經過多年準備，全國碳市場終于有望在2017年建立。電力行業作為最大的固定碳排放源必然納入其中。如何利用碳市場有效促進電力企業降低碳排放應得到碳市場規則設計充分重視。其中最應重視的，就是隨著電力改快速推進，需認真分析其潛在影響，在碳市場規則設計中做出恰當設置。
2015年3月，中央發布的電改“9號文”標志著電力體制改革進入新階段。在過去近一年半時間里，包括加快推進輸配電價改革在內的6個核心配套政策和一些其他配套政策陸續出臺;與此同時，輸配電價格改革試點也擴大到了深圳、蒙西，以及18個省份在內的20個地區，還有4個綜合改革試點區和2個售電側改革專項試點。毋庸置疑的是，電力體制改革已是離弦之箭，最終必將建立“主要由市場決定電力價格”的新機制，也將極大利好我國節能減排工作。綜合來看，“十三五”是電改攻堅期，也是碳市場開始運行的起步階段，如何讓碳市場在規則設計上與電力體制改革動態相容，是當前迫切需要解決的挑戰。
電改迅速推進，電價市場化取得初步成效
根據9號文精神，新一輪電改突出了“三有序、一獨立、三強化”的改革重點，其中“有序放開輸配以外的競爭性環節電價”意味著電價最終將打破現行的政府指導定價機制，由供需雙方直接決定。盡管完全放開電價還不會一蹴而就，但從目前電改進展看，隨著輸配電價格改革快速推進，全面電價管制的必要性在逐步下降;其次，各地試點都在以大用戶直供為突破口，迅速提高直接交易電量的規模，逐步形成了管制電價和市場電價并存的靈活雙軌制，成為電價向市場化機制順利轉型的有效路徑;第三，2015年國家發改委發布新的煤電聯動規則，提出了明確的電-煤價格聯動計算公式，未來煤電上網電價和銷售電價將根據上年的煤炭價格走勢進行相應調整。這也為減排政策造成的煤價上升如何向下游傳遞提供契機。
綜合而言，隨著電改不斷深化，電價市場化已經走在前面，這對于我國即將建立的碳市場具有重要意義。
定量分析表明，電價市場化對于提高碳市場有效性具有重要意義
電價市場化對于碳市場的減排作用主要有三個方面：一是促進發電企業技術進步和優化電源結構;二是促進碳市場范圍內的電力用戶節約用電;三是促進碳市場范圍外的電力用戶節約用電。根據我國行政管理部門的職責分工，電源結構的優化在很大程度上決定于能源主管部門對可再生能源發電的規劃，因此碳市場的作用更主要地應體現為促進下游用戶節電而帶來的減排。
應用國家信息中心的可計算一般均衡模型(CGE)的定量分析表明，即使2017-2020年碳市場開始運轉，若存在電價管制，2020年的全社會電力需求也會比電價完全市場化的情景多1000億電量需求，相當于增加1.4%，若這些邊際增量都由煤電發出，相當于增加8200萬噸碳排放。因此電價市場化對于碳市場的有效性具有重要意義。若只是碳市場范圍內的工業企業(高耗能行業)用電體現碳成本，全社會用電量相對電價完全市場化情景也會顯著增加，且碳市場涵蓋的企業范圍越小，用電量增加越多。因此盡量將碳市場中發電企業的碳成本通過電價調整傳導到所有下游用戶是充分發揮碳市場減排作用的必要條件。
另一方面，碳市場中的碳價反映了其中企業主體共同完成減排目標的邊際成本，也是衡量碳市場設計規則有效性的重要指標。完成相同的減排目標，碳價格越低證明規則設計越有效，反之亦然。以我國自2017年開始的碳市場為研究對象，通過CGE測算，在相同減排目標下，若存在電價管制，則碳價將比沒有電價管制的情況高18-32%。主要是因為電價管制限制了電力部門挖掘低成本減排潛力，相應增加其他部門的減排壓力，進而導致總體上減排成本上升。因此促進電價市場化不但對電力行業減排有利，還將顯著降低碳市場其他企業的減排壓力。
碳市場的規則設計與電價市場化動態相容的政策建議
綜上分析，我國未來碳市場的規則不但需要考慮當前電價管制的存在，還需要考慮電力改革的推進，具有與電價市場化進程動態相容的靈活性。為此建議：
(一)適應電價市場化改革快速推進的大趨勢，MRV規則上應將發電產生的碳排放都計入電力部門。
如前所述，這種設置一方面能夠充分發揮市場機制的作用，把碳市場的減排效果向下游用戶傳導，最大限度保障碳市場減排效果;另一方面，由于無需核算每個用戶用電產生的碳排放，簡化了碳市場中企業的排放量核算方法，降低了監管成本。公開數據表明，歐洲碳市場EU-ETS中，每個企業的年度碳排放核查成本超過25萬歐元;我國碳市場試點中企業的碳排放核查成本也要2-5萬元人民幣，其帶來的支出負擔不容忽視。簡化碳排放計算方法學，降低核查成本對激勵企業參與碳市場的意義越來越大。
我國2013年以來推進的部分碳市場試點地區嘗試將企業用電產生的間接排放計入用電企業，同時為了避免重復計算，對本地發電企業僅計入自用電部分對應的碳排放。這種做法實際受到試點的地域限制，是應對我國之前電價管制的無奈之舉，不應推廣。原因如下：一是對于整個碳市場而言，增加了企業碳排放的計算方法學和核查工作的難度，即增加了管理成本;二是人為在用電企業和發電企業之間分配發電碳排放量，這與由市場機制決定成本分擔的結果會存在差異。理論上，碳成本在用電企業和發電企業間的分配除了取決于碳排放量的分擔，還應該取決于各自的減排成本和減排能力的差異。而充分挖掘低成本減排潛力更是我們采用碳市場而不是行政手段進行減排的初衷所在。
因此，在全國碳市場的規則設計中，考慮到我國正在大力推進的電價市場化改革，在發電碳排放量的核算和歸屬上應將其全部歸入發電企業，并以此為基礎進行碳市場其他相關規則的設計。
(二)在當前電價雙軌制中，將碳成本明確引入新的煤電聯動機制。
雖然通過市場交易完成的電量規模越來越大，但不可否認，“十三五”基于發用電計劃實施的電量仍將占主要地位，而這部分電量的上網電價和銷售電價仍屬政府管制。雖然政府于2015年公布了煤電機組上網電價和銷售電價的計算公式，明確了煤電聯動的具體原則，但還沒有考慮火電企業未來的碳成本。因此，建議有關部門在明年碳市場建立之前對煤電聯動公式做出相應調整，以確保煤電企業的碳成本能夠順利向下游傳導;其次，當前煤電聯動以年為周期進行調整的設置可能也與碳市場中碳價格的波動性不匹配，建議適當縮短電價調整周期。
(三)隨著電價市場化機制初步建立，電力部門的免費碳排放配額分配宜緊不宜松。
在電價完全市場化的環境下，電力企業可以通過電價調整向下游轉移部分碳成本，因此理論上不應該給電力企業免費配額。但在當前電價雙軌制環境下，為抵消發電企業應該向下游傳遞但沒有傳遞出去的碳成本，應賦予一定數量的免費配額。在“十三五”碳市場建設初期，應以此為原則認真核算并從緊給電力企業設置初始免費配額數量，避免過多發放。同時隨著市場交易電量比重不斷擴大、以及煤電聯動機制的不斷完善，還要相應減少免費配額數量。根據歐洲EU-ETS的教訓，正是因為免費配額過多、配額收緊過程太慢，才始終令碳市場交易清淡，價格持續走低，以至市場對減排有效性的質疑聲越來越大。考慮到我國電力企業的碳排放量遠超其他行業，而且電力系統非市場化因素的影響依然很大，因此如不能在開始就“以壯士斷腕”的勇氣從緊設置免費配額規模，此后改革阻力可能更大，長期不利于碳市場發揮作用。
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