“在各方共同努力下，经过4年多的建设运行，全国碳市场建设统筹把握好节奏和力度，充分考虑企业承受能力、激发企业降碳内生动力，价格‘指挥棒’作用逐步显现，成为推进碳达峰碳中和的有力举措和中国碳定价的主体形式。”

在联合国气候变化贝伦大会（COP30）“中国角”举办的“中国碳市场高质量发展与经验分享”主题边会上，生态环境部副部长李高总结了中国碳市场建设成效及高质量发展的经验。

中国碳市场开展一系列制度体系建设后，其减排效果究竟如何？

会上，由生态环境部环境规划院牵头编制的《中国碳排放权交易市场综合评估报告2025》（以下简称《评估报告》）给予了答案。

碳排放强度与碳排放总量均有所降低

《评估报告》指出，在降低碳排放强度方面，碳市场总体有效推动了火电行业碳排放强度的下降。2019年—2024年，碳市场覆盖发电机组二氧化碳排放强度累计下降2.9%，年均降幅0.6%。2024年，全国全口径发电量（含火电、风电、光伏发电、水电、核电、生物质发电）碳排放强度（单位发电量的二氧化碳排放量）相比2019年下降6.1%。

在降低碳排放总量方面，与不实施全国碳排放权交易市场的“无碳市场”情景比较，碳市场推动发电行业累计碳排放总量削减约3.57亿吨—4.84亿吨。全国碳排放权交易市场不仅在理论机制上具备通过强度控制实现总量约束的能力，而且在实际运行中已产生了可量化、显著的减排效果，加快了发电行业实现碳达峰的速度，降低了峰值。

值得一提的是，在降低减排成本方面，全国碳排放权交易市场有效实现了低成本减排。数据显示，全国碳市场在2020年—2024年累计降低减排成本约405亿元—481亿元，其中，基于发电行业边际减排成本曲线测算，中国发电行业在现有条件下的加权平均边际减排成本约为120元/吨CO₂—131元/吨CO₂。全国碳市场履约对电力企业带来的经济影响总体可控，68%的企业碳成本或碳收益占企业总收入比例基本集中在1%以内。

全国碳排放权交易市场促进低碳技术创新

《评估报告》显示，全国碳排放权交易市场启动后，绿色低碳专利呈现显著增长态势，由2019年的不足1000项，增长到2024年4000余项。其中，2024年数据质量类专利申请占比超过70%，制度方法类占20%，基础设施类占7%。

全国碳排放权交易市场之所以能促进低碳技术创新，是因为碳市场的建设将碳排放的外部环境成本内部化为企业的财务成本，从而重构企业投资决策的底层逻辑，提升减排工程的经济可行性。

以生物质掺烧发电技术为例，作为煤电行业碳减排关键路径之一，其使用一直面临着燃料成本高昂、运营成本增加等经济性挑战。随着发电行业纳入全国碳排放权交易市场，由于生物质燃料在生命周期内被视为“零碳”排放，掺烧生物质所替代的煤炭量，可以直接转化为企业的碳排放配额盈余或减排量，从而在碳市场中获利，这一机制从根本上改变了该技术路线的经济模型。

研究指出，当碳价达到60元/吨时，碳市场收益可覆盖生物质掺烧增量成本，打破“技术可行、经济不可行”的僵局，带动存量煤电低碳改造。

《评估报告》指出，火电行业后续碳减排难度更大。碳市场总体有效推动了火电行业碳排放强度的下降，但其边际改善空间正逐渐缩小。未来可能形成一定的排放锁定效应，构成中长期减排路径上的结构性约束。

一方面，部分低成本减排潜力已被率先释放，后续减排需要依赖高投入、长周期的技术改造（如超低排放改造、灵活性改造），减排效果难以立即显现。同时，我国火电机组经历了多轮“上大压小”、节能技改以及超低排放改造，进一步减碳空间十分有限。另一方面，煤电机组调峰运行成为常态，设备老化等因素导致煤耗升高，进而对碳排放强度产生影响。

此外，碳市场活力还需提高。目前全国碳排放权交易市场碳价的核心驱动力是政策与制度设计，其中减排目标、配额总量以及配额的初始分配方式决定了碳价的形成。全国碳市场以配额现货交易为主，产品结构单一，市场活跃度有待提升。未来，完善市场功能、发展碳金融将成为下一阶段的发展方向。