首批纳入全国碳市场的2225家发电行业重点排放单位，其中一部分已经在部分地方试点参与过碳排放权交易，有的则是首次参与。

全国碳市场的开启将在今后很长一段时间推动这些企业持续减排、绿色转型，这是压力，也是一次筛选。部分过剩的煤电产能将会在全国碳交易的持续推进过程中被逐渐淘汰，而绿色电力的先行者将通过碳交易获得更多资金和机会。

今年是全国碳市场的首个履约期，占据我国碳排放总量40%以上的电力行业被先行纳入，钢铁、建材、石化等行业也已开始筹备纳入全国碳市场的相关工作，八大高耗能行业将逐步纳入。据业内预计，全国碳交易市场初期年成交额可达到约100亿元。

国网能源院发布的《中国能源电力发展展望2020》报告显示，随着终端电气化水平持续提升，电力需求将在2035年前保持快速增长，或将在2050年增长至12.4万亿-14.7万亿千瓦时。部分碳排放将从终端用能部门逐步转移到电力行业，电能将逐步占据终端用能的核心地位，电力部门也将成为最主要的碳排放源。

此外，电力行业还具备自动化管理程度高、数据准确易核实等特点。但即便如此，随着全国碳市场开市，电力行业依旧面临配额、核查、短期成本上升等问题。

不同区域电企履约压力有差

在华北电力大学教授袁家海看来，全国碳市场上线后，对于参与碳排放权交易的2225家发电企业来说，初期成本负担不大。一是因为预期碳价不高，二是总配额缺口较小，三则要看履约方式，是单个电厂独立履约还是发电集团整体履约，一般来说，后者内部做平的空间很大。

换言之，如果是发电集团进行整体履约，那么集团名下的发电厂，履约情况较好的可以为履约难度大的暂时承担一定的履约压力。

生态环境部副部长赵英民在7月14日举行的国务院政策例行吹风会上表示，从全国7个地方碳交易试点运行情况看，近两年加权平均碳价约在40元人民币左右。

从国际经验来看，随着减排进程不断加快，配额分配当随之不断收紧以匹配市场情况避免产生配额过剩的情况，对减排工作产生不良影响。但有专家表示，全国碳市场上线初期的配额发放不会太过严格，以给予企业适应和过渡的时间。可以肯定的是，碳价将会随着配额发放的收紧而攀升。

根据中国碳论坛及ICF国际咨询公司联合发布的《2020年中国碳价调查》显示，41%来自电力行业的受访者在被问及全国碳市场模拟运行阶段的配额分配情况时，表示与其履约需求相当，28%表示需要从市场上购买配额以满足履约需求，剩下的25%则表示有多余的配额可供交易。

值得注意的是，不同区域的发电企业的履约压力差距可能较大。碳市场是依托于不同的行业开展的，但是不同地方也有各自的碳达峰目标和任务需要完成。

中金公司首席经济学家彭文生就在日前举办的“碳中和是中国社会经济发展新引擎”主题研讨会上指出，山西、内蒙古、陕西等地对煤矿、电力等行业的税收依赖度高，对居民收入、就业等经济发展重点具有较大影响。如何转型，怎样提供新的就业机会，怎样为经济提供新的增长点，就成了这些地方绿色低碳转型过程中更需要考虑的问题，这可能需要相应的公共政策，尤其是财政转移支付支持。

考虑到区域发展不平衡的实际情况，不同区域的发展水平、产业结构各不相同，碳减排行动对不同地方GDP、全要素生产率、就业等方面的影响也存在差异。因此，北京大学光华管理学院院长刘俏认为，未来尝试采取区域性碳价或许可以使碳价机制更好地发挥引导碳资源有效配置的作用。

碳价电价联动传导成本压力

中国钢铁工业协会副会长、冶金工业规划研究院党委书记、总工程师李新创告诉21世纪经济报道，全国碳市场上线后，还有诸多方面需要重点开展研究，并配套完善相关政策及标准，“温室气体排放检测、报告和核查(MRV)技术规范”就是其中之一。

现阶段我国采用核算方法进行核查，但同时也正在部分行业开展连续监测的试点示范。

“从目前的技术水平看，即便是实测也存在一定的误差，即便是采取了实测方式的美国加州，也依旧没有完全放弃核算方式。”北京中创碳投科技有限公司首席分析师、投融资与国际项目总监陈志斌告诉21世纪经济报道，连续监测还涉及设备加装，有可能会增加企业成本，未来对生产流程较长、工序较为复杂的行业来说，实测的成本可能会比较高。

华能碳资产公司总法律顾问钟青博士认为，连续在线监测(CEMS)比人工物料平衡法核算具有较大优势，可以在电力等“非组织排放”较少的行业推广，并通过与物料平衡相互验证达到降低核查成本、提高排放核算准确度的目标。

未来会采用哪种方式，李新创认为，应该结合不同行业具体情况具体分析，同时两种方式也可以实现并存，起到互为交叉验证的作用。

此外，陈志斌还提到，比起温室气体排放的监测，或许更应该在能源消费侧监测上加大投入。因为不论是使用煤、电还是天然气，能源消费侧的监测都相对成熟。

3月底，南方电网已经在国内率先建成首个能源消费侧碳排放监测平台，实现对南方电网经营区范围内各区域、各行业乃至各企业的碳排放总量、单位GDP