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。

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。

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。