9月9日，为加快推进扩大全国碳排放权交易市场覆盖范围，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）》，在温室气体覆盖范围、管控企业、数据核算核查、配额分配与管理等方面做出了明确规定。
《方案》明确：年度温室气体排放量达到 2.6 万吨二氧化碳当量的水泥、钢铁、电解铝企业2024年将被纳入全国碳市场管控范围，新增重点排放单位约1500家，覆盖排放量新增加约30亿吨。
届时全国碳排放权交易市场覆盖排放量占全国总量的比例将达到约60%。
在管控气体种类方面，发电、水泥、钢铁的管控气体为二氧化碳，电解铝行业的管控气体为二氧化碳、四氟化碳（CF4）、六氟化二碳（C2F6）。
分阶段实施
考虑到新纳入市场的重点排放单位需要经历一段时间掌握规则、熟悉市场、提升管理能力，《方案》提出分两个阶段推动市场建设：
启动实施阶段（2024—2026 年）
以夯实碳排放管理基础、推动企业熟悉市场规则为主要目标，培育市场主体，完善市场监管，提升各类主体参与能力和管理水平。
履约时间
2024 年作为水泥、钢铁、电解铝行业首个管控年度，2025年底前完成首次履约工作。
配额分配：由绩效评价法逐步转向基准法
2024—2026年采用碳排放强度控制的思路实施配额免费分配，企业所获得的配额数量与产品产量（产出）挂钩，不设置配额总量上限，将企业配额盈缺率控制在较小范围内，主要目的是推动重点排放单位熟悉核算报告、核查、配额分配、市场交易规则。
采用绩效评价法，根据单位产出的碳排放强度进行绩效管理，碳排放强度低的企业可通过配额盈余获得收益，碳排放强度高的企业因配额短缺付出碳排放成本，整个行业配额基本盈亏平衡；
什么是绩效评价法？和基准线法有什么区别？
“所谓绩效评价法，本质上是一种历史碳强度下降的评估方法，其核心是与自身历史碳强度数据进行对比；而基准线法虽然最终也涉及碳强度的管理，但更侧重于行业间的横向比较，即与其他企业或行业标准进行对照。”有行业专家告诉笔者。
充分考虑纳入初期企业不熟悉规则、数据质量基础不牢靠的现状，按照类似“体验期”式的试验期定位，单个企业的配额盈余与缺口均控制在较小范围内，缩小企业间配额“贫富差距”。
深化完善阶段（2027 年—）
配额分配方法由绩效评价法逐步转向基准法，对标行业先进水平，建立预期明确、公开透明的配额逐步适度收紧机制，推动单位产出碳排放不断下降。
只纳入直接排放
在排放范围方面，《方案》编制说明提到：考虑到与国际碳市场规则对接，水泥、钢铁、电解铝行业均仅管控因使用化石能源等直接产生的温室气体排放。
值得注意的是，生态环境部之前发布的文件如《企业温室气体排放核算与报告指南 铝冶炼行业(征求意见稿）》对范围二排放核算有明确规定：同一家企业内自产非化石能源电力通过专线直送给重点排放设施使用的电力；以及电力用户与非化石能源发电企业签署市场化交易合同，并通过电网配送给重点排放设施使用的非化石能源电力等两类电力，其间接排放按0计算。
而在此次《方案》中直接将范围二排放剔除，所以绿证主管部门经常提到的绿证“衔接碳市场”的基础性作用应该戛然而止了。（当然部分地方碳市场如北京碳市场还允许通过绿电核算范围二排放：“重点碳排放单位通过市场化手段购买使用的绿电碳排放量核算为零”。）
范围二排放已经由能源生产方（如发电厂）直接报告并支付碳排放费用，如果在下游消费者处再度纳入范围二排放，这会导致控排企业为用电间接排放支付两倍碳排放价格，一份来自于发电企业的碳成本从发电端传导至用电端，一份则来自全国碳市场履约，而且部分控排企业还要履行可再生能源消费责任来购买绿证，绿证又不能用于碳排放量核算，最后加重企业负担。
“此举可以避免电力行业与间接排放同时核算导致的“双重追责”的问题”一位碳市场专业人士告诉笔者。
01、为什么碳市场扩围只覆盖“范围一”？
首先我们要清楚的一点是，不是我国的碳市场只覆盖直接排放，其他相对成熟的碳排放权交易体系（ETS）也是一样的，而这才是强制碳市场机制的基本逻辑——那就是不能出现“双重追责”的问题。
钢铁，水泥，电解铝作为电力消费者，他们和电力相关的排放是外购电力导致的间接排放，也就是我们所说的“范围二”。
而间接排放之所以存在，源头还是在电力行业燃烧化石燃料的直接排放——也就是电力行业的“范围一”。
来源：Munnings et al.
电力企业的“范围一”排放，就是电力消费企业的部分“范围二”（外购电力）排放。
如果说一吨排放产生一个单位的碳配额，那么电力行业由于烧煤发电产生的直接排放已经有了对应的碳配额，那么再把这些排放从电力消费端再算一次，再发放配额，相当于控排企业对同一吨排放付了两次钱，自然是不合理的。
如果明白这个逻辑，也就不会感到意外了。这次文件中对于排放范围的明确，本质上是有效避免了“双重追责”。
一位资深业内人士对《环球零碳》表示，碳市场通过碳价激励发电企业减少碳排放，促进整个电网的低碳化。碳市场只管直接排放，是各人自扫门前雪的逻辑。电厂的直接排放就是每一个电力用户的间接排放。电厂的直接排放降下来了，所有电力用户的间接排放就降下来了。
国际能源机构（IEA）在《实施有效的ETS：国际经验与教训》的报告中写道，在理论上完善的碳市场中，对于发电行业来说，碳配额成本会创造需求层面的减排激励：即电力企业可以将碳成本通过电力零售价格上涨转嫁给消费者，而更高的电价会激励终端用户提高能源效率和节约能源，从而降低“间接排放”。
根据有关学者研究，欧洲电力市场中，纳入欧盟温室气体排放贸易机制（EUETS）的发电企业可将60%～100%的碳排放成本转移到电价中。
但是我们国家的情况略有不同，我们的电价是由政府统一制定的，电力生产商不能随意提高电价。如果中国对直接排放进行定价，那么碳价格将仅传达给电力生产商，而电力消费者将不受碳价格的影响。
因此，上文说到的价格提升降低用电需求的减排激励就不起作用了。这也是为什么我们的碳市场最开始是考虑计算“间接排放”的。
当然，对于下游消费者电力需求的减排激励，不能建立在“双重计算”的问题上。
02、剔除“范围二”，如何激励用电减排？
碳市场剔除“范围二”，还让很多双碳从业人士产生了一种新的担忧：节能技术是不是没有用武之地了呢？
这确实是值得思考的问题。
一位资深业内人士告诉《环球零碳》，目前除了和产品碳足迹要求相关的法案，比如欧盟电池法案，确实缺少针对“范围二”的强制要求。
更多的是电力消费者的自愿减排压力，比如我国很多大型企业和行业龙头都加入了RE100倡议，和科学碳目标（SBTi）倡议，并设定了企业自己的“碳中和”目标。
过去一些试点碳市场还计算“范围二”的时候，控排企业不管是通过节能技术直接减少用电量，还是购买绿证绿电，亦或自建新能源场站，都可以有效减少对外购电力的需求，从而减少核算出的碳排放量。
但是正如上文所说，碳成本对于我国的发电企业来说价格传导并不灵敏，电力消费者很难遇到“电价高了”而需要去节电的情况。“间接排放”的核算被剔除后，节电的动力会少很多。
对于节能技术来说，目前对于业主的吸引力仅限项目本身的收益，或者未来有机会可能可以开发CCER。但对于节能减排改造空间比较大的行业来说（尤其是新加入碳市场的几个行业），目前来讲确实有点可惜。
所以，从最新的文件中我们可以得出的结论：“间接排放”和“双重计算”被剔除了，控排企业的压力比之前设想的要小了，绿电绿证需求可能会受影响。此外，关于用电减排，还需要更有效的政策和激励。
