50 元，平均收盘价为54.0 元/吨，平均成交价为50.45 元/吨。

成交量方面：除去首日实现较大交易量外，其余交易日CEA 成交量整体呈萎缩态势，日均成交量为13.6 吨（不含首日），若日常成交量维持在这个水平，以一年250 个工作日计算，全年CEA 成交量约3392 万吨，以平均成交价50.45 元/吨计算，全年成交额将达到17.11 亿元。

碳交易市场划分了各行业碳排放权重，从供给侧入手改变能源结构。以电力行业为例，碳交易市场运行后，碳价会与发电成本耦合，促进我国能源结构转型。基于四方面原因，我们认为碳市场运行后中短期内优质火电企业受影响较小：1）为实现通过电价来引导用户端使用低碳能源的目的，火电企业未来有望将部分碳排放成本传导至终端，由电能消费者承担；2）火电企业的减排改造进度在八大减排行业内位列首位，短期内减排压力相对较小；3）主要火电能源集团内部都有大量新能源项目的储备，可以提供CCER；4）火电角色向调峰角色转变后，度电碳排放会提高，我们认为调峰产生的碳排放成本将由下游承担。对于风光等新能源而言，在碳交易市场启动后，新能源运营商作为二氧化碳减排和新能源电力的主要提供方，必定会增加收入成为主要受益者。

绿电

绿色电力交易特指绿色电力的中长期交易，是由现有的电力交易中心组织的。交易的市场主体是电网企业、风电和光伏发电企业、电力用户和售电公司。电力用户是有绿电消费需求的用电企业，后续将扩大到电动汽车、储能等。

交易的产品为平价风电和光伏发电的上网电量，带补贴的新能源交易电量不再领取补贴，以后扩大到水电。

交易机制一是通过电力直接交易方式购买绿电产品，由电力用户（含售电公司）与发电企业直接通过双边协商、集中撮合、挂牌等方式达成交易。二是向电网企业购买其保障收购的绿电，省级电网企业、电力用户可以以集中竞价、挂牌交易等方式进行。

直接交易价格由发电企业与电力用户通过双边协商、集中撮合等方式形成。向电网企业购买的绿电产品以挂牌、集中竞价等方式形成交易价格。

完全市场化绿电附加收益归发电企业，向电网企业购买且享有补贴的绿电附加收益用于对冲政府补贴，其他保障上网的绿电附加收益专款用于新型电力系统建设工作。