据质量风险。为了确保配额分配过程中的各项参数真实、准确、可靠，《方案》将“基于供电量核定供电配额”调整为“基于发电量核定发电配额”，简化配额量的计算方法，提高数据的透明度和可靠性。在2021和2022年度的配额分配方案中，设置了供热量修正系数。该系数是基于大量实测样本统计拟合得出的，并需要使用供热比作为关键参数进行核算。其主要目的是鼓励高效燃煤热电联产机组增加供热，以替代燃煤小锅炉和散煤燃烧供热。然而，原方案的计算过程复杂且存在偏差。为了简化核算流程，新方案取消了这一修正系数，改为通过调整基准值来激励供热。这一调整不仅简化了核算流程，还提高了计算的准确性和透明度。「将机组负荷（出力）系数修正系数调整为机组调峰修正系数」
为更多消纳风电、光伏等可再生能源，部分火电机组承担电网调峰任务并处于低负荷运行状态。在2021、2022年度的配额分配方案中，设置了负荷系数修正系数，负荷率在85%以下的机组均可获得补偿配额，以鼓励和补偿承担调峰任务的机组。然而，统计数据显示，2022年300MW等级以上的常规燃煤机组、300MW等级及以下的常规燃煤机组、非常规燃煤机组和燃气机组的年平均负荷率分别为67%、65%、63%和69%，全国机组平均负荷率在65%左右。随着非化石能源发电比重的增加，火电机组负荷率呈现逐年下降趋势。继续保持85%的负荷率补偿上限已脱离实际，无法突出调峰机组负荷率较低的特性，也无法精准支持和鼓励调峰机组。
为了更好地适应电网调峰需求，新方案将原“负荷系数修正系数”调整为“调峰修正系数”，并将补偿负荷率上限从85%调整至65%。这一调整更准确地反映了调峰机组的运行特点，确保了对承担调峰任务机组的合理补偿。- 购入使用电力产生的二氧化碳间接排放，不再纳入配额管理范围
考虑到间接排放（范围二）在总排放量中占比较小，且增加了企业报告和监管的负担，同时也提高了生态环境主管部门的核查成本，新方案决定不再将这部分排放纳入配额管理。值得注意的是，欧盟碳排放交易体系（EU ETS）也未将发电行业的范围二排放纳入其管理范围，主要覆盖直接温室气体排放。为鼓励配额盈余企业出售配额、释放配额供给，配额结转政策规定了市场主体持有的配额留存至后续年度使用的条件，引导交易主体调整交易策略，调节配额供需。《方案》将重点排放单位的配额最大可结转量与交易行为挂钩，明确了配额结转的相关规则，重点排放单位可申请将持有的2024年度及其之前年度配额结转为2025年度配额，未结转的配额不再用于2025年度及后续年度履约。
新方案是“十四五”期间进一步深化碳市场建设的重要举措，根据碳交易市场情况为发电行业制定更加科学、更加合理的碳排放配额和分配方案，推动碳达峰和碳中和目标的实现。
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