从2021年11月初开始，欧盟碳排放配额（EUA）价格持续上涨，创下90欧元/吨的历史新高。
而自2021年7月16日鸣锣交易以来，中国碳排放权交易市场总体运行平稳有序。12月15日，碳配额成交量突破一亿吨大关，截至当日交易结束，累计成交量1.07亿吨，成交额44.26亿元。12月20日，碳配额挂牌协议收盘价报49.18元/吨，是8月底以来最高位。
建设碳市场的一个重要目的是配置各行业、各环节不同成本的减碳资源，谁的成本最低就优先减谁的碳，以达到鼓励使用最高效方式减碳的目标。
欧盟2021年一路飙升的碳价对其电源和减排技术产生了怎样的影响？中国碳市场又将如何影响电源的竞争力？
欧盟
碳价与气价“赛跑”
欧盟碳市场和电力市场的相互影响，使得碳市场可以更好地发挥作用，推动天然气替代煤炭发电。但气价和碳价在2021年持续“赛跑”，两者均不断飙升，约80欧元/吨的碳价难以推动气电替代煤电，煤电机组相对气电反而更有竞争力，在电力市场优先出清。
据eo了解，2021年，德国和东欧的煤电机组运行小时相较预期都有所上调，煤电集团收入上涨，尤其是RWE莱茵集团等有自有褐煤矿和褐煤电厂的企业。RWE11月发布的财报显示，前三季度净利润增长30%。
而在2017年到2021年6月之前，较低水平的碳价和气价已经使得气电相对煤电更有优势。
路孚特首席电力与碳分析师，牛津能源研究所研究员秦炎举例，2020年天然气价格在20欧元/兆瓦时水平时，每吨30欧元的碳价就使得气电相比煤电更有优势。
“以前30欧元每吨的碳价可以推动‘燃料转换’（fuel switching），一年帮电力领域减排5000万吨二氧化碳。但目前80欧元碳价几乎起不到任何推动‘燃料转换’的作用，因为天然气太贵了。”秦炎说。
由于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，气电的碳排放成本低于煤电。在电力市场中引入碳价，就会提高燃煤和燃油等高排放机组的边际成本，而燃气机组的成本增加幅度相对较小。碳价达到一定水平时，会使得天然气发电在电力现货市场中替代煤电机组成为边际出力机组，从而实现“燃料转换”。
“燃料转换”是发电侧短期内最迅速且最容易实现的减排措施，因此，由煤炭和天然气价格决定的“燃料转换价格”其实就相当于“理论碳价”, 对于碳配额交易价格有一定的参考意义。当碳价低于燃料转换价格时，煤电就有相对优势，反之，则气电有相对优势。
欧盟电力行业的排放量自2008年以来每年平均下降4%，有部分原因是碳价推动了天然气替代煤炭发电。相关统计数据显示，2020年，可再生能源发电量占到了欧盟27国发电量的近40%，天然气发电占比25%，而煤电占比下降到了13%，远低于2000年时的30%。
一定水平的碳价是否能够实现“燃料转换”，取决于天然气和煤炭的价格水平。如果天然气价格暴涨，那么就需要更高的碳价才能实现“燃料转换”。
近期的“燃料转换”曲线价位在300欧元左右，对冲基金安德兰德资本（Andurand Capital）的马克·刘易斯（Mark Lewis）在接受媒体采访时表示，要想让天然气比煤炭更具竞争力，基于2023年煤炭和天然气期货价格曲线，“燃料转换”价格要下降到105欧元左右。
碳价的作用不止于此，还有分析师表示，欧盟最近较高的碳价正在推动碳捕获与封存（CCS）和“绿色”氢气等新兴技术应用。
大宗商品交易集团Hartree Partners合伙人阿里尔·佩雷斯（Ariel Perez）表示，当碳价在75欧元的时候，CCS就会有市场，而现在碳价已经达到了这个水平。不过，碳价需要在至少两到三年的时间内维持在这样的水平上，CCS才算是真正迎来了机会。
“欧盟不仅是通过碳价格和碳交易来推动减排，多种减排措施是相辅相成的。”中国人民大学应用经济学院助理教授郭伯威对eo说。
12月15日，作为“Fit for 55”气候行动的一部分,欧盟公布氢与天然气市场减碳计划（Hydrogen and Gas Market Decarbonized Package），旨在改革欧盟天然气指令与法规，为氢规模化生产与使用创造条件。主要包括三大亮点，创建氢跨国基础设施，整合氢气与天然气网络规划，明确定义氢分类等。另外还包括减少甲烷泄漏，提高建筑性能等措施。
中国
碳市场给了发电行业强烈预期
全国碳市场首批纳入2162家发电行业重点排放单位，覆盖约45亿吨二氧化碳排放量，是全球规模最大的碳市场。同时因为发电行业煤炭消费多，是碳排放大户，目前全国碳市场的交易集中在发电行业。
郭伯威及其团队测算，假设没有碳价，按照原标杆电价来算，每发1000度电，煤电会比气电多排放0.5吨二氧化碳左右，也就是说每100元碳价，导致煤的比较优势降低5分钱每度电左右，“若气电的发电成本比高效率煤电高0.3元，则需要碳价600元每吨，这会让气电的生产成本低于所有煤电的生产成本，包括高效率煤电和低效率煤电。”
南方电网能源发展研究院能源战略与政策研究所所长陈政曾撰文指出，根据测算，当免费碳配额降到0、碳价上升到每吨200元左右的时候，煤电的度电碳减排履约成本将超过0.18元，接近现在煤电平均价格的一半，这也意味着碳市场将整体抬升化石能源发电机组的综合成本。
中国目前仍以煤炭发电为主，天然气发电机组在总装机容量中不到5%，并且由于缺乏气源，导致气电成本昂贵，并非主力电源类型。“与欧洲天然气发电机组占比25%相比较，中国的电源结构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，符合中国实际的碳定价机制。”秦炎说。
香港中文大学（深圳）高等金融研究院能源市场与金融实验室主任赵俊华不认为在2030年之前国内的碳价格会“涨到位”。他认为，短期内看，全国碳市场更多是给行业一个预期。而经济学上，预期的作用很多时候比其实际影响更大。
“目前碳市场的出现，主要作用是给发电行业一个强烈的预期，即政府要坚定地推动能源转型，这样大家自然不会再选择去投资没有未来的技术。”
郭伯威也表示，碳市场目前更多的是给发电行业一个预期，表明了政府坚定推动能源转型的决心。
“碳市场的规则目前可能很多发电企业还没有琢磨透彻，一开始就像欧洲碳市场这样完善，发电企业也难以适应。现在的规则看起来非常宽松，相信未来会慢慢变得更加完善。”郭伯威说。
秦炎提到，国内碳市场目前仅允许控排企业交易，而且交易品种只限于现货，一定程度上影响了市场活跃程度。对于纳入机构投资者和发展期货等衍生品目前还没有官方规定，但据了解也已经提上了日程。
对于碳市场对碳捕获与封存(CCS)和“绿色”氢气等其他减排技术的影响，郭伯威认为，在中国，刺激CCS和绿氢发展，碳价格可能只是起到辅助作用，“中国不可能在前沿减排技术这个赛道上落后，而推动前沿技术的发展，不完全是市场在起作用。”
赵俊华认为，CCS概念的提出，更多的是告诉煤电“你们别慌，还有未来”。
他指出，煤电寿命是40-50年，如果大家觉得10-20年后，CCS就可以把煤电的排放降到零，那完全可以继续投资煤电。换句话说，目前全世界都在提减煤，正是表明大部分国家的政府实际上认为CCS落地的可能性不大。
（图片来源：veer图库）
