这段时间，东南大学能源与环境学院首席教授马隆龙有点忙。“我们研发的可持续生物航油目前正在产业化推广阶段，计划在今年底前搭建一个年产量万吨级的生产线。从去年底到现在，已经有近10家企业明确表示有意向与我们合作。”做研究、看场地、谈合作，马隆龙忙得不可开交，却又甘之如饴。细细算来，从农业废弃物秸秆中提炼可持续生物航油，这项领跑全球的新技术从实验室到工业生产，团队整整蓄势了15年。 　　巨额碳税 　　发展生物质航油“箭在弦上” 　　随着环保和可持续发展观念的深入人心，传统化石燃料面临替代压力，生物航油作为可持续的替代能源受到各国关注。2016年，国际民航组织通过了国际航空碳抵消和减排计划（corsia）。根据国家航空减排市场机制决议，2020年后各航空公司的国际航线碳排放增量，需通过购买碳配额等方式进行抵消。有机构分析指出，若遵照此决议，到2035年，中国国内航空公司碳交易总支出或将高达210亿元人民币。“想要避免如此巨额的航空碳税，生物质航油的替代使用是目前唯一能在民航业大幅度实现减排的措施。”马隆龙说。 　　什么是生物质？“从学术角度来说，生物质是指通过光合作用形成的各种有机体，其涵盖的种类非常多，例如农作物废弃物、木材废弃物和禽畜粪便等。而我们团队所聚焦的主要是木质纤维素，比如秸秆、草、树枝等。”马隆龙告诉记者，生物质资源是全方位有效替代石化资源的唯一一种可再生资源。生物质燃料作为一种供热来源，与石油燃料一样，主要用于电力、供热和运输三大领域。由于生物质可以作为废弃物被循环利用，因此生物质制取能源、化学品、材料产品，具有零碳和负碳属性。 　　“地面交通和航运可以利用电和氢气，但在航空领域，目前还没有能和燃油系统相提并论的动力系统。”马隆龙解释，使用生物质航油的优点在于不需要对飞机及发动机进行改装，因此这也是航空领域碳减排的最佳选择。然而，生物质原料结构复杂、密度低，这些属性导致生物质利用难度大。“生物质燃料不像石化资源。由于石化资源微观结构上看都是聚集在一起的，无论是直接使用，还是加工炼化处理，加工难度和成本都很低。但考虑到石化资源的不可再生属性及碳税政策等多方面因素，发展生物质燃料势在必行。”马隆龙说。 　　从无到有 　　“秸秆炼油”新路径领跑全球 　　“传统的生物质燃料发展大多遇到这样的瓶颈，一是原料限制，二是终端产品使用性问题。”在马隆龙团队之前，行业中已有人尝试从动物或植物油脂中提炼生物航油，但“油脂炼油”这一路径发展得并不顺利。“棕榈油、地沟油、小桐子油等，因为产量有限，做生物燃料根本划不来。” 　　如果不用动植物油脂，能否改用我国年产量超7亿吨之多的秸秆替代？这个念头萦绕在马隆龙脑中。然而，在此之前国际上也均是以油炼油，秸秆炼油领域尚且还是空白。“最初我们做过燃烧、汽化以及对生物质大分子的降解处理。但在这个过程中，从热解角度来看，原料一部分变成气，一部分变成黑乎乎的油，这都不是我们想要的结果。” 　　经过不断的实验分析，团队利用溶剂法开发出了逐级分离半纤维素、纤维素和木质素的三素分离技术，进而利用这三个组分的不同结构差异，探索出一条全新的航油提炼技术路线。“在这一路线中，纤维素水解后的产物乙酰丙酸和半纤维素汽提后得到的糠醛，可以缩合并炼制成可持续生物航油，而糠醛与木质素一样，又分别可以作为不同特种燃料的原料。”马隆龙介绍，使用三素分离技术提炼生物航油碳利用率很高，一套流程下来浪费的原料很少。“这条技术路线所产出的油品组分更接近于石油基航油，具有与石化航油近乎相同的理化性质。此外，这项技术的直接成本仅有目前流行的动植物油脂生物燃油的40%。”秸秆炼油新路径具有完全自主知识产权，且碳减排效果更好。可以说，这种新型可持续生物燃油是理想的航油替代品。 　　步履不停 　　绿色航油新时代亟待开启 　　2017年，百吨级生物航油中试项目在辽宁营口顺利开车运行。马隆龙坦言，中试是推动科研成果从实验室走向生产线的关键，而在这期间，建百吨级装置是最难的部分，“从开建到真正出油差不多耗费了一年时间”。实验室小规模试验很容易掌控，但真正放大到工业装置上，工艺、参数、温度条件等等全都变了，几乎所有的工艺都需要微调，需要不断去尝试。“那时我们原本采用的是贵金属‘铂’作为催化剂，但考虑到成本问题，我们又重新回到实验室测试，最终改用更便宜的‘镍’。” 　　马隆龙说，百吨级中试装置目前仍在使用中，但想要最终市场化还得继续扩大产量，团队的目标是获得适航认证。“只有拿到适航认证的航油才能在国际上进行销售，而这一认证过程非常严格，它对油品的生产工艺、安全性、年产量等都有严格的要求。”马隆龙表示，如果今年年产量万吨级的生产线可以顺利产油，那么适航认证评测指标中的年产量这一项应该可以达标。 　　“可持续生物航油的新纪元即将到来，我们期待它能够成为推动全球航空业可持续发展的重要力量。”马隆龙透露，团队眼下仍在进行工艺和技术改进。过去使用10吨秸秆可以制作约1吨油，更换了更合适的中间体后，不到8吨秸秆就可以提炼约1吨油，节省了不少。“市场化的脚步不能停。今年的计划是达到年产万吨，未来或许还有10万吨，或更大规模。” 　　来源：新华日报

　　近日，国务院印发《推动大规模设备更新和消费品以旧换新行动方案》（以下简称《行动方案》）。国家发展改革委有关负责同志就《行动方案》有关情况回答了记者的提问。 　　点击下方“阅读原文”，可跳转阅读《行动方案》全文。 　　问：请介绍一下《行动方案》出台的背景和意义。 　　答：党中央、国务院着眼于高质量发展大局，作出推动大规模设备更新和消费品以旧换新的重大部署。2月23日，习近平总书记主持召开中央财经委员会第四次会议，研究大规模设备更新和消费品以旧换新问题，强调加快产品更新换代是推动高质量发展的重要举措，将有力促进投资和消费，既利当前、更利长远。为贯彻落实党中央、国务院决策部署，大幅提高国民经济循环质量和水平，推动高质量发展，国家发展改革委会同有关方面研究起草了《推动大规模设备更新和消费品以旧换新行动方案》，经国务院常务会议审议通过后，近日由国务院印发。 　　我国是制造业大国和人口大国，2023年，工业、农业等重点领域设备投资规模约4.9万亿元，随着高质量发展深入推进，设备更新需求会不断扩大，将是一个年规模5万亿以上的巨大市场。同时，2023年底民用汽车保有量达到3.36亿辆，冰箱、洗衣机、空调等家电保有量超过30亿台，汽车、家电更新换代也能创造万亿规模的市场空间。推动大规模设备更新和消费品以旧换新，可以推动先进产能比重持续提升，使得高质量耐用消费品更多进入居民生活，既能促进消费、拉动投资，也能增加先进产能、提高生产效率，还能促进节能降碳、减少安全隐患，可以说，既惠企、又利民，一举多得。 　　问：推动大规模设备更新和消费品以旧换新工作的总体要求是什么？ 　　答：《行动方案》提出，推动大规模设备更新和消费品以旧换新，要以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的二十大精神，贯彻落实中央经济工作会议和中央财经委员会第四次会议部署，统筹扩大内需和深化供给侧结构性改革，大力促进先进设备生产应用，推动先进产能比重持续提升，推动高质量耐用消费品更多进入居民生活，畅通资源循环利用链条，大幅提高国民经济循环质量和水平。 　　一是坚持市场为主，政府引导。充分发挥市场配置资源的决定性作用，依靠市场为各类设备和消费品更新换代差异化需求提供多样化供给和服务。更好发挥政府作用，打好政策组合拳。 　　二是坚持鼓励先进，淘汰落后。建立激励和约束相结合的长效机制，加快淘汰落后产品设备，提升安全可靠水平，促进产业高端化、智能化、绿色化发展。 　　三是坚持标准引领，有序提升。对标国际先进水平，结合产业发展实际，加快制定修订节能降碳、环保、安全、循环利用等领域标准。 　　问：《行动方案》提出了哪些主要目标？ 　　答：《行动方案》在认真摸底、深入测算的基础上，提出了到2027年我国重点领域设备投资、更新改造、先进设备推广、回收循环利用等方面的具体目标。 　　一是工业、农业、建筑、交通、教育、文旅、医疗等领域设备投资规模较2023年增长25%以上。 　　二是重点行业主要用能设备能效基本达到节能水平，环保绩效达到A级水平的产能比例大幅提升。 　　三是规模以上工业企业数字化研发设计工具普及率、关键工序数控化率分别超过90%、75%。 　　四是报废汽车回收量较2023年增加约一倍，二手车交易量较2023年增长45%，废旧家电回收量较2023年增长30%，再生材料在资源供给中的占比进一步提升。 　　问：《行动方案》明确了哪些重点任务？ 　　答：《行动方案》对于推动大规模设备更新和消费品以旧换新作出了全面部署，重点将实施设备更新、消费品以旧换新、回收循环利用、标准提升“四大行动”。 　　一是实施设备更新行动。重点聚焦工业、农业、建筑、交通、教育、文旅、医疗等7大领域，围绕节能降碳、超低排放、安全生产、数字化转型、智能化升级等方向，推进重点行业设备更新改造。结合推进城市更新、老旧小区改造，分类推进建筑和市政基础设施领域设备更新，支持交通运输设备和老旧农业机械更新，推动教育、文旅、医疗等领域设备更新升级，带动更多先进设备的生产和应用。 　　二是实施消费品以旧换新行动。开展汽车、家电、家居等耐用消费品以旧换新，促进汽车梯次消费、更新消费，组织开展全国汽车以旧换新促销活动，依法依规淘汰符合强制报废标准的老旧汽车。畅通家电更新消费链条，鼓励支持消费者以旧家电换购节能家电。通过政府支持、企业让利等多种方式，支持居民开展家装消费品换新，鼓励企业提供价格实惠的产品和服务，满足多样化消费需求。 　　三是实施回收循环利用行动。落实全面节约战略，完善废旧产品设备回收网络，加快“换新+回收”物流体系和新模式发展，提升再生资源回收便利性。支持二手商品流通交易，加强信用监管，保护消费者权益。有序推进再制造和梯次利用，鼓励对具备条件的废旧生产设备实施再制造。推动资源高水平再生利用，持续提升技术水平，推动再生资源加工利用企业集聚化、规模化发展。 　　四是实施标准提升行动。用好标准这个“指挥棒”，对标国际先进水平，结合产业发展实际，统筹考虑企业承受能力和消费者接受程度，加快完善能耗、排放、技术标准，强化汽车、家电等大宗消费品产品技术标准提升，完善绿色设计标准、再生资源回收等标准，推动更多中国产品设备向高端化、智能化、绿色化发展。 　　问：下一步如何推动《行动方案》有效落实？ 　　答：下一步，国家发展改革委将会同有关方面，加大财政、金融、税收等政策支持力度，强化用地、用能等要素保障和科技创新支撑，深入实施“四大行动”，把实事办好、好事办实，扎扎实实推动《行动方案》落地见效。 　　一是组建工作专班。按照《行动方案》部署，国家发展改革委将会同各有关部门建立工作专班，推动落实各项重点工作任务，协调解决工作中出现的问题，加强协同配合，强化央地联动，形成工作合力。 　　二是制定落实方案。各有关部门将陆续制定出台重点行业节能降碳改造、工业设备更新换代、建筑和市政基础设施领域设备更新、交通运输设备绿色低碳转型、农业机械设备更新、教育领域设备提升、文旅设备更新提升、医疗卫生领域设备水平提升、淘汰落后安全生产工艺技术装备等领域的具体政策或规范，以及消费品以旧换新实施办法和标准提升行动具体方案，不断完善配套措施。 　　三是完善政策支持。统筹利用中央预算内投资、中央财政专项资金等各类资金支持重点领域设备更新、消费品以旧换新和废弃产品回收循环利用。完善对节能节水、环境保护、安全生产专用设备以及再生资源回收利用等税收支持政策。优化金融支持，发挥好再贷款政策、制造业中长期贷款等各类金融工具作用，引导银行机构合理增加绿色信贷。 　　四是强化创新支撑。聚焦长期困扰传统产业转型升级的产业基础、重大技术装备“卡脖子”难题，积极开展重大技术装备科技攻关。完善“揭榜挂帅”、“赛马”和创新产品迭代等机制，强化制造业中试能力支撑，加快创新成果产业化应用。 　　来源：国家发展改革委 　　

　　最近市场流传一份机构调研报告预测，在大力度推动新能源发展背景下，电网公司大概率放开95%的消纳红线，以接入更多的新能源。 　　8日，国内某风电整机企业高层对财联社记者表示，目前新能源的装机速度已经远远超越电网的接入能力，当前的消纳红线多是技术处理和统计口径的结果。“放开消纳红线，让市场去配置，是未来发展的趋势。” 　　对此，财联社记者以投资者身份致电多家风光类上市公司，金风科技（002202.SZ）等公司证券部工作人员表示不方便置评。 　　国电电力投资者热线工作人员对媒体表示，如果消纳政策有相关的发文，落到各个电网去结算的时候，可能还需要有一定的时间和过渡，这个文件可能不会直接发到上市公司，应该是各地方去落实。未来会不会因为一些政策的改变影响到公司的战略规划或者装机规划，还可能会需要更长的一个周期。 　　自2019年以来，电网公司为完成弃风限电率不高于5%的新能源消纳红线，限制风电光伏新增装机一直是重要手段，虽然2020年之后有所放松，但随着新能源装机持续增长，矛盾日益突出。 　　全国人大代表、天合光能董事长高纪凡在今年两会上提出，随着我国光伏、风电规模化发展，新能源消纳并网问题不断加重，对于新能源高比例大规模可持续发展形成制约。大型集中式光伏电站，受特高压外送限制，呈现后续发展空间不足的问题。分布式光伏方面，河南、山东等多省份陆续发布消纳预警风险，大幅降低了分布式光伏市场发展的预期和积极性。 　　不过，这个“壳”早有名存实亡的迹象。 　　去年11月30日，江西省能源局就《关于进一步推进屋顶分布式光伏健康有序发展的通知(征求意见稿)》征求意见。《意见稿》中提到，红色区域不限制备案，电网强化改造，做到“应并尽并”，此外，可以通过储能、集中汇流等措施提高承载力。 　　这与此前其他多个省份相比，是一个突破。 　　同样，为促进电量消纳，西藏去年出台的《西藏新能源建设方案》提出，“国网西藏电力公司要加大配套接网工程建设，对网架结构薄弱、接入问题突出、容量受限的地方要加强升级改造力度。着力解决新能源接入电网的卡口问题，提高并网接入消纳能力与电源项目同步建成投运。”同时，要“加大储能配置力度，鼓励建设光伏+储能、系统独立储能以及源网荷储一体化”的建设。 　　对风电行业而言，解决好消纳问题是发展分散式风电的前置条件。 　　目前，分布式光伏已经撑起行业的半壁江山，分散式风电尚处于起步阶段。“各地政府对分散式风电重视度越来越高，但对很多农村地区电网来说，消纳是一个问题。”某风电整机头部企业负责人告知财联社记者，他们很想去此类县域发展分散式风电，既可以推动乡村振兴，又有一定经济效益，不过，消纳问题如何解决需要各方的推进和协商。在这些地区发展分散式风电，“需要一场电网革命。” 　　因此，该业内人士表示，在近期“以更大的力度推动新能源发展”的大背景下，电网公司放开95%的消纳红线，以接入更多的新能源。“只是时间问题。 　　来源：财联社 　　

　　今年两会期间，“新质生产力”无疑是最大的热点之一，引发了大家的广泛讨论。相对于传统生产力，新质生产力到底“新”在何处？它由什么催生，又有哪些特征？一图全解，请看下文。 　　

　　中央金融工作会议提出，要做好“五篇大文章”，对发展绿色金融作出具体部署。碳市场是实现绿色低碳转型的关键基础设施，也是绿色金融的重要服务对象。2023年10月19日，生态环境部和国家市场监管总局联合发布《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》（以下简称《管理办法》），并相继推出首批4项温室气体自愿减排项目方法学。 　　    重启后的CCER运行将更加成熟我国的温室气体自愿减排(CCER)交易体系于2012年启动建设，2015年进入交易阶段，2017年暂停签发，完成了第一阶段的积极探索。在吸取相关经验后，此次CCER重启将在市场运行、交易规模、绿色效能等方面较第一阶段取得新的进展。 　　本次发布的《管理办法》对CCER市场进行了规范，特别强调交易项目的“三性”，以避免虚假认证、重复交易：一是真实性，企业投资建设的温室气体减排项目必须真实存在，运行有效，《管理办法》通过公示、审定、监管、追责等一系列措施保证项目的真实性；二是唯一性，要求项目未参与其他温室气体减排交易机制，不得存在项目重复认定或者减排量重复计算的情形；三是额外性，《管理办法》指出，项目实施时，与能够提供同等产品和服务的其他替代方案相比，具有额外的减排效果。 　　CCER交易运行机制已做好较充足准备。作为全国碳市场的补充交易机制，新一阶段的CCER重启较第一阶段有了全国碳市场的支撑保障。全国碳市场启动两年间，市场运行平稳有序，交易价格稳中有升，交易规模逐步扩大，市场流动性稳步提升。此外，CCER交易场所、系统与人员也完成升级，并对标全球市场。 　　2023年2月初，以北京绿色交易所为前身进行升级，面向全球的“国家级绿色交易所”完成了启动仪式，CCER全国统一的注册登记系统和交易系统已经开发完成。方法学经历了较长时间酝酿。2023年3月末，生态环境部发布《关于公开征集温室气体自愿减排项目方法学建议的函》，为方法学最终形成、修订与完善打下坚实基础。在经历了较长时间的讨论酝酿后，首批项目方法学涵盖了造林碳汇、并网光热发电、并网海上风力发电、红树林营造四个领域，以避免因超发、滥发CCER导致市场信用受到损害。 　　重启CCER后的碳市场发展 　　碳市场是以市场化手段推动“双碳”目标实现的重要工具。党的二十大报告提出，要完善碳排放统计核算制度，健全碳排放权市场交易制度。CCER的重启可进一步推动碳市场的快速发展。 　　市场规模有望持续扩大影响CCER交易规模的主要因素包括CCER签发量、碳配额（CEA）总量及CCER可抵销清缴比例。当前，全国碳市场仅纳入电力行业，覆盖约45亿吨二氧化碳排放量，按可用抵销上限为5%测算，对应CCER需求上限约为每年2.25亿吨，按CCER单价65元/吨计算，经济价值近150亿元。展望未来，三大因素将推动CCER交易额上升。一是行业覆盖拓展，全国碳市场碳配额交易的覆盖范围可能从发电行业扩大到钢铁、有色、石化、化工、建材、造纸等行业。二是交易品种扩充，CCER市场可能带来交易产品创新，提升分布式风光、绿色光伏建筑、林草碳汇等项目收益，创造新的低碳发展机遇。三是交易价格提升，全球碳市场接轨背景，叠加国内低碳转型需求，碳交易价格提升空间较大。 　　市场有望向纵深发展目前我国碳市场刚刚起步，功能定位以履约交易为主，随着碳市场逐步成熟，尤其是在CCER交易需求催化下，金融机构有望更广泛参与CCER的撮合、交易、抵质押融资等，帮助市场进一步扩大规模、增加活跃度、完善价格发现与风险控制等功能。 　　碳市场全球联动有望增加从全球范围看，目前已有1个跨国家碳市场（欧盟）、8个国家碳市场和24个地区碳市场，市场规模2720亿美元，覆盖全球16%的碳排放量，但我国碳市场与国际市场接轨程度较低。相比配额碳市场，CCER交易本身具有较高的国际化潜力。在交易合作方面，CCER项目可在全球清洁发展机制（CDM）架构内获得更多国际承认，参与更多国际碳核证减排量交易。在规则合作方面，联合国气候变化大会就全球碳交易基本原则达成一致，未来各国将在配额分配、交易细则、价格机制等方面深化合作，CCER交易可凭借市场化程度高、灵活性强的独特优势，在共同机制构建、交易渠道共建方面作为先行示范。 　　CCER重启带来的产业、区域与金融机遇CCER使得生态资源价值得以在市场上进行交易，进而将对相关产业发展产生重要影响，并带来配套金融服务机遇。 　　促进三大产业加速发展一是直接作用于清洁能源投资、建设、消纳。一方面，能源企业的清洁能源项目可直接申请CCER减排量参与市场交易；另一方面，在成本规避驱动下，更多高耗电企业将会积极接纳清洁能源。在国家清洁能源补贴政策逐渐退坡情况下，CCER交易成为企业清洁能源投资收益实现的重要渠道，据中金公司估算CCER交易对海上风电项目收益贡献率为7%～10%，CCER的重启将吸引更多的企业投资清洁能源项目。二是将推动传统产业绿色低碳转型技术开发应用。为获得更多的CCER收益或减少碳核减支出，纳入或可能即将纳入全国碳市场的减排企业需要先进技术与方法以提高其减碳效果，这将进一步推动环保技术的研发和应用。三是将催生更多碳管理服务行业需求。CCER项目从立项到减排量签发需要复杂的流程，企业将需要专业服务，如能源审计、碳排放评估咨询来协助进行CCER项目可行性的评估及碳资产的交易、管理。 　　助力生态友好型地区的优势转化首批CCER方法学涉及造林碳汇、红树林营造等领域，而我国林草年碳汇量约为12.8亿吨，居世界首位，CCER交易将促进我国林草碳汇的生态价值转化为经济价值，大幅释放我国生态资源丰富地区的发展潜力。CCER的重启为生态资产价值市场交换提供了可能，推动植树造林等公益性质投资项目的社会效益、环境效益内部化，为生态资源价值评估提供科学依据，为生态资源向生态资产进而向生态资本转换提供支撑，通过经济方式将对生态友好型地区进行“补偿”的机制打通，有利于进一步开发我国丰富的生态资源，为中西部地区经济高质量发展提供原动力。 　　拓展绿色金融业务形态CCER的重启可能成为绿色金融发展新的“增长极”。一是拓展金融产品创新渠道，例如银行可以提供更多与碳排放权挂钩的贷款或投资产品，保险公司可以提供与CCER有关的保险产品，证券公司可以提供与CCER有关的证券交易服务等。二是增加生态项目资金需求，CCER的重启将刺激企业投资清洁能源、减碳技术及林地养护等领域，进而提高生态投资领域的资金需求，从而带来新的投资机遇。三是盘活企业生态资产，银行以CCER证书为质押，为企业提供了低成本市场化减排的方式，林地等生态资源丰富的企业经营业绩将大幅改善，信用风险将大幅降低，可以有效帮助企业盘活碳配额资产，拓宽企业资源变现资产的渠道，激发企业参与碳交易的积极性与践行“双碳”目标的动力。目前，部分国内银行已经推出了CCER相关金融服务或生态资产质押融资产品，但总体看仍处于起步阶段，未来市场认可度不断提高及涉及领域进一步拓展将为相关金融服务提供广阔发展机遇。 　　金融机构服务CCER市场工作建议碳市场是未来金融机构服务“双碳”工作更便捷、有效的渠道之一。当前，我国碳交易市场与CCER市场发展方兴未艾，相关金融业务更是处于发展初期，但在“双碳”目标指引下，碳市场未来发展空间和金融业务机遇都十分广阔。 　　金融机构可从三个方面积极开展业务布局定位目标客群。金融机构可对参与交易的行业与机构主体提供金融服务。一是对接可能获得CCER核证减排量的能源类企业、环保类企业、生态恢复地区。金融机构可以提供资金帮助项目业主完成CCER项目前期的建设及后续运营，还可以参与CCER的交易过程，即交易、撮合、CCER证书抵质押贷款等金融服务环节。二是对接碳市场控排企业，重点关注其下属的碳资产管理公司业务。全国已有9家重点电力集团成立了专业化碳资产管理公司，统筹管理、核算、开发、交易集团内碳资产，部分碳资产公司还开展对外输出服务，探索碳减排、碳普惠、碳管理等领域的市场拓展，金融机构可以之为突破口，开展CCER背景业务针对性营销与服务。三是前瞻对接其他可能待纳入行业企业。除电力行业外，石化、化工、建材、钢铁、有色金属、造纸、民航等行业预计都将逐步纳入全国碳市场，这些行业头部企业集团均建立或正在逐步建立专业化碳资产管理公司，应开展前瞻营销，帮助其开展CCER项目规划与碳资产变现等。跟踪市场动态，推动产品创新。及时了解目标客群参与CCER交易的金融服务新需求。结合市场动态和客户实际需要，探索推动CCER碳资产抵押融资和质押融资，基于碳资产的结构性存款，基于跨境碳交易业务的外汇兑换和避险，CCER机制下的碳债券、碳租赁、碳基金、碳理财、碳托管、碳配合证券化、碳指数等不同门类的产品与服务创新。强化科技赋能，夯实业务基础。依托金融机构金融科技力量储备，为碳市场发展及相关金融业务实现科技赋能。一是赋能企业，关注企业碳交易过程中的集中交易、配额调配、资金和融资管理等系统服务需求，探索输出金融机构系统建设的智力和科技资源，形成排控企业与金融机构服务的深度融合。二是共建生态，实现“源头获客”。尽快完成与CCER碳市场系统的资金交易、清算、核算功能的投产上线；探索与碳管理领域头部第三方软件公司开展系统开发合作，增加碳交易服务系统的专业性、针对性、有效性。 　　来源：能源情报 　　

　　近日，国家发展改革委会同工业和信息化部、自然资源部、生态环境部、住房城乡建设部、交通运输部、中国人民银行、金融监管总局、中国证监会、国家能源局印发了《绿色低碳转型产业指导目录（2024年版）》（发改环资〔2024〕165号，以下简称《目录》）。 　　本文特转发发改委有关负责同志就《目录》答记者问，以及相关原文、附件，附件点击下方链接下载： 　　绿色低碳转型产业指导目录（2024年版）.pdf 　　《绿色低碳转型产业指导目录（2024年版）》的解释说明.pdf 　　国家发展改革委等部门关于印发《绿色低碳转型产业指导目录（2024年版）》的通知 　　发改环资〔2024〕165号 　　各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委、工业和信息化主管部门、自然资源主管部门、生态环境厅（局）、住房城乡建设厅（委、管委、局）、交通运输厅（局、委）、能源局，中国人民银行上海总部，各省、自治区、直辖市、计划单列市分行，国家金融监督管理总局各监管局，各证监局： 　　为全面贯彻党的二十大精神，培育壮大绿色发展新动能，加快发展方式绿色转型，国家发展改革委会同有关部门在《绿色产业指导目录（2019年版）》基础上，结合绿色发展新形势、新任务、新要求，修订形成《绿色低碳转型产业指导目录（2024年版）》（以下简称《目录》）。现印发给你们，并就有关事项通知如下。 　　一、各地方、各部门可根据各自区域、领域发展重点，以《目录》为基础，出台和完善有关政策措施，对生产、流通、消费等各环节给予鼓励支持，为相关产业发展创造良好环境。 　　二、各有关部门可以《目录》为基础，根据工作实际制修订细化目录、子目录或拓展目录，提高《目录》的可操作性，引导社会各界更好支持相关产业发展。 　　三、各地方、各部门要结合实际，做好《目录》与相关支持政策的衔接。《目录》印发实施前已开工的项目，产业类别认定仍可按照《绿色产业指导目录（2019年版）》执行；《目录》印发实施时已完成审批、核准、备案但未开工的项目，产业类别认定可自行选择按照《绿色产业指导目录（2019年版）》或《目录》执行。 　　四、各地方、各部门要进一步加强国际国内交流，推广支持相关产业发展的经验做法，推动绿色标准国际合作，逐步建立《目录》与相关国际绿色标准之间的互认机制。 　　五、鼓励金融机构在依法合规、风险可控、商业可持续的基础上，按照市场化、法治化原则，为符合《目录》要求的境内项目或活动以及企业在共建“一带一路”国家等境外地区的项目或活动提供金融支持。 　　六、国家发展改革委将会同有关部门，根据生态文明建设重大任务、碳达峰碳中和工作进展、资源环境状况、科学技术进步等情况，适时对《目录》进行调整和修订。 　　附件：1.绿色低碳转型产业指导目录（2024年版） 　　          2.《绿色低碳转型产业指导目录（2024年版）》的解释说明国家发展改革委工业和信息化部自然资源部生态环境部住房城乡建设部交通运输部中国人民银行金融监管总局中国证监会 　　国家能源局 　　2024年2月2日 　　就上述文件，国家发展改革委有关负责同志接受采访，回答记者提问。 　　问：请介绍一下《目录》的修订背景 　　答：2019年2月，为明确绿色产业发展重点，把政策和资金引导到对推动绿色发展最重要、最关键、最紧迫的产业上，我委会同有关部门印发了《绿色产业指导目录（2019年版）》（以下简称《目录（2019年版）》），明确了绿色产业类别和内涵，为各地方、各部门制定完善绿色产业支持政策提供了有力依据，对推动经济社会发展绿色转型发挥了积极导向作用。 　　近年来，党中央、国务院作出碳达峰碳中和等一系列重大决策部署，党的二十大报告对“推动绿色发展，促进人与自然和谐共生”提出一系列新要求。我国推动绿色发展的内外部环境和政策要求发生了深刻变化，同时，绿色产业发展取得长足进展，绿色低碳新技术、新业态、新模式不断涌现。为适应绿色发展新形势、新任务、新要求，按照《国务院关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》（国发〔2021〕4号）关于“适时修订绿色产业指导目录，引导产业发展方向”的要求，我委会同有关部门启动了本轮修订工作。 　　问：请介绍一下《目录》的主要内容 　　答：我们在广泛征求部门和社会公众意见的基础上，修订形成了《目录》。《目录》共分三级，包括7类一级目录、31类二级目录、246类三级目录。 　　第一部分是节能降碳产业。主要指推动节能降碳的装备制造、改造升级、绿色转型等相关产业。具体包括高效节能装备制造、先进交通装备制造、节能降碳改造、重点工业行业绿色低碳转型、温室气体控制5类二级目录，节能锅炉制造、节能窑炉制造等38类三级目录。 　　第二部分是环境保护产业。主要指推动环境保护的装备和原料材料制造、环境污染治理等相关产业。具体包括先进环保装备和原料材料制造、大气污染治理、水污染治理、土壤污染治理、其他污染治理和环境综合整治5类二级目录，大气污染防治装备制造、水污染防治装备制造等39类三级目录。 　　第三部分是资源循环利用产业。主要指促进资源循环利用的装备制造、项目活动等相关产业。具体包括资源循环利用装备制造、资源循环利用2类二级目录，矿产资源综合利用装备制造、水资源高效及循环利用装备制造等16类三级目录。 　　第四部分是能源绿色低碳转型。主要指推动构建清洁低碳安全高效能源体系的装备制造、相关设施建设运营、项目活动等相关产业。具体包括新能源与清洁能源装备制造、清洁能源设施建设和运营、能源系统安全高效运行、传统能源清洁低碳转型4类二级目录，风力发电装备制造、太阳能利用装备制造等39类三级目录。 　　第五部分是生态保护修复和利用。主要指服务于我国生态系统保护修复、提升生态系统质量的相关产业。具体包括生态农林牧渔业、生态保护修复、国土综合整治3类二级目录，现代化育种育苗、种质资源保护等34类三级目录。 　　第六部分是基础设施绿色升级。主要指推动提升建筑、交通、环境、能源等基础设施绿色化程度，助力形成绿色生活方式的相关产业。具体包括建筑节能与绿色建筑、绿色交通、绿色物流、环境基础设施、城乡能源基础设施、信息基础设施6类二级目录，绿色建筑建设和运营、超低能耗和低碳建筑建设和运营等40类三级目录。 　　第七部分是绿色服务。主要指为绿色低碳转型产业提供专业化服务的相关产业。具体包括咨询监理、运营管理、监测检测、评估审查核查、绿色技术产品研发认证推广、资源环境权益交易6类二级目录，绿色低碳转型产业项目勘察服务、绿色低碳转型产业项目咨询和设计服务等40类三级目录。 　　问：请介绍一下《目录》的主要变化 　　答：在保持《目录（2019年版）》体例、架构、内容总体连续稳定的同时，结合绿色发展新形势、新任务、新要求，调整了目录名称，对目录结构、覆盖范围、产业内涵等进行了优化完善，进一步增强《目录》的指导性、实用性。与《目录（2019年版）》相比，主要有以下4方面变化： 　　一是调整目录名称，全面落实“双碳”战略。实现碳达峰碳中和是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，我国已构建完成碳达峰碳中和“1+N”政策体系，涉及经济社会发展的方方面面。目录名称由“绿色产业指导目录”调整为“绿色低碳转型产业指导目录”，纳入了低碳转型相关产业，与绿色金融、转型金融工作更好衔接，充分体现了“双碳”工作导向。 　　二是优化目录结构，更好厘清产业边界。《目录（2019年版）》中的节能环保产业、清洁生产产业2类一级目录中均包含污染治理、资源循环利用的内容。《目录》将上述2类一级目录调整为节能降碳产业、环境保护产业、资源循环利用产业3类一级目录，相应调整有关二级目录、三级目录设置，使产业边界更加清晰。 　　三是拓展覆盖范围，增补重点新兴产业。根据绿色低碳转型产业发展形势和特点，新增了温室气体控制、重点工业行业绿色低碳转型、绿色物流、信息基础设施、绿色技术产品研发认证推广、新污染物治理、氢能“制储输用”全链条装备制造等一批新兴的绿色低碳转型重点产业，引导政策和资源支持相关产业健康发展。 　　四是明晰产业内涵，强化法规政策要求。根据产业发展实际，更新完善《目录》各条目的解释说明内容，明确各类产业的具体内涵、最新法规政策和标准规范要求，强化先进性引领，防止盲目投资和低水平重复建设，推动相关行业更高水平、更高质量发展。 　　问：请介绍一下《目录》的应用实施安排 　　答：《目录》根据今后一个时期我国绿色发展目标任务要求，明确了绿色低碳转型方面需要重点支持、加快发展的产业，细化了相关产业的具体内涵和要求，有利于强化产业绿色发展导向，推动形成各方支持政策合力，为培育壮大绿色发展新动能、加快发展方式绿色转型提供支撑。 　　为进一步做好《目录》应用实施，我们在印发《目录》时强调，各地方、各部门可根据各自区域、领域发展重点，以《目录》为基础，出台和完善有关政策措施；可根据工作实际制修订细化目录、子目录或拓展目录。各地方、各部门要做好《目录》与相关支持政策的衔接，进一步加强国际国内交流，推动绿色标准国际合作。鼓励金融机构为符合《目录》要求的境内项目或活动以及企业在共建“一带一路”国家等境外地区的项目或活动提供金融支持。 　　后续，《目录》将根据生态文明建设重大任务、碳达峰碳中和工作进展、资源环境状况、科学技术进步等情况，适时调整和修订。 　　来源：国家发改委 　　供稿：江南在线客服低碳公司 　　

　　为全面贯彻党的二十大精神，认真落实中央经济工作会议部署，完善能源消耗总量和强度调控，进一步加强绿色电力证书（以下简称“绿证”）与节能降碳政策衔接，逐步拓展绿证应用场景，大力促进非化石能源消费，推动完成“十四五”能耗强度下降约束性指标，国家发展改革委、国家统计局、国家能源局近日联合印发《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接 大力促进非化石能源消费的通知》（发改环资〔2024〕113号，以下简称《通知》）。 　　《通知》明确了绿证与能耗双控、碳排放管理等政策衔接方式，提出了绿证交易电量纳入节能评价考核指标核算的具体操作办法。《通知》围绕加快可再生能源项目建档立卡和绿证核发、扩大绿证交易范围、规范绿证交易制度等方面，进一步夯实绿证核发交易基础，拓展绿证在绿电消费认证、节能降碳管理、碳核算、碳市场、产品碳足迹、国际互认等方面的应用场景。《通知》对加强统筹协调、加强交易监管、及时核算数据、加大宣传力度等提出工作要求。 　　本文特转发《通知》、“一图读懂”政策解读及有关负责同志答记者问，帮助您深入理解政策。 　　国家发展改革委 国家统计局 国家能源局关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接 大力促进非化石能源消费的通知 　　发改环资〔2024〕113号 　　各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、统计局、能源局，国家能源局各派出机构，江苏省工业和信息化厅，有关中央企业，内蒙古电力（集团）有限责任公司，水电水利规划设计总院、电力规划设计总院： 　　为全面贯彻党的二十大精神，认真落实中央经济工作会议部署，完善能源消耗总量和强度调控，重点控制化石能源消费，拓展绿色电力证书（以下简称“绿证”）应用场景，深入推进能源消费革命，加快经济社会发展全面绿色转型，推动完成“十四五”能耗强度下降约束性指标，现将有关事项通知如下： 　　一、总体要求 　　以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大精神，落实党中央、国务院决策部署，完善能源消耗总量和强度调控，重点控制化石能源消费，加强绿证交易与能耗双控、碳排放管理等政策有效衔接，激发绿证需求潜力，夯实绿证核发交易基础，拓展绿证应用场景，加强国内国际绿证互认，为积极稳妥推进碳达峰碳中和提供有力支撑。 　　二、加强绿证与能耗双控政策衔接 　　（一）实施非化石能源不纳入能源消耗总量和强度调控。突出重点控制化石能源消费导向，非化石能源不纳入能源消耗总量和强度调控。在“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核中，将可再生能源、核电等非化石能源消费量从各地区能源消费总量中扣除，据此核算各地区能耗强度降低指标。 　　（二）推动绿证交易电量纳入节能评价考核指标核算。坚持节约优先、能效引领，持续加大节能工作力度，切实加强节能日常管理，坚决遏制高耗能高排放低水平项目盲目上马，扎实推进重点领域节能降碳改造。将绿证作为可再生能源电力消费基础凭证，加强绿证与能耗双控政策有效衔接，将绿证交易对应电量纳入“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核指标核算，大力促进非化石能源消费。 　　（三）明确绿证交易电量扣除方式。在“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核指标核算中，实行以物理电量为基础、跨省绿证交易为补充的可再生能源消费量扣除政策。不改变国家和省级地区现行可再生能源消费统计制度，参与跨省可再生能源市场化交易或绿色电力交易对应的电量，按物理电量计入受端省份可再生能源消费量；未参与跨省可再生能源市场化交易或绿色电力交易、但参与跨省绿证交易对应的电量，按绿证跨省交易流向计入受端省份可再生能源消费量，不再计入送端省份可再生能源消费量。受端省份通过绿证交易抵扣的可再生能源消费量，原则上不超过本地区完成“十四五”能耗强度下降目标所需节能量的50%。 　　（四）避免可再生能源消费量重复扣除。跨省可再生能源市场化交易和绿色电力交易对应的绿证，以及省级行政区域内交易的绿证，相应电量按现行统计规则计入相关地区可再生能源消费量，在“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核指标核算中不再重复扣除。纳入“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核指标核算的绿证，相应电量生产时间与评价考核年度保持一致。 　　三、夯实绿证核发和交易基础 　　（五）加快可再生能源项目建档立卡和绿证核发。落实绿证全覆盖等工作部署，加快制定绿证核发和交易规则。绿证核发机构会同电网企业、电力交易机构、可再生能源发电企业，加快提升可再生能源发电项目建档立卡比例，加快绿证核发进度。到2024年6月底，全国集中式可再生能源发电项目基本完成建档立卡，分布式项目建档立卡规模进一步提升。 　　（六）扩大绿证交易范围。鼓励各地区实行新上项目可再生能源消费承诺制，加快建立高耗能企业可再生能源强制消费机制，合理提高消费比例要求。鼓励相关项目通过购买绿证绿电进行可再生能源消费替代，扩大绿证市场需求。各地区要将可再生能源消纳责任分解到重点用能单位，探索实施重点用能单位化石能源消费预算管理，超出预算部分通过购买绿证绿电进行抵消。支持各类企业特别是外向型企业、行业龙头企业通过购买绿证、使用绿电实现绿色低碳高质量发展。推动中央企业、地方国有企业、机关和事业单位发挥带头作用，稳步提升可再生能源消费比例。 　　（七）规范绿证交易制度。依托中国绿色电力证书交易平台、北京电力交易中心、广州电力交易中心开展绿证交易，具体由发电企业和电力用户采取双边协商、挂牌、集中竞价等方式进行。建立跨省区绿证交易协调机制和交易市场。支持绿证供需省份之间结合实际情况，通过政府间协议锁定跨省绿证交易规模，协助经营主体开展绿证供需对接、集中交易、技术服务、纠纷解决。现阶段绿证仅可交易一次，不得通过第三方开展绿证收储和转卖。各地区不得采取强制性手段向企业简单摊派绿证购买任务，不得限制绿证跨省交易。绿证交易价格由市场形成，国家发展改革委、国家能源局加强价格监测，引导绿证交易价格在合理区间运行。 　　四、拓展绿证应用场景 　　（八）健全绿色电力消费认证和节能降碳管理机制。加快建立基于绿证的绿色电力消费认证机制，明确认证标准、制度和标识。研究完善绿证有效期，简化绿色电力消费认证流程，持续提高认证及时性和便利性。充分发挥绿证在可再生能源生产和消费核算方面的作用，强化绿证在用能预算、碳排放预算管理制度中的应用。将绿证纳入固定资产投资项目节能审查、碳排放评价管理机制。 　　（九）完善绿证与碳核算和碳市场管理衔接机制。推动建立绿证纳入地方、行业企业、公共机构、重点产品碳排放核算的制度规则。推动研究核算不同应用场景中扣除绿证的修正电网排放因子。加快研究绿证与全国碳排放权交易机制、温室气体自愿减排机制的功能边界和衔接机制，明确各类主体参与绿证和碳市场交易有效途径。 　　（十）加强绿证对产品碳足迹管理支撑保障。将绿证纳入产品碳足迹核算基本方法与通用国家标准，明确绿证在产品碳足迹计算中的一般适用范围和认定方法。按照成熟一批、推进一批、持续完善的原则，强化绿证在重点产品碳足迹核算体系中的应用。在产品碳标识认证管理办法中充分考虑绿证因素。探索在特定产品中设计体现可再生能源电力消费占比的差异化产品标识。 　　（十一）推动绿证国际互认。充分利用多双边国际交流渠道，大力宣介绿证作为中国可再生能源电量环境属性基础凭证，解读中国绿证政策和应用实践。鼓励行业协会、有关企业、相关机构、专家学者等积极发声，推动国际机构特别是大型国际机构碳排放核算方法与绿证衔接，加快绿证国际互认进程。积极参与国际议题设置和研讨，推动绿证核发、计量、交易等国际标准研究制定，着力提高中国绿证的国际影响力和认可度。 　　五、加强组织实施 　　（十二）加强统筹协调。国家发展改革委、国家能源局会同有关部门，加强对绿证纳入能耗双控政策、拓展绿证应用场景等工作的统筹协调。绿证核发机构、电网企业、电力交易机构要落实主体责任，严格按照绿证核发和交易规则，高效规范做好绿证核发和交易。各地区可结合实际建立实施细则，统筹完善可再生能源电力消纳保障机制实施方案，强化高耗能企业绿电消费责任，依法依规将可再生能源消费责任落实到相关用能主体。 　　（十三）加强交易监管。国家发展改革委、国家能源局加强对绿证制度实施和各地区、各类主体绿证交易的监督管理。加强绿证核发和交易等工作抽查检查，严格防范、严厉查处在绿证核发交易及绿电交易等过程中的虚假交易、伪造和篡改数据等行为。重大违规违纪问题按程序移交纪检监察和审计部门。 　　（十四）及时核算数据。国家统计局会同国家能源局完善可再生能源消费量统计制度，推动可再生能源非电利用纳入可再生能源消费量统计，逐步建立以绿证核算为基础的可再生能源消费量统计制度。国家统计局根据国家能源局核算的分地区可再生能源电力及非电利用基础数据，及时向国家发展改革委提供全国和各地区可再生能源消费量统计数据。国家能源局加快建设国家绿证核发交易系统，加强绿证核发交易数据统一管理。国家发展改革委牵头开展“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核，根据国家统计局提供的可再生能源消费量统计数据，并结合跨省绿证交易电量数据，最终核定各地区能耗强度下降率。 　　（十五）加大宣传力度。通过全国生态日、全国节能宣传周、全国低碳日等重大活动，深入开展绿证宣传和应用推广，增进全社会对绿证制度的认识了解。统筹做好绿证交易管理和节能降碳工作培训，提升各类从业主体业务能力水平。加强绿色消费宣传推广，鼓励各类用能主体主动承担可再生能源消费责任，加快形成绿色低碳的生产方式和生活方式。国家发展改革委国家统计局 　　国家能源局 　　2024年1月27日 　　为便于各有关方面准确理解和把握政策内容，国家发展改革委有关负责同志接受采访，回答了记者提问。问：《通知》出台的背景和意义是什么？答：党的二十大报告明确提出，完善能源消耗总量和强度调控，重点控制化石能源消费。“十四五”以来，国家发展改革委按照党中央、国务院决策部署，优化完善能耗双控政策，推动原料用能和可再生能源、核电等非化石能源不纳入能源消耗总量和强度控制，保障高质量发展用能需求，推动能源绿色低碳转型。与此同时，国家发展改革委、国家能源局加快推进绿证核发全覆盖，持续优化绿证交易机制，将绿证作为可再生能源电力消费基础凭证，从供给侧建立并完善了绿证制度。近年来，随着经济社会发展全面绿色转型步伐加快，绿色电力需求呈快速增长态势。受可再生能源资源禀赋和输电通道等条件制约，一些地区和企业短期内难以大比例增加可再生能源消费，普遍建议加快绿证与节能降碳政策衔接协调，拓展绿证应用范围，支持各地区、各类主体通过购买绿证的方式增加可再生能源消费。此外，绿证与能耗双控、可再生能源消费统计、可再生能源电力消纳责任考核等制度有待衔接，在碳排放统计核算、国际互认等方面作用有待发挥，绿证需求侧潜力未充分释放。为此，国家发展改革委等部门在深入开展调研、广泛听取意见建议的基础上印发了《通知》，进一步加强绿证与节能降碳政策衔接，激发绿证需求潜力，夯实绿证核发交易基础，拓展绿证应用场景，支持各地区、各类主体增加可再生能源消费，更大力度推进节能降碳。问：《通知》在加强绿证与能耗双控政策衔接方面作了哪些安排？答：按照党的二十大关于重点控制化石能源消费的部署，《通知》提出在“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核中，将非化石能源从各地区能源消费总量和强度中扣除，并进一步明确了绿证交易电量的指标核算、扣除方式等具体安排。一是将绿证交易电量纳入节能评价考核指标核算。《通知》明确将绿证作为可再生能源电力消费的基础凭证，将绿证交易对应电量纳入“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核指标核算。二是明确绿证交易电量的扣除方式。在节能目标责任评价考核指标核算中，实行以物理电量为基础、跨省绿证交易为补充的可再生能源消费量扣除政策。不改变现行可再生能源消费统计制度基础，对于参与跨省可再生能源市场化交易或绿色电力交易对应的电量，按物理电量计入受端省份可再生能源消费量；对于未参与跨省可再生能源市场化交易或绿色电力交易、但参与跨省绿证交易对应的电量，按绿证跨省交易流向计入受端省份可再生能源消费量，不再计入送端省份可再生能源消费量。三是避免绿证交易电量重复扣除。跨省可再生能源市场化交易和绿色电力交易对应的绿证，以及省级行政区域内交易的绿证，相应电量已按现行统计规则计入相关地区可再生能源消费量，在节能目标责任评价考核中不再重复扣除。同时，为与能源消费统计保持一致，纳入节能目标责任评价考核指标核算的绿证，相应电量生产时间与评价考核年度保持一致。需要特别说明的是，绿证交易电量扣除政策可以缓解部分地区节能指标完成压力，但由于绿证交易均基于可再生能源实际发电量，不会直接对全国能耗强度下降造成影响。为坚持节约优先、能效引领的导向，推动地方更多依靠抓好节能工作本身，尽最大努力完成“十四五”能耗强度下降约束性指标，《通知》设置了绿证交易对应电量在节能目标责任评价考核指标核算中的抵扣上限。跨省绿证交易受端省份通过绿证交易抵扣的可再生能源消费量，原则上不超过本地区完成“十四五”能耗强度下降目标所需节能量的50%。问：如何进一步夯实绿证核发和交易基础？答：加快绿证核发进度、扩大绿证交易范围、规范绿证交易制度是充分发挥绿证作用的重要基础。《通知》从三个方面对相关工作进行部署。一是加快可再生能源项目建档立卡和绿证核发。要求绿证核发机构会同电网企业、电力交易机构、可再生能源发电企业加快绿证核发进度，并明确了到2024年6月底全国集中式、分布式可再生能源发电项目建档立卡的工作目标。二是扩大绿证交易范围。以新上项目、重点用能单位节能降碳管理为抓手，进一步拓展绿证应用和交易范围。鼓励各地区实行新上项目可再生能源消费承诺制，鼓励有关项目通过购买绿证绿电进行可再生能源消费替代；要求各地区将可再生能源消纳责任分解到重点用能单位，探索实施重点用能单位化石能源消费预算管理；推动中央企业、地方国有企业、机关和事业单位发挥带头作用，稳步提升可再生能源消费比例。三是规范绿证交易制度。支持建立跨省区绿证交易协调机制和交易市场，支持绿证供需省份结合实际通过政府间协议锁定跨省绿证交易规模，协助经营主体开展绿证供需对接、集中交易、技术服务、纠纷解决。《通知》明确要求各地区不得采取强制性手段向企业简单摊派绿证购买任务，不得限制绿证跨省交易。国家发展改革委、国家能源局将加强价格监测，引导绿证交易价格在合理区间运行。问：如何进一步拓展绿证应用场景？答：绿证作为认定绿色电力生产消费的重要凭证，需要进一步加强与节能降碳管理、碳排放核算、产品碳足迹等方面的衔接协调。《通知》主要从以下四个方面进行部署。一是健全绿电消费认证和节能降碳管理机制。加快建立基于绿证的绿色电力消费认证机制，明确认证标准、制度和标识。在用能预算、碳排放预算管理中加强绿证应用，将绿证纳入固定资产投资项目节能审查、碳排放评价管理机制。二是加强绿证与碳核算和碳市场管理衔接。将绿证纳入统一规范的碳排放核算体系，逐步明确在区域、行业企业、公共机构、重点产品碳排放核算制度规则中应用绿证的具体核算方式。研究绿证在全国碳排放权交易机制、温室气体自愿减排市场中的应用。开展扣除绿证的修正电网排放因子核算研究，以适应不同应用场景需要。三是强化绿证对产品碳足迹管理的有效支撑。推动将绿证纳入产品碳足迹核算基本方法和通用国家标准，加快明确绿证的一般使用范围和认定方法。按照成熟一批、推进一批、持续完善的原则，强化绿证在重点产品碳足迹核算体系中的应用。为鼓励多使用可再生能源，《通知》还提出探索在特定产品中，设计体现可再生能源电力消费占比的差异化产品标识。四是加强绿证国际互认。通过绿证代表可再生能源电量环境权益属性，是国际通行做法。为加快绿证国际互认进程，《通知》要求充分利用多双边国际交流渠道，大力宣介中国绿证制度，解读中国绿证政策和应用实践。鼓励加强多元化、多层次国际交流，推动国际机构特别是大型国际机构碳排放核算方法与绿证衔接。积极参与国际涉绿证议题设置和研讨，推动绿证核发、计量、交易等国际标准研究制定，着力提升中国绿证的国际影响力和认可度。问：如何做好《通知》各项任务的贯彻落实？答：进一步加强绿证与节能降碳政策衔接，可有效拓展绿证应用场景，大力促进可再生能源消费，对深入推进能源革命、加快经济社会发展全面绿色转型具有重要意义。《通知》在抓落实方面提出了四个方面工作要求。一是加强统筹协调。国家发展改革委、国家能源局会同有关部门，加强对绿证纳入能耗双控政策、拓展绿证应用场景等工作的统筹协调。绿证核发机构、电网企业、电力交易机构要落实主体责任，依法依规做好绿证核发交易。各地区可结合实际建立实施细则，压实用能主体可再生能源消费责任，确保各项任务落实落地。二是加强交易监管。国家发展改革委、国家能源局加强对绿证制度实施和各地区、各类主体绿证交易的监督管理，严格防范、严厉查处绿证核发交易及绿电交易等过程中的虚假交易、伪造和篡改数据等行为。三是及时核算数据。国家统计局、国家能源局、国家发展改革委根据职责分工，逐步建立以绿证核算为基础的可再生能源消费量统计制度，及时核定全国和各地区可再生能源消费量统计数据，做好“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核支撑。四是加大宣传力度。通过全国生态日、全国节能宣传周等重大活动，深入开展绿证宣传和应用推广，鼓励各类用能主体主动承担可再生能源消费责任，加快形成绿色低碳的生产方式和生活方式。统筹做好绿证交易管理和节能降碳工作培训，提升各类从业主体业务能力水平。 　　来源：国家发改委

1月22日，全国温室气体自愿减排交易市场启动仪式在北京举行。中共中央政治局常委、国务院副总理丁薛祥出席活动，宣布全国温室气体自愿减排交易市场启动。为全面准确理解CCER项目开发、减排量核查、注册登记和交易结算规则，更好把握“双碳”新时期自愿减排市场的历史性机遇，此前，国家气候战略中心与新京报零碳研究院联合主办主题为“‘碳’路未来，推动温室气体自愿减排高质量发展”的专题政策解读会，权威解读了温室气体自愿减排项目顶层设计与具体实施步骤。同时，新京报零碳研究院对《温室气体自愿减排交易和结算规则（试行）》《温室气体自愿减排项目审定与减排量核查实施规则》进行了专题解读。 　　《温室气体自愿减排项目设计与实施指南》 　　技术要求严格，权威解释“额外性论证” 　　国家气候战略中心市场部副主任于胜民 　　继生态环境部公开发布《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》之后，《温室气体自愿减排项目方法学造林碳汇》等4项方法学发布几个重点问题一直引发热议，亟须权威解读。例如，《温室气体自愿减排项目设计与实施指南》（以下简称“《指南》”）中“温室气体自愿减排项目额外性论证工具”如何对项目额外性进行一般论证？鉴于温室气体自愿减排项目设计逻辑严谨、实施复杂，在国家气候战略中心与新京报零碳研究院联合主办的专题政策解读会上，国家气候战略中心市场部副主任于胜民详细介绍了《指南》的主要内容。 　　减排量应具有唯一性 　　于胜民强调，温室气体自愿减排交易机制对减排项目及减排量有着严格的技术要求。首先，减排项目应具有额外性。一个具有碳减排效益的项目，假设没有减排机制下的核证自愿减排量激励，因面临投融资或技术障碍，项目不会被实施；而开发为温室气体自愿减排项目所获得的直接或者间接激励，有助于克服上述障碍，从而得以顺利实施并实现相应的减排效益。 　　其次，减排量应可监测、可报告、可核查，符合项目方法学和相关技术规范。最后，减排量应具有唯一性，减排项目未参与其他减排机制，减排效果不会被重复计算、重复申领。 　　于胜民提醒，未来温室气体自愿减排项目周期大部分都是十年，林业碳汇类项目是二十到四十年，在这个过程中项目实施措施一旦发生重大变化，这个项目就不再是之前登记的项目，就需要重新做项目登记申请；如果是一般微小的变化，就需要审定与核查机构予以核查确认。 　　着重解释两个重点问题 　　于胜民着重解释了关于温室气体自愿减排项目的两个重点问题：林业项目的碳汇非持久性问题、额外性论证的相关解释。 　　《指南》参考国际典型碳信用机制相关做法，明确提出了林业项目应对非持久性的相关要求，一是林业项目设计文件应当说明为防止火灾、病虫害、采伐等影响减排量持久性而采取的措施；二是林业项目在减排量核算时需要根据相关方法学扣除一定比例的减排量，以应对非持久性风险，具体扣除比例按照项目方法学执行。 　　《指南》中“温室气体自愿减排项目额外性论证工具”如何对项目额外性进行一般论证？额外性论证工具指导项目业主从投资分析和障碍分析两个不同的角度，分析自愿减排项目作为商业项目实施时面临的困难。如果项目面临的困难都可以量化为财务成本或者收益，则要求必须使用投资分析的方法定量论证项目的财务指标对于投资者不具有吸引力；如果项目面临的困难无法量化为财务成本或者收益，则可以选择障碍分析的方法定性论证项目的额外性。 　　此外，于胜民提醒，生态环境部在制定发布温室气体自愿减排项目方法学时，针对符合条件的特定项目类型还可能设立简化的项目额外性论证要求。例如，对于那些成本很高、财务指标差从而需要扶持的项目类型，如并网海上风力发电项目、并网光热发电项目等，可以免予额外性论证。免予论证并不是不考虑额外性或者不具备额外性，而是因为其具备明显和公认的额外性，所以没有必要让项目业主自行论证。 　　《温室气体自愿减排项目审定与减排量核查实施规则》 　　规定自愿减排项目审定与减排量核查基本程序 　　中国质量认证中心处长于洁 　　国家市场监督管理总局和国家认证认可监督管理委员会于2023年12月25日联合印发了《温室气体自愿减排项目审定与减排量核查实施规则》（以下简称“《实施规则》”），自发布之日起施行。据悉，下一步将会陆续公布第一批第三方审定与核查机构，进一步完善全国温室气体自愿减排注册登记系统和交易系统功能，CCER板块逐步完整。 　　对于《实施规则》的解读，新京报零碳研究院近日专访了曾参与过全国碳市场配额分配方案制定、企业碳排放核算与报告指南以及企业（行业）碳排放核查指南编制等工作的中国质量认证中心处长于洁。 　　对比2012年前审核规则，新规有五大不同 　　于洁介绍，《实施规则》正文包含了七个部分的内容，规定了温室气体自愿减排项目审定与减排量核查的依据、基本程序和通用要求，内容完备清晰。 　　于洁对比了2012年的CCER的审定与核查指南表示，新发布的《实施规则》对温室气体自愿减排机制的审定与核查流程进一步明确了规定，主要有以下五点值得关注： 　　首先，要求审定与核查机构根据本实施规则制定“实施细则”，并通过网站向社会公布，同时向市场监管局（国家认监委）备案后，与本规则配套使用；其次，《实施规则》要求审定与核查机构开展策略分析和风险分析，并制定审定方案和核查方案，与2012年CCER的审定与核查规则有所不同；第三，在《实施规则》中明确了现场（场所、样地）数量要求，方法学另有规定的从其规定；第四，明确了审核时限。自公示项目设计文件或减排量核算报告公示之日起至出具审定/核查报告之日止，原则上不超过100天；最后，要求审定与核查机构应通过网站向社会公布审定与核查实施细则、收费标准、审定与核查报告及有关信息等。 　　值得注意的是，《实施规则》要求项目业主需准备详细的委托资料，如项目设计文件、相关方法人证书等，确保项目符合《管理办法》的要求。此外，项目业主需对审定与核查机构提出的整改要求和观察项作出回应，这不仅强化了项目业主的责任，也提高了项目的透明度；另外，审定与核查机构在《实施规则》框架下，需具备相应的专业知识和能力，确保审定与核查工作的独立性和客观性。机构需对审定与核查结论的合规性、真实性、准确性负责，不得泄露项目业主的商业秘密。 　　为登记之前提供了重要的质量把控环节 　　2023年10月19日，生态环境部公布了《管理办法》。根据《管理办法》的相关要求，生态环境部制定发布了造林碳汇、并网光热发电、并网海上风力发电、红树林营造等四项温室气体自愿减排项目方法学；一系列重要配套制度文件也陆续公布，如《温室气体自愿减排注册登记规则（试行）》，其主要包含了总则、账户管理、登记、信息管理、监督管理和附则等内容。 　　于洁告诉新京报零碳研究院，四项温室气体自愿减排项目方法学明确了温室气体自愿减排项目的适用条件、减排量核算方法、监测方法、审定与核查要点等，是指导特定领域内温室气体自愿减排项目设计、实施、审定和减排量核算、核查的主要依据；《温室气体自愿减排项目设计与实施指南》规定了相关术语和定义、基本原则和要求、设计与实施流程及相关要求，进一步规范温室气体自愿减排项目设计与实施；《温室气体自愿减排交易和结算规则（试行）》规定了减排量交易方式、交易时间、交易流程以及交易行为监督等具体规则。而本次《实施规则》的发布为温室气体自愿减排项目在登记之前提供了一个重要的质量把控的环节。 　　于洁补充，审定与核查机构出具的审定与核查结果是我国温室气体自愿减排交易及相关活动的基本依据。规范温室气体自愿减排项目审定与减排量核查活动是重要的一环，因此，本《实施规则》的发布有利于促进自愿减排项目审定与核查结果的客观、公正，保证温室气体自愿减排交易的顺利开展。 　　《温室气体自愿减排注册登记规则（试行）》 　　新系统全流程线上化，将与国际抵销市场衔接 　　国家气候战略中心市场部项目减排室主任刘海燕 　　为规范全国温室气体自愿减排注册登记活动，国家气候战略中心制定并公布了《温室气体自愿减排注册登记规则（试行）》（简称《规则》）。相比之前，新《规则》对注册登记机构作出了哪些新的要求，对CCER注册登记作出了哪些新的安排？ 　　在国家气候战略中心与新京报零碳研究院联合主办的专题政策解读会上，国家气候战略中心市场部项目减排室主任刘海燕就温室气体自愿减排注册登记管理相关情况进行了解读。 　　新注登系统完善了业务功能需求设计 　　刘海燕表示，按照生态环境部公告，国家气候战略中心将负责全国温室气体自愿减排注册登记系统的运行和管理，通过该系统受理温室气体自愿减排项目和减排量的登记、注销申请，记录温室气体自愿减排项目相关信息和核证自愿减排量的登记、持有、变更、注销等信息，并依申请出具相关证明。她强调，注册登记系统记录的信息是判断核证自愿减排量归属和状态的最终依据。 　　她指出，生态环境部组织国家气候战略中心、北京绿交所等单位共同筹建了新的CCER注册登记系统和交易系统。新的CCER注登系统完善了业务功能的需求设计，包括实现项目管理和减排量的所有流程在线上完成，如项目公示、申请和登记、减排量公示、申请和登记等。此外，在履约抵销方面，新系统在与全国碳市场配额注册登记系统连接的同时，还预留了地方碳市场、国际抵消功能接口。 　　增加信息透明度和审核力度 　　刘海燕强调，按照《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》的要求，国家气候战略中心的职责是对申请登记的项目和减排量的完整性和规范性进行审核，所有申请材料真实性、完整性、有效性由项目业主和审定核查机构负责。对于材料不完整、不规范的将不予登记。 　　考虑到目前社会对于碳中和出具证书的需求，系统设计了CCER注销证书功能。登记主体出于公益目的自愿注销其持有的CCER，只需填写其注销用图，系统将生成注销证书并公开，保证CCER注销和使用的唯一性。 　　全国温室气体自愿减排登记系统建设共分三期规划建设内容。一期主要完成账户管理、减排量登记功能开发等。二期主要完成项目登记功能，并实现与全国碳排放权注册登记系统对接，确保实现全国碳市场履约抵销功能。三期建设将按照深化自愿减排市场要求，完成跨境转移、国际履约抵销等功能等。 　　《温室气体自愿减排交易和结算规则（试行）》 　　三种交易方式，满足各类市场主体需求 　　2023年以来，CCER重启呼声高企。10月，生态环境部出台《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》，随后，北京绿色交易所制定并发布了《温室气体自愿减排交易和结算规则（试行）》（简称《交易规则》）等配套政策，加快全国CCER市场启动准备工作。为准确理解掌握交易结算规则，更好把握新时期自愿减排市场的发展机遇，新京报零碳研究院对《交易规则》进行了专题解读。 　　交易主体：符合国家有关规定的法人、其他组织和自然人。先取得注册登记账户，再开立交易账户；且每个主体只能开设一个交易账户。 　　交易产品：核证自愿减排量和其他交易产品。 　　交易时间：交易日为每周一至周五；挂牌协议和大宗协议的交易时段为每个交易日的9:30-11:30，13:00-15:00。 　　交易方式：挂牌协议、大宗协议、单向竞价及其他符合规定的交易方式。 　　争议处理：双方协商、交易机构调解、申请仲裁、法院诉讼。 　　专用账户与分账管理 　　《交易规则》规定，交易机构选择符合条件的机构作为结算渠道并开立交易结算资金专用账户，用于存放各交易主体的交易资金和相关款项。交易机构对各交易主体存入交易结算资金专用账户的交易资金实行分账管理。 　　注登机构和交易机构分别完成产品交收和资金交收。交易机构按照货银对付的原则,对当日CCER交易逐笔全额清算。清算完成后，清算结果经交易机构和注册登记机构确认无误，注册登记机构完成核证自愿减排量的交收，交易机构完成资金的交收。 　　设置涨跌幅限制和5日冻结期 　　为进一步规范全国CCER市场交易工作，加强风险管理，《交易规则》为CCER交易建立了清晰的制度体系和必要的限制条件。 　　建立涨跌幅限制制度。《交易规则》规定，挂牌协议和大宗协议实行涨跌幅限制制度。挂牌协议涨跌幅为当日基准价的±10%，大宗协议涨跌幅为当日基准价的±30%。 　　设置交易冻结期。《交易规则》要求交易主体买入后卖出或卖出后买入同一交易产品的时间间隔不得少于5个交易日。 　　实行足额申报制度。《交易规则》要求交易主体申报卖出交易产品的数量,不得超出其交易账户内可用数量；交易主体申报买入交易产品的相应资金,不得超出其交易账户内可用资金。 　　实行最大持仓量限制。《交易规则》提出，交易机构将对交易主体的持仓量进行实时监控；交易主体的交易产品持仓量不得超过交易机构规定的限额。注册登记机构对交易机构实时监控提供必要支持。 　　建立大户报告和风险准备金制度。《交易规则》规定，交易主体的持仓量达到交易机构规定的最大持仓量的一定比例,交易主体应当及时向交易机构报告。 　　同时《交易规则》要求，由CCER交易机构设立风险准备金,用于为维护全国温室气体自愿减排交易和结算活动正常开展提供财务担保和弥补不可预见风险带来亏损的资金。风险准备金应当单独核算,专户存储。 　　频繁申报和高买低卖将被重点监控 　　《交易规则》特别单列一章，加强对CCER交易行为的监督，并对六种异常交易行为进行重点监控。 　　可能对交易价格产生重大影响的信息披露前，大量或持续买入或卖出的行为;固定或涉嫌关联的交易账户之间，大量或频繁进行反向交易的行为；大笔申报、连续申报、密集申报或申报价格明显偏离行情展示的最新成交价的行为；频繁申报和撤销申报，或大额申报后撤销申报，可能影响交易价格或误导其他交易主体的行为；大量或者频繁进行高买低卖交易;交易机构认为需要重点监控的其他异常交易行为。 　　新京报零碳研究院研究员 陶野 任大明 编辑 陈莉 　　来源：中国节能协会碳中和专业委员会

导 读 　　为贯彻落实习近平总书记关于绿色制造的重要指示精神，加快构建绿色制造和服务体系，发挥绿色工厂在制造业绿色低碳转型中的基础性和导向性作用，加快形成规范化、长效化培育机制，打造绿色制造领军力量，工业和信息化部近日印发实施《绿色工厂梯度培育及管理暂行办法》。作为今后开展绿色工厂梯度培育及管理的行政规范性文件，《暂行办法》将进一步引领绿色制造标杆发挥示范带动作用，推动行业、区域绿色低碳转型升级。整体来看，《暂行办法》突出构建国家、省、市三级“纵向联动”，绿色工业园区、绿色供应链管理企业“横向带动”的绿色制造标杆培育新机制。具体来看，《暂行办法》主要包括总则、培育要求、创建程序、动态管理、配套机制、附则等6部分内容共27个条款，另外包括绿色制造第三方评价工作要求、绿色工业园区和绿色供应链管理企业的评价要求，以及绿色制造名单单位动态管理表等4个附件。 　　本文特转发《暂行办法》的一图读懂解读及原文，点击下方链接即可下载原文↓ 　　绿色工厂梯度培育及管理暂行办法.pdf 　　     　　关于印发《绿色工厂梯度培育及管理暂行办法》的通知 　　工信部节〔2024〕13号 　　各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团工业和信息化主管部门： 　　现将《绿色工厂梯度培育及管理暂行办法》印发给你们，请认真遵照执行。 　　工业和信息化部2024年1月19日 　　绿色工厂梯度培育及管理暂行办法第一章 总则　　第一条 为加快构建绿色制造和服务体系，发挥绿色工厂在制造业绿色低碳转型中的基础性和导向性作用，加快形成规范化、长效化培育机制，打造绿色制造领军力量，根据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》《“十四五”工业绿色发展规划》《工业领域碳达峰实施方案》，制定本办法。　　第二条 本办法所称绿色工厂是指实现用地集约化、原料无害化、生产洁净化、废物资源化、能源低碳化的企业，是绿色制造核心实施单元。　　绿色工厂梯度培育是指从以下两个维度建立培育机制：纵向形成国家、省、市三级联动的绿色工厂培育机制；横向形成绿色工业园区、绿色供应链管理企业带动园区内、供应链上下游企业创建绿色工厂的培育机制。　　绿色工业园区是指将绿色低碳发展理念贯穿于园区规划、空间布局、产业链设计、能源利用、资源利用、基础设施、生态环境、运行管理等过程，全方位实现绿色低碳和循环可持续发展的工业园区，是绿色工厂和绿色基础设施集聚的平台。 　　绿色供应链管理企业是指将绿色低碳发展理念贯穿于企业产品设计、原材料采购、生产、运输、储存、销售、使用和报废处理等全过程，实现供应链全链条绿色化水平协同提升的主导企业，是带动供应链上下游工厂实施绿色制造的关键。 　　第三条 绿色工厂梯度培育及管理遵循企业主体、政府引导、标准引领和全面覆盖的原则，以绿色工厂培育为基础，以绿色工业园区、绿色供应链管理企业培育为支撑，优化政策环境，引导第三方机构提供专业化服务，激发企业绿色制造的内生动力，发挥绿色制造标杆示范带动作用，推动行业、区域绿色低碳转型升级。 　　第四条 工业和信息化部负责全国绿色工厂梯度培育工作的宏观指导、统筹协调和监督管理，组织制定评价标准，遴选发布国家层面的绿色工厂、绿色工业园区、绿色供应链管理企业名单（以下简称绿色制造名单），推动出台相关配套政策。各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团工业和信息化主管部门（以下简称省级工业和信息化主管部门）根据本办法制定本地区的绿色工厂梯度培育管理实施细则报工业和信息化部备案，并依据本办法和实施细则负责本地区的培育、管理和推荐工作。 　　第五条 工业和信息化部负责工业节能与绿色发展管理平台（https://green.miit.gov.cn/，以下简称管理平台）的建设和运维，将其作为开展绿色工厂梯度培育及管理的统一平台。第二章 培育要求 　　第六条 省级工业和信息化主管部门应将本地区具备培育条件且有提升潜力的企业、工业园区列为培育对象，制定培育计划，引导和支持培育对象对照绿色工厂、绿色工业园区和绿色供应链管理企业相关标准要求，实施绿色化改造升级，持续完善绿色发展各项工作。 　　第七条 绿色工厂培育对象应当符合下列条件： 　　1.依法设立并具有独立法人资格或者视同法人的独立核算单位，且从事实际生产的制造型企业； 　　2.符合本办法第十四条第一款相关标准要求。 　　第八条 绿色工业园区培育对象应当符合下列条件： 　　1.具有法定边界和范围、具备统一管理机构的工业园区，且以产品制造和能源供给为主要功能，工业增加值占比超过50%； 　　2.发布园区绿色工厂培育计划，组织园区内企业开展绿色工厂创建； 　　3.符合本办法第十四条第二款相关标准要求。 　　第九条 绿色供应链管理企业培育对象应当符合下列条件： 　　1.依法设立并具有独立法人资格或者视同法人的独立核算单位，是行业影响力大、经营实力雄厚、产业链完整、绿色供应链管理基础好、在产业链发挥主导作用的企业，积极创建绿色工厂； 　　2.制定供应商绿色工厂培育计划，推动供应商开展绿色工厂创建； 　　3.符合本办法第十四条第三款相关标准要求。第三章 创建程序 　　第十条 企业、园区可采取自评价或委托具备评价能力的第三方机构开展评价的方式，编写评价报告后通过管理平台提交。采取第三方评价方式的，第三方机构要按照《绿色制造第三方评价工作要求》（附件1）开展工作，对所出具评价报告的真实性和准确性负责。采取自评价方式的，工作流程和报告模板可参考《绿色制造第三方评价工作要求》。 　　第十一条 省级工业和信息化主管部门依据管理平台收到的申报材料，按照本办法和本地区绿色工厂梯度培育管理实施细则组织本地区省市层面绿色工厂创建，发布省层面绿色工厂名单。省层面绿色工厂原则上应先纳入市层面绿色工厂名单。 　　第十二条 省级工业和信息化主管部门在充分征求当地生态环境、应急管理、市场监管等主管部门意见后，于每年7月31日前将本地区具有代表性和引领性的省层面绿色工厂通过管理平台推荐至工业和信息化部。各省绿色工厂的推荐数量将按照规模以上工业企业数量和梯度培育体系建设情况等因素综合确定。工业和信息化部组织专家对各省推荐的工厂进行评审，择优确定年度公示名单，公示时间为15日，经公示无异议的纳入国家层面绿色工厂名单并予以公告。 　　第十三条 国家层面绿色工业园区、供应链管理企业创建流程和时间要求与国家层面绿色工厂相同。省级工业和信息化主管部门可根据实际工作需要自行组织省层面绿色工业园区、供应链管理企业创建，自行确定推荐单位是否需纳入省层面绿色工业园区、供应链管理企业名单。 　　第十四条 工业和信息化部定期发布用于国家层面绿色工厂创建的标准清单（详见节能与综合利用司网站）。已纳入清单的行业按照相应标准进行评价，不在清单范围的行业依据《绿色工厂评价通则》（GB/T 36132）进行评价。工业重点领域优先推荐能效水平达到国家有关部门发布的标杆水平的工厂，其他行业优先推荐达到相应国家能源消耗限额标准先进值或1级水平的工厂。 　　国家层面绿色工业园区创建依据《绿色工业园区评价要求》（附件2，后续根据实际随时修订）。推荐的园区应为省级以上且绿色工厂数量多、占比高的工业园区。 　　工业和信息化部定期发布用于国家层面绿色供应链管理企业创建的行业指标体系（详见节能与综合利用司网站）。已发布行业指标体系的按照指标体系进行评价，未发布的行业依据《绿色供应链管理企业评价要求》（附件3，后续根据实际随时修订）进行评价。推荐的企业原则上应为国家层面绿色工厂，优先推荐汽车、机械、电子、纺织、通信制造等行业以及供应商中绿色工厂数量众多的龙头企业和汽车产品生产者责任延伸试点企业。 　　省级工业和信息化主管部门可参考上述标准，结合本地区实际适当调整要求，确定创建省市层面所使用的标准。 　　第十五条 近三年有下列情况的企业或园区（含园区内企业），不得申请、推荐和列入绿色制造名单： 　　（一）未正常经营生产的（工商注销、连续停产12个月以上、被市场监督管理部门列入经营异常名单且未被移出等）； 　　（二）发生安全（含网络安全、数据安全）、质量、环境污染等事故以及偷漏税等违法违规行为的（参照“信用中国”和“国家企业信用信息公示系统”）； 　　（三）被动态调整出绿色制造名单的； 　　（四）在国务院及有关部委相关督查工作中被发现存在严重问题的； 　　（五）被列入工业节能监察整改名单且未按要求完成整改的； 　　（六）企业被列为失信被执行人。第四章 动态管理 　　第十六条 对绿色制造名单实施动态跟踪。国家、省、市层面绿色制造名单应在每年4月15日前通过管理平台填报动态管理表（附件4），上报年度绿色制造关键指标情况。 　　第十七条 省级工业和信息化主管部门对纳入绿色制造名单的企业或园区应加强指导、监督、检查，不定期进行现场抽查复核，持续跟踪和分析创建成效，如有重大及以上生产安全和质量事故、Ⅱ级（重大）及以上突发环境污染事件的实时上报工业和信息化部。 　　第十八条 绿色制造名单中的企业或园区存在以下情形的，在发布年度名单时予以移出并进行公告： 　　（一）第十五条中所提到情况； 　　（二）拒不按时填报动态管理表； 　　（三）所提交材料或数据存在造假等问题。 　　发生重大及以上生产安全和质量事故、Ⅱ级（重大）及以上突发环境污染事件的，及时从各层面名单移出并进行公告。 　　第十九条 绿色制造名单中的企业或园区，如发生名称变更或因投资、并购等原因造成实际生产经营范围、生产地址、组织边界与列入时发生重大变更的，应在填报动态管理表时予以说明。所在地方工业和信息化主管部门对企业或园区提交的变更说明进行复核确认，变更后不再符合相关标准的从本层面名单中移出。对涉及到上一层面绿色制造名单的，地方工业和信息化主管部门于每年推荐名单时，将调整意见统一上报，在发布年度名单时予以公告和变更。 　　第二十条 地方工业和信息化主管部门要对在本地区开展业务的第三方机构进行监督管理，发现问题及时上报。经查实在评价过程中存在弄虚作假或故意隐瞒评价对象问题的第三方机构在管理平台中进行通报，三年内不予采信其所出具的评价结果。 　　工业和信息化部适时公布第三方机构开展评价工作的有关情况，引导第三方机构提升服务水平和工作质量。 　　同一法定代表人的第三方机构每年度开展的国家层面绿色制造评价项目（包括绿色工厂、绿色工业园区、绿色供应链管理企业）总计不得超过15项。 　　第二十一条 任何组织或个人可针对绿色制造名单单位和第三方机构相关信息真实性、准确性等方面存在的问题，向相关工业和信息化主管部门实名举报，并提供佐证材料和联系方式。 　　对受理的举报内容，相关工业和信息化主管部门应及时进行核实，经核实确认存在所举报事项的，视情节轻重要求进行整改或按本办法第十八条要求从绿色制造名单移出，第三方机构存在所举报事项的按本办法第二十条第一款规定处理。第五章 配套机制 　　第二十二条 工业和信息化部负责制定绿色制造相关政策，统筹推动分行业绿色工厂评价标准的制定，开发推广反映绿色工厂绿色发展水平的“企业绿码”，联合有关部门依法依规在规划布局、技术改造、专项资金申请、政府采购、试点示范、金融服务、品牌宣传等方面对绿色制造名单单位提供支持，发挥国家产融合作平台作用，引导金融资源为工业绿色发展提供精准支撑，实施绿色制造宣传推广行动，开展绿色制造培训。 　　第二十三条 地方工业和信息化主管部门负责制定出台本地区对绿色制造的扶持和指导政策，把绿色工厂梯度培育作为推动区域制造业绿色高质量发展的主要抓手，对本地区绿色工厂梯度培育过程中遇到的问题制定针对性政策，联合有关部门依法依规积极运用财政、产业、土地、规划、金融、税收、用能等政策，持续提升绿色制造水平。 　　第二十四条 参与绿色工厂梯度培育的第三方机构应加强自身能力建设和专业人员培养，主动向培育对象宣贯绿色制造相关理念和要求，推广先进成熟经验，深入挖掘绿色发展工作亮点和潜在改进空间，提出合理化提升建议，跟踪培育对象绿色发展过程的需求，提供绿色制造系统解决方案和持续性技术服务。 　　第二十五条 绿色工厂、绿色工业园区、绿色供应链管理企业应积极通过公开渠道展示宣传绿色制造先进技术和典型做法，按照生态环境主管部门相关规定要求披露环境信息，发挥先进示范引领带动作用。鼓励绿色工厂编制绿色低碳发展报告，绿色工业园区制定绿色工厂支持政策，绿色供应链管理企业加大对绿色工厂的产品采购力度。第六章 附则 　　第二十六条 本办法由工业和信息化部负责解释。 　　第二十七条 本办法自发布之日起实施。附件：1.绿色制造第三方评价工作要求　　　2.绿色工业园区评价要求　　　3.绿色供应链管理企业评价要求　　　4.绿色制造名单动态管理表 　　来源：工信部

　　日前，国务院总理李强签署国务院令，公布《碳排放权交易管理暂行条例》（以下简称《条例》），自2024年5月1日起施行。《条例》覆盖碳排放权交易各主要环节，重在构建基本制度框架，保持相关制度设计必要弹性，并针对碳排放数据造假突出问题，着力完善制度机制。 　　首次以行政法规的形式明确了碳排放权市场交易制度 　　碳排放权交易是通过市场机制控制和减少二氧化碳等温室气体排放、助力积极稳妥推进碳达峰碳中和的重要政策工具。多位专家都认为，制定专门行政法规，为全国碳排放权交易市场运行管理提供明确法律依据，保障和促进其健康发展，具有重要意义。 　　上海环境能源交易所董事长赖晓明表示，《条例》首次以行政法规的形式明确了碳排放权市场交易制度，是指导我国碳市场运行管理的法律依据，在碳市场发展方面具有里程碑意义。 　　“《条例》出台之前，碳排放权交易管理主要依靠部门规章来进行。” 中国人民大学法学院教授竺效表示，2014年12月，国家发展改革委公布了《碳排放权交易管理暂行办法》，以规范全国碳排放权交易市场建设工作。2020年12月，生态环境部公布了《碳排放权交易管理办法（试行）》，以规范全国碳排放权交易及相关活动。相较于前述部门规章，《条例》属于位阶更高的行政法规。 　　据介绍，《条例》总结实践经验，坚持全流程管理，重在构建基本制度框架，保障碳排放权交易政策功能的发挥，共33条。 　　明确对碳排放数据质量管理作出规范 　　真实准确的碳排放数据是碳排放权交易市场良好运行的基础。竺效表示，2021年全国统一碳排放权交易市场建立后，整体运行较为平稳，但碳排放数据弄虚作假的问题较为突出。针对碳排放权交易实践中的数据质量管理问题，《条例》在规定重点排放单位如实报告碳排放数据义务、数据的原始记录和管理台账保存义务以及相关法律责任之外，还进一步规定了技术服务机构的责任和监管部门的监管职责。 　　竺效认为，《条例》通过明确规定重点排放单位、监管部门、第三方机构等主体的义务和责任，加强了对碳排放数据质量的监督管理，有利于保障全国碳排放权交易市场的平稳运行。 　　国家应对气候变化战略研究和国际合作中心主任徐华清也认为，《条例》对强化数据质量管理具有重要意义。《条例》构建数据质量横向部际联合监管和纵向分级监管机制，严格落实数据质量管理责任制，强化数据质量违法违规行为处罚。 　　“相较于《碳排放权交易管理办法（试行）》，行政处罚力度有大幅提升，有助于强化对违法违规行为的约束，有效保障碳排放数据质量。”徐华清表示。 　　界定了碳市场交易产品现货属性 　　《条例》规定，碳排放权交易的产品包括碳排放配额和经国务院批准的其他现货交易产品。我国碳市场尚处在发展初期，交易产品以配额现货为主，配额由生态环境主管部门向重点排放单位进行发放，重点排放单位获得配额后即可通过全国碳排放权交易系统进行买卖交易。 　　“未来，结合碳排放管理有关要求，其他围绕碳排放权的现货交易产品经国务院批准后纳入到全国碳市场进行集中统一交易。”赖晓明说。 　　同时，按照《条例》规定，全国碳排放权交易机构负责组织开展碳排放权集中统一交易，即所有交易活动均应当由交易机构场内组织，并通过全国碳排放权交易系统进行。同时，《条例》明确，碳排放权交易可以采取协议转让、单向竞价或者符合国家有关规定的其他现货交易方式。其中，协议转让是指交易双方协商达成一致意见并确认成交的交易方式。单向竞价是一方提出买卖申请，多个对手方按照规定报价并成交的交易方式。 　　赖晓明认为，《条例》确立的现货交易方式，既符合现阶段碳市场相关主体的交易习惯和交易需求，也是适应碳现货市场特点的重要选择。 　　通过有偿分配、市场调节等制度提高政策弹性 　　《条例》明确了全国碳市场配额分配思路和方向，配额实行免费分配，并根据国家有关要求逐步推行免费分配和有偿分配相结合的方式。 　　在赖晓明看来，有偿分配机制的引入可以进一步增强企业“排碳有成本、减碳有收益”的低碳发展意识，通过有偿分配形成的一级市场可以提供最基本的流动性和履约保障，同时一级市场的价格也可以对二级市场形成参考和联动，进一步发挥碳定价功能。 　　《条例》全面加强碳排放权交易活动风险防范和管理。将禁业限制人员参与交易、操纵市场、扰乱市场秩序等违法违规活动全面纳入交易监管。操纵市场和扰乱市场秩序的方式包括但不限于欺诈、恶意串通、散布虚假信息等。 　　赖晓明认为，相关罚则体现了碳市场的严肃性，也对正常按照规定购入配额完成清缴的企业起到了保护作用。 　　此外，为保障市场公平，《条例》特别明确生态环境主管部门、其他对碳排放权交易及相关活动负有监督管理职责的部门、注册登记机构、交易机构、技术服务机构的工作人员（以下简称禁业限制人员）均不得参与碳排放权交易。 　　明确监督管理体制，是加强碳排放权交易管理的重要方面，也是制定《条例》的重要目的之一。《条例》明确，国务院生态环境主管部门负责碳排放权交易及相关活动的监督管理工作，其他有关部门按照职责分工负责碳排放权交易及相关活动的有关监督管理工作；地方人民政府生态环境主管部门负责本行政区域内碳排放权交易及相关活动的监督管理工作，其他有关部门按照职责分工，负责本行政区域内碳排放权交易及相关活动的有关监督管理工作。 　　为提升监管效能，《条例》还规定国务院生态环境主管部门建立全国碳排放权交易市场管理平台，加强对碳排放权交易及相关活动的全过程监管，并与有关部门实现信息共享。 　　文件原文 　　中华人民共和国国务院令 　　第775号 　　《碳排放权交易管理暂行条例》已经2024年1月5日国务院第23次常务会议通过，现予公布，自2024年5月1日起施行。 　　 总理 李强 　　2024年1月25日 　　碳排放权交易管理暂行条例 　　第一条 为了规范碳排放权交易及相关活动，加强对温室气体排放的控制，积极稳妥推进碳达峰碳中和，促进经济社会绿色低碳发展，推进生态文明建设，制定本条例。 　　第二条 本条例适用于全国碳排放权交易市场的碳排放权交易及相关活动。 　　第三条 碳排放权交易及相关活动的管理，应当坚持中国共产党的领导，贯彻党和国家路线方针政策和决策部署，坚持温室气体排放控制与经济社会发展相适应，坚持政府引导与市场调节相结合，遵循公开、公平、公正的原则。 　　国家加强碳排放权交易领域的国际合作与交流。 　　第四条 国务院生态环境主管部门负责碳排放权交易及相关活动的监督管理工作。国务院有关部门按照职责分工，负责碳排放权交易及相关活动的有关监督管理工作。 　　地方人民政府生态环境主管部门负责本行政区域内碳排放权交易及相关活动的监督管理工作。地方人民政府有关部门按照职责分工，负责本行政区域内碳排放权交易及相关活动的有关监督管理工作。 　　第五条 全国碳排放权注册登记机构按照国家有关规定，负责碳排放权交易产品登记，提供交易结算等服务。全国碳排放权交易机构按照国家有关规定，负责组织开展碳排放权集中统一交易。登记和交易的收费应当合理，收费项目、收费标准和管理办法应当向社会公开。 　　全国碳排放权注册登记机构和全国碳排放权交易机构应当按照国家有关规定，完善相关业务规则，建立风险防控和信息披露制度。 　　国务院生态环境主管部门会同国务院市场监督管理部门、中国人民银行和国务院银行业监督管理机构，对全国碳排放权注册登记机构和全国碳排放权交易机构进行监督管理，并加强信息共享和执法协作配合。 　　碳排放权交易应当逐步纳入统一的公共资源交易平台体系。 　　第六条 碳排放权交易覆盖的温室气体种类和行业范围，由国务院生态环境主管部门会同国务院发展改革等有关部门根据国家温室气体排放控制目标研究提出，报国务院批准后实施。 　　碳排放权交易产品包括碳排放配额和经国务院批准的其他现货交易产品。 　　第七条 纳入全国碳排放权交易市场的温室气体重点排放单位（以下简称重点排放单位）以及符合国家有关规定的其他主体，可以参与碳排放权交易。 　　生态环境主管部门、其他对碳排放权交易及相关活动负有监督管理职责的部门（以下简称其他负有监督管理职责的部门）、全国碳排放权注册登记机构、全国碳排放权交易机构以及本条例规定的技术服务机构的工作人员，不得参与碳排放权交易。 　　第八条 国务院生态环境主管部门会同国务院有关部门，根据国家温室气体排放控制目标，制定重点排放单位的确定条件。省、自治区、直辖市人民政府（以下统称省级人民政府）生态环境主管部门会同同级有关部门，按照重点排放单位的确定条件制定本行政区域年度重点排放单位名录。 　　重点排放单位的确定条件和年度重点排放单位名录应当向社会公布。 　　第九条 国务院生态环境主管部门会同国务院有关部门，根据国家温室气体排放控制目标，综合考虑经济社会发展、产业结构调整、行业发展阶段、历史排放情况、市场调节需要等因素，制定年度碳排放配额总量和分配方案，并组织实施。碳排放配额实行免费分配，并根据国家有关要求逐步推行免费和有偿相结合的分配方式。 　　省级人民政府生态环境主管部门会同同级有关部门，根据年度碳排放配额总量和分配方案，向本行政区域内的重点排放单位发放碳排放配额，不得违反年度碳排放配额总量和分配方案发放或者调剂碳排放配额。 　　第十条 依照本条例第六条、第八条、第九条的规定研究提出碳排放权交易覆盖的温室气体种类和行业范围、制定重点排放单位的确定条件以及年度碳排放配额总量和分配方案，应当征求省级人民政府、有关行业协会、企业事业单位、专家和公众等方面的意见。 　　第十一条 重点排放单位应当采取有效措施控制温室气体排放，按照国家有关规定和国务院生态环境主管部门制定的技术规范，制定并严格执行温室气体排放数据质量控制方案，使用依法经计量检定合格或者校准的计量器具开展温室气体排放相关检验检测，如实准确统计核算本单位温室气体排放量，编制上一年度温室气体排放报告（以下简称年度排放报告），并按照规定将排放统计核算数据、年度排放报告报送其生产经营场所所在地省级人民政府生态环境主管部门。 　　重点排放单位应当对其排放统计核算数据、年度排放报告的真实性、完整性、准确性负责。 　　重点排放单位应当按照国家有关规定，向社会公开其年度排放报告中的排放量、排放设施、统计核算方法等信息。年度排放报告所涉数据的原始记录和管理台账应当至少保存5年。 　　重点排放单位可以委托依法设立的技术服务机构开展温室气体排放相关检验检测、编制年度排放报告。 　　第十二条 省级人民政府生态环境主管部门应当对重点排放单位报送的年度排放报告进行核查，确认其温室气体实际排放量。核查工作应当在规定的时限内完成，并自核查完成之日起7个工作日内向重点排放单位反馈核查结果。核查结果应当向社会公开。 　　省级人民政府生态环境主管部门可以通过政府购买服务等方式，委托依法设立的技术服务机构对年度排放报告进行技术审核。重点排放单位应当配合技术服务机构开展技术审核工作，如实提供有关数据和资料。 　　第十三条 接受委托开展温室气体排放相关检验检测的技术服务机构，应当遵守国家有关技术规程和技术规范要求，对其出具的检验检测报告承担相应责任，不得出具不实或者虚假的检验检测报告。重点排放单位应当按照国家有关规定制作和送检样品，对样品的代表性、真实性负责。 　　接受委托编制年度排放报告、对年度排放报告进行技术审核的技术服务机构，应当按照国家有关规定，具备相应的设施设备、技术能力和技术人员，建立业务质量管理制度，独立、客观、公正开展相关业务，对其出具的年度排放报告和技术审核意见承担相应责任，不得篡改、伪造数据资料，不得使用虚假的数据资料或者实施其他弄虚作假行为。年度排放报告编制和技术审核的具体管理办法由国务院生态环境主管部门会同国务院有关部门制定。 　　技术服务机构在同一省、自治区、直辖市范围内不得同时从事年度排放报告编制业务和技术审核业务。 　　第十四条 重点排放单位应当根据省级人民政府生态环境主管部门对年度排放报告的核查结果，按照国务院生态环境主管部门规定的时限，足额清缴其碳排放配额。 　　重点排放单位可以通过全国碳排放权交易市场购买或者出售碳排放配额，其购买的碳排放配额可以用于清缴。 　　重点排放单位可以按照国家有关规定，购买经核证的温室气体减排量用于清缴其碳排放配额。 　　第十五条 碳排放权交易可以采取协议转让、单向竞价或者符合国家有关规定的其他现货交易方式。 　　禁止任何单位和个人通过欺诈、恶意串通、散布虚假信息等方式操纵全国碳排放权交易市场或者扰乱全国碳排放权交易市场秩序。 　　第十六条 国务院生态环境主管部门建立全国碳排放权交易市场管理平台，加强对碳排放配额分配、清缴以及重点排放单位温室气体排放情况等的全过程监督管理，并与国务院有关部门实现信息共享。 　　第十七条 生态环境主管部门和其他负有监督管理职责的部门，可以在各自职责范围内对重点排放单位等交易主体、技术服务机构进行现场检查。 　　生态环境主管部门和其他负有监督管理职责的部门进行现场检查，可以采取查阅、复制相关资料，查询、检查相关信息系统等措施，并可以要求有关单位和个人就相关事项作出说明。被检查者应当如实反映情况、提供资料，不得拒绝、阻碍。 　　进行现场检查，检查人员不得少于2人，并应当出示执法证件。检查人员对检查中知悉的国家秘密、商业秘密，依法负有保密义务。 　　第十八条 任何单位和个人对违反本条例规定的行为，有权向生态环境主管部门和其他负有监督管理职责的部门举报。接到举报的部门应当依法及时处理，按照国家有关规定向举报人反馈处理结果，并为举报人保密。 　　第十九条 生态环境主管部门或者其他负有监督管理职责的部门的工作人员在碳排放权交易及相关活动的监督管理工作中滥用职权、玩忽职守、徇私舞弊的，应当依法给予处分。 　　第二十条 生态环境主管部门、其他负有监督管理职责的部门、全国碳排放权注册登记机构、全国碳排放权交易机构以及本条例规定的技术服务机构的工作人员参与碳排放权交易的，由国务院生态环境主管部门责令依法处理持有的碳排放配额等交易产品，没收违法所得，可以并处所交易碳排放配额等产品的价款等值以下的罚款；属于国家工作人员的，还应当依法给予处分。 　　第二十一条 重点排放单位有下列情形之一的，由生态环境主管部门责令改正，处5万元以上50万元以下的罚款；拒不改正的，可以责令停产整治： 　　（一）未按照规定制定并执行温室气体排放数据质量控制方案； 　　（二）未按照规定报送排放统计核算数据、年度排放报告； 　　（三）未按照规定向社会公开年度排放报告中的排放量、排放设施、统计核算方法等信息； 　　（四）未按照规定保存年度排放报告所涉数据的原始记录和管理台账。 　　第二十二条 重点排放单位有下列情形之一的，由生态环境主管部门责令改正，没收违法所得，并处违法所得5倍以上10倍以下的罚款；没有违法所得或者违法所得不足50万元的，处50万元以上200万元以下的罚款；对其直接负责的主管人员和其他直接责任人员处5万元以上20万元以下的罚款；拒不改正的，按照50%以上100%以下的比例核减其下一年度碳排放配额，可以责令停产整治： 　　（一）未按照规定统计核算温室气体排放量； 　　（二）编制的年度排放报告存在重大缺陷或者遗漏，在年度排放报告编制过程中篡改、伪造数据资料，使用虚假的数据资料或者实施其他弄虚作假行为； 　　（三）未按照规定制作和送检样品。 　　第二十三条 技术服务机构出具不实或者虚假的检验检测报告的，由生态环境主管部门责令改正，没收违法所得，并处违法所得5倍以上10倍以下的罚款；没有违法所得或者违法所得不足2万元的，处2万元以上10万元以下的罚款；情节严重的，由负责资质认定的部门取消其检验检测资质。 　　技术服务机构出具的年度排放报告或者技术审核意见存在重大缺陷或者遗漏，在年度排放报告编制或者对年度排放报告进行技术审核过程中篡改、伪造数据资料，使用虚假的数据资料或者实施其他弄虚作假行为的，由生态环境主管部门责令改正，没收违法所得，并处违法所得5倍以上10倍以下的罚款；没有违法所得或者违法所得不足20万元的，处20万元以上100万元以下的罚款；情节严重的，禁止其从事年度排放报告编制和技术审核业务。 　　技术服务机构因本条第一款、第二款规定的违法行为受到处罚的，对其直接负责的主管人员和其他直接责任人员处2万元以上20万元以下的罚款，5年内禁止从事温室气体排放相关检验检测、年度排放报告编制和技术审核业务；情节严重的，终身禁止从事前述业务。 　　第二十四条 重点排放单位未按照规定清缴其碳排放配额的，由生态环境主管部门责令改正，处未清缴的碳排放配额清缴时限前1个月市场交易平均成交价格5倍以上10倍以下的罚款；拒不改正的，按照未清缴的碳排放配额等量核减其下一年度碳排放配额，可以责令停产整治。 　　第二十五条 操纵全国碳排放权交易市场的，由国务院生态环境主管部门责令改正，没收违法所得，并处违法所得1倍以上10倍以下的罚款；没有违法所得或者违法所得不足50万元的，处50万元以上500万元以下的罚款。单位因前述违法行为受到处罚的，对其直接负责的主管人员和其他直接责任人员给予警告，并处10万元以上100万元以下的罚款。 　　扰乱全国碳排放权交易市场秩序的，由国务院生态环境主管部门责令改正，没收违法所得，并处违法所得1倍以上10倍以下的罚款；没有违法所得或者违法所得不足10万元的，处10万元以上100万元以下的罚款。单位因前述违法行为受到处罚的，对其直接负责的主管人员和其他直接责任人员给予警告，并处5万元以上50万元以下的罚款。 　　第二十六条 拒绝、阻碍生态环境主管部门或者其他负有监督管理职责的部门依法实施监督检查的，由生态环境主管部门或者其他负有监督管理职责的部门责令改正，处2万元以上20万元以下的罚款。 　　第二十七条 国务院生态环境主管部门会同国务院有关部门建立重点排放单位等交易主体、技术服务机构信用记录制度，将重点排放单位等交易主体、技术服务机构因违反本条例规定受到行政处罚等信息纳入国家有关信用信息系统，并依法向社会公布。 　　第二十八条 违反本条例规定，给他人造成损害的，依法承担民事责任；构成违反治安管理行为的，依法给予治安管理处罚；构成犯罪的，依法追究刑事责任。 　　第二十九条 对本条例施行前建立的地方碳排放权交易市场，应当参照本条例的规定健全完善有关管理制度，加强监督管理。 　　本条例施行后，不再新建地方碳排放权交易市场，重点排放单位不再参与相同温室气体种类和相同行业的地方碳排放权交易市场的碳排放权交易。 　　第三十条 本条例下列用语的含义： 　　（一）温室气体，是指大气中吸收和重新放出红外辐射的自然和人为的气态成分，包括二氧化碳、甲烷、氧化亚氮、氢氟碳化物、全氟化碳、六氟化硫和三氟化氮。 　　（二）碳排放配额，是指分配给重点排放单位规定时期内的二氧化碳等温室气体的排放额度。1个单位碳排放配额相当于向大气排放1吨的二氧化碳当量。 　　（三）清缴，是指重点排放单位在规定的时限内，向生态环境主管部门缴纳等同于其经核查确认的上一年度温室气体实际排放量的碳排放配额的行为。 　　第三十一条 重点排放单位消费非化石能源电力的，按照国家有关规定对其碳排放配额和温室气体排放量予以相应调整。 　　第三十二条 国务院生态环境主管部门会同国务院民用航空等主管部门可以依照本条例规定的原则，根据实际需要，结合民用航空等行业温室气体排放控制的特点，对民用航空等行业的重点排放单位名录制定、碳排放配额发放与清缴、温室气体排放数据统计核算和年度排放报告报送与核查等制定具体管理办法。 　　第三十三条 本条例自2024年5月1日起施行。 　　来源：中国政府网、证券时报