火电在中国电力结构中的占比已从2015年的73.7%降至2024年的63.2%，但2024年新建煤电装机仍近95GW——煤电“退出难”与“新建热”并存。EEIST报告运用系统映射方法分析了碳排放权交易市场的调节回路效应，指出碳价低迷（通常低于100元/吨）对高效煤电机组形成净补贴，难以抑制不必要煤电投资，并提出了战略备用机制与碳价底线组合的政策建议。

火电在中国电力结构中的占比持续下降，从2015年的73.7%降至2024年的63.2%。但与此同时，2024年新建煤电装机容量近95GW，煤电“退出”与“新建”并存。目前在政策层面面临的最大问题是：如何以成本可控的方式有效降低煤电比例，既要保留足够的煤电以确保供电安全，又要避免对过剩产能追加不必要的投资。

这种困境源于电力系统转型中的结构性矛盾：一方面，新能源装机快速增长，煤电需要逐步让出市场份额；另一方面，煤电仍是电力系统调峰和供电安全的重要保障，短期内难以完全退出。部分地方政府出于供电安全考虑，倾向于保留或新建煤电产能。

全国碳排放权交易市场在提升煤电厂效率方面发挥了作用，但其效果受到调节回路机制的限制。这种“水床效应”表现为：低效煤电厂被其他电源替代后，碳排放配额的净需求也会减少，导致碳价下跌，从而削弱进一步替代煤电的动力。

目前碳价仍处于低位水平，通常低于100元/吨二氧化碳（约13欧元/吨二氧化碳）。加上ETS实际对高效煤电机组形成的净补贴效应——高效机组获得多余的免费配额可以出售获利——意味着现阶段ETS在抑制不必要煤电投资方面的作用仍然较弱。

通过设置严格的碳排放总量上限可以防止过度投资，但考虑到电力需求仍在不断增长、新技术替代煤电以保障供电安全的进程尚不确定，设定严格的减排路径较为困难。若排放上限过于宽松，则不仅与国家的减排目标冲突，还可能导致ETS碳价低迷。

作为排放总量约束的补充，可考虑设定碳价底线，抑制ETS内的调节回路，推动低效煤电的出清。碳价底线可以根据实际减排超预期或不足的情况，每年动态调整。这一机制可以防止碳价过低导致减排激励不足，确保碳市场发挥应有的价格信号功能。

此外，将部分煤电厂纳入战略备用机制而非直接退役，既可以增强省级地方政府对供电安全的信心，降低为保障电力稳定而出现的煤电过度投资风险，同时允许改进的ETS机制引导煤电有序退出。指导备用煤电逐步退出市场，可为其他电力系统调节技术（如储能和需求侧响应）的发展创造更多空间。

在现行政策中，燃煤容量补偿机制与ETS之间的相互抵消关系最为显著。若在容量市场引入碳强度或能效标准，作为煤电厂获得补贴的依据，二者的关系就可从相互抵消转化为协同增效。随着ETS覆盖范围从电力部门向其他行业扩展，可采用行业差异化碳价底线来控制调节回路效应，防止某一行业的转型进展削弱其他行业的转型动力。