全国碳市场整体运行平稳。截至2022年10月28日，累计成交量1.96亿吨，其中，第一个履约期成交量1.79亿吨。成交均价43.93元/吨，其中第一个履约期的成交均价为42.85元/吨。累计成交金额86.0亿元，其中第一个履约期成交额76.6亿元。全国碳市场以大宗协议交易为主，占80%以上。第一个履约期履约完成率99.5%，其中，央企履约完成率100%。

碳减排和碳交易认识显著增强。从开立账户、核算核查、配额测算、配额分配到上线交易和清缴履约的全过程，发电企业对碳市场、碳交易的全链条管理有了更加全面的认识，并切身感受到碳市场对企业经营、管理的意义和影响。

煤电清洁高效利用持续推进。推动存量煤电节能改造、供热改造、灵活性改造，淘汰低效率落后煤电机组，促进能效水平进一步提升。本次调研的100多家电厂案例，2021年单位火电发电量平均二氧化碳排放量862克/千瓦时，同比下降1.3%，降幅比行业高0.8个百分点。

碳排放管理效能进一步提升。制度体系建设逐渐完善。制定碳交易管理制度，明确各级单位碳交易工作职责，加强统筹管理，理顺工作流程。数据管理日趋规范。企业认真执行数据质量控制计划，加强碳排放数据体系化、标准化、信息化管理，进一步提升了碳排放数据的精细化、准确化、规范化。本次调查的五大发电集团和九家地方电力集团企业碳元素实测率从2018年的50%左右提高到2021年的100%。

减排成本降低渠道进一步拓展。首个履约期允许企业使用CCER(国家核证自愿减排量)抵销5%的应清缴配额量，有利于降低单位发电量碳排放强度和控排企业履约成本，对新能源快速发展、增加新能源企业效益发挥了一定作用。另外，碳资产管理为企业低碳转型带来机遇，对未来吸引资金技术投入到节能减碳、新能源方面起到重要作用。

低碳技术创新步伐进一步加快。探索开展低碳技术研发与实践，坚持技术引领，加大大规模低成本碳捕集、封存与利用技术研发、示范与应用，实现可持续减污降碳。

全国碳市场运行存在的问题

中国碳市场建设的长期性和复杂性，决定着全国碳市场建设不可能一蹴而就，而是一个不断发展完善的长期工程，这就要求完整、准确、全面贯彻新发展理念，统筹好发展和减排、整体和局部、短期和中长期的关系，分阶段、有步骤地推进碳市场建设。通过调研，从发电行业第一年参与的情况以及电力企业普遍反映的情况看，全国碳市场(发电行业)存在的主要问题如下：

一是配额分配过紧为火电企业带来更大经营压力。目前我国正处于规划建设新型能源体系的进程中，大量新能源接入电网后，由于新能源的随机性、波动性，使火电机组面临更高的调峰要求。在现行市场形势下，煤价长期高位运行、利用小时数偏低，煤电企业大面积亏损，且配额成本在电价中难以有效疏导至用户，配额分配过紧会为火电企业带来更大经营压力。基准线的收紧尺度和更新时间尚不明确。碳市场政策缺乏连续性，市场无法形成稳定预期，企业难以决策，容易导致市场流动性不足，增大企业履约难度。基准线设置应进一步突出正向激励作用。目前配额基准线设置在鼓励先进机组的同时，兼顾了小机组和特殊机组的生存需要，但对大容量、高参数、低排放和深度调峰机组的正向激励作用不够。如，600兆瓦机组整体配额不足;燃气机组配额激励不足;配额分配方案的负荷率修正系数仅对纯凝机组适用，会出现部分大容量机组因供热量较小导致相比纯凝状态下配额减少的问题。碳市场覆盖范围相对单一。全国碳市场首个履约期仅纳入发电行业，由于单一行业内的企业在技术水平、要素结构、风险因素等方面较为相似，导致碳市场存在潜在的结构性风险，不利于全社会低成本减排的碳市场目标实现。

二是基于碳实测的核算法难以应对我国燃煤电厂煤质不稳定的客观情况。与欧美电厂来煤稳定且运行期内基本采用设计煤种的情况不同，我国燃煤电厂燃烧混煤是常态，检验结果仍然是对实际碳含量的统计推断。核查环节未充分发挥应有作用。据企业反映，第三方机构缺乏专业性，也或因核查费用普遍不高等原因导致核查“走过场”，影响核查应有作用的发挥，企业数据质量未能全面得到提升，且增加管理环节。数据质量管理有待加强。从中电联对发电行业碳排放数据的分析情况看，重点排放单位的碳排放核查报告、核查结果存在单位热值含碳量检测不规范、数据计算有误、供热比计算有误、排放报告编写错误等质量问题。 　　三是CCER抵销机制尚未明确。目前政策已经明确碳市场第一个履约周期可将CCER用于抵销。但未来CCER抵销机制的走向尚不明确，影响企业交易决策。另外，CCER开发自2017年暂停至今，经过全国碳市场第一个履约周期，市场上的CCER供给量已远低于需求量。