2020年12月30日，生态环境部印发《2019-2020年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)》（以下简称2019、2020年度方案），并公布了包括2225家发电企业和自备电厂在内的重点排放单位名单，正式启动全国碳市场第一个履约周期。2023年3月15日，生态环境部发布《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）》（以下简称2021、2022年度方案），标志着全国碳市场第二个履约周期正式启动。2024年7月2日，生态环境部发布了《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（征求意见稿）》（以下简称2023、2024年度方案），并于近日审议通过，这标志着全国碳市场第三个履约周期进入正式启动前的最后阶段。
碳排放配额是重点排放单位拥有的发电机组相应的二氧化碳排放限额。在碳交易体系下，配额不仅可以交易，而且每个履约期结束时，被管控的重点排放单位还需向主管部门提交不少于其履约期内碳排放量的配额。因此，配额具有环境和资产双重属性，其分配方法是碳市场制度体系的核心，直接影响了重点排放单位的经济利益与碳市场体系的运行状态。那么，在这三个履约周期中，我国碳市场配额分配方案到底都经历了哪些变化？又有哪些方面保持一致？
一“不变”
1.配额分配方式不变
三个履约周期均采用免费分配机制，以基准线法分配配额，不设定配额绝对总量约束。除此之外，2021、2022年度方案与2023、2024年度方案在配额发放的方式上，还采用“预分配+核发”两步走的方式，预分配比例依旧为基准年配额量的70%。目前，全国碳市场还未引入配额有偿分配。
2019、2020年度方案：对2019-2020年配额实行全部免费分配，并采用基准法核算重点排放单位所拥有机组的配额量。重点排放单位的配额量为其所拥有各类机组配额量的总和。
2021、2022年度方案：2021、2022年度配额实行免费分配采用基准法核算机组配额量 。
2021、2022年度各机组预分配配额量均为2021年该机组经核查排放量的70%，将重点排放单位拥有的所有机组相应的预分配配额量进行加总得到其2021、2022年度的预分配配额量。
2023、2024年度方案：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。
2023、2024年度各机组预分配配额量均为该机组上一年度经核查排放量的70%，将重点排放单位拥有的所有机组相应的预分配配额量进行加总，得到其2023、2024年度的预分配配额量。
2.机组范围与分类方式不变
三个履约周期均依据燃料类型和装机容量将机组划分为四类：300MW及以上常规燃煤机组、300MW及以下常规燃煤机组、非常规燃煤机组（包括燃煤循环流化床机组等）和燃气机组，并差异化设置不同类别机组的配额基准值。生物质发电机组、掺烧发电机组、特殊燃料发电机组、使用自产资源发电机组及其他特殊发电机组暂不纳入配额管理。
3.“事后分配”方式不变
配额分配方案的测算需要建立在准确可靠的数据基础上，对数据精度要求较高，配额分配的总体目标是供需平衡，尽可能将盈缺率控制在预定目标范围之内。目前，我国碳市场仍处于发展初期，碳排放核算核查水平以及数据质量监管能力有待提升，特别是由于实测燃煤元素碳含量的机组比例变化较大，碳排放数据存在一定不确定性。因此，三个履约周期均采用“事后分配”的方式，以便更精准地把控配额分配总量和行业总体减排力度，确保配额分配总量符合预期目标，既不会因分配总量过紧增加行业减排负担，也不会因分配总量过松影响碳市场的减排效应。
据透露，随着全国碳市场数据质量制度的完善和技术水平的提升，数据获取的时效性和准确性将得到提高，我国将积极研究如何逐步由“事后分配”调整为“事中分配”或“事前分配”的具体方案，以尽早向市场主体明确预期。
4.燃气机组与重点排放单位配额履约缺口上限豁免政策不变
三个履约周期都制定了燃气机组配额缺口豁免政策，即当燃气机组经核查排放量不低于核定的免费配额量时，其配额清缴义务为已获得的全部免费配额量；以及企业20%缺口率上限政策，即当重点排放单位根据配额分配技术指南核定的年度配额量小于经核查排放量的80%时，其应发放配额量等于年度经核查排放量的80%。在推动企业减排的同时降低企业所面临的履约负担。
二“变化”
1.间接排放不再纳入管控
2019、2020年度方案和2021、2022年度方案中，配额管控范围包括了燃料燃烧二氧化碳排放和购入使用电力产生的二氧化碳间接排放。然而，2023、2024年度方案明确企业应清缴配额量仅限于化石燃料燃烧二氧化碳排放量。
考虑到发电行业中二氧化碳间接排放占比低，将其纳入管控范围对减排效果影响有限，却增加了核算、报告、核查和监管的工作量，不再将间接排放纳入配额分配，有助于优化工作程序，减轻企业工作负担与核查监管成本。
2.基准值的合理变动
基准值反映行业平均碳排放强度，按照配额总量总体平衡的原则确定，即行业配额发放总量与应清缴配额总量基本相等，不额外增加行业负担。这一设置不仅避免了对企业排放量的绝对要求，还为企业提供了更加灵活的减排空间。其计算方式如下：
2019、2020年度方案：机组配额总量=供电基准值×实际供电量×修正系数+供热基准值×实际供热量；
2021、2022年度方案：机组配额量=供电基准值×机组供电量×修正系数+供热基准值×机组供热量；
2023、2024年度方案并未列出具体计算公式。
2.1 引入“总体平衡值”
2019、2020年度方案：采用相同的配额分配基准值。
2021、2022年度方案：引入“总体平衡值”，即各类机组供电、供热碳排放配额量与其经核查排放量平衡时对应的碳排放强度值，并针对2021、2022年度制定不同的基准值。2021年度供电基准值和供热基准值是以当年供电、供热平衡值为依据，综合考虑鼓励民生供热、参与电力调峰和提高能效等因素确定。2022年度供电基准值和供热基准值是在2021年基准值的基础上，对标碳达峰碳中和目标，基于近年来火电行业供电、供热能耗强度和碳排放强度年均下降率设定。这使基准值更加符合行业实际情况，体现了发电行业能效逐年提升和单位产出碳排放逐年下降的趋势。
2023、2024年度方案：在2023年度平衡值的基础上，综合考虑经济社会发展、产业结构调整、行业发展阶段、排放强度变化、市场调节需要等因素，结合各类鼓励导向以及近四年纳入全国碳市场火电机组的碳排放强度年度变化率，按照行业总体盈亏平衡、略有缺口的原则综合确定。此外，考虑到“十四五”全国碳排放强度目标完成进度等因素，2023、2024年度方案的碳排放基准值同等可比口径下降1%左右，既保持了一定减排压力，又在企业可承受范围内，保障市场平稳运行。
2.2修正系数调整
2019、2020年度方案：针对常规燃煤纯凝发电机组及其他类别机组引入负荷（出力）系系数修正系数。火电机组负荷率越低，机组单位产出能耗也越高，引入该系数有利于鼓励火电机组参与电网调峰和保障可再生能源上网，弥补其降低负荷以及频繁启停的效率损失。
2021、2022年度方案：在机组配额量计算时引入了三个修正系数，包括负荷（出力）系数修正系数、供热量修正系数、冷却方式修正系数。其中，负荷（出力）系数修正系数涉及范围加入了常规燃煤热电联产机组，体现了国家对能源电力行业“保供热、保民生”的支持；供热量修正系数涉及燃煤、燃气两类机组，目标满足鼓励燃煤热电联产增加供热量、替代燃煤小锅炉和散煤的实际需要；冷却方式修正系数涉及水冷机组、空冷燃煤机组及背压机组等特殊发电机组，主要目的是为了鼓励缺水地区使用空冷机组。
2023、2024年度方案：由于计算供热量修正系数需要的供热比具有不确定性，核算指南已将供热比修改为“仅报告不核查”，为与核算指南保持衔接，配额计算过程取消了机组供热量修正系数，这给供热比较大的机组带来更多的政策倾斜，使其发电部分的免费配额进一步提升。由于2023年全国碳市场常规燃煤机组负荷率加权平均值在65%左右，继续保持前两个周期的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，因此将原“负荷（出力）系数修正系数”调整为“调峰修正系数”，将适用范围调整为负荷率在65%以下的常规燃煤机组，并对参与调峰多的企业予以配额方面的补偿，有利于长期参与调峰的低负荷电厂；同时，负荷率在65%～85%区间的机组无法得到配额补偿，这将进一步收紧配额分配。此外，方案还调整了冷却方式修正系数范围。这些调整简化了核算流程，提高了数据的透明度和可靠性，进一步鼓励高效、低排放机组的发展以及电网调峰能力的提升。
2.3从根据“供电量”核定到根据“发电量”核定
2019、2020年度方案与2021、2022年度方案配额基于供电量核定，而2023、2024年度方案将配额量的核算基础从供电量改为发电量。供电量根据发电量、生产厂用电量等参数二次计算获得，由于与生产有关辅助设备的消耗电量难以准确核算核查，导致供电量也难以准确计量，数据质量存在风险。将基于供电量核定配额调整为基于发电量核定配额后，发电量数据直接来自企业读表，提高了配额分配过程中的各项参数真实性与可靠性，同时企业无法通过降低厂用电量来获得富裕配额，降碳可操作的空间大大减少。
需要注意的是，由于发电量较供电量平均高出5%以上，因此，2023、2024年度方案中的基准值较之前年份出现明显下降，不能简单地将发电基准值与之前供电基准值直接比较。
3.履约机制的调整
3.1履约周期缩短
履约周期由2019、2020年度方案和2021、2022年度方案的两年一履约，调整为2023、2024年度方案的一年一履约。
两年一履约的配额清缴履约方式虽然为发电企业提供了充足的配额清缴时间，使其能充分策划、制定和实施交易履约方案，争取低成本履约，但也造成了扎堆交易问题，降低了市场活跃度。而一年一履约可以有效缓解这些问题，使企业更频繁地参与碳交易市场，增加市场流动性。同时，企业也需要更频繁地评估和调整其碳排放策略，以适应更短周期的履约要求。
3.2 从合并履约到分年度履约
2019、2020年度方案：履约周期配额两年合并发放，且在2021年12月31日前合并履约。
2021、2022年度方案：2021、2022年度方案履约周期将2021年、2022年的配额量和应清缴配额量分开计算，引入年度管理配额，但仍在2023年12月31日前合并履约。
2023、2024年度方案：2023、2024年度方案规定2023年、2024年分年度发放配额且分年度履约，即在2024年12月31日前完成2023年配额清缴，在2025年12月31日前完成2024年配额清缴。分年度的管理模式不仅有利于市场活跃度的提升，也改变了企业的决策规律。结转周期较长，意味着企业可在两个年度的交易履约中任选时机处理结转交易需求，有利于提高配额管理的精细度，解决配额过度盈余和发电行业“配额惜售”问题，促进碳市场交易的活跃度，更好地与我国碳排放管理年度目标相衔接。同时，分年度规定基准值，可以使基准值更加符合发电行业实际情况。
4.配额机制变化
4.1引入配额结转机制
2019、2020年度方案、2021、2022年度方案并未明确跨期配额的使用条件及配额有效期，实际操作中配额可以无条件结转至下一年度。结转限制的缺失以及市场普遍“看涨”的预期在一定程度上造成企业“配额惜售”问题，降低了市场配额供给与交易活跃度，增加了配额短缺企业购买履约配额的难度，容易给配额缺口企业造成巨大履约压力，不利于市场稳定运行。不过，在2021、2022年度方案中，有提到全国碳市场发电行业2019—2020年度配额结转相关规定另行发布，已经释放出要出台配额结转制度的信号。
2023、2024年度方案提出了配额结转措施。重点排放单位在2023、2024年度履约时，可使用本年度及其之前年度配额履约。需要结转配额的只是配额存在盈余的企业——企业如果在2024年度及之前年度的配额还有盈余，需要卖出一定数量配额，才能将剩余部分结转为2025年度配额继续使用。对于未结转的配额将不再用于履约，相当于作废。2023、2024年度不可预支后续年度配额。可结转的配额量计算规则与2024-2025年度企业净卖出配额量挂钩，即企业净卖出量越高，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，使市场供需更加平衡。
新机制还明确了各年度配额的使用要求、时间安排以及结转申请流程等具体事宜，增强长期政策预期之余，也有助于市场监管部门更加精准地掌握市场动态和趋势，为政策调整提供有力支持。另外，结转截止时间定为2025年12月31日，为企业留足时间制定交易计划，避免短期内扎堆交易，导致碳价异常波动。
值得注意的是，2023、2024年度方案涉及到了实际排放数据重新计算的问题，此举将会得出企业在2020年的新配额量。而原先下发的配额将会重新计算，多余的部分将在2023年分配时进行核减。考虑到2000年至今的碳价变化，如果没有统一碳排放核算的标准，企业就必须反复重新考虑配额持有量的增减，无疑加重了企业履约负担。
4.2配额预支机制的使用与取消
考虑到受2021年、2022年疫情、煤价上涨等因素影响，发电行业面临较大的生产经营压力，2021、2022年度方案启用了暂时性的配额预支政策，允许配额缺口率在10%及以上的困难企业预支2023年配额完成履约，预支量不超过配额缺口量的50%。这一临时措施有效减缓了配额履约给重点排放单位带来的压力。然而，预支配额的申请认定过程复杂，后期配额追缴压力较大，不利于促进企业实施减排措施，加上目前疫情已经不再是主要影响因素，为此，2023、2024年度方案又取消了配额预支机制，同时也有激励企业更加合理地使用配额资源，避免过度囤积导致的市场供需失衡的意图在其中。
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