摘要

近年来，工业减碳行动加速推进，从工艺革新向系统变革转型，零碳工厂模式推动了制造业可持续发展。碳排放权交易体系（ETS）正成为各国应对气候变化的关键政策工具之一，发达和新兴经济体都在推进碳市场建设。中国的全国碳市场是全球覆盖温室气体排放量最大的碳市场，自开市以来配额清缴完成率持续提高，但碳价在国际上依然处于较低水平。

2024年，全国碳市场在政策推动下取得价格突破与行业扩容双重进展。全国碳市场碳排放配额（CEA）价格呈现“冲高回落再企稳”的走势，最高价已突破百元，达到106.02元/吨。行业扩容取得实质性进展，生态环境部相继发布水泥、电解铝等行业技术规范，为市场扩容奠定基础。

地方碳市场中，除北京试点外，其余七个试点的配额成交均价明显低于全国碳市场碳价水平。北京碳价最高，福建最低。广东、湖北、福建等地交易活跃，年交易日均超过200天。近年来，各试点持续推进制度创新，陆续修订更新碳排放权交易管理办法，同时积极拓展交易业务种类，如上海、湖北等地已推出碳回购等业务，为中国碳市场体系建设积累了宝贵经验。

随着全国碳市场扩容至钢铁、水泥等重点行业，报告选取了两家具有代表性的企业案例——河钢集团与华新水泥。这两家企业均前瞻性地布局了碳资产管理，通过参与模拟碳交易、创新运用碳金融工具等方式积极探索减排路径，其经验可为即将纳入的控排企业提供有益借鉴。

对于非控排企业，报告阐明了企业减排面临的困难挑战。企业一般在业务增长和绝对排放量减排之间存在矛盾，在供应链管理和协同方面存在系统性困难，并且若承诺与执行能力错配会给企业带来失信风险。对此，报告也提出了相应的解决方案，并且采用专栏形式记录新能源企业如何协同助力减排。

报告回顾了中国国家层面碳排放的演变，并阐述了能源消费转型的趋势，通过数据呈现中国的碳减排成效。此外，报告回顾了新能源产业的起步与发展历程，对未来发展方向做出分析。目前，新能源产业已成为能源结构转型的核心力量，更成为“双碳”目标的有力支撑。

报告最后提出了中国碳市场发展面临的挑战和相关建议。挑战包括制度体系建设有待强化；交易产品有待丰富；与国际市场的衔接机制有待拓展。建议包括完善碳定价体系，逐步引入碳配额拍卖机制；创新碳金融产品，提升市场流动性；深化与国际碳市场衔接，增强国际影响力。

正文

一、中国温室气体减排取得的成效

1.国家层面碳排放演变：年均增速已进入达峰平台区间

虽然全球气候治理已持续四十余年，但温室气体排放量一直在持续上升。历史数据分析显示，1990年至今，中国温室气体排放总量演变呈现明显的阶段化特征。

第一阶段是1990年至2000年。伴随改革开放初期经济增长，排放量年均增速低于5%，占全球排放量的比重在15%以内。

第二阶段是2001年至2010年。中国加入世界贸易组织（WTO）后工业化加速，排放年均增速增加至7%以上，2010年总量达112亿吨，全球占比突破25%。

第三阶段是2011年至今。经济转型与“双碳”政策叠加，多年平均增速降至3%以下。但因总量基数庞大，叠加疫情复苏和能源安全扰动，2023年排放量仍增加至159亿吨，占全球比重升至30%。

虽然中国经济增长和温室气体排放仍存在强相关性，但减排成效已通过结构性指标显现。据统计，中国单位GDP排放量实现持续下降，2023年已下降至1990年的1/4。根据2024年底向《联合国气候变化框架公约》秘书处提交的双年透明度报告，2020年中国单位GDP排放量较2005年基准水平下降了48.4%，超额完成了中国对国际社会承诺的“单位GDP二氧化碳排放比2005年下降40%—45%”的目标[1][2]。2024年该指标相比2023年再降3.4%，创近五年最大年度降幅。

2024年中国风电、太阳能发电总装机容量超过14亿千瓦，提前超额完成了2030年国家自主贡献目标。虽然受疫后经济复苏拉动及能源安全策略调整影响，碳排放增速出现短期波动，但年均增速已进入达峰平台区间，整体已进入增速放缓的达峰攻坚期。

2.能源消费结构转型趋势：煤炭消费持续下降，清洁能源跨越式发展

2005—2024年，中国能源消费总量从26亿吨标准煤增至59.6亿吨标准煤，总量增长129%。伴随能源革命深化，消费结构持续优化，煤炭消费占比从72.4%持续下降至53.2%，降幅达19.2个百分点，但受能源需求总量攀升影响，煤炭消费绝对量仍从18.8亿吨增至31.7亿吨标准煤。得益于清洁能源的跨越式发展，非化石能源消费比重则从7.4%提升至17.9%。能效提升方面，单位GDP能耗较2005年累计下降了26.4%，但“十四五”以来年均降幅收窄至2%以内，较“十一五”期间年均4.5%的降速呈现边际递减效应，反映出传统工业节能潜力趋近饱和、能源消费锁定效应逐步显现的结构性挑战。

近十年来，中国可再生能源发电装机容量一直保持着接近15%的年均高速增长，其中风电、光伏连续15年全球增量第一。2023年，中国可再生能源发电装机容量达到15.16亿千瓦，占全国发电总装机的51.9%，历史性地超过火电装机容量，占总发电装机容量的比重超过50%。

中国通过大力实施煤电机组节能降碳改造有序淘汰煤电落后产能，煤电转型升级效果明显。据统计，2023年，中国火力发电厂每千瓦时（kWh）发电的煤炭消耗量为280克，较2013年下降了7.4%[3]。

中国加快构建全国统一的电力市场体系，扩大可再生能源跨省区配置及绿证核发和交易范围。2024年实现绿证核发数量倍数级增长，全国核发绿证47.34亿个，同比增长28.36倍[4]。

中国碳中和目标的实现进程，本质上是一场兼具规模性与创新性的能源体系重构革命。一方面，这一目标的实现迫切需要进一步提高新能源发电规模，这将激活超160万亿元规模的投资动能（2024—2060年），并催生技术继续突破，使光伏组件、储能系统成本持续降低，实现可再生能源经济性跨越式突破。另一方面，要将化石能源与非化石能源消费比重从当前的8：2倒置为2060年的2：8，迫切需要在技术攻坚、煤电退出补偿机制完善、电力市场改革深化等方面继续深入，从而快速高效实现能源转型。

3.“双碳”目标下新能源产业的跃迁：风光发电规模呈现指数级增长

新能源产业起步阶段主要承担偏远地区电力保供等辅助功能。经过二十余年的政策引导与市场培育，中国已构建起全球最完整的光伏、储能及风电装备制造体系，形成万亿级市场规模，新能源产业已成为能源结构转型的核心力量，更成为“双碳”目标的有力支撑。

凭借完备的产业链及供应链体系、全球领先的技术实力，2024年部分资源条件较好的地区风光平均度电成本已经降至0.3元以下，成本优势驱动风光装机持续爆发。2024年，全国可再生能源发电新增装机3.73亿千瓦（同比增长23%），占电力新增装机的86%，风光装机占比超过总装机容量的42%。风光发电量由2011年占总发电量的1.55%提升至2024年的18.2%。

在“双碳”战略的持续催化下，中国新能源产业进入超预期增长阶段。截至2024年，全国新能源产业链企业数量突破8万家，覆盖硅料提纯、组件封装、储能集成等高附加值环节。其中，中小型企业占比超75%，形成“龙头引领、集群共生”的产业生态；上市企业数量近3000家，市值占A股总市值的比重提升至12.5%。新能源技术对中国经济的贡献率已接近10%，成为现代化产业体系的新支柱，支撑经济社会高质量发展。

中国新能源产业的规模化发展正在深度赋能“双碳”目标的实现。2021年至2022年，全国电力平均二氧化碳排放因子从556.8克/千瓦时降至536.6克/千瓦时，核心驱动力源于风电、光伏发电量占比提升，电力结构优化。

虽然目前新能源产业面临贸易壁垒、供需错配以及技术瓶颈等系统性挑战，但短期市场波动难掩长期需求刚性。当前全球能源活动碳排放占比仍高达73%，中国新能源发电量占比仍不足20%。国际能源署预测，从2024年至2030年，中国的可再生能源装机容量预计将增长3.2太瓦[5]。挑战总是与机遇并存，高质量和差异化或许是突围关键。

二、碳市场是应对气候变化的重要政策工具

近年来，工业领域减碳行动持续深化，呈现出从局部优化向系统变革、从被动应对向主动引领的转型态势。一方面，钢铁、水泥、电解铝等高耗能行业通过工艺革新和设备升级实现能效提升，如采用氢能炼钢、碳捕集技术等突破性解决方案；另一方面，以零碳工厂为代表的创新模式正在重塑制造业的可持续发展范式，例如采用100%可再生能源电力，部署数字化碳管理平台实时追踪碳排放等。这一系列工业减碳实践的成功推进，离不开碳市场这一关键政策工具的支撑与引导。

随着全国碳市场扩容至钢铁、水泥、电解铝等重点行业，碳价机制正在为工业企业创造更明确的经济激励。这种市场化机制正在改变传统环保治理模式，使零碳工厂等创新实践从政策驱动转向经济驱动。随着碳市场覆盖行业持续扩大、交易品种日益丰富，这一政策工具必将释放更大减排潜力，加速工业领域绿色低碳转型。

1.国际碳市场：发达和新兴经济体都在推进碳市场建设

在全球应对气候变化的背景下，碳排放权交易体系（ETS）正成为各国普遍采用的关键政策工具之一。

统计数据显示[6]，截至2025年1月，全球范围内已有38个碳排放权交易体系正在实际运行，有11个碳市场正在建设中，预计将在未来几年内投入运行。从覆盖范围来看，这些已运行的碳市场体系覆盖的温室气体排放量超过100亿吨二氧化碳当量，占全球排放总量的比重约为19%，其所在司法管辖区的经济总量合计占全球GDP的58%，全球近三分之一的人口生活在实施碳定价机制的地区。

碳市场已成为全球应对气候变化的重要政策工具。虽然碳排放权交易体系最初主要在发达国家推行，但新兴经济体正成为新一轮体系建设和实施的主要推动力量。从发展趋势来看，全球碳排放权交易体系不仅在数量上持续扩张，在制度设计上也呈现多元化发展特征。部分发展中国家政府正在突破传统的总量控制与交易模式，探索采用基于排放强度的交易机制；另有一些国家采取混合型路径，通过将排放权交易与碳税、碳信用机制等定价工具有机结合，构建更为灵活的减排政策体系。

发达经济体的碳排放权交易体系建设正持续推进。欧盟已完成对其碳市场的全面改革，并计划自2027年起针对建筑、道路运输等新增领域设立独立交易体系，届时其覆盖排放量占比或将翻倍。加拿大已公布国家层面总量控制与交易（cap-and-trade）制度草案，重点管控上游石油、天然气及液化天然气生产环节的排放。美国各州层面，俄勒冈州在2023年法案失效后重新恢复碳市场运行；科罗拉多州于2024年启动新体系，初期覆盖本州大型制造业企业，并拟于2028年扩大行业范围；纽约州正在制订全经济领域碳市场的实施细则；马里兰州则考虑建立覆盖全州经济部门的碳交易机制。

许多新兴经济体的碳排放权交易体系建设正在加速推进。印度已出台法规，针对能源密集型行业建立基于强度的“基准—信用”体系，并同步配套碳信用机制。印度尼西亚针对电力行业已于两年前建立了基于强度的碳市场，并计划于2025年实施创新的“总量—税收—交易”混合型机制。土耳其和越南正在制定相关法规，准备启动碳排放权交易试点。此外，马来西亚、菲律宾和泰国等国也正考虑将碳排放权交易作为其气候政策工具。在拉美地区，巴西于2024年12月已批准一项法案，拟规范对该国碳信用市场的监管，创建巴西温室气体排放交易系统；智利正着力制定行业排放限值标准，并筹备能源行业碳排放权交易试点；哥伦比亚就碳排放权交易体系法规启动公众咨询程序，标志着该体系进入分阶段实施前的关键准备期；墨西哥则正将其碳排放权交易试点项目向全面实施阶段推进。

2.中国碳市场：全球覆盖温室气体排放量规模最大的碳市场

中国作为全球最大的碳排放国，自提出“双碳”目标以来，建立了全国统一的碳排放权交易市场，于2021年7月正式启动运行，旨在有效控制和逐步减少二氧化碳排放，加速推进绿色转型。碳市场通过碳交易机制，为企业减排提供经济激励，同时促进清洁能源和低碳技术的创新与应用。

全国碳市场的建设参照了北京、上海、广东、深圳、湖北、天津、重庆、福建等八个试点区域碳市场的成功经验。目前，这些区域试点市场仍与全国碳市场并行运行，继续给未被纳入全国碳交易体系的其他行业企业提供交易平台。

2024年1月，国务院颁布了《碳排放权交易管理暂行条例》，为全国碳市场建设奠定了坚实的法律基础。生态环境部同步推出碳抵消机制，国家温室气体自愿减排交易市场（CCER）正式启动运行。经过六年停摆期的制度革新，重启并改革升级后的CCER市场为全国碳市场提供了重要的抵消机制支持。

全国碳市场年覆盖二氧化碳排放量约51亿吨，占全国二氧化碳排放的40%以上，是全球覆盖温室气体排放量规模最大的碳市场。2024年，全国共有2430家发电企业被纳入重点排放单位名录。

从数量分布来看，全国控排企业数量前三的地区分别是山东省、江苏省和内蒙古自治区，数量分别为302家、211家和189家，这三个地区控排企业数量合计占比将近全国的30%。控排企业数量最少的地区是海南省，仅有11家。

从地域分布来看，2024年被纳入全国碳市场的发电企业主要集中在两类地区：一是经济发达、能源需求旺盛的东部沿海省份，如山东、江苏、浙江、广东等，这些地区工业发展水平较高，电力消耗量较大，发电企业数量较多；二是煤炭资源富集的中西部地区，如内蒙古、陕西、河南、山西等，这些地区依托资源优势，火电装机容量较大，是重要的能源输出基地。未来随着全国碳市场行业覆盖范围的进一步扩大，参与企业的分布可能将显现新的变化。

自开市以来，全国碳市场配额清缴完成率持续提升，2021、2022、2023年度配额清缴完成率分别为99.61%、99.88%、99.98%，在国际主要碳市场中位于前列。

然而，全国碳市场碳排放配额（CEA）价格在全球仍处于较低水平。据国际碳行动伙伴组织（ICAP）统计，2024年全球超过一半的国家/区域碳市场平均碳价位于10—70美元/吨之间，约六分之一的国家/区域碳市场平均碳价低于10美元/吨，而CEA的均价在13美元/吨左右，在国际上依然较低。

三、中国碳市场运行情况

1.全国碳市场：碳价“冲高回落再企稳”

2024年，全国碳市场交易持续活跃，CEA价格呈现“冲高回落再企稳”的走势。CEA收盘价于2024年第二季度首次突破百元关口后，又逐渐回落至90元/吨的水平，年末稳定在97—106元/吨之间。2024年CEA成交均价为96.02元/吨，较2021年成交均价42.85元/吨上涨了一倍多。从成交量来看，交易显著集中于下半年，四季度成交量占全年的79%。2024年12月单月成交7536.55万吨，创年度峰值。

具体来看，2024年CEA总成交量1.89亿吨，总成交额181.14亿元。其中，挂牌协议交易成交量3702.74万吨，成交额36.31亿元；大宗协议交易成交量1.52亿吨，成交额144.82亿元。期间，最高价106.02元/吨，最低价69.67元/吨，收盘价较2023年最后一个交易日上涨了22.75%。截至2024年12月31日，CEA累计成交量6.30亿吨，累计成交额430.33亿元。

2.地方碳市场：碳价大多低于全国碳市场

2024年，地方碳市场中，北京碳市场碳价最高，同时碳价波动幅度也最大，最高成交均价达到138.00元/吨。上海、重庆碳市场碳价相对较稳，分别在67—78元/吨和37—51元/吨之间波动。福建碳市场碳价在所有试点中最低，2024年最低为14.96元/吨，最高为37.94元/吨。

从成交量来看，湖北、福建、天津碳市场是2024年配额成交量排在前三的碳市场。从成交额来看，前三名是湖北、上海、北京碳市场。北京碳市场在所有试点中成交量最少，但成交额却名列前茅，主要是由于北京碳市场的价格优势。从交易活跃度来看，广东、湖北、福建碳市场交易相对活跃，年交易日均超过200天。

整体而言，2024年，除北京试点外，全国其他七个试点碳市场的碳排放配额成交均价均明显低于全国碳市场碳价水平。这一现象反映出各试点市场在交易机制、配额分配方式等方面的差异性。未来随着全国碳市场的持续扩容和覆盖范围的逐步扩大，目前参与地方试点碳市场的重点排放企业将被分批纳入全国统一的碳市场交易体系。在这一过程中，地方碳市场与全国碳市场的碳价水平或将逐步趋同。这一价格趋同过程可能呈现渐进式特征，初期或存在一定价差，但随着市场成熟度的提升和交易规则的统一，最终将形成全国统一的碳定价体系。

四、中国碳市场建设进程

1.全国碳市场：优化配额分配，扎实扩容基础

（1）市场制度体系持续完善

启动全国温室气体自愿减排交易市场。2024年1月22日，全国温室气体自愿减排交易市场启动。交易产品为国家核证自愿减排量（CCER）。CCER旨在通过市场机制减少温室气体排放，允许企业通过购买减排量来抵消自身碳排放，促进可再生能源、林业碳汇等项目发展。当日，CCER总成交量37.53万吨，总成交额2383.53万元。通过建设全国温室气体自愿减排交易市场，有利于推动形成强制碳市场和自愿碳市场互补衔接、互联互通的全国碳市场体系，助力实现“双碳”目标。

颁布碳排放权交易管理相关条例。2024年1月25日，国务院总理李强签署第775号国务院令，公布《碳排放权交易管理暂行条例》，自2024年5月1日起施行。此前，中国缺乏碳排放权交易管理的法律法规，全国碳市场仅依靠部门规章和文件运行，立法层级低、权威性不足，难以有效规范交易、保障数据质量及惩处违法行为。该条例的发布明确了碳排放权交易及相关活动的监督管理体制，构建了碳排放权交易管理基本制度框架，并防范和惩处了碳排放数据造假行为。

优化配额分配机制。2024年10月16日，生态环境部办公厅印发《关于做好2023、2024年度发电行业全国碳排放权交易配额分配及清缴相关工作的通知》，并编制了《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》。该方案延续了前两个履约周期的总体框架，做出了将基于“供电量”核定配额调整为基于“发电量”、进一步简化和优化各类修正系数、引入配额结转政策、优化履约时间安排等优化调整。

完善碳排放统计核算体系。2024年10月24日，国家发展改革委等8部门发布《完善碳排放统计核算体系工作方案》，着力破解构建碳排放统计核算体系面临的短板制约，提升各层级、各领域、各行业碳排放统计核算能力水平，从而加快夯实碳排放双控基础制度，构建完善碳排放统计核算体系。

（2）行业覆盖范围进一步扩大

三大重点排放行业工作方案征求意见出炉。2024年9月9日，生态环境部发布《全国碳排放权交易市场覆盖水泥、钢铁、电解铝行业工作方案（征求意见稿）》，提出了启动实施（2024—2026年）和深化完善（2027年—）两个阶段，明确了纳入水泥、钢铁、电解铝行业的时间表和路线图，并清晰定义了履约期、排放范围、免费配额的分配逻辑以及分配方法学等。

发布水泥、铝冶炼行业技术规范。2024年9月14日，生态环境部办公厅发布《企业温室气体排放核算与报告指南水泥行业》《企业温室气体排放核查技术指南水泥行业》《企业温室气体排放核算与报告指南铝冶炼行业》《企业温室气体排放核查技术指南铝冶炼行业》等4项全国碳排放权交易市场技术规范。指南的发布是提升碳排放统计核算核查能力要求的具体举措，也为全国碳排放权交易市场扩大行业覆盖范围奠定了数据管理制度基础。

发布钢铁行业技术规范征求意见稿。2024年12月5日，生态环境部办公厅发布关于公开征求《企业温室气体排放核算与报告指南钢铁行业》《企业温室气体排放核查技术指南 钢铁行业》意见的通知，进一步规范钢铁行业企业温室气体排放核算报告与核查工作，巩固和提升数据质量，正式文件于2025年1月24日发布。

（3）市场化定价机制成效显现

碳价突破百元大关。2024年4月24日，全国碳市场碳价首次突破100元/吨。综合价格行情为：开盘价99.52元/吨，最高价101.51元/吨，最低价98.67元/吨，收盘价100.59元/吨。碳价水平提升将产生多重积极效应。从企业层面来看，更具经济激励作用的碳定价将有效驱动企业加大减排投入，能激发低碳技术创新突破，从而系统性提升企业减排绩效，助力行业实现绿色低碳高质量发展。从市场运行情况来看，碳价上行将显著提升市场吸引力，增强各类主体参与交易的积极性，进而改善市场流动性并提升交易活跃度，形成良性循环。从国际视野来看，碳价上涨将增强中国碳市场的国际影响力，为构建与国际碳市场的衔接机制创造有利条件。

2.地方碳市场：更新管理办法，丰富业务种类

（1）交易管理办法陆续更新

湖北省修订碳排放权交易管理办法。2024年1月12日，湖北省人民政府发布《湖北省碳排放权交易管理暂行办法》，该办法于2024年3月1日起施行。此次修订主要是由于2014年颁布的《湖北省碳排放权管理和交易暂行办法》部分规定与国家管理办法存在出入，并且随着发电行业纳入全国统一交易体系后，湖北碳市场交易规模持续缩减，市场活力明显下降。为增强市场竞争力，扩大参与主体范围，提高交易活跃度，湖北省对碳交易管理办法进行了修订调整。

北京市革新碳排放权交易管理办法。2024年3月12日，北京市人民政府印发《北京市碳排放权交易管理办法》，自2024年5月1日起施行。同时，废止了2014年发布的《北京市碳排放权交易管理办法（试行）》。2024年出台的管理办法强调了严格的碳排放管理，实施总量和强度双控，在名单管理、配额管理、碳排放权交易、报告与核查、配额清缴、监督管理等方面进行了明确规定。

深圳市修正碳排放权管理办法。2024年6月20日，深圳市生态环境局发布《深圳市碳排放权交易管理办法（2024修正）》。此次修正将第四十九条修改为“任何组织或者个人认为市生态环境主管部门或者其他相关部门在碳排放权交易管理过程中作出的行政行为侵犯其合法权益的，可以依法申请行政复议或者提起行政诉讼。”

（2）交易业务种类不断丰富

上海碳市场推出碳回购业务。2024年1月26日，上海环境能源交易所正式推出上海碳市场回购交易业务。碳回购业务是指交易的一方（初始卖出方）在将持有的产品卖给另一方（初始买入方）的同时，约定在未来某一日期再由初始卖出方以约定价格从初始买入方购回该笔产品的交易行为。碳回购业务在盘活碳资产、提高碳市场流动性的同时，还能满足实体经济融资需求，对融合碳市场与金融市场起到重要作用。

广东省规范碳排放权抵质押融资流程。2024年4月15日，由广州碳排放权交易中心牵头编制的《碳配额抵质押融资实施指南》经广东省市场监督管理局批准发布，于2024年7月11日正式实施。指南规范了碳排放权抵质押融资的总体要求和实施流程，完善碳金融产品相关标准，推动碳金融市场建设。

（3）扩容方案持续推进

广东碳市场交易纳入8个行业。2024年1月11日，广东省生态环境厅印发《广东省2023年度碳排放配额分配方案》。2023年度纳入碳排放管理和交易范围的企业包括水泥、钢铁、石化、造纸、民航、陶瓷（建筑、卫生）、交通（港口）和数据中心等八个行业的企业。相比2022年度的分配方案，2023年度分配方案新增了陶瓷（建筑、卫生）、交通（港口）和数据中心三大行业，控排企业数量也从原先的200家拓展到了391家。

湖北碳市场交易纳入17个行业。2024年11月11日，湖北省生态环境厅发布《湖北省2023年度碳排放权配额分配方案》。湖北省纳入碳排放配额管理的企业数量从2022年度的343家增加至2023年度的449家企业，行业覆盖范围也从2022年的16个行业扩充为2023年度的17个行业，涉及钢铁、水泥、化工等。

五、控排企业参与碳市场案例

碳交易正从政策约束转变为企业的主动战略选择。许多高排放行业企业通过前瞻性布局碳资产管理，探索出了一条“减排—交易—收益”的良性循环路径。

在碳价突破百元、行业覆盖范围扩大的背景下，企业参与碳市场不仅能降低履约成本，更能将减排转化为竞争优势。河钢集团和华新水泥两家企业就为已纳入或即将纳入的控排企业提供了可复制的转型样本。

1.河钢集团有限公司：先行先试，模拟全国碳市场交易

钢铁行业是典型的高耗能、高排放行业，产生的碳排放量约占全国碳排放总量的15%。随着中国“双碳”目标的持续推进，钢铁行业的减排压力日益加大。2025年3月，生态环境部发布正式文件，将钢铁行业纳入全国碳市场覆盖范围。2025年作为钢铁行业纳入全国碳市场的首个履约年，行业企业面临着碳排放数据核算、配额分配、交易策略制定等一系列挑战。

作为钢铁巨头之一的河钢集团有限公司（下称“河钢”）早早就开始布局进军全国碳交易市场。2017年，河钢成立了河钢集团碳资产管理有限公司，负责开展全国碳市场政策研究与交易机制分析，构建覆盖全集团的标准化碳管理体系，统筹下属控排企业的碳排放数据核查、配额交易、履约清缴以及中国核证自愿减排量（CCER）等碳资产开发业务。

2023年7月，首届全国碳市场模拟交易大赛启动。大赛面向企业和机构，采用仿真模拟交易形式，由参赛主体扮演模拟碳市场的控排企业、非履约主体等不同市场角色。河钢集团碳资产管理有限公司积极参与其中，斩获“突出交易表现单位”奖项。

2024年4月，河钢印发实施《河钢集团模拟全国碳市场交易工作方案》，在行业内率先开展全国碳市场模拟交易。方案明确基于2023年真实碳排放数据，实施全流程全要素模拟全国碳市场的交易环节，为参与单位分配免费配额，并与自愿减排市场相结合。据相关消息，模拟碳交易采取分步实施的方式，逐步扩大覆盖工序及流程范围，第一履约周期主要以熟悉流程、完善系统为主，覆盖长流程的烧结、炼铁工序，后续逐步覆盖全流程工序，并逐步纳入全废钢短流程及氢冶金流程。

在欧盟碳边境调节机制（CBAM）出台的背景下，河钢制定了《低碳排放产品发展规划（2023—2026）》，明确到2026年实现产品平均碳排放强度较2021年下降52%的减排目标。此外，河钢还在集团层面构建了统一的碳排放管理体系和数字化平台，将碳排放管理范围从钢铁子公司拓展至集团外部的第三方焦化生产企业。

2024年4月，河钢发布WisCarbon碳中和数字化平台2.0版本，聚焦碳数据监测与存证、碳核算报告与核查、碳足迹认证与披露、碳资产开发与评价、碳信用抵消与管理，重点打造碳管理、碳足迹、碳监测、碳资产、碳普惠、碳关税服务等功能平台。

“双碳”目标下，钢铁行业面临碳排放约束趋严、碳配额成本加重等挑战。碳交易机制正推动企业从被动减排转向主动经营碳资产，实现环境效益与经济效益双赢。对于河钢来说，提升碳配额管理能力，积极参与全国碳市场交易，通过技术改造创造配额盈余并获取收益是一种好的方式。此外，从企业披露的信息来看，河钢正积极争取绿色金融支持，采取如发行碳中和债券等措施积极应对。

2.华新水泥股份有限公司：盘活碳资产，规划碳减排

华新水泥股份有限公司（下称“华新水泥”）是多个地方碳市场的“老客户”。自2014年以来，华新水泥已在湖北、广东、重庆三大试点碳市场深耕十余年。截至2024年底，华新水泥旗下位于湖北的14家工厂、位于重庆的4家工厂以及位于广东的1家工厂均已按时按量完成履约任务。

华新水泥始创于1907年，是一家建筑材料公司，业务涉及水泥、混凝土、骨料、环保、装备制造及工程、新型建筑材料等全产业链。自2000年起，华新水泥从一家地方性水泥企业逐步发展壮大，如今已成为业务遍及全球的国际化企业，在国内17个省市及海外16个国家设立了300余家分/子公司。

碳资产管理是华新水泥的重点工作之一，公司已将碳资产管理纳入企业整体发展战略。早在2017年，华新水泥就与壳牌签署碳交易协议，交易远期中国核证自愿减排量（CCER）。

2024年1月，华新水泥成立碳监测碳计量试点工作组，实现了华新黄石公司二氧化碳在线监测数据采集分析，搭建了湖北省水泥行业首个碳计量在线监测平台，并发布了地方计量规范——《水泥企业能源计量数据转换为碳排放数据技术规范》。

2024年4月，华新水泥成功在湖北碳市场完成交易金额为1亿元的碳资产回购交易，盘活了公司存量碳资产，为低碳转型提供了资金支持。据公司官网披露，此次融资所得将重点用于低碳技术革新与智能化生产体系优化，旨在充分释放减碳技术效能，全面提高能源使用效率及资源循环利用能力。

在组织架构方面，华新水泥成立了碳资产管理委员会，由主管副总裁担任主任，财务、生产工艺、法律事务等相关职能中心协同配合。在制度体系方面，公司制定了《碳资产管理办法》等制度，从而实现碳资产管理的标准化和流程化运作。此外，为提升团队专业能力，公司还会每年定期组织碳资产管理培训及经验分享活动。

对于碳减排目标，公司也有清晰的规划。在华新水泥的《2024年企业环境、社会及管治报告》中显示，到2030年，公司单位营业收入的二氧化碳排放量将比2005年下降70%以上；每吨水泥二氧化碳直接排放（范围1）强度将降至475千克；每单位立方混凝土的二氧化碳直接排放强度（范围1）将降至124千克。

截至2024年底，公司单位营业收入二氧化碳排放量较基准年已下降了69.38%，基本达成2030年减排目标。其余两项关键指标——吨水泥二氧化碳排放强度（583.26千克）和单位立方混凝土二氧化碳排放强度（151.80千克）虽与最终目标值尚有差距，但公司已建立完善的年度碳减排行动计划和绩效考核机制，将通过量化管理确保减排承诺如期兑现。

随着全国碳市场制度体系日趋完善，在碳排放政策持续收紧和监管强化的背景下，碳价上涨与碳税实施将显著增加企业运营成本。华新水泥这类企业必须相应加大节能环保投入，比如采购高效节能设备以及加强员工环保培训。同时，日趋严格的环保法规也会提升公司面临环境诉讼的风险，可能导致额外的罚款支出，进一步加重财务压力。

为紧跟政策变化，公司开展了碳市场专项研究，深入分析国家及地方碳配额核算方法、交易规则和CCER抵消机制，从而预测碳价波动，以此制定统一的碳交易策略，为管理层决策提供专业支持。此外，公司发布的《华新水泥股份有限公司低碳发展白皮书》系统规划了降碳的实施路径，确保低碳转型有序推进。

六、非控排企业自愿减排路径

1.企业减排的困难与挑战：从纸面到行动的鸿沟

在全球碳中和浪潮与中国“双碳”目标双重驱动下，企业低碳转型已从战略规划进入实施攻坚期。然而，从承诺到执行的过程中，产业结构特性、技术革新瓶颈与治理能力短板正在形成多重阻碍，企业减排目标的实现仍面临三重结构性壁垒。

业务增长和绝对排放量减排存在矛盾。绝对排放量减排是企业履行气候义务的核心要义。当前中国工业体系仍呈现能源消费与经济增长的正向关联，即便是积极践行低碳转型的企业，也在尚未实现碳达峰阶段更倾向于选择排放强度而非总量控制目标。这种路径依赖导致规模扩张期的企业实际碳排放总量持续攀升，与全球温控目标形成结构性冲突。更为紧迫的是，中国从碳达峰到碳中和的时间窗口仅有30年，技术转型和能源替代的缓冲期被很大程度上压缩，需要投入更多资源突破技术瓶颈。

供应链管理和协同存在系统性困难。对相当一部分制造业企业来说，70%以上的排放来自供应链环节，要实现绝对减排需要全产业链的深度协同。但对于现阶段的中国企业来说，范围3数据核算与管理本身是一个薄弱环节，存在供应商数据采集困难（尤其是中小企业缺乏核算能力）、数据报送标准不统一、基础信息失真等问题。此外，相当比例企业受制于资金实力、行业话语权和管理半径，难以有效推动全产业链协同减碳。

承诺与执行能力的错配带来失信风险。部分企业气候行动存在“漂绿”隐患，表现为依赖低质量碳信用抵消而非实质性减排，从而为企业贴上绿色标签，或将净零承诺异化为市场宣传工具。更值得注意的是，在供应链压力或投标需求驱动下，不少企业未经科学测算便仓促加入科学碳目标倡议（SBTi），然而，并非做出承诺即可一劳永逸，SBTi要求企业在规定时间内制定减排目标，并每5—10年更新目标，且需每年公开披露进展，未达标者将被官网公示失信标记。实践中，不乏一些国际企业因目标制定复杂而主动退出。这种脱离实际能力的承诺不仅削弱了气候行动的有效性，降低群众对净零承诺的整体信心，更可能引发企业信用危机——从绿色融资受限到商业伙伴信任崩塌，风险传导效应远超环境治理范畴。

2.净零排放目标如何落地

虽然困难重重，但面对净零排放目标的全球共识，各方力量均在努力推动落地执行。政策端国际国内规则框架持续演进，企业端实践探索不断深化，多维路径的协同突破正逐渐为碳中和进程注入更多确定性。

（1）规则完善推动企业气候行动规范化

为规范非国家实体的气候行动承诺、提升透明度并推动全球气候治理的协同性，联合国秘书长授权成立了“非国家实体净零排放承诺高级别专家组”（HLEG），这一组织针对企业等非国家实体的净零排放行动提出了一套标准化、科学化的建议，为企业减排行动提供了科学样板，主要建议如表1所示。

为响应国际规则并进一步推动国内企业气候行动规范化，2025年2月，生态环境部、财政部、中国人民银行和国家金融监管总局等四部门联合发布《关于促进企业温室气体信息自愿披露的意见》，首次将企业温室气体信息披露提升至国家战略层面。该意见作为企业环境信息依法披露制度的有益补充，将有效加强公众和监管机构监督，推动企业从被动应对气候挑战转向主动承担气候责任，通过衔接绿色金融工具，将减排数据转化为融资竞争力，激励企业形成“披露—融资—减排”的良性循环。同时，其构建的统一技术规范体系（如国家温室气体排放因子数据库、产品碳足迹核算标准），将有效解决目前数据不可比难题，并通过与国际标准（例如ISSB、ESRS）互通互认降低跨境合规成本，为应对碳关税等贸易壁垒提供支撑。

（2）更具灵活性的净零目标倡议

为应对企业落实净零目标的现实困境，SBTi于2025年3月发布了第二版净零标准修正草案。新版草案在坚持科学减碳核心原则的基础上，显著增强了标准体系的包容性与实施弹性。草案通过引入差异化分类、强化非排放指标及全周期问责机制等新方案，为全球企业提供了更包容且务实的净零转型框架。此外，草案首次与国际主流监管框架实现硬性对接，承诺要求与欧盟《企业可持续发展报告指令》（CSRD）、HLEG建议形成强制性对标，确保跨国企业合规成本最小化。同时，草案也存在部分内容定义模糊（如间接缓解措施及其质量要求、范围3是否纳入长期目标要求未明确）、企业分类机制可能加剧新兴市场的转移风险并进一步导致全球减排责任分配不均等潜在问题。当前草案已进入公开征询意见阶段，需要利益相关方深度探讨，提供更具可行性的技术路径与制度设计建议。

（3）设立企业自愿减排核心框架

当前，全球企业正加速推进多层次减排实践，通过技术迭代、能源结构转型及管理机制创新，企业正将减排行动从内部运营延伸至供应链上下游。

在范围1、2减排领域，企业需着力推动能源消费结构的系统改造与生产效率的提升。一方面，通过分布式光伏、生物质燃料等清洁能源替代方案，持续降低对化石能源的依赖强度；另一方面，依托工艺革新、设备升级以及余热回收等硬技术突破，叠加日常节能管理制度与数字化能碳监测系统的软性管控，形成“技术降耗+管理提效”的双重减排路径，共同推进运营端减排。

对于范围3，其减排的本质是企业碳管理责任的纵向拓展。在产品设计阶段，企业应聚焦产品全生命周期管理，推行轻量化设计、可回收材料替代及使用场景能效优化，系统性降低产品碳足迹。对于供应链，通过建立绿色供应商准入标准、设定产品碳足迹核算门槛、优先采购再生材料等手段，将减排要求向原材料生产端传导，倒逼供应商采用低碳工艺或循环资源。交通排放则需通过引导员工选择低碳的通勤和差旅方式，对物流运输进行新能源运输工具替代、多式联运与智能路径规划等转变，实现运输环节排放强度管控。

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专栏1 沃太能源：降碳从家庭储能做起

在全球能源结构转型过程中，发展以新能源为主体的能源体系已成为必然趋势。虽然风电、光伏等可再生能源具有显著优势，但因其固有的波动性、间歇性和不可预测性等特性，使得储能系统成为构建稳定、绿色、安全电力供应体系的关键支撑。

成立于2012年的沃太能源股份有限公司（下称“沃太能源”）已在储能行业专注深耕了十余年，从海外家庭储能开始做起，现已成为覆盖全功率段储能产品的系统提供商。沃太能源董事长、创始人袁宏亮表示：“通过提供高效、安全的储能产品，沃太能源帮助家庭、企业乃至电网实现了绿色电力的稳定供应。”

在袁宏亮看来，当前许多企业对新能源应用及储能系统在能源消纳中的作用认知不足，若各方增强零碳意识并加大投资力度，将显著提升从企业到区域的能源安全水平。

企业需兼顾经济效益与社会价值，零碳工厂建设是实现这一目标的重要路径。“推进ESG或是零碳工厂前期投入相对较大，但符合全球发展趋势，国内外越来越重视产品的绿色属性。实现零碳转型将显著提升产品国际竞争力，特别是在出口和认证方面形成差异化优势。”袁宏亮谈道。

当前，国内零碳工厂的建设仍处于早期阶段，相关标准体系和具体实施细则尚不完善。TÜV南德意志大中华集团（下称“TÜV南德”）智慧能源副总裁许海亮指出建设零碳工厂要从五个方面入手：第一，要建立企业碳管理体系，完善碳核算方法及数字化平台建设；第二，推动传统能源向绿色能源替代转型；第三，提升资源能源利用效率及循环利用率；第四，促进生产工艺及产品低碳化改造；第五，协助开发碳汇项目，建立碳排放抵消储备机制。

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专栏2 一道新能：光伏是蓝海市场

中国提出“双碳”目标之后，光伏行业得到了迅猛发展。根据国家发改委能源研究所的预测，到2050年光伏将成为中国第一大电源，光伏总装机规模将超过50亿千瓦，占全国总装机的59%。

光伏产业在助力实现“双碳”目标的过程中大有可为，通过提升可再生能源的比例来降低碳排放，最终实现碳中和是必然的趋势，包括储能系统、光伏组件、光伏智慧应用等在内的光伏生态系统在未来将是蓝海市场。

一道新能源科技股份有限公司（下称“一道新能”）将低碳理念深度融入企业运营和产品制造，在践行绿色发展方面做了很多工作。

一道新能首席技术官宋登元介绍道：“第一，我们所有工厂的屋顶都安装了高效的光伏组件，绿色能源占比超过了20%。同时，通过能源智能管理系统提升了能源的利用率。第二，在产品设计环节引入了生态设计的理念。通过绿色产品的设计推广、可循环材料的利用降低产品的碳排放，在绿色生产管理、物流、包装回收等产品的全生命周期实现低碳可持续发展。第三，通过技术创新提升电池和组件的效率，使每千瓦光伏组件的产品在制备过程中降低30%左右的碳排放。”

随着国际碳壁垒日益严格，光伏企业面临新的挑战。欧盟即将出台的Eco-Design法规将覆盖光伏行业，要求企业全面核算产品碳足迹。

对此，一道新能的做法是在生产端优化制造工艺以减少碳排放；在技术端通过减薄硅片厚度降低材料能耗，同时不断提升光伏电池和组件的转换效率。此外，公司还建立了覆盖原材料、生产工艺、组件生产和运输环节的全生命周期碳足迹管理体系，系统性降低整体碳排放。

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专栏3 远景科技：真正落地零碳产业园

在鄂尔多斯零碳产业园，整齐排列的光伏板与远处转动的风力发电机交相辉映，共同为园区输送着清洁能源。这是远景科技集团（下称“远景科技”）在2022年4月携手内蒙古鄂尔多斯打造的全球首个零碳产业园——鄂尔多斯零碳产业园，这样的模式成为了工业体系绿色转型的创新路径之一。

据远景科技首席可持续发展官孙捷介绍，鄂尔多斯零碳产业园的核心优势在于其三大创新体系。首先是新型能源系统，通过整合风力发电、太阳能发电以及新型储能技术，为园区供应绿色电力。其次，在零碳产业背后，有一个看不见的零碳数字操作系统。园区每天都在用绿色电力，需要微网控制协同来控制可再生能源和储能。在园区里面生产的产品，每天都在产生能耗和碳排放，需要数字化系统进行跟踪计算，包括未来的核查和认证。最后一个体系就是基于零碳能源的供给打造的“新工业集群”。

零碳产业园不仅是应对国际碳壁垒的有效途径，还为政府和企业提供了多重价值。对于政府，园区能够集中降低区域碳排放，实现高效碳管理；对于企业，入驻园区可快速解决间接排放问题，并通过产业协同降低能源转型成本。

远景科技通过零碳产业园构建了绿色新工业集群的典范。孙捷表示：“我们打造的首个零碳产业园围绕着远景动力电池的生产，系统构建了完整的上下游产业链。在上游，集聚了原材料供应商、精密制造企业和设备制造商；在下游，吸引了包括电动重卡制造商在内的终端应用企业。这样的模式非常好地诠释了为什么是‘零碳产业园’构建了新工业的集群。”

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专栏4 阳光电源：让人人享受清洁电力

阳光电源股份有限公司（下称“阳光电源”）成立于1997年，成立之初就专注于新能源发电行业。在发展过程中，阳光电源一直秉持“让人人享受清洁电力”的使命，先后进入了光伏、风电、储能、电动车及充电、氢能五大赛道。

“通过持续的技术创新，我们为客户提供领先的产品、解决方案和服务，助力其实现绿色低碳转型。”阳光电源高级副总裁赵为介绍道。

在减碳领域，阳光电源提前布局，成立了全资子公司——阳光慧碳科技有限公司（下称“阳光慧碳”），并于2022年推出了自主研发的能碳管理平台iCarbon。阳光慧碳总经理周文闻表示，该平台通过数字化手段为客户提供碳核算和碳减排方案，其科学严谨的计算方式与国际标准接轨。iCarbon平台已服务于全球范围内的集团企业、工厂、园区、医院等客户，帮助其实现碳管理的轻量化与高效化。

第三方机构的参与能够助力企业实现零碳目标。针对第三方机构的可行性实践，TÜV南德智慧能源副总裁许海亮结合经验阐述道：“第一，帮助企业建立人才体系。第二，帮助企业应对国际市场的强制性认证与法规合规要求。第三，帮助企业建立碳管理体系或碳管理机制。第四，通过持续的标准升级推动行业与企业实现螺旋式上升发展。第五，通过第三方机构来提升企业低碳实践的可信度与影响力。”

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七、中国碳市场面临的问题

1.制度体系建设有待强化

碳市场政策的连续性与稳定性仍需进一步强化，以确保市场参与者形成长期、稳定的政策预期，从而推动行业明确发展方向，增强市场信心。特别是在政策执行层面，需要保持制度框架的连贯性，避免频繁调整导致市场预期波动，影响企业的长期减排规划和投资决策。

此外，碳市场的健康运行离不开完善的配套政策体系。目前，碳排放核算与会计处理规则、司法纠纷处置机制等关键配套政策仍有待细化和落地。同时，相关指导文件和标准化操作流程也需进一步明确，以提升市场运行的透明度和规范性。只有建立健全配套政策体系，才能更好地支持碳市场的合规管理，降低企业参与交易的不确定性，充分激发市场活力，提升企业减排的积极性和主动性，最终推动碳市场的高质量发展。

2.交易产品有待丰富

当前，中国碳市场在金融产品和服务创新方面仍显不足，基于碳配额的金融工具开发相对滞后，难以充分满足企业盘活碳资产、优化资源配置的多元化需求。

一方面，现有碳金融产品以基础现货交易为主，缺乏碳配额质押融资、碳资产托管、碳债券等创新金融工具，限制了企业碳资产的流动性；另一方面，碳金融服务的专业化水平有待提升，碳资产评估、碳资产证券化、碳资产风险管理等配套服务体系尚未健全，导致企业难以有效发挥碳资产的金融属性。

3.与国际市场的衔接机制有待拓展

中国碳市场在推进国际化进程方面仍面临着挑战，与国际碳市场的衔接机制亟待拓展和完善。目前，中国碳市场仍处于相对封闭的运行状态，尚未建立起与国际主要碳市场（如欧盟碳市场等）的有效连接机制。这种割裂状态不仅限制了碳价的国际传导效应，也阻碍了中国在全球碳定价体系中参与度的提升。

具体而言，当前缺乏跨境碳配额互认机制、统一的核算标准以及双边/多边抵消机制安排，导致国内外碳市场难以形成协同效应。同时，中国碳市场产品结构与国际市场存在较大差异，特别是缺乏碳金融衍生品等国际化交易工具，进一步增加了市场衔接的难度。此外，在监测、报告与核查体系（MRV）、监管框架等制度设计方面与国际标准尚未完全接轨，也成为制约国内外碳市场互联互通的重要因素。

八、中国碳市场发展相关建议

1.逐步完善碳定价体系

随着钢铁、水泥、电解铝等行业的纳入，全国碳市场的流动性和活跃度将进一步提升。然而，不同行业减排成本存在差异，相关统计数据显示，钢铁行业平均减排成本约为348元/吨二氧化碳，而水泥行业则相对较低，平均减排成本在124元/吨二氧化碳左右。这种行业间显著的成本差异可能导致高减排成本行业出现负担过重、资源配置效率低下等问题。

为解决这类问题，可考虑在全国碳市场逐步引入碳配额拍卖机制，并建立差异化的行业碳定价体系。目前，许多地方碳市场已引入有偿拍卖的配额分配方式，这些经验值得借鉴。同时，随着全国碳市场覆盖范围的扩大，应建立全国与地方碳市场的价格衔接机制。通过引入价格走廊等调控工具，逐步缩小试点地区与全国的碳价差异，这将有助于重点排放企业平稳过渡至全国统一碳市场。

2.推进碳金融产品创新

为提升碳市场流动性和服务实体经济的能力，需加快推进碳金融产品创新，包括推出碳期货、碳期权、碳回购、碳质押等金融工具，从而盘活企业碳资产并加强市场流动性。例如，华新水泥在湖北碳市场完成金额为1亿元的碳资产回购交易，上海碳市场也在2024年推出了碳回购业务。这些地方试点经验值得全国碳市场借鉴推广，通过完善碳金融产品体系，既能满足企业多元化需求，又能促进碳市场高质量发展。

在制度配套方面，需要同步完善碳金融业务标准体系。可以考虑建立做市商制度，明确做市商准入标准、权利义务和考核机制，通过持续双向报价提升市场流动性和价格发现功能。制定统一的碳金融产品交易规则和风控标准也是重要环节，以此规范碳期货、碳回购等创新业务的发展。另外，需完善信息披露和监管框架，保障市场稳健运行。通过构建多层次碳金融市场体系，既能满足控排企业、投资机构等不同市场主体的差异化需求，又能有效引导社会资金向新能源、节能环保等绿色低碳领域配置，为如期实现“双碳”战略提供市场支撑和资金保障。

3.深化与国际主要碳市场的衔接

深化与国际主要碳市场的制度衔接和市场联通，是提升中国碳市场国际影响力的关键路径。应重点研究欧盟碳边境调节机制（CBAM）等国际规则，推动碳排放核算方法、核查标准等基础制度的国际互认。同时，要积极参与国际碳市场规则制定，在国际平台提出中国方案，增强话语权。通过制度型开放，逐步实现国内外碳市场的规则对接和标准兼容。

可探索建立跨境碳交易通道，分阶段、有条件地允许境外专业投资机构参与国内碳市场交易。同时，应培育具有国际竞争力的碳金融服务机构，发展跨境碳资产管理、碳交易服务等业务。此外，鼓励国内金融机构与国际同行合作，共同开发符合国际市场需求的碳金融创新产品。通过这些举措，既能提升中国碳市场的流动性，又能积累经验，为未来与国际碳市场建立更深层次的合作奠定基础。

参考文献：

[1]生态环境部.中华人民共和国气候变化第一次双年透明度报告[R],2024.

[2]生态环境部.中华人民共和国气候变化第四次两年更新报告[R],2024.

[3]China Energy Research Institute.China Energy Transformation Outlook 2024[R],2024.

[4]国家能源局电力业务资质管理中心.中国绿色电力证书发展报告[R],2024.

[5]IEA. Carbon-Free Electricity in G20 Countries. Paris: International Energy Agency[R],2025.

[6]ICAP. Emissions Trading Worldwide: Status Report 2025[R].2025.

（本文题图来源：第一财经）

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出品人 | 杨宇东

策划 | 于舰

主笔| 刘慧雯

编辑 | 于明