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煤电企业须重视即将到来的碳市场，将其纳入企业的长期决策。
据媒体报道，全国碳排放权交易市场启动初期，将不会纳入原定的石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、电力、航空八大行业，而是先纳入电力、水泥、电解铝等行业，目前这三大行业配额分配方案初定。
2016年10月27日，国务院印发《“十三五”控制温室气体排放工作方案》，其中明确提出2017年启动全国碳排放权交易市场，到2020年力争建成制度完善、交易活跃、监管严格、公开透明的全国碳排放权交易市场，实现稳定、健康、持续发展。这一方案明确了2017年作为全面实施碳交易的元年。全国统一碳市场建成后，将会覆盖20亿-30亿吨二氧化碳排放量，中国将取代欧盟成为全球最大的碳市场。
由于电力行业二氧化碳直接排放量约占全国能源消耗二氧化碳直接排放的40%左右，一旦全国碳市场启动，电力行业将成为交易市场的主力军，碳减排也将成为电力行业关注的焦点。煤电作为电力行业的基础，重点不仅应当放在二氧化碳的减排上，如合理布置烟道减少二氧化碳排放、解决现有治污装置与碳减排间的不协调和提高燃烧效率等。如何更好的与碳市场衔接、适应碳市场带来的改变也是煤电行业需认真思考的议题。
挑战
国内现行的电力体制解决了曾经的电力短缺，但电力行业的飞速发展也导致了电力过剩。除了供求关系发生变化，人们对于能源的要求不仅仅是安全、方便，更希望其清洁、高效、可持续，这对电力行业意味着新的机遇和挑战：一方面是电力替代，即以电代煤、以电代油还有发展的空间，另一方面是电能清洁化，即清洁能源发电比例正在大幅提升。这样的情况对于电力行业中的煤电行业影响最大。据记者查询国家能源局数据发现，截至2016年底，我国煤电总装机9.43亿千瓦，占电力总装机比例降至57%。如今煤电占比出现下降趋势，但中国的电力结构以煤电为主的趋势在未来相当长时间内不会改变。
中国电力企业联合会副理事长王志轩在9月2日举行的“碳市场与电力市场衔接”研讨会上表示，煤电仍有存在的理由。散煤燃烧等煤炭的分散利用是污染主要的原因，煤电相对于散煤燃烧更为清洁。新能源发电比例在升高，其波动性给电网的调度安全带来了新问题，此时传统的煤电还需要发挥调节作用。“国内的煤电机组平均年龄也就11岁，相比欧美国家40多岁的高龄机组而言还比较年轻，11年还远没有达到财务平衡，而煤电行业的前期投入也是整个国家对于电力行业的投入。”
专家表示，短期内碳交易不会对煤电行业造成普遍的压力成本，现行电价机制下，碳价成本也不会立即传导，但碳强度显著高于基准的落后煤电机组将承压较重。
从电力行业碳减排的角度来看，虽然所有发电类型中，煤电的碳排放量最大，但王志轩认为，国内的煤电其实已经达到了世界最先进的水平，减排效果已经距离天花板不远。记者查询发现，截至2016年底，全国累计完成煤电超低排放和节能改造均超过4亿千瓦，累计淘汰小火电机组超过1亿千瓦，煤电平均供电煤耗降至315克标煤/千瓦时，处于世界先进水平。
昆山杜克大学环境研究中心主任张俊杰表示，碳市场起作用有一个重要的先决条件，即被作用的对象应处于比较市场化的行业，有比较顺畅的成本传导和分担机制。他认为，碳市场机制一方面是要影响供给侧，即发电端的清洁化，也需要影响需求側，通过用电成本的合理化，反映真实社会成本来进行节能。“现在的碳市场最主要目的是希望能够造成这种结构的改变，而不是仅通过压缩需求来改变。国内的电力行业市场化进程刚刚开始，若碳价仅加载到发电端，无法通过电价传导至用户侧。这样所有的减排成本都集中在发电端，难以调动全社会的减排动力，进而影响碳市场最经济减排初衷的实现。”
张俊杰认为，除了电价的传导性，未来电力行业进入碳市场还有一个潜在风险，即各区域间减碳机制难协调。当一个区域要缩减自身电力行业的碳排放量时，有两种选择：一是购买碳配额，二是使用更高效、清洁机组所发的电。但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，不同区域的电网之间面临着调用清洁电还是购买碳配额的抉择。
今年上半年煤价高企，煤电行业亏损情况严重。华北电力大学经济与管理学院教授袁家海认为，初期碳市场不会是压垮煤电企业的那根稻草，但一定会对市场的出清结果，特别是对以后低效率的机组在市场中的表现产生重要影响。
从事碳资产管理的电力行业业内人士分析称，全国碳交易市场启动后，随着碳配额价格的波动、配额分配趋紧以及有偿配额的比例增大，电力企业的经营压力将逐步增大。对于电力企业而言，碳排放成本将逐渐成为其生产成本中的重要组成部分。煤电企业须重视即将到来的碳市场，将其纳入企业的长期决策。
与碳市场衔接
王志轩认为，碳市场和电力市场虽然是两个有着自身目标和逻辑的独立市场，但是在各自之间交叉的问题上可以找到最大公约数。与会专家认为，电力市场和碳市场需要磨合，碳市场需要更多考虑电力行业的实际情况而制定合理的减排目标，而电力市场须理顺价格，将碳价有效传导，真正配合碳市场实现经济减碳。
袁家海指出，有必要引入碳市场抵消机制。若不引入抵消机制，碳市场作用下的电力行业可能只解决了高效率煤电与低效率煤电之间的市场出清，没有解决化石能源向清洁能源转型的问题。发展、支持可再生能源，使其产生一些可抵消的碳配额，不失为一个好方向。
袁家海进一步表示，随着电力市场化的不断推进，未来政府或需更多考虑煤电企业的亏损问题。前期考虑控制装机规模，后期则要考虑产能的退出，其中碳市场可以提供一个市场化去产能的机制，但电力市场中如辅助服务等机制设计也至关重要。另外，对于煤电企业的洗牌无论是范围还是持续的时间，政府都要有合理的预期，否则市场机制和行政手段可能会产生冲突。
2016年中国碳市场高峰论坛上，国网能源院企业战略研究所所长马莉指出，当前电力体制改革正在快速推进，绿色交易体系建设应该考虑与电力市场化进程的衔接问题，确定合理的总量控制目标以保障电力供应平稳。“电力行业涉及到多个交易品种，而且与电力交易密切相关，直接依托电力交易平台开展其他交易的可行性便值得探索。例如，对于碳市场来说，在成熟的电力交易平台开展碳排放权交易具有拓宽交易渠道、促进两种交易的相互协调、节约成本等方面的优势。”
国家发改委、国家能源局8月31日下发了《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，通知提出，组织市场主体开展日前、日内、实时电能量交易，实现调度运行和市场交易有机衔接，促进电力系统安全运行、市场有效运行，形成体现时间和位置特性的电能量商品价格，为市场主体提供反映市场供需和生产成本的价格信号。试点地区要在2018年底前启动电力现货市场试运行。
AEX控股公司的创始合伙人、芝加哥气候交易所（CCX）亚洲副总裁黄杰夫提出，随着中国电力现货市场和全国碳市场的平行推进，电力企业的管理、内控水平，必然要上升到一个更高层次；一个公司在碳排放、电力和动力煤交易方面的表现，直接关系到公司的盈利水平；交易和风控将成为电力企业核心竞争力的重要组成部分。
据媒体报道，全国碳排放权交易市场启动初期，将不会纳入原定的石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、电力、航空八大行业，而是先纳入电力、水泥、电解铝等行业，目前这三大行业配额分配方案初定。
2016年10月27日，国务院印发《“十三五”控制温室气体排放工作方案》，其中明确提出2017年启动全国碳排放权交易市场，到2020年力争建成制度完善、交易活跃、监管严格、公开透明的全国碳排放权交易市场，实现稳定、健康、持续发展。这一方案明确了2017年作为全面实施碳交易的元年。全国统一碳市场建成后，将会覆盖20亿-30亿吨二氧化碳排放量，中国将取代欧盟成为全球最大的碳市场。
由于电力行业二氧化碳直接排放量约占全国能源消耗二氧化碳直接排放的40%左右，一旦全国碳市场启动，电力行业将成为交易市场的主力军，碳减排也将成为电力行业关注的焦点。煤电作为电力行业的基础，重点不仅应当放在二氧化碳的减排上，如合理布置烟道减少二氧化碳排放、解决现有治污装置与碳减排间的不协调和提高燃烧效率等。如何更好的与碳市场衔接、适应碳市场带来的改变也是煤电行业需认真思考的议题。
挑战
国内现行的电力体制解决了曾经的电力短缺，但电力行业的飞速发展也导致了电力过剩。除了供求关系发生变化，人们对于能源的要求不仅仅是安全、方便，更希望其清洁、高效、可持续，这对电力行业意味着新的机遇和挑战：一方面是电力替代，即以电代煤、以电代油还有发展的空间，另一方面是电能清洁化，即清洁能源发电比例正在大幅提升。这样的情况对于电力行业中的煤电行业影响最大。据记者查询国家能源局数据发现，截至2016年底，我国煤电总装机9.43亿千瓦，占电力总装机比例降至57%。如今煤电占比出现下降趋势，但中国的电力结构以煤电为主的趋势在未来相当长时间内不会改变。
中国电力企业联合会副理事长王志轩在9月2日举行的“碳市场与电力市场衔接”研讨会上表示，煤电仍有存在的理由。散煤燃烧等煤炭的分散利用是污染主要的原因，煤电相对于散煤燃烧更为清洁。新能源发电比例在升高，其波动性给电网的调度安全带来了新问题，此时传统的煤电还需要发挥调节作用。“国内的煤电机组平均年龄也就11岁，相比欧美国家40多岁的高龄机组而言还比较年轻，11年还远没有达到财务平衡，而煤电行业的前期投入也是整个国家对于电力行业的投入。”
专家表示，短期内碳交易不会对煤电行业造成普遍的压力成本，现行电价机制下，碳价成本也不会立即传导，但碳强度显著高于基准的落后煤电机组将承压较重。
从电力行业碳减排的角度来看，虽然所有发电类型中，煤电的碳排放量最大，但王志轩认为，国内的煤电其实已经达到了世界最先进的水平，减排效果已经距离天花板不远。记者查询发现，截至2016年底，全国累计完成煤电超低排放和节能改造均超过4亿千瓦，累计淘汰小火电机组超过1亿千瓦，煤电平均供电煤耗降至315克标煤/千瓦时，处于世界先进水平。
昆山杜克大学环境研究中心主任张俊杰表示，碳市场起作用有一个重要的先决条件，即被作用的对象应处于比较市场化的行业，有比较顺畅的成本传导和分担机制。他认为，碳市场机制一方面是要影响供给侧，即发电端的清洁化，也需要影响需求側，通过用电成本的合理化，反映真实社会成本来进行节能。“现在的碳市场最主要目的是希望能够造成这种结构的改变，而不是仅通过压缩需求来改变。国内的电力行业市场化进程刚刚开始，若碳价仅加载到发电端，无法通过电价传导至用户侧。这样所有的减排成本都集中在发电端，难以调动全社会的减排动力，进而影响碳市场最经济减排初衷的实现。”
张俊杰认为，除了电价的传导性，未来电力行业进入碳市场还有一个潜在风险，即各区域间减碳机制难协调。当一个区域要缩减自身电力行业的碳排放量时，有两种选择：一是购买碳配额，二是使用更高效、清洁机组所发的电。但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，不同区域的电网之间面临着调用清洁电还是购买碳配额的抉择。
今年上半年煤价高企，煤电行业亏损情况严重。华北电力大学经济与管理学院教授袁家海认为，初期碳市场不会是压垮煤电企业的那根稻草，但一定会对市场的出清结果，特别是对以后低效率的机组在市场中的表现产生重要影响。
从事碳资产管理的电力行业业内人士分析称，全国碳交易市场启动后，随着碳配额价格的波动、配额分配趋紧以及有偿配额的比例增大，电力企业的经营压力将逐步增大。对于电力企业而言，碳排放成本将逐渐成为其生产成本中的重要组成部分。煤电企业须重视即将到来的碳市场，将其纳入企业的长期决策。
与碳市场衔接
王志轩认为，碳市场和电力市场虽然是两个有着自身目标和逻辑的独立市场，但是在各自之间交叉的问题上可以找到最大公约数。与会专家认为，电力市场和碳市场需要磨合，碳市场需要更多考虑电力行业的实际情况而制定合理的减排目标，而电力市场须理顺价格，将碳价有效传导，真正配合碳市场实现经济减碳。
袁家海指出，有必要引入碳市场抵消机制。若不引入抵消机制，碳市场作用下的电力行业可能只解决了高效率煤电与低效率煤电之间的市场出清，没有解决化石能源向清洁能源转型的问题。发展、支持可再生能源，使其产生一些可抵消的碳配额，不失为一个好方向。
袁家海进一步表示，随着电力市场化的不断推进，未来政府或需更多考虑煤电企业的亏损问题。前期考虑控制装机规模，后期则要考虑产能的退出，其中碳市场可以提供一个市场化去产能的机制，但电力市场中如辅助服务等机制设计也至关重要。另外，对于煤电企业的洗牌无论是范围还是持续的时间，政府都要有合理的预期，否则市场机制和行政手段可能会产生冲突。
2016年中国碳市场高峰论坛上，国网能源院企业战略研究所所长马莉指出，当前电力体制改革正在快速推进，绿色交易体系建设应该考虑与电力市场化进程的衔接问题，确定合理的总量控制目标以保障电力供应平稳。“电力行业涉及到多个交易品种，而且与电力交易密切相关，直接依托电力交易平台开展其他交易的可行性便值得探索。例如，对于碳市场来说，在成熟的电力交易平台开展碳排放权交易具有拓宽交易渠道、促进两种交易的相互协调、节约成本等方面的优势。”
国家发改委、国家能源局8月31日下发了《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，通知提出，组织市场主体开展日前、日内、实时电能量交易，实现调度运行和市场交易有机衔接，促进电力系统安全运行、市场有效运行，形成体现时间和位置特性的电能量商品价格，为市场主体提供反映市场供需和生产成本的价格信号。试点地区要在2018年底前启动电力现货市场试运行。
AEX控股公司的创始合伙人、芝加哥气候交易所（CCX）亚洲副总裁黄杰夫提出，随着中国电力现货市场和全国碳市场的平行推进，电力企业的管理、内控水平，必然要上升到一个更高层次；一个公司在碳排放、电力和动力煤交易方面的表现，直接关系到公司的盈利水平；交易和风控将成为电力企业核心竞争力的重要组成部分。