7月21日，在生态环境部例行新闻发布会上，生态环境部新闻发言人刘友宾表示，下一步将持续强化全国碳市场法律法规和政策体系，强化数据质量监管力度和运行管理水平，并持续强化市场功能建设，逐步扩大全国碳市场行业覆盖范围。
全国碳市场启动上线交易已满一周年，扩容与数据质量管理仍将是全国碳市场建设的重要内容。
扩容难题
2021年7月16日，全国碳市场正式启动上线交易，第一个履约周期共纳入发电行业重点排放单位2162家，年覆盖二氧化碳排放量约45亿吨。在第一个履约周期内，全国碳市场碳排放配额累计成交量1.79亿吨，累计成交额76.61亿元，成交均价42.85元/吨，按履约量计，履约完成率99.5%。
全国碳市场开市以来，交易量随履约周期变化，具有明显的履约型市场特征。2021年11月和12月，全国碳市场总成交量达到1.59亿吨，第一个履约周期结束后，市场总体交易意愿下降，成交量明显回落。2022年1月1日至7月22日，全国碳市场累计交易量只有1840万吨。
在市场主体单一的情况下，控排企业缺乏交易的动力。国家能源集团龙源电力碳资产公司董事长魏子杰对eo表示，目前全国碳市场参与主体类型单一，只有电力企业被纳入到全国碳市场，而其他高能耗、高排放行业则暂时没有被纳入，除履约企业外，机构与个人投资者尤其是机构投资者没有开放准入，这是全国碳市场交易活跃度偏低的原因之一。
有从事碳交易人士对eo表示，对于发电行业，企业的成本构成类似，成本转移缺乏多样性，如果发电企业判断配额逐步收紧，就不会主动进行交易。所以多元的市场构成对全国碳市场的发展很重要，不同行业的减排成本不一样，通过交易，可以让减排成本低的行业承担减排任务并获得收益，提高市场交易的活跃性。
2021年7月，生态环境部相关负责人在例行新闻发布会上表示，生态环境部已经委托有关行业协会研究提出符合全国碳市场要求的行业标准和技术规范建议，将按照“成熟一个、批准发布一个”的原则，进一步扩大碳市场覆盖行业范围。
广东工业大学教授曾雪兰曾参与国家统一碳市场和交易机制设计，她在接受eo采访时表示，碳市场覆盖多个行业可使全社会整体减排成本下降，有助于防止行业间的碳泄漏，增进市场流动性、提升市场效率，因此全国碳市场进一步扩容是非常有必要的。
但相比电力行业，钢铁、水泥、化工等行业的碳排放统计更加复杂，由于技术路线不统一，合理确定行业配额分配方案也更加困难。
曾雪兰认为，全国碳市场扩容需要考虑几个因素，一方面是管理因素，如政府管理成本、企业的经济承受力等；另一方面是技术因素，如行业工艺及产品的复杂度、企业数据统计基础等。
她建议全国碳市场优先覆盖能源相关排放，并优先纳入产品结构和能源关系相对简明、企业规模较大、承受力较强的行业，如在候选范围内的水泥行业，其他行业可在全国碳市场后续阶段条件成熟时逐步纳入。同时，提前完善行业和企业数据基础，促使更多行业满足纳入碳市场的要求。
提升数据质量和监管
碳排放数据是全国碳市场运行的重要基础。7月13日，生态环境部在全国碳市场建设工作会议中表示，要以数据质量管理为重点，加快完善制度机制建设，建立健全碳市场数据质量日常管理机制。
生态环境部曾公布一批碳排放报告数据弄虚作假等典型问题案例，其中部分案例数据造假的诱因来自规避元素碳含量高限值的惩罚带来的高额收益。
2019年12月，生态环境部发布《关于做好2019年度碳排放报告与核查及发电行业重点排放单位名单报送相关工作的通知》（以下简称《通知》），规定对于2019年燃煤的单位热值含碳量、碳氧化率没有实测值的企业，单位热值含碳量按33.56tC/TJ计算，碳氧化率按100%计算。从2020年起，对于燃煤低位发热值缺省值将采用惩罚性缺省值。
中创碳投在一篇文章中指出，33.56tC/TJ的高限值和实测值的差异在20%—30%左右。对一个年排放量在200万吨左右的中小规模电厂，这种差异会给电厂增加40—60万吨左右的碳排放；而对于一个年排放量在1000万吨左右的规模以上的电厂来说，这种差异引起的碳排放量计算结果将达到200—300万吨左右。如果按照50元/吨的碳价估算，这部分差异带来的经济影响在数千万元到到亿元以上不等。
有发电集团碳资产管理公司人士表示，《通知》只是以脚注形式标注对没有实测值的企业将采取惩罚性缺省值，并没有正式通知，导致很多电厂在当时没有重视实测。
2022年6月，生态环境部印发《关于高效统筹疫情防控和经济社会发展 调整2022年企业温室气体排放报告管理相关重点工作任务的通知》，对相关参数取值方式进行了调整，将燃煤单位热值含碳量由33.56tC/TJ调整为30.85tC/TJ。
但元素碳含量实测只是碳排放数据管理中的一个环节，上述从事碳交易人士认为，更深层次的问题在于全国碳市场的数据需要精细到哪个层面，这决定了怎么去设计碳排放数据管理机制。
对于碳排放数据监管，曾雪兰表示，全国碳市场的碳排放及相关数据目前主要采用计算法进行获取，通过能源、含碳物料的用量和成分数据折算成碳排放，企业的配额主要与产量数据相关。因此，加强碳排放数据的监管，需要系统性地强化企业数据质量管理体系，从法律法规、技术标准、系统工具、人才队伍等多个维度进行加强，增进政府的跨部门合作，共同提升企业财务、能源等重点数据的真实准确性。
明确政策预期
除了控排主体单一，政策预期不明也影响了企业交易的积极性。全国碳市场第二个履约周期已经过去7个月，但配额分配实施方案尚未公布。
据eo了解，生态环境部曾于2022年3月下发关于征求《2021年—2022年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（征求意见稿）》意见的函（以下简称“征求意见稿”）。这份“征求意见稿”总体上延续了第一个履约周期的方案框架，以两年为一个履约周期，采取2021年与2022年合并履约的方式。
第一履约周期配额相对宽松，很多电厂出现配额富余。而“征求意见稿”最引人关注的变化是下调了各类别机组的碳排放基准值，其中300MW等级以上常规燃煤机组降幅为7.8%，300MW等级及以下常规燃煤机组降幅为12.6%。
碳排放基准值下降意味着发电企业获得的配额数量减少，一定程度上增加了发电企业的履约压力。不过“征求意见稿”延续了两项减轻企业履约负担的政策设计，设定20%的履约缺口上限和燃气机组不完全强制履约政策。
“如果基准线下降太多，很可能导致大部分电厂亏损，尤其在近一年内煤价高起的情况下。”上述发电集团从事碳资产管理人士表示，“第二年的基准线不应该出现这么大的波动，根据电力行业的特点，不可能一两年内技术水平就大幅提升，上述方案还需要再讨论。”
同时，他认为，碳排放数据和碳配额是影响电厂交易的主要因素，配额分配方案不确定，电厂就很难判断配额是富余还是紧缺，如果在2023年底履约，应当尽早发布配额分配方案，给市场主体明确的预期。
魏子杰建议稳定配额预期，改变现在两年发布一次配额分配方案的方式，改为发布5—10年长期方案，给控排企业充分的实施节能改造项目的时间，循序渐进收紧配额，令市场参与者有长期的稳定预期，有助于合理计划配额的买卖和使用，活跃碳市场。
全国碳市场尚处于建设初期，各地区之间差异比较大，上述从事碳交易人士表示，全国碳市场的政策制定需要考虑方方面面，既要兼顾地区差异又要对减排起到促进作用，难度巨大，但还是要尽早公布相关政策，让市场主体能够确定预期。