全国碳市场渐行渐近，全国作为碳排放大户的碳市电力行业无疑是重要主体。在9月2日举办的场渐“碳市场与电力市场衔接”研讨会上，记者了解到，近煤家建全国碳市场初期不会对煤电行业整体形成较大的电承电改成本压力，但对碳强度显著高于基准的压专议碳落后机组将有一定的成本压力。与会专家认为，市场电力碳市场存在着电力供应的联动不稳定性等潜在风险，建议碳市场要与电力市场改革联动。全国

2011年10月，碳市国家发改委批准在北京、场渐上海、近煤家建天津、电承电改重庆、压专议碳湖北、市场广东和深圳开展碳排放权交易试点工作。“北京、上海、广东、深圳碳市场发育比较好，这些地区都是市场化条件比较好、对市场尊重的地区。”昆山杜克大学环境研究中心主任张俊杰介绍说。

在此基础上，作为2017年深化经济体制改革重点工作之一，今年将启动全国碳排放权交易市场，电力行业无疑是重要主体。“电力在减碳中具有双重作用，不过目前电力减排的空间在不断缩小。”中国电力企业联合会副理事长王志轩认为，煤电技术改造的空间越来越小，水电的减排作用到一定程度也将趋于弱化，而核电、风电、太阳能等则越来越大。

据透露，全国碳交易市场的配额分配方案总体思路是基准线法+预分配，其中电力行业根据压力、机组容量和燃料类型等划分了11个基准线。在华北电力大学经济与管理学教授袁家海看来，全国碳市场近期不会对煤电行业整体形成较大的成本压力，对具体煤炭企业的影响则取决于其所在分组和效率水平的分布，碳强度显著高于基准的机组将有一定的成本压力，这是在以市场化的方式去产能。

张俊杰认为，全国碳市场目标设置需要给行业发展预留空间，既满足实际的电力需求增长，又激励企业采取节能降碳措施。同时，碳配额的分配需充分考虑资源禀赋和能源布局的差异。值得注意的是，当前电力碳市场存在着一些潜在的风险，首先是电力供应的不确定性。全国碳市场的启动将增大企业的减排压力，而电力价格管控导致市场失灵，碳管制成本无法通过电价转移，影响企业的供电决策，对企业减排的激励较弱。其次，由于区域电力贸易的存在，基于“生产”计算的电力排放因子无法表征各地区真实的电力消费排放因子。此外，还有碳市场与电力体制改革、绿证交易、用能权交易、超低排放以及其他环境与能源政策的协调性问题。

王志轩认为，电力市场化改革和碳市场总体上不矛盾而是互相协调，建议两者寻求最大公约数。同时，要考虑碳市场机制在电力市场上的要求，正确处理强制性手段与市场手段的关系，充分发挥市场作用，与时间和各种政策手段“赛跑”，尽一切可能减少交易成本，坚持大范围优化配置资源和碳交易。此外，碳市场的相关处罚要与电力市场相衔接。