我国的电力市场化改革很难一帆风顺。“十四五”时期，电力中长期交易和辅助服务市场仍会积极推进，现货交易的推动将呈胶着态势，全国层面的容量补偿机制预期不高，应对经济形势的政府干预可能性仍较大。但综合政治、经济、社会、文化因素判断，碳排放权交易和可再生能源消纳责任制不会停步。更加趋于紧密耦合的电 - 碳市场必将到来。针对这一形势，提出以下建议：

一是科学设置交易规则。通过电力生产模拟仿真发现，电力系统网络属性对企业的碳排放有一定影响，在线路阻塞的情景下，不同区域的电源分布不同会改变电源调度顺序，政府在制定相关政策和设置交易规则时应满足电力系统的物理规律和市场经济的一般规律。

二是做好电力市场与碳市场的政府间协调。发改委、能源局推动电力市场，应当考虑在碳市场的引入下不同能源发电企业的电价政策、用电调度等方面的问题；生态环境部负责碳市场工作，应当考虑如何设计碳市场机制，通过政策协同实现电力行业低成本减排；财政部在统筹基金与财政补贴时，应考虑到电力市场、碳市场以及绿证市场的协调发展。　　

三是探索碳市场中绿证的应用。由于绿证是非水可再生能源发电量的确认和属性证明，以及消费绿色电力的唯一凭证。在控排企业，特别是电解铝等行业企业的碳排放核算过程中，用电产生的间接碳排放是企业排放量的重要构成部分，鉴于绿证对绿色电力的凭证作用，可研究探索通过购买绿证的方式证明所用电量为零排放电力，从而降低企业碳排放量的可行性，发挥绿证在碳市场中的作用，扩大绿证使用范围。　

四是尽快推动ccer抵消机制出台。CCER对于降低火电企业碳减排成本、发现碳价和稳定碳价起着重要的作用，也可以在新能源去补贴后为符合条件的项目增加一定减排收益。因此，为保证全国碳市场稳定运行，同时推动新能源发展，建议尽快修订出台CCER 项目相关规则并启动项目审批。

               

作者王鹏、吕书贺 就职于华北电力大学