编者按：7月16日，全国碳排放权交易市场（简称全国碳市场）正式启动上线交易满4年。制度框架日趋完善、行业扩容逐步落地……截至目前，全国碳市场减排成效逐步显现，累计成交额超462亿元人民币。然而，今年上半年全国碳市场碳排放配额（CEA）价格一度承压下行，6月30日收盘价为75.02元/吨，较历史峰值回落近30%。

此轮价格波动，是供需短期调整的常态表现，还是市场遭遇的发展瓶颈？作为能源消耗与碳排放“大户”，同时也是低碳技术突破与绿色转型“主战场”，能源化工企业应该如何看待与应对这一现实挑战？本期《市场导刊》推出专题报道，深入剖析碳价波动背后的逻辑，探讨其对行业绿色低碳发展的影响与启示。

什么是碳资产？》》》

在环境容量合理的前提下，人为规定包括二氧化碳在内的温室气体的排放行为要受到限制，由此导致碳的排放权和碳信用稀缺，并成为一种可以拿来交易的有价商品，称为碳资产。

广义的碳资产是由企业拥有或控制的，预期能够为企业带来直接或间接经济利益的，与碳减排有关的资源。

狭义的碳资产是指在强制碳交易机制或自愿碳交易机制下，产生的可直接或间接影响组织机构温室气体排放的碳排放配额及碳减排信用额。

哪些项目可以开发转化为碳资产？》》》

1.林业碳汇项目

定义：通过造林、再造林和森林经营等活动额外增加森林碳储量的项目。

特点：林业碳汇项目是所有碳资产项目中最优质的类型之一，但其开发成本较高，通常需要大面积的森林作为基础。

应用：这类项目通过吸收大气中的二氧化碳，减少温室气体排放，从而产生碳汇量，进而转化为碳资产进行交易。

2.可再生能源发电项目

定义：包括风力发电、光伏发电、水力发电、生物质发电、地热发电、潮汐发电等不消耗化石能源来发电的项目。

特点：这些项目在减少化石燃料消耗和温室气体排放方面具有显著效果，是碳资产开发的重要领域。

应用：通过项目的运营，产生的减排量可以作为碳资产在市场上进行交易。

3.甲烷回收利用项目

定义：针对煤炭开采、农业领域及垃圾处理等领域产生的甲烷进行回收利用的项目。

特点：据测算，甲烷的温室效应是二氧化碳的25倍之多。因此，回收利用甲烷对于减少温室气体排放具有重要意义。

应用：通过甲烷回收利用项目的实施，可以减少甲烷排放，产生的减排量同样可以作为碳资产进行交易。

4.工业节能项目

定义：通过技术改造、设备升级等手段提高工业生产效率，降低能源消耗和温室气体排放的项目。

特点：工业领域是能源消耗和温室气体排放的大户，因此工业节能项目在碳资产开发中具有重要潜力。

应用：通过节能项目的实施，企业可以减少能源消耗和温室气体排放，产生的减排量可转化为碳资产进行交易。

5.农业碳汇项目

定义：通过改善农业管理、改变土地利用方式、育种技术创新等方式吸收二氧化碳的项目。

特点：农业碳汇项目具有广泛的发展空间和应用前景，特别是在全球气候变化和农业可持续发展的背景下。

应用：农业碳汇项目通过吸收大气中的二氧化碳，产生碳汇量，进而转化为碳资产进行交易。

6.超低能耗建筑项目

定义：以超低能耗为标准设计和建造的建筑项目，通过节能措施和可再生能源利用减少能源消耗和温室气体排放。

特点：超低能耗建筑项目在节能减排方面具有显著效果，是未来建筑领域的重要发展方向。

应用：通过超低能耗建筑项目的实施，可以减少建筑运行阶段的能源消耗和温室气体排放，产生的减排量可以作为碳资产进行交易。

7.其他碳资产项目

此外，还有一些其他类型的项目也可以开发转化为碳资产。

例如：碳捕捉与封存项目（CCS）、城市固废处理项目等。这些项目通过不同的方式减少温室气体排放或增加碳汇量，进而产生可交易的碳资产。

来源：《碳中和观察》

专家解读》》》

“降温”非冷场 市场深化孕育积极信号

□解宁 孙士昌 中国石油规划总院发展战略研究所（新能源发展研究中心）高级工程师、工程师

·现象透视

今年下半年，碳价大概率呈“前稳后升、温和回升”走势，但整体反弹幅度或弱于往年。从中长期看，碳价具备稳步上行的制度基础和现实支撑。

·影响评估

碳价的阶段性回落并非仅由市场供需主导，更深层的原因在于全国碳市场制度建设正处于从起步运行向规则落地的过渡阶段。

·趋势前瞻

对能源化工企业而言，碳价回落既为审视减排路径与调整履约策略提供了窗口期，又在短期内给企业带来策略平衡的不确定性。

今年上半年，CEA价格持续下行，既反映出碳市场自身机制运行中存在调整压力，又体现出能源化工等重点行业在绿色转型背景下面临的适应难题。从分析来看，主要受宏观经济、配额结转政策、企业行为等因素叠加影响。一是宏观经济走弱，用能需求减缓。今年1至5月，全国火电发电量同比下降，制造业景气度持续低迷；4至6月，PMI连续低于荣枯线，终端碳排放减少，配额买盘显著收缩。二是配额供给预期宽松。受配额结转新规影响，企业加速出售配额；同时，钢铁、水泥、铝冶炼三大新纳入行业首次实施“零缺口”配额分配，新增主体未形成有效需求，反而加剧了市场配额供给过剩的局面。三是企业履约策略更加理性。履约机制由“双年清缴”调整为“年度履约”，企业普遍在年初出售结余配额锁定收益，集中采购现象减少，交易节奏趋于平稳。四是可再生能源消纳加快。今年前5个月，规模以上工业风电、太阳能发电量合计占比18.4%，同比提高3.2个百分点，持续挤压火电份额，市场预期履约压力下降，部分控排企业主动释放配额。五是市场参与结构仍较单一，金融机构尚未大规模入场，履约主体抛售缺乏有效承接，价格波动放大。

然而，碳价的阶段性回落并非仅由市场供需主导，更深层的原因在于全国碳市场制度建设正处于从起步运行向规则落地的过渡阶段，关键制度工具尚未形成价格支撑。一方面，行业扩容虽提高了市场覆盖度，但因首年实施“零缺口”配额发放，新增主体未带来真实增量需求。另一方面，配额仍以免费分配为主，有偿机制尚未启动，市场缺乏稀缺定价基础，碳价难以体现企业真实减排成本。与此同时，尽管全国温室气体自愿减排交易市场于2024年重启，为企业提供履约替代路径，但因方法学匮乏、审批进度缓慢，CCER供不应求，反而在CEA价格走低背景下出现“CCER价格反超CEA价格”的倒挂现象，进一步影响价格预期。

总体来说，今年上半年碳价出现持续下行趋势，偏离了既往临近履约期限时快涨，履约后回落并趋于稳定的周期波动特征。对能源化工企业而言，碳价回落既为审视减排路径与调整履约策略提供了窗口期，又在短期内给企业带来策略平衡的不确定性。如何在技术改造降碳与购买配额控本之间找到最优配比，成为当下需要审慎考量的现实课题。与此同时，碳价回落为企业研发绿色产品、开拓新的市场带来发展机遇。但风险同样不容忽视：若企业前期以较高价格储备了碳配额，碳价回落可能导致碳资产价值缩水，进而增加经营压力。

今年下半年，碳价大概率呈“前稳后升、温和回升”走势。三季度，在强制流通配额尚未完全出清、企业交易意愿不足、市场情绪偏弱等因素影响下，CEA价格或延续低位震荡运行。进入四季度，随着发电行业2024年度配额核定及发放完成，企业履约压力逐步释放，市场需求边际回暖，碳价或进入修复通道。届时，随着强制流通配额逐步出清，供需结构将从宽松转向平衡，成为价格回升的重要支撑因素。但与此同时，下半年碳价反弹仍面临一定结构性掣肘：宏观经济复苏基础不稳、发电企业减排效率持续提升、CCER供给逐步释放可能分流CEA履约需求，均将抑制碳价大幅上涨空间。综合判断，四季度市场情绪有望趋稳，碳价进入温和上行通道，但整体反弹幅度或弱于往年。

从中长期看，碳价具备稳步上行的制度基础和现实支撑。一是全国碳市场覆盖范围将持续扩大，石化、化工等重点排放行业有序纳入，履约主体数量增长带动配额需求持续上升。二是配额管理机制将持续完善，配额分配方式将由免费为主逐步向“免费与有偿相结合”转变，配额稀缺性日益增强，推动碳价中枢稳步抬升。三是配套制度将不断健全，碳排放总量控制机制有望替代现行强度控制，配额储备、市场调节等工具可有效平抑波动、稳定预期。四是我国“双碳”战略持续推进，能源结构和产业结构调整步伐加快，控排企业碳减排压力上升，将形成更强的配额实际需求支撑。

面对碳价长期稳中有升的趋势，能源化工企业应系统谋划碳资产管理和转型路径。一要加强自身碳管理体系建设，建立完善的碳管理体系，包括碳排放核算、报告与核查机制，准确掌握自身的碳排放情况。同时，设立专门的碳管理部门或岗位。二要根据自身生产特点，制定长期的碳减排战略，明确减排目标和实施路径，重点可以在节能提效技术应用、绿电自消纳开发利用、绿氢替代灰氢等方面着重发力。三是积极参与碳市场交易，做好碳配额、碳信用、绿证等环境权益产品的供销统筹管理，建立碳资产动态储备机制，推进碳资产储备资源池搭建，积极做好运营管理。

碳资产价值窗口开启 企业布局正当时

□郭海涛 中国石油大学（北京）能源经济与金融研究所所长

·现象透视

碳市场呈现出新发展格局：一是履约机制与配额分配持续优化，二是市场结构与参与主体深度调整。企业需平衡短期收益与长期减排战略。

·影响评估

经济环境变化、配额结转新规、CCER重启、清洁能源替代效应及市场参与者结构过于集中等多重因素叠加，导致配额供过于求，碳价下行。

·趋势前瞻

碳价回落是市场发展、政策调整等因素导致的短期现象。我国“双碳”战略将持续推进，行业扩容会逐步实施，与全球碳市场的联动持续加强。

今年上半年，在二级市场配额供应增加的情况下，全国碳市场从卖方市场转变成买方市场，配额价格持续下探。此轮碳价回落，是政策调整、经济转型及能源格局变化的阶段性结果。具体驱动因素包括：经济增长加速向低碳化转型。今年上半年，我国中低碳排放的高技术制造业增长动力强劲，相比之下，高耗能行业（如钢铁等）不仅产出增速放缓，且通过节能改造减少碳排放的效果更加明显。二是配额结转新规扭转企业“惜售”心态。生态环境部要求，企业在2025年底前卖出至少40%的盈余配额，方可跨期结转。这从供给侧促进配额流动，打破了“看涨”预期。三是重启的CCER可提供5%的配额抵消空间，分流了配额需求，降低了企业履约成本。四是清洁能源替代效应显著，压缩了火电发电量份额。这导致企业实际排放量减少，配额抛售压力加剧。五是市场参与者结构不尽合理。全国碳市场90%以上的交易集中于华能、华电等五大发电集团，主力企业在配额结转规则下面临更大抛售压力。

碳价波动也反映了市场建设进程。一方面，地方试点市场的配额分配标准不统一、配额总量过于宽松、分配机制和结转规则改革等因素，先后在不同时段对碳价形成了冲击。另一方面，我国碳市场存在明显的“潮汐效应”，市场交易集中于履约期，非履约期交易活跃度低迷。值得关注的是，受配额结转新规影响，今年二季度，企业配额采购数量逐月上升，“潮汐效应”有所减弱。此外，长期来看，减碳工具多样化是必然趋势，但也分流了配额需求并影响碳交易的价格。

我国碳市场的形势变化释放出关键信号：一是配额实际需求低于预期。二是能源转型加速扩大企业配额盈余。三是CCER替代效应显现。四是政策调整对企业配额交易的影响存在较大不确定性。这些信号提示能源化工企业需正确看待碳价波动。一方面，减碳，不可放松努力。碳价回落是市场发展、政策调整等因素导致的短期现象。从中长期看，我国“双碳”战略将持续推进，行业扩容会逐步实施，与全球碳市场的联动持续加强，企业要探索减排策略和低碳转型路径。另一方面，碳交易市场是典型的政策市场，需密切关注政策对配额持有量和履约成本的影响，及时优化碳排放管理策略。

具体来看，能源化工企业面临的机遇与挑战并存。在机遇方面，一是履约成本和低碳技术投资成本降低；二是碳资产管理迎来战略机遇期，可择机增持碳配额或CCER，建立碳资产储备，也可通过参与碳金融市场，锁定未来的碳成本；三是发展高端化工品、清洁能源相关业务，加快绿色转型。在挑战方面，一是减排压力持续上升，未来配额收紧或提高减排要求；二是国际竞争压力剧增，企业将受制于欧盟碳边境调节机制（CBAM），面临出口产品被征收碳关税的可能；三是碳价波动叠加产品供需形势变化，将影响企业的碳资产价值和生产成本。

未来，全国碳市场将呈现出新发展格局，主要体现在两大维度：一是履约机制与配额分配持续优化。履约周期从2年缩短至1年，极大缓解了履约期前集中抛售引发的价格剧烈波动；配额分配基准线进一步收紧，如发电行业基准线由供电量调整为发电量；同时，政策疏导促使囤积的碳排放配额得以释放，有效盘活市场库存。二是市场结构与参与主体深度调整。今年，钢铁、水泥、铝冶炼行业被正式纳入全国碳市场；CCER重启为市场提供了抵消选择，也对配额交易价格产生平抑作用。此外，上海环境能源交易所推出标准化碳配额远期合约等金融创新工具，为企业管理碳资产、对冲价格风险提供了新途径。

对此，能源化工企业需平衡短期收益与长期减排战略。一是做好战略布局与技术储备。建立跨周期碳资产组合，在碳价低位增持配额，长期投资绿氢、CCUS等技术，应对未来总量控制下的成本上升挑战。同时升级供应链碳管理，要求上游供应商主动减排。二是运营优化与金融创新。随着清洁电力供应能力不断增强，企业应深度调整用能结构，加大绿电采购力度，提升氢能与化工流程的耦合深度。综合运用碳金融工具，降低企业融资成本。三是积极参与国际技术标准互认，多途径降低国际市场进入壁垒。

记者观察》》》

碳价承压：一面折射市场博弈 一面拷问转型定力

今年上半年，全国碳市场碳排放配额（CEA）价格的下行轨迹，引发市场参与者的广泛关注。上海环境能源交易所数据显示：6月最后一个交易日，CEA收盘价为75.02元/吨，较历史峰值回落近30%。这波持续承压的行情，表面上是市场价格的调整，从深层次看则是对行业转型定力与节奏的一次现实考验。对于贯穿能源生产与化工制造的石油石化企业而言，碳价回调绝非简单的成本减压信号，它更像一面多棱镜，折射出转型深水区的复杂博弈与战略抉择。

剖析当前碳价承压的现象，需穿透表象审视市场驱动力。供给端的阶段性宽松是因素之一。政策初期，为保障平稳过渡所设计的、相对宽松的配额分配影响犹存，同时，部分企业得益于前期节能减排投入，对积累的配额盈余选择在当前市场释放变现，增加了流通量。需求端的疲软则是主要矛盾所在。我国碳市场的显著特点是交易呈现“潮汐现象”，成交量高度集中于履约期前两个月，其他时段则相对清淡。此外，政策端的不确定性导致参与者普遍持观望情绪，市场活跃度受挫，加剧了价格下行压力。

尽管价格有所回落，但目前市场已显现出初步探底企稳的迹象，基础支撑因素正在悄然凝聚。核心逻辑在于，无论价格如何波动，重点排放单位最终的刚性履约需求始终存在。随着时间推移，未足额持有配额的企业终将入场采购，构成坚实的底部支撑。根据复旦大学可持续发展研究中心预测，7月份，全国碳市场价格将全面上涨。具体来看，2025年7月全国碳排放配额的买入价格预期为70.67元/吨，卖出价格预期为76.67元/吨，中间价为73.67元/吨。

值得关注的是，交易机制的完善为市场注入新活力。6月30日，全国碳排放权交易系统启用单向竞价交易方式。竞价申报结束后，交易系统按照“价格优先、时间优先”的原则对所有有效申报进行排序。采用统一价成交的，以意向卖出总量内最低申报价作为统一价成交；采用申报价成交的，以意向卖出总量内各意向买入方申报价逐一成交。此举标志着我国碳排放权交易在市场化定价与规范化运行方面迈出新步伐，有望有效提升市场流动性和活跃度。业内观点认为，单向竞价有助于减少因个体溢价差异导致的价格波动，使价格更真实、稳定地反映整体市场供需状况。

石油石化行业尤需警惕的是，当前碳价承压的市场环境会营造出“舒适区”假象，在无形中弱化了部分企业对技术革新紧迫性的认知。我们必须清醒地认识到，转型之路纵有波折，但绿色、高效、可持续，是唯一通途。这要求企业将碳约束深度融入产业基因，在能效提升上毫厘必争，在科技创新上敢为人先，在产业生态上开放共融。唯有如此，方能让厚重的产业根基迸发出可持续发展的绿色动能，在市场浪潮中行稳致远。（薛晶文）

观点连线》》》

1.在现有碳价信号及预期下，如何推动低碳产业规模效益发展？

■西南油气田公司油气田开发首席专家 文绍牧：

当前，国内新能源产业呈现业务多元、产品多样的发展态势，同时面临着成本高企、技术受限等现实制约。推动低碳产业实现规模效益发展，应做好以下5个方面的工作：

一是因地制宜，促进源汇精准匹配。强化前期调研与系统性规划，深度挖掘适配本地发展的可持续低碳资源，并加以开发利用，做好就地消纳，持续提高资源与市场的匹配度。

二是降本增效，确保技术经济双可行。以技术创新为核心驱动力，推动产业迭代升级。通过优化绿色低碳产业布局与供应链体系，提升全链条运行效率。

三是政策赋能，搭建高效合作平台。建议地方政府相关部门创新政策供给，为绿色低碳产业发展提供制度保障。同时，搭建跨区域、跨领域交流合作平台，提升产业链、供应链韧性。

四是行业协同，攻坚核心技术瓶颈。加速关键技术研发与成果转化，针对低碳发展中的技术卡点，推动高校、科研机构与企业形成创新联合体，开展跨行业、跨学科、多平台协同攻关。

五是开放合作，引进先进技术经验。积极引进先进技术、装备及产业发展经验，辅以配套制度支持，缩短研发周期，降低试错成本，推动产业驶入高质量发展快车道。 （梁庆沙 采访整理）

■兰州石化总经理助理、规划和科技信息部部长 张涛涛：

在节能提效上下功夫，提升利用效率。随着工艺优化与能效提升技术的广泛应用，企业要积极采用节能减排技术，加强能源梯级利用，深入开展炼油热联合、石脑油直输、蒸汽互供等攻关，完善硬性节能机制；因地制宜发展绿色电力和生物质能，利用可循环利用的氢、氨、氧等反应产物，减少能源消耗和碳排放。

在清洁替代上做文章，重塑能源结构。结合碳价收益与原料替代效益，提高绿电等清洁能源在能源消耗总量中的占比，捕集加热炉、乙烯生产等装置产生的低浓度二氧化碳，用于驱油、制化肥等项目，加大可再生能源与新能源应用力度。推行碳排放数字化管理，应用CCUS技术，实现碳排放的全流程精准跟踪、高效捕集与科学转化。

在生产优化上求突破，深挖绿色潜力。通过天然气替代部分石脑油作为化工原料，减少生产环节碳排放，同时以优化为核心，通过数字化转型、智能化变革，实现工艺流程优化、资源高效配置和智慧决策支持，确保生产装置在全局最优工况下运行，充分挖掘现有生产装置的运行潜力，确保主要技术经济指标达到或超过同类装置的先进水平，有效实现提质、增产、节能、降耗的目标，提升绿色发展竞争力。（徐雪萍 采访整理）

2.企业应如何构建更加专业、更具前瞻性的碳资产管理体系以优化成本？

■玉门油田公司新能源事业部副主任 陈勇：

企业需构建核算精准化、政策前瞻化、技术实效化、管理协同化的“四化”体系，将碳成本有效转化为低碳竞争力。

精准核算是体系构建的基石。建立全链条碳排放监测网络，依托物联网技术，实现从勘探开发至炼化生产各环节碳排放的“可测量、可报告、可核查”。这不仅是为履约做准备，更是摸清“碳家底”、识别减排潜力的前提。

跟踪政策动态是应对市场波动的关键策略。碳市场具有强烈的政策导向性，企业需成立专职团队，持续跟踪政策动态，精准研判配额分配、抵消机制等关键要素的调整方向。同时，灵活运用多元化交易工具，在碳价处于低位时锁定配额储备，在高位时通过配额出售或CCER抵消等方式，降低履约成本。

技术创新是降碳提效的核心引擎。技术创新带来的减排成效，不仅能直接减少配额需求，更能提升市场竞争力。要加速能源结构替代进程，推动油气与新能源深度融合发展。

管理协同是价值优化的枢纽。碳资产管理是系统工程，需要财务、生产、技术等多部门协同推进。必须打破部门壁垒，将碳成本、碳资产、碳风险等核心要素全面纳入企业经营管理决策流程。（许盛洁 采访整理）

■辽阳石化安全环保高级专家 杜志军：

能源化工企业应构建“数据驱动、成本内化、价值外延”的碳资产管理体系，有效推动企业从能耗双控向碳排放双控转型。

一是完善动态碳价预警机制。密切关注原油期货价格、绿电渗透率、政策调整窗口期等核心变量，建立专属碳价预测模型，并针对极端情景开展系统测试。打通碳排放分析、碳成本核算与生产运营系统，将碳成本内化为投资决策和生产经营的关键参数，构建市场博弈的“神经中枢”。

二是强化内部碳成本统筹。建立覆盖生产全链条的实时监测平台，将碳排放强度嵌入单装置、单产品、单工艺的微观核算单元。将年度碳配额总量进行分解，与产量、能效等KPI进行同等权重考核，激活基层减排动力。同时，对新建项目进行碳成本敏感性测试，将全生命周期碳成本纳入投资回报模型。

三是构建开放协同的碳价值网络。探索绿电消纳量折算碳排放抵扣系数的可行性，推动自建光伏项目减排效益最大化，布局具有国际认证潜力的碳汇项目。联合上下游企业建立行业配额调剂池，实现减排成本差异化主体间的资源优化配置，通过共享减排技术降低行业边际成本，探索跨行业碳资产置换，以产业链共生激活系统韧性。（王志强 采访整理）

3.如何利用碳足迹核算和管理，拓展市场并有效提升竞争力？

■大庆炼化规划和科技信息部主任 刘伟：

一要建立覆盖原材料进厂、生产加工、产品运输的全链条碳足迹核算体系，细化各环节碳排放因子。以绿色甲醇为例，需对天然气产出环节的碳排放量、加工工艺的能耗水平、产品运输的碳消耗量进行全流程量化追踪，精准摸清“碳家底”，为产品低碳设计提供数据支撑。

二要依托碳足迹数据，聚焦废旧塑料回收利用以及绿色甲醇、可持续航空燃料研发等领域，加强低碳技术攻关。具体而言，加强绿电在塑料回收领域的规模化应用；探索生物合成气、绿氢耦合甲醇技术，降低对化石能源的依赖程度；可持续航空燃料生产则重点在生物质原料高效利用、加氢工艺优化等方面发力，削减生产端碳排放。同时，借助碳足迹管理反推上游生产环节，推动装置节能改造与CCUS技术的落地应用。

三要基于碳足迹认证，构建系统的低碳产品认证体系，向市场传递清晰的低碳价值信号。与下游企业、行业协会深度协同，以“低碳标签”拓展应用场景。积极对接碳市场机制，将产品碳足迹与碳配额、碳交易有机挂钩，使低碳产品在碳约束环境下凸显成本优势，吸引关注ESG绩效的客户群体，形成“低碳投入—市场认可—收益反哺”的良性循环。（丁玲 采访整理）

■吉林石化质量健康安全环保部副经理 马庆全：

一是明确产品碳足迹核算范围，构建完善的数据收集及核算体系。通过全生命周期碳足迹管理，精准量化各环节温室气体排放；通过识别“碳热点”、分析产品碳减排潜力，优化生产路线、工艺及投资决策。

二是加强产品碳足迹全链条管理，与原料供应商合作，要求其提供低碳原料并披露碳足迹数据，向客户端提供产品碳足迹数据和减排建议。联合上下游合作企业，建立低碳价值链联盟，共同投资低碳或零碳能源运输管网、碳捕集、碳回收等基础设施。

三是借助第三方认证强化可信度背书，获取权威认证以消除“漂绿”嫌疑。精准定位目标客户群体，重点吸引有净零目标需求的品牌商，为其提供规避碳成本波动与供应中断风险的解决方案；与大客户签订长期承购协议，锁定绿色溢价，支撑产能投资、降低成本曲线，将低碳优势转化为市场竞争力。

四是拓宽低碳价值传播渠道，通过ESG报告、行业展会、媒体合作等载体，向消费者传递环保理念，宣传企业碳足迹管理实践与低碳产品优势，以吸引注重可持续发展的消费群体。将低碳产品开发与销售业绩挂钩，积极争取绿色贷款、可持续发展挂钩债券等资金支持，形成低碳发展良性循环。（高炳仑 采访整理）