北京将辖区内电力生产的直接排放和电力消费的间接排放同时纳入ETS，并通过仅核算电力消费对应的辖区外电力生产的排放来避免重复计算。评估结果显示北京ETS导致的电力相关减排三年共计218万吨CO2，占减排总量的45%。其中98%的电力相关减排由需求端管理产生，三年共减排 213万吨CO2。由电力生产端效率提升等导致的减排效果微乎其微，仅为5万吨CO2。鉴于北京已有的其他节能减排政策、中国的电价形成机制、北京发电企业的减排空间以及碳交易的管理成本，将发电端排放纳入ETS所产生的减排作用较为有限。北京可以考虑调整发电行业的配额分配方法后再纳入发电端排放，以最大程度发挥ETS对发电行业的减排影响，或考虑将发电端排放排除在ETS之外。而发电企业的配额核定可借鉴以下方法：以基准线排放强度和企业总发电量为基础来核定配额，而不仅仅针对火力发电装机的发电量，这样企业就可以通过使用低碳燃料或增加可再生能源发电量来降低自身排放。 

 

北京ETS的评估结果不能简单套用到国家ETS，但其分析过程可以为国家ETS决策过程提供参考。北京ETS对电力需求端的控制带来的减排效果显著，对全国ETS机制设计有较大的参考意义。假设现行电力价格形成机制不变的情况下，如果不将电力消费纳入ETS，则难以通过价格信号向终端消费者反映电力的碳排放外部成本。因此，国家ETS机制可以考虑参考北京经验，将电力间接排放纳入ETS范围。

从生产端而言，将电力生产纳入国家ETS，有助于采用市场手段促进减排。然而根据北京ETS的设计，电力生产端主是通过现存发电机组的技术和管理进步来实现减排。电网企业的电力调配、购电等决策以及发电企业增加清洁能源发电量等措施，并不能帮助发电和电网企业在ETS下完成履约。在此情况下，北京的经验表明电力行业的排放配额需适度严格，才能充分释放其减排潜力。 

 

全国发电企业的技术和管理水平不一，减排潜力存在较大差异。同时，单位发电量的排放强度也会受到电网调度和需求波动等外在因素的影响。因此，如何科学地设定发电行业的排放配额，使其既能充分释放不同装机容量和技术类型的减排潜力，又能保证发电企业的合理生存，是一个需要深入研究和反复测算的问题。另一方面，国家ETS也可以考虑将电网电力调配和购电以及发电企业增加清洁能源发电量等行为纳入ETS配额管理，从而使电力企业以更灵活的方式履约。

 

鉴于我国电力基本自发自用，因此无法参考北京市ETS的处理方法以避免电力排放的重复核算。如果国家ETS将电力生产的直接排放和电力消费的间接排放同时纳入，意味着发电企业的发电过程实际CO2排放将同时对应发电企业的排放配额和用电企业的部分排放配额，从而使碳市场上一吨排放配额并不严格对应一吨二氧化碳排放量。这可能对将来中国和国际碳市场的衔接形成障碍。因此，ETS制度设计应该针对这一潜在问题制定解决方案，如将电力生产排放配额和电力消费排放配额加以区分等。