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各省、自治区、直辖市生态环境厅（局），新疆生产建设兵团生态环境局，全国碳排放权注册登记机构、全国碳排放权交易机构：
根据《碳排放权交易管理暂行条例》，我部编制了《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》（见附件1，以下简称《配额方案》），请按照本通知相关要求，做好2023、2024年度发电行业配额预分配、调整、核定、清缴等各项工作。
一、预分配配额
（一）审核预分配数据。各省级生态环境主管部门要按照《配额方案》要求及相关规定，通过全国碳市场管理平台（以下简称管理平台）及全国碳排放权注册登记系统（以下简称注登系统），分机组测算本行政区域内重点排放单位2023、2024年度预分配配额量、配额总调整量、预分配实发配额量，审核后将管理平台生成的相关数据表（2023年度对应附件2中表2-1至表2-6；2024年度对应附件3中表3-1至表3-7）同步至注登系统。
（二）发放预分配配额。各省级生态环境主管部门分别于2024年10月24日、2025年3月31日前将加盖公章的相关数据表书面报送全国碳排放权注册登记机构（以下简称注登机构），抄送我部应对气候变化司。注登机构在注登系统中创建2023、2024年度配额标的，自收到书面报送数据表的10个工作日内配合各省级生态环境主管部门完成数据核对和预分配配额发放相关工作。
二、核定配额
（一）审核核定配额数据。各省级生态环境主管部门完成2023、2024年度发电行业碳排放核查工作后，通过管理平台及注登系统分机组测算本行政区域内重点排放单位2023、2024年度应发配额量、应清缴配额量、配额调整总量、实发配额量，审核后将管理平台生成的相关数据表（2023年度对应附件2中表2-7至表2-11；2024年度对应附件3中表3-8至表3-12）同步至注登系统。
（二）发放核定分配配额。各省级生态环境主管部门分别于2024年10月24日、2025年7月31日前将加盖公章的相关数据表书面报送注登机构，抄送我部应对气候变化司。注登机构自收到书面报送数据表的10个工作日内配合各省级生态环境主管部门完成数据核对和核定配额发放相关工作。
（三）及时开展配额动态调整。对因监督执法等情形调整碳排放核查结果的重点排放单位，省级生态环境主管部门应当重新确定其核查结果，在3个工作日内通过管理平台计算配额调整量并书面报送注登机构，抄送我部应对气候变化司。
三、配额清缴
（一）发放履约通知书。注登机构配合省级生态环境主管部门在发放核定配额的同时，向重点排放单位发放履约通知书。履约通知书载明重点排放单位应清缴配额量、履约截止日期、核证自愿减排量（CCER）抵销要求等相关事项。
（二）组织配额清缴与抵销。各省级生态环境主管部门组织重点排放单位于2024年12月31日前完成2023年度配额清缴，2025年12月31日前完成2024年度配额清缴。重点排放单位可使用CCER抵销2023、2024年度配额的清缴，抵销比例不得超过应清缴配额量的5%。2017年3月14日前已获得国家应对气候变化主管部门备案的核证自愿减排量，可于2024年12月31日前用于抵销2023年度碳排放配额清缴。2024年1月22日全国温室气体自愿减排交易市场启动后登记的CCER可用于抵销2023、2024年度碳排放配额清缴（抵销程序见附件4）。对第一个履约周期出于履约目的已注销但实际未用于抵销清缴的CCER，由重点排放单位申请，可用于抵销2023年度配额清缴。
（三）督促限期整改。针对未按时足额清缴2023、2024年度配额的重点排放单位，由其生产经营场所所在地设区的市级及以上生态环境主管部门，根据《碳排放权交易管理暂行条例》相关要求，责令重点排放单位分别于2025年2月28日前、2026年2月28日前完成2023、2024年度整改，并依法依规处理。省级生态环境主管部门对未按时足额清缴2023、2024年度配额的重点排放单位有关处理情况分别于2025年3月15日、2026年3月15日前报送我部。
（四）及时公开处罚信息。对未按时足额清缴碳排放配额的重点排放单位处罚信息，由作出处罚的生态环境主管部门依据《行政处罚法》《生态环境行政处罚办法》的相关规定，向社会公开处罚信息。省级生态环境主管部门应分别于2025年4月30日、2026年4月30日前通过管理平台公开本行政区域2023、2024年度全国碳排放权交易市场重点排放单位碳排放配额清缴完成和处罚情况汇总表（附件5）。
四、保障措施
（一）加强组织管理。各省级生态环境主管部门要高度重视配额管理工作，安排专人专岗负责，做好配额发放、配额调整、履约通知书发放、CCER抵销等相关工作。各省级生态环境主管部门应统筹做好配额交易及配额清缴相关协调工作，建立工作调度机制，有序推动重点排放单位按时足额履约和完成配额结转。
（二）严格数据审核。完善管理平台、注登系统和交易系统等信息系统的数据对接和运维保障机制，推动提升配额分配、履约工作的智能化水平。各省级生态环境主管部门应加强数据核对，确保配额实际发放清缴数据与信息系统电子数据、正式文件报送数据一致，保障配额发放、调整、清缴、结转工作顺利开展。
（三）防范履约风险。建立省级生态环境主管部门与注登机构、交易机构日常协作联动机制，加强信息沟通，密切跟踪重点排放单位相关交易活动、定期综合评估重点排放单位履约风险，做好应急处置准备，切实防范重点排放单位履约相关风险。
（四）强化履约服务。注登机构应积极服务省级生态环境主管部门、重点排放单位，做好注册登记及结算相关支撑保障工作。履约截止日期后仍未足额清缴且在后续年度未完成配额核减的重点排放单位，可继续向省级生态环境主管部门提出履约申请，经省级生态环境主管部门确认后，由注登机构协助重点排放单位继续完成配额清缴。对完成履约的重点排放单位，由注登机构出具履约完成证明。各省级生态环境主管部门、有关单位应持续加强配额分配、清缴、结转及交易相关业务的培训宣贯，提升从业人员专业能力和重点排放单位碳资产管理水平，做好政策解读。工作中遇到的问题及相关意见建议，请及时反馈我部。
联系人及联系方式：
生态环境部应对气候变化司（政策咨询）
全国碳排放权注册登记机构（配额注册登记及结算业务咨询）
陈婷婷、易欣飞电话：18086083240、16715918736
全国碳排放权交易机构（配额交易业务咨询）
臧奥乾电话：（021）56903000转全国碳市场运营中心
全国温室气体自愿减排注册登记机构（CCER业务咨询）
邢聪聪、刘海燕电话：（010）82268490
附件：
1.2023、2024 年度全国碳排放权交易发电行业配额总量和分配方案.pdf
2.XX省（区、市）2023年度配额分配相关报送表.docx
3.XX省（区、市）2024年度配额分配相关报送表.docx
4.2023、2024年度全国碳排放权交易市场重点排放单位使用CCER抵销配额清缴程序.docx
5.XX省（区、市）XXXX年度全国碳排放权交易市场重点排放单位碳排放配额清缴完成和处理情况汇总表.docx
生态环境部
2024年10月15日
来源：生态环境部
生态环境部应对气候变化司相关负责人就《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》答记者问
问：此次《配额方案》与前两个履约周期相比，延续了哪些主要内容？发生了什么重大变化，在哪些方面做了优化调整？
答：《配额方案》总体延续了前两个履约周期的总体框架，增强市场预期。制度的延续性和稳定性体现在四个方面。一是继续采取以强度控制为思路的基准线法免费分配配额，企业配额量与产量挂钩，未设配额上限约束。二是纳管机组范围与机组分类方式不变，根据燃料类型和装机容量将机组分为四类，差异化确定各类机组基准值。三是鼓励大规模、高能效、低排放机组的导向不变，支持机组掺烧生物质与机组供热。四是履约优惠政策不变，继续实行燃气机组配额缺口豁免政策，以及企业20%缺口率上限，在推动企业减排的同时降低履约负担。
与此同时，在充分总结前两个履约周期配额分配经验的基础上，结合强制碳市场发展运行情况，《配额方案》在以下四方面进行优化调整。
一是配额核算口径发生变化。为从源头防范数据质量风险、提升配额分配方法的科学性与合理性，并与新修订的核算核查指南衔接一致，《配额方案》对配额核算关键参数及管控范围进行优化。为确保配额核定过程中各项参数真实、准确、可靠，《配额方案》将基于“供电量”核定配额调整为基于“发电量”核定配额，发电量参数来自企业读表。前两个履约周期均基于“供电量”核定配额，供电量由机组发电量减去与生产有关辅助设备消耗的厂用电量计算，涉及参数多、核算核查难度大，数据质量存在风险。另外，前两个履约周期将燃料燃烧二氧化碳排放和购入使用电力产生的间接排放纳入配额管控范围。经测算，发电企业每年的间接排放量低于500万吨，在行业排放总量中的占比不足0.1%。对于发电行业而言，将间接排放纳入配额管理发挥的减排效果有限，却显著增加了报告、核算、核查的工作负担与监管成本。因此，《配额方案》不再将购入使用电力产生的二氧化碳间接排放纳入配额分配的范围，并相应调整了配额基准值。
二是调整配额分配的修正系数。在确保配额核定的精确性、科学性的基础上，《配额方案》进一步简化和优化各类修正系数，更精准突出鼓励导向。其一，取消机组供热量修正系数，通过优化调整基准值直接实现对发电机组供热的合理激励；其二，取消机组冷却方式修正系数，由于《配额方案》将基于“发电量”核定配额，空冷机组厂用电对配额分配的影响已从源头消除，故相应取消该修正系数；其三，将“负荷系数修正系数”更名为“调峰修正系数”，并将补偿负荷率上限调整为65%，更精准鼓励承担调峰任务的机组。
三是引入配额结转政策。为解决企业惜售配额、市场交易不活跃、配额缺口企业履约压力较大等问题，《配额方案》引入了配额结转政策，规定了有配额盈余企业2019—2024年度配额结转为2025年度配额的具体要求。每家配额盈余企业的配额最大可结转量由两部分组成，一部分是基础结转量，所有企业均拥有1万吨的额度，满足了企业灵活作出交易计划、部分缺口企业完成履约后适当留存配额的需求；另一部分是交易结转量，该结转量为企业2024年—2025年间净卖出量的1.5倍，净卖出量越多、可结转配额量越大，在该机制下，不考虑基础结转量的影响，如配额盈余企业卖出40%的盈余配额后，剩余的60%盈余配额可结转为2025年度配额。其中，净卖出量的统计截止时间定为2025年12月31日，给企业留有充足时间制定交易计划。
四是优化履约时间安排。前两个履约周期均是每两个履约年度在同一时间履约，存在日常交易不活跃但履约截止日前扎堆交易的问题，不利于市场平稳健康发展。此次《配额方案》将2023和2024两个年度的履约截止时间分别定为2024年底和2025年底，实现一年一履约，可有效促进企业交易，提升市场活跃度。
问：此次《配额方案》在配额分配方面是否更加严格，主要基于什么考虑？
答：《配额方案》以2023年度各类别机组平衡值为基础，在充分结合行业减排目标、企业履约压力、政策鼓励导向等因素的基础上，继续按照全行业配额基本盈亏平衡、略有缺口的原则设计，在推动企业减排的同时，不给企业造成较高的履约压力。
具体而言，前两个履约周期配额分配基准值均按照年均下降0.5%设定，由于技术进步以及企业主动采取减排措施等因素，发电行业实际实现碳排放强度每年下降0.5%左右，使得行业每年度配额盈缺基本平衡。综合考虑“十四五”全国碳排放强度目标完成进度和第一个履约周期配额发放实际情况，2023年在此前年度基准值每年下降0.5%的基础上，增加0.5%的基准值下降率，同等口径下基准值下降1%左右。经测算，企业获得的实际配额量略有下降，通过核证自愿减排量（CCER）以及目前市场流通的盈余配额供给，可以满足市场需求。该方式既能保持一定减排压力，又发挥市场的激励作用，保障市场平稳运行。
需要说明的是，配额核定口径的调整使得基准值与第二个履约周期相比表观下降明显，基准值不具有直接可比性。一是计算方法的变化，机组发电量通常比供电量平均高出5%以上，从基于供电量核定配额调整为基于发电量核定配额后，发电基准值相应下调，这一调整是导致基准值表观下降的主要原因；二是管控范围的变化，《配额方案》不再将间接排放纳入配额管控，这导致企业清缴配额量的下降，进而使得基准值下调。
问：强制碳市场已在发电行业开展了4个年度（2019至2022年度）的配额管理，有哪些成效？
答：强制碳市场于2021年7月16日正式启动交易，目前已完成两个履约周期的配额交易与清缴工作，市场总体运行平稳，激励约束机制初步形成，通过配额管理，助力发电行业高质量发展，主要成效如下：
一是推动发电行业碳排放强度下降。全国市场通过配额分配与清缴机制，将减排目标直接分解至企业，压实了企业减排责任，实现了对发电行业碳排放的有效控制，推动减排成本的降低。据统计，2023年全国火电碳排放强度（单位火力发电量的二氧化碳排放量）相比2018年下降2.38%，电力碳排放强度（单位发电量的二氧化碳排放量）相比2018年下降8.78%，发电行业供热碳排放强度年均下降2.5%，累计削减二氧化碳排放量2.5亿吨。通过配额交易，企业在减碳责任上拥有更灵活的选择，前两个履约周期推动电力行业总体减排成本降低了约350亿元。
二是助力发电行业高质量发展。全国市场通过配额管理，促进了发电机组结构转型和燃料结构优化。在发电结构方面，大型高效燃煤机组的发电量占比持续提高，而小型低效燃煤机组的发电量占比明显下降。据测算，600MW等级及以上大型常规燃煤机组发电量占全部发电量的比例，从2020年的48.0%上升至2023年的52.9%，同比上升4.9%；200MW等级及以下小型常规燃煤机组发电量占比则从2020年的6.4%下降至2023年的3.2%，同比降低3.2%。在燃料结构方面，掺烧生物质机组数量明显提升，掺烧机组生物质热量出现增长，燃煤单位热值含碳量加权平均值出现下降，机组燃料质量持续优化。
三是激励约束作用初步显现。强制碳市场基于基准线法免费分配配额，在不限制企业产量，保障电力安全供应的同时，最大程度地激励先进、约束落后。企业通过节能减排、优化管理等措施实现的减排量可以在市场中以盈余配额的形式交易获得经济收益；高排放企业则需要付出成本购买配额完成履约任务。据统计，第二个履约周期配额盈余企业平均每家盈余配额约14万吨，按2023年平均碳价计（68元/吨），相当于获得952万元经济激励；相反，配额短缺企业平均每家短缺配额约12.5万吨，相当于付出850万元的履约成本。激励约束机制的形成弥补了企业前期减排投入，推动企业积极自主投入减排。
四是提供了合理碳价格信号。强制碳市场自运行以来，碳价稳中有升，2024年4月24日首次突破每吨百元，未出现短期内剧烈变动情况。我国以碳市场为主体建立完善碳定价机制，这一市场化形成的碳价为气候投融资、碳资产管理等活动锚定了基准价格，促进了低碳、零碳和负碳技术的投融资创新。同时，碳市场的价格发现功能逐渐被市场认可，为金融支持绿色低碳发展提供了重要的价格信号，推动全社会生产生活方式的低碳化，促进绿色低碳高质量发展。
问：下一步，生态环境部对全国碳市场建设，有哪些计划与工作重点，如何更好发挥碳市场作用，推动“双碳”目标实现？
一图读懂 | 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
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