欧洲碳市场(EU ETS)对近年来欧洲电力行业的绿色转型起到了相当积极的作用。本文首先介绍了欧洲碳市场的最新发展趋势，然后从短期和中长期两个方面分析碳市场和电力市场的融合，并利用实际交易数据模拟德国电力市场优先次序曲线，利用电力市场实例分析碳市场推动燃料转换和低碳减排的作用机制，最后介绍对中国国家碳市场建设和碳中和目标之下电力行业低碳转型的启示。

欧洲碳市场(EU Emissions Trading Scheme, EU ETS)建立于2005年，在31个国家运行(包括欧盟成员国，以及冰岛、挪威和列支敦士登，本文讨论欧洲碳市场的历史数据和政策演变，研究对象仍包括英国)并在2020年和瑞士链接，纳入了11000个固定排放设施以及上述国家内的航空公司，覆盖欧盟45%的温室气体排放。

1) 欧洲碳价长期低迷然后大幅回涨

由于受到2008-2009年金融危机的影响，企业排放量大幅下降造成配额严重过剩，碳价近十年以来一直低迷。2018年欧盟正式通过市场改革政策，收紧配额供给，碳价大幅回涨，在2020年底升高至30欧元/t以上。

2)欧洲碳市场排放量逐年下降

近年来，随着欧洲气候能源政策的实施，低碳转型力度加大，碳市场的排放量逐年递减，每年降幅约为3%。在2019年更是大幅下降9%。电力和热力行业排放量年均下降4%，相比之下，各类工业和航空业的排放量下降幅度不大。

近年来，欧洲可再生能源比例发电比逐步提高，碳价和各国有效的退煤措施进一步降低了煤炭发电量，碳排放量和排放强度逐年下降。2019年，总发电量约为3220 TWh，煤炭发电量为约470 TWh，占比15%，低于2000年的30%。相比之下，可再生能源发电在2000年占比15%，陆续发展到2019年约占发电总量的35%。

在经济调度的自由电力市场中，发电机组在日前电力市场按照边际成本高低进行排序，由边际成本决定出清机组。因为天然气发电的度电碳排放系数只有煤炭发电的一半，所以面对相同的碳价，气电的碳排放成本就要低于煤电。在电力市场中引入碳价，就会提高煤电和燃油等高排放机组的边际成本，而天然气机组的成本增加幅度相对较小。当碳价达到一定程度的时候，就会使得天然气发电更有竞争力，在电力现货市场中替代煤电机组成为边际出力机组，实现燃料转换(Fuel switching)。

1)碳价改变现货电力市场的优先次序

2)碳价和燃料价格对德国电力市场机组出清顺序的影响

碳价和燃料价格的波动影响了发电机组按照边际成本的排序。2020年7月28日天然气价格十分低廉，所以气电机组的边际成本远远低于褐煤和硬煤机组，大部分气电机组可以调度运行。

然而，2020年10月29日天然气价格翻了两倍，气电的边际成本涨到了38欧元以上，高于大部分褐煤机组以及约一半的硬煤电厂。所以，成本更低的硬煤电厂在优先次序曲线就排的更靠前，成为了边际出清机组。

3) 欧洲统一电力市场结合互联电网发挥碳价机制作用

欧洲高效的互联电网，实现了更有效的跨区电力资源配置。电源结构的差异造成了各国电力成本的不同，碳价则推高了煤炭和天然气发电的成本，使得清洁能源更有优势。如此一来，经济调度为主的现货市场下，分时电价的差异就可以推动跨国进出口电量，推动清洁能源的输出。不仅北欧和南欧富余的可再生能源能够输出来替代西欧东欧的煤电，各国也能利用跨国输电容量来保证冬夏高峰负荷期的电力供给。跨国跨区电网互联使得各国电力系统的调峰能力更加灵活，既提高了可再生能源的消纳，又减少了不必要的调峰电源建设。

欧盟委员会先后制定了2020气候和能源一揽子计划和2030气候与能源框架，对温室气体减排、可再生能源和能效设立长期目标。同时清洁能源的成本优势也因为碳价而提高，更受到电力行业长期投资者的青睐。高碳价使得煤电厂发电小时连年锐减，利润大幅下滑，所以促使发电集团关闭燃煤电厂寻求绿色转型，投资可再生能源或者储能等新兴产业。

2019年12月，欧盟公布了应对气候变化新政“欧洲绿色协议”，提出要在2050年实现碳中和，并将制定气候法将该目标纳入其中。在此框架之下，欧盟委员会在也提出要将2030减排目标从现在的40%提高到55%。这就意味着碳市场排放总量上限会下降更快，配额供给会减少，碳市场参与者就需要考虑更昂贵的减排措施，比如氢能和碳捕集与封存(CCS)等。

欧洲碳市场推动减排的经验和作用机制值得借鉴，但需要考虑中国的电源结构有很大差异。和欧洲天然气发电机组占比25%相比较，基本没有单纯通过碳价推动燃料转换的潜力，需要设计具有中国特色的碳市场机制。欧洲碳市场几个阶段的政策演变和碳价从低到高的转变，一方面说明了明确的气候政策目标对碳价的支撑作用，另一方面说明了碳市场配额分配机制必须谨慎设计，避免配额大幅过剩压低碳价影响碳市场的作用。欧洲碳市场稳定储备机制MSR的实施有效的收紧了配额供给并且提升了投资者信心，促进了碳价发挥作用，值得参考。