歐洲碳市場，即歐盟排放交易體系(EU ETS)，成立于2005年，為全球最大的碳排放交易市場，在31個國家運行（歐盟28國以及歐洲經(jīng)濟區(qū)內(nèi)的挪威、冰島和列支敦士登三國），并計劃在今年與瑞士碳市場連接。

由于受到2008-2009年金融危機的影響，歐洲企業(yè)排放量大幅下降和碳排放配額(EUA)供給嚴(yán)重過剩，碳價一直低迷。2018年歐盟正式通過了新的市場改革措施，確定將收緊配額供給并實施市場穩(wěn)定儲備機制 (Market Stability Reserve), 提升了市場信心，碳價大幅回漲，一度接近30歐元/噸，目前約在20歐元/噸。

自疫情3月份在歐洲爆發(fā)以來，由于各國的防疫限制措施影響了經(jīng)濟活動，市場預(yù)期控排企業(yè)對碳配額的需求大幅下降，悲觀情緒籠罩下碳價連續(xù)暴跌，最低達14.34歐元。不排除有企業(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。

此后因為4月份履約期配額需求上漲，以及部分投資者以碳配額作為反映氣候變化政策的優(yōu)質(zhì)資產(chǎn)持續(xù)購入，碳價緩緩反彈。盡管歐洲經(jīng)濟形勢仍然不甚樂觀，但是隨著各國近日陸續(xù)放松限制措施，部分復(fù)工復(fù)學(xué)，市場對經(jīng)濟復(fù)蘇預(yù)期樂觀的情緒也繼續(xù)支撐碳價在20歐元以上。

碳價隨著供需狀況而變動，排放量減少會使得控排企業(yè)的碳配額需求也大幅下降，進而壓低配額價格。圖3是歐洲碳市場2008年至2030年的年度排放量(電力，工業(yè)以及航空業(yè)) 以及每年的總供給Cap(藍線)。其中2008至2019年的數(shù)據(jù)是歐盟委員會每年發(fā)布的實際排放量，2020年起的排放量為Refinitiv碳研究組模型預(yù)測。

可以明顯看出，2020年的配額總供給會大于預(yù)期的排放量，也即控排企業(yè)履約配額需求量。雖然MSR機制會轉(zhuǎn)移更多的過剩配額進入儲備，但據(jù)Refinitiv碳價模型估算，仍然不能完全抵消疫情造成的需求下降。特別是按照現(xiàn)行規(guī)定，MSR收緊配額的比例在2024年將從24%下降為12%，這更加使得供給側(cè)收緊的幅度趕不上需求側(cè)排放量的下滑，因此市場流通配額總數(shù)會逐年上升，壓低碳價。

2021年歐盟委員會將評估MSR機制的運作情況以及討論對其參數(shù)的修改，其中一項就涉及是否要提高收緊配額的比例，來應(yīng)對疫情以及退煤等協(xié)同政策的影響。在Refinitiv碳價模型中可以靈活設(shè)計不同的MSR場景，計算分析不同參數(shù)對碳市場長期需求供給和碳價的影響。此前在MSR機制設(shè)計過程中，Refinitiv碳研究組就多次受歐盟委員會和議會委托，利用碳價模型估算市場供需和價格變化，協(xié)助政策制定。

由于碳價提高了排放系數(shù)高的電源成本，因而煤電比例高的國家受碳價影響就大。這也主要是因為歐洲國家普遍采取經(jīng)濟調(diào)度來決定市場電價，碳價就可以傳導(dǎo)入現(xiàn)貨市場電價。

如圖4所示，5月初以來，波蘭的日平均電價明顯是歐洲國家里相對較高的，在30-45歐元/兆瓦時。而水電和風(fēng)電充沛的北歐電價最低，只有不到10歐。西歐國家如法國德國，電價隨著風(fēng)力光伏發(fā)電出力不同而在10-30歐元區(qū)間波動。

圖5則更直觀的反映了德國和波蘭能源結(jié)構(gòu)的不同。從每小時的發(fā)電量結(jié)構(gòu)來看，德國(左圖)以核電和煤電為基本負(fù)荷，但是風(fēng)力和光伏在出力高峰期可以滿足用電需求的一半以上。而波蘭(右圖)的發(fā)電量結(jié)構(gòu)里，煤電在大多數(shù)時段都占了80%以上，可再生能源的比例很低，只有少量岸上風(fēng)電。所以碳價提高，對于波蘭等以煤電的國家影響更大。

碳市場和電力市場的相互影響，在短期內(nèi)最主要的就是碳價推動天然氣替代煤炭發(fā)電。因為天然氣發(fā)電的碳排放系數(shù)只有煤炭發(fā)電的一半，所以面對相同的碳價，天然氣發(fā)電的碳排放成本就要低于煤炭發(fā)電，在現(xiàn)貨電力市場的優(yōu)先次序曲線(merit order)中更有競爭力。歐洲國家尤其是英國德國西班牙天然氣電廠裝機容量高，隨著近年來碳價回漲至20歐元以上，煤轉(zhuǎn)氣的程度也很高。

如圖6所示，2018年以來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，遠遠低于煤炭發(fā)電邊際成本。因此，德國西班牙等國煤炭電廠的運行時間大幅縮減。

歐洲國家能實現(xiàn)高比例可再生能源和電力行業(yè)大幅減排，離不開歐盟長期能源氣候政策推動。

英國、德國、西班牙等國也制定了更嚴(yán)格的氣候能源目標(biāo)。

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。

去年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(biāo)納入其中。在此框架之下，歐盟委員會也提出要將2030減排目標(biāo)從現(xiàn)在的40%提高到50%-55%，歐洲議會甚至提出了要將2030目標(biāo)大幅提高為65%。

因為歐洲碳市場的總供給也即Cap是基于歐盟的長期減排目標(biāo)，將2030目標(biāo)提高，就意味著碳市場Cap每年遞減的幅度會比現(xiàn)在的2.2%線性遞減系數(shù)更大。圖7是Refinitiv碳組估算的在各種2030減排目標(biāo)下碳市場Cap曲線，發(fā)表在今年1月份國際排放交易協(xié)會IETA的2019溫室氣體市場報告中。可以看出，如果2030減排目標(biāo)提高為50%，那么每年線性遞減系數(shù)則會增加為3.4%。在55%減排目標(biāo)下，線形遞減系數(shù)會增加為3.8%。這就意味著碳市場排放上限Cap會下降更快，配額供給會減少，長期碳價會提升。

當(dāng)然，氣候目標(biāo)的制定要和歐盟各成員國共同協(xié)商。碳價的提高，對于東歐以煤電為主的國家來說，會帶來電價的上漲，給企業(yè)和個人帶來額外成本。歐盟綠色協(xié)議框架里，提出了公正過渡機制，確保歐盟在綠色轉(zhuǎn)型中不落下任何國家，提供量身定制的財務(wù)和實際支持，將籌集至少1000億歐元資金，對受過渡影響最大的地區(qū)進行必要的投資，幫助這些地區(qū)逐步放棄使用化石燃料。