经过多年准备，全国碳市场终于有望在2017年建立。电力行业作为最大的固定碳排放源必然纳入其中。如何利用碳市场有效促进电力企业降低碳排放应得到碳市场规则设计充分重视。其中最应重视的，就是随着电力改快速推进，需认真分析其潜在影响，在碳市场规则设计中做出恰当设置。

　　2015年3月，中央发布的电改“9号文”标志着电力体制改革进入新阶段。在过去近一年半时间里，包括加快推进输配电价改革在内的6个核心配套政策和一些其他配套政策陆续出台；与此同时，输配电价格改革试点也扩大到了深圳、蒙西，以及18个省份在内的20个地区，还有4个综合改革试点区和2个售电侧改革专项试点。毋庸置疑的是，电力体制改革已是离弦之箭，最终必将建立“主要由市场决定电力价格”的新机制，也将极大利好我国节能减排工作。综合来看，“十三五”是电改攻坚期，也是碳市场开始运行的起步阶段，如何让碳市场在规则设计上与电力体制改革动态相容，是当前迫切需要解决的挑战。

　　电改迅速推进，电价市场化取得初步成效

　　根据9号文精神，新一轮电改突出了“三有序、一独立、三强化”的改革重点，其中“有序放开输配以外的竞争性环节电价”意味着电价最终将打破现行的政府指导定价机制，由供需双方直接决定。尽管完全放开电价还不会一蹴而就，但从目前电改进展看，随着输配电价格改革快速推进，全面电价管制的必要性在逐步下降；其次，各地试点都在以大用户直供为突破口，迅速提高直接交易电量的规模，逐步形成了管制电价和市场电价并存的灵活双轨制，成为电价向市场化机制顺利转型的有效路径；第三，2015年国家发改委发布新的煤电联动规则，提出了明确的电-煤价格联动计算公式，未来煤电上网电价和销售电价将根据上年的煤炭价格走势进行相应调整。这也为减排政策造成的煤价上升如何向下游传递提供契机。

　　综合而言，随着电改不断深化，电价市场化已经走在前面，这对于我国即将建立的碳市场具有重要意义。

　　定量分析表明，电价市场化对于提高碳市场有效性具有重要意义

　　电价市场化对于碳市场的减排作用主要有三个方面：一是促进发电企业技术进步和优化电源结构；二是促进碳市场范围内的电力用户节约用电；三是促进碳市场范围外的电力用户节约用电。根据我国行政管理部门的职责分工，电源结构的优化在很大程度上决定于能源主管部门对可再生能源发电的规划，因此碳市场的作用更主要地应体现为促进下游用户节电而带来的减排。

　　应用国家信息中心的可计算一般均衡模型（CGE）的定量分析表明，即使2017-2020年碳市场开始运转，若存在电价管制，2020年的全社会电力需求也会比电价完全市场化的情景多1000亿电量需求，相当于增加1.4%，若这些边际增量都由煤电发出，相当于增加8200万吨碳排放。因此电价市场化对于碳市场的有效性具有重要意义。若只是碳市场范围内的工业企业（高耗能行业）用电体现碳成本，全社会用电量相对电价完全市场化情景也会显著增加，且碳市场涵盖的企业范围越小，用电量增加越多。因此尽量将碳市场中发电企业的碳成本通过电价调整传导到所有下游用户是充分发挥碳市场减排作用的必要条件。

　　另一方面，碳市场中的碳价反映了其中企业主体共同完成减排目标的边际成本，也是衡量碳市场设计规则有效性的重要指标。完成相同的减排目标，碳价格越低证明规则设计越有效，反之亦然。以我国自2017年开始的碳市场为研究对象，通过CGE测算，在相同减排目标下，若存在电价管制，则碳价将比没有电价管制的情况高18-32%。主要是因为电价管制限制了电力部门挖掘低成本减排潜力，相应增加其他部门的减排压力，进而导致总体上减排成本上升。因此促进电价市场化不但对电力行业减排有利，还将显著降低碳市场其他企业的减排压力。

　　碳市场的规则设计与电价市场化动态相容的政策建议

　　综上分析，我国未来碳市场的规则不但需要考虑当前电价管制的存在，还需要考虑电力改革的推进，具有与电价市场化进程动态相容的灵活性。为此建议：

　　（一）适应电价市场化改革快速推进的大趋势，MRV规则上应将发电产生的碳排放都计入电力部门。

　　如前所述，这种设置一方面能够充分发挥市场机制的作用，把碳市场的减排效果向下游用户传导，最大限度保障碳市场减排效果；另一方面，由于无需核算每个用户用电产生的碳排放，简化了碳市场中企业的排放量核算方法，降低了监管成本。公开数据表明，欧洲碳市场EU-ETS中，每个企业的年度碳排放核查成本超过25万欧元；我国碳市场试点中企业的碳排放核查成本也要2-5万元人民币，其带来的支出负担不容忽视。简化碳排放计算方法学，降低核查成本对激励企业参与碳市场的意义越来越大。

　　我国2013年以来推进的部分碳市场试点地区尝试将企业用电产生的间接排放计入用电企业，同时为了避免重复计算，对本地发电企业仅计入自用电部分对应的碳排放。这种做法实际受到试点的地域限制，是应对我国之前电价管制的无奈之举，不应推广。原因如下：一是对于整个碳市场而言，增加了企业碳排放的计算方法学和核查工作的难度，即增加了管理成本；二是人为在用电企业和发电企业之间分配发电碳排放量，这与由市场机制决定成本分担的结果会存在差异。理论上，碳成本在用电企业和发电企业间的分配除了取决于碳排放量的分担，还应该取决于各自的减排成本和减排能力的差异。而充分挖掘低成本减排潜力更是我们采用碳市场而不是行政手段进行减排的初衷所在。

　　因此，在全国碳市场的规则设计中，考虑到我国正在大力推进的电价市场化改革，在发电碳排放量的核算和归属上应将其全部归入发电企业，并以此为基础进行碳市场其他相关规则的设计。

　　（二）在当前电价双轨制中，将碳成本明确引入新的煤电联动机制。

虽然通过市场交易完成的电量规模越来越大，但不可否认，“十三五”基于发用电计划实施的电量仍将占主要地位，而这部分电量的上网电价和销售电价仍属政府管制。虽然政府于2015年公布了煤电机组上网电价和销售电价的计算公式，明确了煤电联动的具体原则，但还没有考虑火电企业未来的碳成本。因此，建议有关部门在明年碳市场建立之前对煤电联动公式做出相应调整，以确保煤电企业的碳成本能够顺利向下游传导；其次，当前煤电联动以年为周期进行调整的设置可能也与碳市场中碳价格的波动性不匹配，建议适当缩短电价调整周期。

　　（三）随着电价市场化机制初步建立，电力部门的免费碳排放配额分配宜紧不宜松。

　　在电价完全市场化的环境下，电力企业可以通过电价调整向下游转移部分碳成本，因此理论上不应该给电力企业免费配额。但在当前电价双轨制环境下，为抵消发电企业应该向下游传递但没有传递出去的碳成本，应赋予一定数量的免费配额。在“十三五”碳市场建设初期，应以此为原则认真核算并从紧给电力企业设置初始免费配额数量，避免过多发放。同时随着市场交易电量比重不断扩大、以及煤电联动机制的不断完善，还要相应减少免费配额数量。根据欧洲EU-ETS的教训，正是因为免费配额过多、配额收紧过程太慢，才始终令碳市场交易清淡，价格持续走低，以至市场对减排有效性的质疑声越来越大。考虑到我国电力企业的碳排放量远超其他行业，而且电力系统非市场化因素的影响依然很大，因此如不能在开始就“以壮士断腕”的勇气从紧设置免费配额规模，此后改革阻力可能更大，长期不利于碳市场发挥作用。