对于即将启动模拟运行的全国碳市场，同样也存在诸多不确定性。如何预判全国碳市场的来临给企业带来的影响，是现阶段企业所面临的重要挑战。

若从交易市场的根本出发，考虑碳市场的影响因素一般可分为政策因素和宏观因素。

01 政策因素

通过碳市场本身的制度设计直接影响市场供需，如配额分配方法与方式、排放量核算方法、配额存储规则、抵消机制规则、市场调节机制的设计以及市场准入门槛等。

02 宏观因素

通过间接影响碳配额的供给或需求量从而影响碳市场，包括：经济因素，例如经济繁荣时社会资源充分利用，企业生产力旺盛，对碳配额的需求增加；能源价格因素，通过使用石油、煤炭、天然气等不同成本原料而产生的碳排放量也不同；气候变化因素，如气温的升高通过对能源需求量的增加间接影响碳市场。

对于即将从试点碳市场进入全国碳市场的发电企业而言，应当重点关注两市场在政策制度上的异同，从而对自身的配额余缺及市场价格进行预判。这是由于各试点基于地域差异在制定自身碳市场政策时考虑了因地制宜的设计，当试点过渡到全国碳市场时无可避免有一定差异。例如，碳排放核查工作中，全国与地方出台的核查指南在计算方法、活动水平数据获取方式、排放因子取值等方面均有不同。以下以碳排放核算方法中的燃料含碳量为例：

元素碳含量检测是保障燃煤单位热值含碳量核算准确的必要步骤，是核定作为即将纳入全国碳市场的发电企业碳排放量的重要参数。目前生态环境部在开展2018年度碳排放数据报告与核查工作时，对于燃煤的单位热值含碳量没有实测值的企业，暂采用《中国发电企业温室气体排放核算方法与报告指南》和问答平台中的缺省值。该缺省值不分煤种取高限值33.56 tC/TJ。而在上海试点碳市场中，根据《上海市电力、热力生产业温室气体排放核算与报告方法》，采用无烟煤、烟煤等煤种的缺省值一般在27.5~26.2 tC/TJ。若企业未对燃煤含碳量进行实测，从上海碳市场转入全国碳市场时核定的排放量将增加30%左右。假设其他因素不变，若以40元/吨的碳价推算，一家年排放量为500万吨的发电企业因元素碳含量是否实测而导致的碳市场履约成本差异可能高达6000万元。