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。
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