笔者认为，碳市场未来可能对电力市场有以下三点影响：

碳市场排放控制并不要求按照电力现货每日的时间精度同步结算，只要达到一定时间内（例如一年）的排放目标即可，因此碳交易价格不会由于电力短时供需关系或电力现货价格的变化而发生较大变化，价格波动更多体现在长周期尺度。考虑碳排放成本后，高排放的小机组收益下降甚至出现亏损，但可以通过交易策略利用碳配额的价格波动抵消一部分亏损，或通过电力中长期市场中的发电权转让来抵消亏损、甚至增加盈利，大容量火电机组也能获得更高发电权收益，同步实现了电力市场的资源优化配置，从而实现全社会福利最大化的目标。

纳入碳市场后，企业可供交易的产品不仅是电力或电量，还包括富余的碳排放配额和自愿减排量。为适应电力现货市场和全国碳市场的发展，发电企业需要思考电力或电量交易与碳交易组合并实现效益最大化。发电企业要在保证电力供应的同时履行排放配额指标，企业很可能还需要通过采取电厂技术升级改造、清洁能源发电技术等新技术实现减排目标，这些都将增加发电企业的技术成本和管理成本，进而影响电力现货市场中的报价行为，有可能推高电力现货市场价格。

未来碳排放权将成为稀缺资源，火电发展空间逐渐收紧，碳价将逐步推高火电成本，促使发电企业转向投资新能源，再加上新能源抵消机制（PHCER、ccer）的出台，将大大促进新能源装机的增长，叠加多重因素影响，电源结构和布局将进一步发生显著变化，需要设计更加灵活的市场机制以促进新能源的消纳。目前，广东电力现货市场中已有较为完备的价格上下限参数机制。而全国碳市场正处于快速起步发展阶段，碳市场的价格水平将直接影响规模大小、流动性强弱等要素，也会影响不同市场间的价格传导效果。因此，全国碳市场需要联动考虑对电源结构和电力市场的影响，合理确定市场交易价格区间等关键参数。

注：本测算按照典型装机容量火电机组在广东电力现货市场中的平均发电量，根据表1数据，折算出对应的总碳排放量。机组的度电燃料成本由供电标煤耗乘以到厂燃煤价格得到。供电标煤耗按照广东省政府主管部门发布的年度广东省节能发电调度发电机组基础排序表中数据，根据公式计算得出。到厂燃煤价格根据中国沿海电煤采购价格指数（CECI沿海指数-综合价）、中国沿海煤炭运价指数、内陆运费等因素确定。

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