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(shè)，中國陸續(xù)制定了碳市場相關(guān)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]?！笆奈濉逼陂g，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(guān)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(shè)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(shè)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(dǎo)至電價設(shè)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(shè)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(shè)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(shè)定排放上限并發(fā)放或者拍賣配額（European Union Allowance,EUA），控排設(shè)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(shè)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(yīng)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(yīng)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(yīng)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(yù)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(yīng)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(wù)流動性。此后隨著各國陸續(xù)解禁和經(jīng)濟復(fù)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(fù)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(fù)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(guān)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(guān)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(shè)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?？稍偕茉春秃穗姍C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?？梢娞純r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(dǎo)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(dǎo)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(dǎo)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(guān)。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。跨國跨區(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(shè)。

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(luò)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(shè)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(wù)和設(shè)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(guān)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(guān)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(yīng)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(shè)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(yù)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(shè)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(shè)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(shè)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(yù)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(guān)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(shè)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(shè)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(guān)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(wù)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。可見，如果設(shè)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(shè)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(shè)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(shè)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(shè)計碳市場機制，最大化碳市場的作用。