歐洲碳市場推動電力減排的作用機制分析

秦炎

（路孚特（Refinitiv），挪威 奧斯陸 0051）

0 引言

中國國家碳市場將在“十四五”期間迎來里程碑式的發(fā)展，覆蓋電力以及主要工業(yè)行業(yè)。為推進國家碳市場建設，中國陸續(xù)制定了碳市場相關政策文件，發(fā)布了多個行業(yè)企業(yè)排放核算報告指南和碳排放核算國家標準，在全國范圍組織開展了對電力等行業(yè)重點排放單位的歷史碳排放數(shù)據(jù)核算、報告與核查。中國7個試點碳市場2013年陸續(xù)啟動運行以來，逐步發(fā)展壯大，已成長為配額成交量規(guī)模全球第二的碳市場[1]。“十四五”期間，中國的碳市場將以發(fā)電行業(yè)為突破口，加快納入鋼鐵、水泥、化工、電解鋁、造紙等工業(yè)行業(yè)，實現(xiàn)從啟動交易到持續(xù)平穩(wěn)運行[2]。

電力行業(yè)占中國碳排放的近一半，所以電力低碳轉(zhuǎn)型以及電氣化的發(fā)展，對中國實現(xiàn)2030年前碳排放達峰和2060年前碳中和的目標至關重要。近年來，歐洲電力行業(yè)碳排放快速下降，這一發(fā)展離不開歐洲碳市場（EU Emissions Trading Scheme,EU ETS）。雖然歐洲碳市場初期受到配額過剩和金融危機的打擊，碳配額價格低迷，一直到2018年因為市場改革價格才回漲至20歐元/t以上，但是仍然對降低歐洲的碳排放起到了一定作用[3]。早在中國碳市場試點設立之初，文獻[4]就研究了歐洲碳市場對發(fā)電企業(yè)和電力市場的影響，并對比中國和歐盟之間的差異，對中國建設碳交易市場提出建議。文獻[5]利用包含碳排放價格的電力市場發(fā)電電能成本模型，介紹了碳市場和電力市場的耦合，以廣東省為例，對廣東碳市場碳價傳導至電價設定情景并模擬分析。本文基于歐洲碳市場的最新發(fā)展情況，從短期和中長期2個方面分析碳市場和電力市場的相互融合，并利用實際交易數(shù)據(jù)模擬德國電力市場優(yōu)先次序曲線，利用電力市場實例分析碳市場推動電力燃料轉(zhuǎn)換和電力行業(yè)碳減排的作用機制，最后介紹歐洲碳市場對中國國家碳市場建設和碳中和愿景之下電力行業(yè)低碳轉(zhuǎn)型的啟示。

1 歐洲碳市場最新進展

1.1 歐洲碳市場概況

歐洲碳市場作為歐洲氣候政策的基石，建立于2005年，是目前世界上最大的碳排放交易體系，在31個國家運行（包括歐盟成員國，以及冰島、挪威和列支敦士登，本文討論歐洲碳市場的歷史數(shù)據(jù)和政策演變，研究對象仍包括英國）并在2020年和瑞士鏈接，納入了11 000個固定排放設施以及上述國家內(nèi)的航空公司，覆蓋歐盟45%的溫室氣體排放。歐洲碳市場以總量交易（Cap and Trade）的原則運行，設定排放上限并發(fā)放或者拍賣配額（European Union Allowance,EUA），控排設施必須保證每年有足夠的配額用于履約，否則需要支付罰款并補齊配額缺口。歐洲碳市場的總量上限由歐盟的長期減排目標決定，每年遞減，2020年和2030年需要比2005年分別降低21%和43%。

隨著《歐盟排放交易體系指令》[6]在2003年通過，歐洲碳市場在2005年正式啟動了第1階段（2005—2007年）。這一階段的主要目的為試運行和調(diào)試系統(tǒng)，并且讓市場參與者熟悉碳交易機制。所以碳配額幾乎全部免費發(fā)放給控排企業(yè)[7]，違約罰款為40歐元/t。

第2階段涵蓋2008—2012年，歐盟進一步完善了碳市場的規(guī)定和條例。成員國以第1期的實際排放量為依據(jù)確定配額發(fā)放量。違約罰款提高為100歐元/t，免費配額的比例下降為配額總量的90%，剩余10%由幾個成員國進行拍賣。這一期的配額可以轉(zhuǎn)存到下一期使用。航空業(yè)也在2012年被納入，但是只限于歐盟內(nèi)部航線的碳排放。

2013—2020年為歐洲碳市場的第3階段。歐盟對市場條例繼續(xù)修改，統(tǒng)一了各國登記簿為歐盟登記簿，設定歐盟統(tǒng)一的配額總量，各成員國不再制定分配方案。配額總量每年線性遞減1.74%（0.38億t），并且以拍賣為主。為了應付過剩配額，歐盟先后采取了臨時削減拍賣配額的Backloading政策，以及2019年開始的市場穩(wěn)定儲備機制（Market Stability Reserve,MSR）。這是歐盟為了應對需求側(cè)沖擊和配額過剩來穩(wěn)定碳市場信心的機制，主要原理是歐盟每年發(fā)布截至上一年底碳市場的流通配額總數(shù)，即2008年以來的配額總供給減去總的排放量。然后將流通配額總數(shù)的24%轉(zhuǎn)存入MSR，實際操作則是在年度配額拍賣量中減去相應的數(shù)額。歐盟委員會最新數(shù)據(jù)顯示[8]，歐盟目前過剩配額總數(shù)13.85億t。所以2020年9月到2021年8月底的配額拍賣將減少3.3億t。

歐洲碳市場將在2021年進入第4階段（2021—2030年），這一階段的配額總量上限每年遞減2.2%。如果歐盟將2030年減排目標從現(xiàn)行的40%進一步提高，那么配額總量遞減會更快。第4階段將進一步提高配額拍賣的比例，并提高基準值削減工業(yè)部門的免費配額。同時，繼續(xù)保留碳泄漏名單，以保證部分行業(yè)的國際競爭力。預留一定的配額，拍賣收入作為創(chuàng)新基金和現(xiàn)代化基金，幫助工業(yè)和電力部門應對低碳轉(zhuǎn)型的創(chuàng)新和投資挑戰(zhàn)。英國“脫歐”之后，將于2021年退出歐洲碳市場，實施單獨的英國碳排放交易體系（UK ETS）。

1.2 歐洲碳市場價格走勢

歐洲碳市場第1階段試運行期間，因為配額總量的計算是自上而下的，基于各成員國各自事先估算，結(jié)果發(fā)放的總額超過了實際排放量，并且因為第1階段的碳配額不可以轉(zhuǎn)存為下一階段使用，所以在2007年碳配額價格劇跌至接近零。2008年初，隨著新一期的開始，碳價維持在20歐元/t以上的高位。但由于受到2009年金融危機的影響，企業(yè)排放量大幅下降造成配額嚴重過剩，碳價近10年以來一直低迷。2018年歐盟正式通過MSR等改革政策，收緊配額供給提升了市場信心，碳價大幅回漲至20歐元/t以上。

如圖1所示，2020年3月，碳價因歐洲疫情爆發(fā)而跌至15歐元/t，企業(yè)因為現(xiàn)金流受到影響而拋售碳配額來提高財務流動性。此后隨著各國陸續(xù)解禁和經(jīng)濟復蘇信心增強，碳價有所回升。歐盟商討提高2030減排目標以及綠色復蘇計劃等也吸引了投資者對氣候投融資的興趣[9]，支持了碳價的回暖。2020年7月13日，歐洲碳價飆升突破30歐元/t，達到2006年以來最高點，此后因歐洲疫情反彈影響經(jīng)濟復蘇前景而略有回調(diào)，但在2020年底仍保持在30歐元/t左右。

圖1 2005年以來歐洲碳市場價格走勢（EUA 12月份期貨合約）Fig.1 EU ETS price development since 2005(Front-December EUA futures)

1.3 歐洲碳市場排放量逐年下降

歐洲碳市場主要覆蓋電力、熱力行業(yè)和五大工業(yè)部門，以及歐盟內(nèi)部航空排放。近年來，隨著歐洲氣候能源政策的實施，低碳轉(zhuǎn)型力度加大，碳市場的排放量逐年遞減，每年降幅約為3%。在2019年更是大幅下降9%。電力和熱力行業(yè)排放量年均下降4%，相比之下，各類工業(yè)和航空業(yè)的排放量下降幅度不大。如圖2顯示，實際碳排放在2008—2012年一直持續(xù)低于配額總量，造成了大量過剩配額累積。2014—2016年，歐盟實施Backloading收緊配額發(fā)放，減少了9億t配額拍賣。2019和2020年度的拍賣額又因為市場穩(wěn)定儲備機制而分別減少4億t，穩(wěn)定了市場的供給需求平衡，也支持了碳價回漲。

圖2 2008年以來歐洲碳市場各部門排放量及配額總量Fig.2 EU ETS verified emissions and Cap since 2008

1.4 歐洲碳市場減排貢獻相關研究

碳價自歐洲碳市場啟動以來，一直持續(xù)低迷，引起了諸多對碳市場有效性以及減排效果的討論?？偟膩砜?，大多數(shù)文獻還是認為歐洲碳市場對歐洲碳排放的降低起到了一定的作用。研究方法主要分為排放總量研究、企業(yè)和工廠層面的個體排放數(shù)據(jù)分析，以及調(diào)研采訪分析。文獻[10]研究了第1階段各國的分配方案，認為歐洲碳市場降低了1億～2億t碳排放，分別為2005和2006年排放總量的2.4%和4.7%。文獻[11]利用電力系統(tǒng)模型進行分析，認為碳市場推動歐洲電力行業(yè)在2005和2006年共減排0.55億t。研究表明碳市場使得歐洲電力行業(yè)2005年的煤炭發(fā)電量下降了2%（20 TWh），被天然氣發(fā)電所替代，2006年又有10 TWh煤炭發(fā)電量被氣電替代。文獻[12]是對于歐洲碳市場減排作用的最新分析，該研究利用詳細的分部門碳排放數(shù)據(jù)庫，認為雖然歐盟碳配額價格多年處于低位，但仍然在2008—2016年間推動了歐盟碳排放減少12億t，比沒有碳市場的場景減排3.8%，相當于歐盟《京都議定書》中承諾的減排量的一半，納入碳市場的行業(yè)的減排程度明顯高于其他行業(yè)。

2 歐洲電力結(jié)構(gòu)近年來加速脫碳

歐洲的電力結(jié)構(gòu)近年來急劇演變，可再生能源發(fā)電比例逐步提高，碳價和各國有效的退煤措施進一步降低了煤炭發(fā)電量，碳排放量和排放強度逐年下降。圖3顯示了Eurostat的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2000年以來歐盟28國的發(fā)電結(jié)構(gòu)以及碳排放強度。2019年，總發(fā)電量約3220 TWh，煤炭發(fā)電量約470 TWh，占比15%，低于2000年的30%。相比之下，可再生能源發(fā)電在2000年占比15%，陸續(xù)發(fā)展到2019年的35%。核能發(fā)電量一直保持穩(wěn)定，近幾年隨著德國關閉核電站而略有下降。天然氣發(fā)電在初期上升，2012—2015年間因為氣價居高不下而略減，在2019年的發(fā)電量為700 TWh，占比22%。歐盟28國的碳排放強度也逐年下降，從2000年的397 g/kWh下降到2019年的250 g/kWh。納入碳市場的電力和熱力行業(yè)的總排放量在2019年為7.63億t。

圖3 2000年以來歐盟28國的發(fā)電結(jié)構(gòu)以及碳排放強度Fig.3 EU28 power generation by technology and carbon emissions intensity since 2000

歐盟也不斷加強和完善能源立法，構(gòu)建統(tǒng)一歐洲電力市場。自20世紀90年代北歐電力市場成立以來，歐洲各國陸續(xù)推進電力市場自由化，建立了本國或區(qū)域市場，發(fā)展日前市場，同時隨著可再生能源比例的提高，逐步擴大日內(nèi)市場交易量。然而高比例的可再生能源也給電力市場帶來了挑戰(zhàn)，負電價和短期價格飆升現(xiàn)象頻頻發(fā)生，尤其是在風力發(fā)電居多的德國和其他西歐國家。2019年，歐洲輸電運營商聯(lián)盟（ENTSO-E）所覆蓋的區(qū)域內(nèi)，一共925 h出現(xiàn)了負電價[13]，比2018年的511 h多近1倍，而在2015年只有364 h。與此同時，短期電價飆升的小時數(shù)也劇增至近年來最高，達1933 h。

3 短期角度碳價推動電力市場燃料轉(zhuǎn)換實現(xiàn)減排

碳市場和電力市場的相互影響，在短期內(nèi)最主要的體現(xiàn)是碳價推動天然氣替代煤炭發(fā)電。在經(jīng)濟調(diào)度的自由電力市場中，發(fā)電機組在日前電力市場按照邊際成本高低進行排序，由邊際成本決定出清機組。因為天然氣發(fā)電的度電碳排放系數(shù)只有煤炭發(fā)電的一半，所以面對相同的碳價，氣電的碳排放成本低于煤電。在電力市場中引入碳價，就會提高燃煤和燃油等高排放機組的邊際成本，而燃氣機組的成本增加幅度相對較小。當碳價達到一定程度時，就會使得天然氣發(fā)電更有競爭力，在電力現(xiàn)貨市場中替代煤電機組成為邊際出力機組，實現(xiàn)燃料轉(zhuǎn)換（fuel switching）。這樣，整個電力系統(tǒng)的碳排放就會因為煤電發(fā)電小時的下降而減少，從而體現(xiàn)了碳價的作用。

3.1 碳價改變現(xiàn)貨電力市場的優(yōu)先次序

碳價對電力市場中機組邊際成本的影響，可以由圖4簡單說明。圖4展示了2個假設的電力市場優(yōu)先次序（merit order）曲線，圖4（a）為引入碳價之前，圖4（b）為引入碳價之后，將各類型機組按照其邊際成本由左至右進行排序，和負荷曲線一起決定出清的機組。一般來說，可再生能源以及熱電聯(lián)產(chǎn)機組都是優(yōu)先調(diào)度機組，所以位于優(yōu)先次序曲線的最前端，核電機組的邊際成本居中，低于煤電和氣電。硬煤的價格略低于天然氣，但又略高于褐煤（德國與東歐出產(chǎn)的低熱量易揮發(fā)煤炭，機組效率也略低于硬煤機組）。燃油機組則一般是成本最高的機組，位于最右端，一般為調(diào)峰所用。

在引入碳價之前，圖4（a）的負荷曲線顯示，硬煤機組為邊際出清機組。而在引入碳價之后，圖4（b）中紅色線條部分則表示碳價推高了化石能源發(fā)電的邊際成本，包括煤電、氣電和燃油機組。可再生能源和核電機組等零排放電源不受影響。而因為褐煤的度電碳排放系數(shù)比硬煤大20%，為天然氣的2倍多，所以褐煤的碳價成本最高，邊際成本上漲最多。硬煤的邊際成本因為碳價的引入也有所上升，低效的煤電邊際成本會超過氣電的邊際成本。所以這種情況下，就會出現(xiàn)燃料轉(zhuǎn)換，即圖4（b）中紅色箭頭所示，低效的煤電與氣電轉(zhuǎn)換了位置，氣電成為出清機組。以碳價25歐元/t計算，硬煤的發(fā)電成本增加約20歐元/MWh，褐煤增加約25歐元/MWh，氣電的碳價成本則為10歐元/MWh。可見碳價機制的引入使氣電體現(xiàn)了碳排放較低的優(yōu)勢。

圖4 電力市場燃料轉(zhuǎn)換示意圖Fig.4 Fuel switching in power market

3.2 碳價擠壓煤電利潤空間

在自由化程度高的電力市場以及邊際成本決定現(xiàn)貨電價的前提下，碳價的引入會使得排放較低的氣電在現(xiàn)貨電力市場的優(yōu)先次序曲線中更有競爭力。從歐洲電力市場的實際情況來看，由于碳價2010年來一直處于低位，燃料轉(zhuǎn)換在2018年碳價上升到20歐元/t水平以上之后才更為明顯。同時，世界天然氣市場供給過剩且需求低迷，導致天然氣價格走低，也進一步降低了天然氣的邊際發(fā)電成本，擠壓煤電的運行小時和利潤空間，降低了電力系統(tǒng)的碳排放和碳強度。

在電力交易中，常用“點火價差”概念對比氣電和煤電的理論利潤空間。清潔點火價差（clean spark spread）即電價減去氣電的碳價成本以及燃料和運營成本，清潔黑色價差（clean dark spread）則為電價減去煤電的碳價成本以及燃料和運營成本。如圖5所示，2018年天然氣的度電利潤持續(xù)低于中等效率的煤電。然而之后隨著碳價上升疊加歐洲天然氣價格走低，天然氣發(fā)電的邊際成本一路下滑，而煤炭價格相對下降較小，碳成本的上漲導致煤電的發(fā)電邊際成本快速上升。中等效率的氣電的利潤空間甚至一躍超過了較為先進的42%效率煤電。

圖5 2018年以來與煤電機組相比較的中等效率氣電機組點火價差（月度期貨）Fig.5 Front-month clean spark and clean dark spread for medium efficient gas and coal plants since 2018

3.3 碳價和燃料價格對德國電力市場機組出清順序的影響

在電力市場中，燃料轉(zhuǎn)換的實際規(guī)模也會受到天然氣和煤炭價格變動的影響。如果天然氣價格持續(xù)在低位，那么較低的碳價就能推動燃料轉(zhuǎn)換，使氣電替代煤電。然而，相比于煤電，氣電的燃料價格更高，如果天然氣價格回漲較快，那么就需要更高的碳價才能實現(xiàn)燃料轉(zhuǎn)換。

如表1所示，2020年7月28日和10月29日這2個時段的燃料價格差別很大，這就影響了發(fā)電機組的發(fā)電成本和按照邊際成本的排序。天然氣價格在7月不到5歐元/MWh，然而在10月就上漲2倍超過了15歐元/MWh。相比之下同樣的月度期貨煤炭價格以及12月期貨碳價，只略有變化。這就導致德國天然氣機組的發(fā)電成本從7月的20歐元/MWh，上漲到了近40歐元/MWh。相比之下，褐煤和硬煤電廠的邊際成本幾乎沒有變化，仍在30～50歐元/MWh區(qū)間。

表1 2020年7月28日和10月29日的燃料、碳價以及煤電與氣電邊際成本Table1 Fuel,carbon prices and short-run marginal cost of coal and gas power plants on 28 July and 29 October of 2020

圖6和圖7更直觀地展示了這2個不同時段的德國電力市場模擬運算圖。圖6是2020年7月28日的優(yōu)先次序曲線，因為天然氣價格低廉，所以氣電機組的邊際成本遠遠低于褐煤和硬煤機組，大部分機組可以運行。上午9時的系統(tǒng)負荷為25.6 GW，決定了Neurath F褐煤電廠為邊際出力機組，其邊際成本30.18歐元/MWh，大致決定了該時刻的日前市場電力價格。除了最低出力機組和備用機組，其他煤電機組都不運行。

然而，如圖7所示，發(fā)電機組的排序在2020年10月29日完全換了順序。因為天然氣價格上漲2倍，氣電的邊際成本漲到了38歐元/MWh以上，高于大部分褐煤機組以及約一半的硬煤電廠。所以，邊際成本更低的硬煤電廠，在優(yōu)先次序曲線中排在更靠前位置，成為邊際出清機組。大部分燃氣電廠在日前市場的調(diào)度次序排在這部分硬煤電廠之后。

圖6 2020年7月28日德國電力市場機組優(yōu)先次序模擬估算Fig.6 German day ahead power market merit order on 28 July 2020

圖7 2020年10月29日德國電力市場機組優(yōu)先次序模擬估算Fig.7 German day ahead power market merit order on 29 October 2020

3.4 歐洲統(tǒng)一電力市場結(jié)合互聯(lián)電網(wǎng)發(fā)揮碳價機制作用

碳市場推動歐洲電力行業(yè)減排，與歐洲互聯(lián)電網(wǎng)以及統(tǒng)一電力市場緊密相關。歐洲高效的互聯(lián)電網(wǎng)，實現(xiàn)了更有效的跨區(qū)電力資源配置。歐洲地區(qū)國家眾多，資源分布很不均衡。北歐水電、風電充沛，幾乎沒有化石能源電廠。德國近年來退出核電的同時大力發(fā)展光伏和風電，但仍有一定數(shù)量的煤炭和天然氣電廠在運行。法國電源結(jié)構(gòu)則以核電為主。英國和南歐國家退煤發(fā)展迅速，已經(jīng)幾乎實現(xiàn)了風電、光伏和天然氣為主的發(fā)電結(jié)構(gòu)。大部分東歐國家仍然以煤電為主。

電源結(jié)構(gòu)的差異造成了各國電力成本的不同，碳價則推高了煤炭和天然氣發(fā)電的成本，使得清潔能源更有優(yōu)勢。因此，經(jīng)濟調(diào)度為主的現(xiàn)貨市場下，分時電價的差異就可以推動跨國進出口電量，推動清潔能源的輸出，使得電網(wǎng)運營商可以在更大區(qū)域內(nèi)優(yōu)化配置電力資源。在高效互聯(lián)電網(wǎng)和自由電力市場的推動下，不僅北歐和南歐富余的可再生能源能夠輸出替代西歐、東歐的煤電，各國也能利用跨國輸電容量來保證冬夏高峰負荷期的電力供給?？鐕鐓^(qū)電網(wǎng)互聯(lián)使得各國電力系統(tǒng)的調(diào)峰能力更加靈活，既提高了可再生能源的消納能力，又減少了不必要的調(diào)峰電源建設。

歐盟也在不斷加強和完善能源立法，構(gòu)建統(tǒng)一歐洲電力市場。在電力市場指令以及一系列市場改革方案的推動下，促進各國電力市場耦合，實現(xiàn)基于統(tǒng)一市場規(guī)則聯(lián)合出清的市場機制。市場耦合是根據(jù)各成員國市場的電力凈進口與凈出口曲線進行匹配，形成統(tǒng)一的市場交易和價格。若輸電系統(tǒng)無阻塞，則整個聯(lián)合市場形成統(tǒng)一價區(qū)；若系統(tǒng)存在阻塞，則聯(lián)合市場分割成不同價格區(qū)域。大部分歐洲國家的日前市場已經(jīng)實現(xiàn)耦合（single day-ahead coupling）。日內(nèi)市場耦合（single intraday coupling）已在西北歐14個國家實施，并將陸續(xù)在東歐和南歐國家推進。文獻[14]詳細解釋了歐洲的跨國輸電機制、歐洲跨國電力市場的輸電管理機制及市場耦合機制，并以歐洲電力交易所EPEX SPOT為例，描述了耦合市場的交易流程和交易銜接方式。

歐盟能源監(jiān)管合作機構(gòu)（ACER）在最新發(fā)布的2019年歐洲能源市場監(jiān)管報告中指出，電力市場耦合的發(fā)展大大推動了各國各區(qū)域電價的趨同。在日前市場中，跨國輸電容量的有效利用率高達88%，日內(nèi)市場中利用跨國輸電能力的效率也有提高，達到59%。平衡市場則最低，只利用了可用跨國輸電能力的23%。圖8顯示了歐洲各國2019年的平均批發(fā)電價，可以看出，北歐和西歐可再生能源發(fā)電占比高的國家，平均電價略低于煤電占比高的東歐國家。所以，大部分時段東歐國家都要從西歐國家輸入電力，這就實現(xiàn)了可再生能源對煤電一定的替代作用。

圖8 2019年歐洲國家的平均批發(fā)電價及相較2018年的變化幅度Fig.8 Average wholesale power price in EU countries in 2019 and changes compared to 2018

歐盟的目標是在2030年實現(xiàn)可再生能源占總發(fā)電量的60%以上，這就對電網(wǎng)的發(fā)展提出了更高的要求。ENTSO-E最新發(fā)布的十年網(wǎng)絡發(fā)展規(guī)劃（TYNDP）對跨國電網(wǎng)進一步互聯(lián)進行了詳細規(guī)劃，利用場景分析研究高比例可再生能源結(jié)合電動汽車、智能電網(wǎng)和儲能等與電網(wǎng)系統(tǒng)的融合，推動“源-網(wǎng)-荷-儲”協(xié)調(diào)發(fā)展。

4 長期角度碳價提高清潔能源優(yōu)勢

歐洲國家能實現(xiàn)高比例可再生能源發(fā)電和電力行業(yè)大幅減排，離不開歐盟長期能源氣候政策推動。歐盟委員會先后制定了“2020氣候和能源一攬子計劃”和“2030氣候與能源框架”，對溫室氣體減排、可再生能源和能效設立長期目標。各成員國也根據(jù)歐盟的總目標分別承擔減排任務和設置各自的目標。在有力的政策框架下，各國實施了不同程度的補貼優(yōu)惠政策，推動可再生能源發(fā)展。同時，清潔能源的成本優(yōu)勢也因為碳價而提高，更受到電力行業(yè)長期投資者的青睞。

英國、德國、西班牙等國也制定了更嚴格的氣候能源目標。比如德國提出氣候行動法草案，計劃在2038年完全關閉現(xiàn)有的40 GW煤電廠，以及2030年實現(xiàn)可再生能源占發(fā)電量65%的目標。西班牙和希臘也先后宣布要在2025年左右全部退煤。高碳價便是退煤的推動力之一。因為碳價使得這些國家的煤電廠發(fā)電小時連年銳減，利潤大幅下滑，所以發(fā)電集團決定關閉燃煤電廠，尋求綠色轉(zhuǎn)型，投資可再生能源或者儲能等新興產(chǎn)業(yè)。這也體現(xiàn)了碳價和減排成本的緊密聯(lián)系。對于電力行業(yè)來說，短期減排措施主要是煤炭轉(zhuǎn)為天然氣發(fā)電，長期來看則是發(fā)展零排放的可再生能源。

長期氣候政策也會影響碳市場，主要反映在提高減排目標會提升長期碳價。2019年12月，歐盟公布了應對氣候變化新政“歐洲綠色協(xié)議”，提出歐洲要在2050年實現(xiàn)碳中和，并將制定氣候法將該目標納入其中。在此框架之下，歐盟委員會提出要將2030減排目標從現(xiàn)在的40%提高到55%[15]。因為歐洲碳市場的總供給（Cap）是基于歐盟的長期減排目標的，將2030減排目標提高，就意味著碳市場總供給每年遞減的幅度會加大。如果2030減排目標提高為55%，并且考慮政策制定周期，假設歐洲碳市場將承擔65%的減排責任，那么線性遞減系數(shù)會在2025年從現(xiàn)在的2.2%增加為6.1%，即從0.48億t提高到1.34億t。這就意味著碳市場排放總量上限會下降更快，配額供給會減少，碳市場參與者需要考慮更昂貴的減排措施，比如氫能和碳捕集與封存（carbon capture and storage,CCS）等。減排成本的提高會提升長期碳價，進一步提高清潔能源的優(yōu)勢，加速電力行業(yè)脫碳。

研究報告[16]分析了英國工業(yè)部最新公布的電力項目成本數(shù)據(jù)[17]，預測隨著可再生能源的技術(shù)進步和碳價的升高，天然氣發(fā)電項目的度電成本會越來越昂貴，遠超風能和太陽能發(fā)電項目。

5 歐洲碳市場推動減排的經(jīng)驗及對中國碳市場的啟示

中國國家碳市場建設初期覆蓋發(fā)電行業(yè)，并將在“十四五”期間陸續(xù)擴大至其他工業(yè)。歐洲碳市場推動減排的經(jīng)驗和作用機制值得借鑒，但需要考慮到中國和歐洲的電源結(jié)構(gòu)有很大差異，中國仍以煤炭發(fā)電為主。2019年中國煤炭發(fā)電量為4560 TWh，占電源結(jié)構(gòu)的62%。天然氣發(fā)電機組在總裝機容量中只占4%，并且天然氣發(fā)電因為成本昂貴且缺乏有力的政策支持，近年來發(fā)展受阻[18]。所以，與歐洲天然氣發(fā)電機組占比25%相比較，中國電源結(jié)構(gòu)基本沒有單純通過碳價推動燃料轉(zhuǎn)換的潛力，需要設計具有中國特色的碳市場機制。

中國國家碳市場初期主要設置強度目標而不是歐洲碳市場的總量控制目標，按照度電碳排放強度確定基準線，免費發(fā)放配額給控排企業(yè)。所以預計在碳市場運行初期，強度目標的作用會更多體現(xiàn)在通過基準線來給最落后的煤電機組施加減排壓力，促使這些落后機組減排或者關停，循序漸進地提高煤電機組的整體運行效率、降低碳排放強度。

歐洲碳市場幾個階段的政策演變和碳價從低到高的轉(zhuǎn)變，一方面說明了明確的氣候政策目標對碳價的支撐作用，另一方面說明了碳市場配額分配機制必須謹慎設計，避免配額過多壓低碳價影響碳市場的作用。歐洲碳市場MSR的實施有效收緊了配額供給并且提升了投資者信心，促進了碳價發(fā)揮作用，值得參考。

中國2030年前碳排放達峰目標和2060年前實現(xiàn)碳中和的偉大愿景都需要碳市場這一政策工具來協(xié)助，大力發(fā)展清潔能源，降低化石能源所占比例。國際能源署的報告[19]指出，中國國家碳市場會是實現(xiàn)國家自主減排貢獻目標的重要工具，需要進一步有效設計基準值，淘汰落后的煤電機組，改造并提高現(xiàn)行機組的運行效率，來提高減排力度。

歐洲碳價推動了電力企業(yè)主動關閉煤電廠，轉(zhuǎn)而投資低碳能源，實現(xiàn)綠色轉(zhuǎn)型。這一作用機制反映了有效的碳價機制對企業(yè)決策的潛在影響。文獻[20]表明，即使中國碳價只有50元/t，碳交易對火電企業(yè)財務表現(xiàn)將有顯著影響，增加度電成本和企業(yè)經(jīng)營成本，提高企業(yè)信用風險。碳交易對火電企業(yè)的經(jīng)營壓力會隨著碳價的提高而進一步增強?？梢?，如果設立有力的氣候政策目標，提高碳市場的減排目標，提高碳價水平，也會對中長期清潔能源投資起到積極作用。

歐洲統(tǒng)一電力市場的發(fā)展進程顯示，電力市場改革的陸續(xù)推進和電力交易市場化程度的陸續(xù)提高，也會對碳市場的發(fā)展起到推動作用。中國電力市場改革自中發(fā)〔2015〕9號文件發(fā)布以來，電力市場建設陸續(xù)推進，8個電力現(xiàn)貨市場陸續(xù)開展試運行，但是要完全達到歐洲電力市場的自由化程度和跨省跨區(qū)市場耦合程度，還需要進一步發(fā)展。文獻[21]詳細分析了中國電力市場改革的進程和挑戰(zhàn)，建議強化短期電力市場，提高獨立調(diào)度能力，與可再生能源以及碳市場政策協(xié)同，優(yōu)化跨省協(xié)調(diào)合作。這一過程也需要考慮電力市場[22]的有效設計，最大化中國碳市場機制的作用，實現(xiàn)碳市場和電力市場相互融合和電力行業(yè)的低碳轉(zhuǎn)型。

6 總結(jié)

歐洲碳市場自2005年啟動以來，推動了歐洲碳排放的下降。歐洲碳市場的一系列政策演變和配額供給收緊，推高了碳價，進一步推動了電力減排。短期內(nèi)，在以經(jīng)濟調(diào)度為主的歐洲統(tǒng)一電力市場下，碳價提升了高排放煤電機組的邊際成本，改變電力現(xiàn)貨市場的優(yōu)先次序曲線，使得排放較低的天然氣機組可以體現(xiàn)優(yōu)勢，實現(xiàn)燃料轉(zhuǎn)換。長期內(nèi)，碳價的提高促進了清潔能源的優(yōu)勢，改變投資方向，加速電力行業(yè)脫碳。歐洲碳市場推動電力減排的作用機制對中國碳市場建設和電力低碳轉(zhuǎn)型有一定的借鑒意義，但是需要考慮中國電力結(jié)構(gòu)和電力市場發(fā)展的特殊國情，進一步詳細設計碳市場機制，最大化碳市場的作用。