碳-电联动需求日渐强烈
全国碳
市场已经启动运行了，
电力市场领域呼吁较长时间的碳电协同仍未有眉目。首个履约期，碳成本完全由发电企业自行承担。
“碳电协同还不够迫切。”有电厂人士直言。当前发电行业
碳市场配额宽松，仅少部分电厂需要承担因为配额不足的履约成本，碳成本对整体电价的影响非常有限，不会大幅提高供电成本。截至2022年1月，全国碳市场
碳排放配额累计成交额仅为80.7亿元。
受访的石油公司人士透露，中石油旗下的自备电厂参与全国碳市场也承担了一定的履约成本，目前该成本由炼厂等拥有自备电厂承担。相对于营收规模较大的油田和炼化企业而言，首个履约期内的碳成本在总成本中占比微小。
随着碳市场逐渐深入，碳成本对发电的影响将更为明显，碳价如何传导将成为不可回避的
问题。路孚特首席电力与碳分析师秦炎认为，碳成本在欧洲是通过电力现货市场传导进入电价的，目前国内还未能实现完全传导，这增加了发电企业成本，但未来随着
碳配额的收紧和碳价的提高，碳成本不可避免地会影响电价。
在第一个履约周期，单个发电企业为履约的责任主体，即便是发电集团层面成立了专业的
碳资产管理公司，碳市场的交易及财务记账都体现在具体的电厂运营主体上。
碳-电两大市场的联动不只是价格联动，还有两大市场的协同运行。
不少发电企业提出，应先着手建立碳-电市场协同运行机制。目前两大市场独立运行，
政策衔接性不足。
截至2022年2月，全国碳市场第二个履约周期的配额分配方案和排放基准线尚未发布。对于发电集团而言，如果碳市场政策及时下发，可以依据规则计算旗下全部电厂的碳排放配额和排放情况，从而综合电、碳因素，组织排高效的电厂多发电，低效的电厂少发电以实现减碳和生产效益的最大优化。
有发电人士直言，如果碳市场政策稳定可持续，当电力供应不足时，地方政府要求多发电保供，新增的碳排放的履约成本将是显性可计算的。他建议碳市场配额分配规则应该长期稳定，建议五年一调整，而不是一年一调整，让参与市场的发电企业有稳定的预期，从而利于企业做出生产安排及调整。
受访的发电企业均表示，目前最关心的是第二个履约期全国碳
排放权交易配额总量设定与分配实施方案等政策。
不少电厂提出，2021年碳市场与电力市场不协同体现尤为明显。2021年煤价持续走高，煤电厂要多发电保供，部分老旧机制使用煤质较差，电厂碳排放水平显著上升，这或给第二轮碳市场履约带来新的挑战。
此外，在新型电力系统建设的背景下，煤电的利用小时数或进一步下降而煤电的启停次数增加，煤电的调峰转型升级日渐明显，或进一步增加电厂的碳排放量，而配额的发放是根据机组类型来定的。有发电集团人士建议，未来需要进一步适应电力市场发展的新情况，对碳市场的相关规则进行调整。
受访的气电企业人士也直言，对于F级及以上燃气机组而言，通过改进本身设备来减少碳排量的空间已不大，努力提高发电负荷对
减排的作用更为明显。
