綜上分析，我國未來碳市場的規(guī)則不但需要考慮當前電價管制的存在，還需要考慮電力改革的推進，具有與電價市場化進程動態(tài)相容的靈活性。為此建議：

（一）適應電價市場化改革快速推進的大趨勢，MRV規(guī)則上應將發(fā)電產生的碳排放都計入電力部門。

如前所述，這種設置一方面能夠充分發(fā)揮市場機制的作用，把碳市場的減排效果向下游用戶傳導，最大限度保障碳市場減排效果；另一方面，由于無需核算每個用戶用電產生的碳排放，簡化了碳市場中企業(yè)的排放量核算方法，降低了監(jiān)管成本。公開數(shù)據表明，歐洲碳市場EU-ETS中，每個企業(yè)的年度碳排放核查成本超過25萬歐元；我國碳市場試點中企業(yè)的碳排放核查成本也要2-5萬元人民幣，其帶來的支出負擔不容忽視。簡化碳排放計算方法學，降低核查成本對激勵企業(yè)參與碳市場的意義越來越大。

我國2013年以來推進的部分碳市場試點地區(qū)嘗試將企業(yè)用電產生的間接排放計入用電企業(yè)，同時為了避免重復計算，對本地發(fā)電企業(yè)僅計入自用電部分對應的碳排放。這種做法實際受到試點的地域限制，是應對我國之前電價管制的無奈之舉，不應推廣。原因如下：一是對于整個碳市場而言，增加了企業(yè)碳排放的計算方法學和核查工作的難度，即增加了管理成本；二是人為在用電企業(yè)和發(fā)電企業(yè)之間分配發(fā)電碳排放量，這與由市場機制決定成本分擔的結果會存在差異。理論上，碳成本在用電企業(yè)和發(fā)電企業(yè)間的分配除了取決于碳排放量的分擔，還應該取決于各自的減排成本和減排能力的差異。而充分挖掘低成本減排潛力更是我們采用碳市場而不是行政手段進行減排的初衷所在。

因此，在全國碳市場的規(guī)則設計中，考慮到我國正在大力推進的電價市場化改革，在發(fā)電碳排放量的核算和歸屬上應將其全部歸入發(fā)電企業(yè)，并以此為基礎進行碳市場其他相關規(guī)則的設計。

（二）在當前電價雙軌制中，將碳成本明確引入新的煤電聯(lián)動機制。

雖然通過市場交易完成的電量規(guī)模越來越大，但不可否認，“十三五”基于發(fā)用電計劃實施的電量仍將占主要地位，而這部分電量的上網電價和銷售電價仍屬政府管制。雖然政府于2015年公布了煤電機組上網電價和銷售電價的計算公式，明確了煤電聯(lián)動的具體原則，但還沒有考慮火電企業(yè)未來的碳成本。因此，建議有關部門在明年碳市場建立之前對煤電聯(lián)動公式做出相應調整，以確保煤電企業(yè)的碳成本能夠順利向下游傳導；其次，當前煤電聯(lián)動以年為周期進行調整的設置可能也與碳市場中碳價格的波動性不匹配，建議適當縮短電價調整周期。

（三）隨著電價市場化機制初步建立，電力部門的免費碳排放配額分配宜緊不宜松。

在電價完全市場化的環(huán)境下，電力企業(yè)可以通過電價調整向下游轉移部分碳成本，因此理論上不應該給電力企業(yè)免費配額。但在當前電價雙軌制環(huán)境下，為抵消發(fā)電企業(yè)應該向下游傳遞但沒有傳遞出去的碳成本，應賦予一定數(shù)量的免費配額。在“十三五”碳市場建設初期，應以此為原則認真核算并從緊給電力企業(yè)設置初始免費配額數(shù)量，避免過多發(fā)放。同時隨著市場交易電量比重不斷擴大、以及煤電聯(lián)動機制的不斷完善，還要相應減少免費配額數(shù)量。根據歐洲EU-ETS的教訓，正是因為免費配額過多、配額收緊過程太慢，才始終令碳市場交易清淡，價格持續(xù)走低，以至市場對減排有效性的質疑聲越來越大?？紤]到我國電力企業(yè)的碳排放量遠超其他行業(yè)，而且電力系統(tǒng)非市場化因素的影響依然很大，因此如不能在開始就“以壯士斷腕”的勇氣從緊設置免費配額規(guī)模，此后改革阻力可能更大，長期不利于碳市場發(fā)揮作用。