筆者認為，碳市場未來可能對電力市場有以下三點影響：

碳市場排放控制并不要求按照電力現貨每日的時間精度同步結算，只要達到一定時間內（例如一年）的排放目標即可，因此碳交易價格不會由于電力短時供需關系或電力現貨價格的變化而發生較大變化，價格波動更多體現在長周期尺度。考慮碳排放成本后，高排放的小機組收益下降甚至出現虧損，但可以通過交易策略利用碳配額的價格波動抵消一部分虧損，或通過電力中長期市場中的發電權轉讓來抵消虧損、甚至增加盈利，大容量火電機組也能獲得更高發電權收益，同步實現了電力市場的資源優化配置，從而實現全社會福利最大化的目標。

納入碳市場后，企業可供交易的產品不僅是電力或電量，還包括富余的碳排放配額和自愿減排量。為適應電力現貨市場和全國碳市場的發展，發電企業需要思考電力或電量交易與碳交易組合并實現效益最大化。發電企業要在保證電力供應的同時履行排放配額指標，企業很可能還需要通過采取電廠技術升級改造、清潔能源發電技術等新技術實現減排目標，這些都將增加發電企業的技術成本和管理成本，進而影響電力現貨市場中的報價行為，有可能推高電力現貨市場價格。

未來碳排放權將成為稀缺資源，火電發展空間逐漸收緊，碳價將逐步推高火電成本，促使發電企業轉向投資新能源，再加上新能源抵消機制（PHCER、ccer）的出臺，將大大促進新能源裝機的增長，疊加多重因素影響，電源結構和布局將進一步發生顯著變化，需要設計更加靈活的市場機制以促進新能源的消納。目前，廣東電力現貨市場中已有較為完備的價格上下限參數機制。而全國碳市場正處于快速起步發展階段，碳市場的價格水平將直接影響規模大小、流動性強弱等要素，也會影響不同市場間的價格傳導效果。因此，全國碳市場需要聯動考慮對電源結構和電力市場的影響，合理確定市場交易價格區間等關鍵參數。

注：本測算按照典型裝機容量火電機組在廣東電力現貨市場中的平均發電量，根據表1數據，折算出對應的總碳排放量。機組的度電燃料成本由供電標煤耗乘以到廠燃煤價格得到。供電標煤耗按照廣東省政府主管部門發布的年度廣東省節能發電調度發電機組基礎排序表中數據，根據公式計算得出。到廠燃煤價格根據中國沿海電煤采購價格指數（CECI沿海指數-綜合價）、中國沿海煤炭運價指數、內陸運費等因素確定。

（本文僅代表個人觀點，不代表所在單位）