欧盟排放交易系统（简称EU ETS）是欧盟实现气候变化目标的基础。该框架于2005年启动，是世界上最古老的国际排放交易体系。它涵盖了欧盟所有27个成员国加上冰岛、列支敦士登和挪威的电力、制造业、航空部门和职能部门的40%的温室气体排放。
 
市场稳定储备于2019年1月推出，作为解决市场失衡的长期解决方案。自2009年以来，由于全球金融危机的影响，碳排放远低于预期，该体系中累积了过剩配额。市场稳定储备并没有拍卖这些超额津贴，而是在2019-2020年吸收了大约7.73亿津贴。市场稳定储备预计将以每年24%的速度取消剩余补贴，直至2023年，但这需要在2021年进行审查。
 
2020年，欧盟碳排放交易体系在面对2019冠状病毒病大流行时表现出了韧性，并出现了与欧盟气候变化有关的一些重要进展。截至2021年1月，欧盟碳排放交易体系进入第四阶段(2021-2030年)。从2021年起，中国排放限额数量预计将以每年2.2%的速度下降，较2013-2020年的1.74%有所上升。
 
本文探讨了欧盟碳价格的趋势和驱动因素，以及它们如何影响天然气需求，特别是在电力部门。尽管碳定价的未来还不确定，但最近市场出现回升，价格达到创纪录高位，这使得我们必须进一步研究碳定价对天然气出口国的潜在影响。
 
 
趋势和机遇
 
欧盟碳排放交易体系的运作基于“限额与交易”原则，即为该体系内可能排放的温室气体总量设定一个上限。参与者可以根据自己的需要交换碳排放额度，但他们必须拥有足够的碳排放额度，以覆盖每年的总排放量，否则将被处以高额罚款。通过这种方式，ETS提供了减少排放的财政激励，也促进了对低碳技术的投资。因此，随着时间的推移，上限的降低，排放量也会降低。
 
碳定价的概念作为一种策略来控制排放已经存在了几十年,但它最近在欧盟的发展势头咄咄逼人的气候变化目标2030年的减排目标从40%提高到55%(与1990年的水平相比)在2050年对碳中立的驱动。
 
2018年欧盟碳价格平均为16欧元/tCO2，到2019年为25欧元/tCO2，增长了57%。2020年3月至5月期间，由于新型冠状病毒导致电力需求下降，碳限额需求大幅下降，碳价格降至约20欧元/tCO2。然而，在2020年下半年，碳价格有所回升，此后碳价格一直呈上升趋势。欧盟碳价格在2021年5月初达到了50欧元/tCO2的日最高纪录，并在5月14日飙升至56欧元/tCO2(见下图1)。除了气候变化政策外，2020/21冬季比平时更冷的温度也增加了对电力和取暖的需求，这反过来又增加了对津贴的需求，从而推动价格上涨。
 
欧盟碳价格和天然气需求
 
欧洲电力行业的燃料间竞争最终受到煤制气转换价格的影响。煤制气转换价格是指燃气发电比燃煤发电更具竞争力的临界值，考虑了运营成本、效率、燃料成本和碳价格。由于燃煤电厂的碳排放量是天然气电厂的两倍左右，燃煤电厂自然会产生更高的碳成本。一旦天然气价格低于这个门槛，天然气就被认为是发电更经济的燃料，反之亦然。
 
图2显示了碳价格与煤转气价格之间的相关性。2017年1月至2021年3月期间，煤气转换价格波动，但总体保持在15-25欧元/兆瓦时的范围内。欧盟碳价格已从2017年的平均约6欧元/兆瓦时逐步攀升至2020年的25欧元/兆瓦时。煤制气转换价格与碳价密切相关，可以预见煤制气转换价格与碳价具有相似的走势。如果碳价格上涨，那么燃煤发电就会变得更昂贵，随后煤转气价格也会上涨，从而使燃气发电更具竞争力。因此，在电力行业，高碳价格通常有利于天然气，而不是煤炭。
 
 
煤制气转换价格和TTF现货天然气价格之间的价差也决定了燃料间转换的程度。在2020年5月至7月期间，TTF价格降至极低水平，价差急剧扩大，至8-11欧元/兆瓦时左右。下图3显示了欧盟电力部门对天然气和煤炭的需求相对于欧盟碳价格的趋势。May-July 2020年期间,天然气需求激增了52%,可能是由煤之间的广泛交换价格和TTF,高碳价格(同期增加了38%),以及电力行业需求的复苏,由于宽松的锁定措施。在此期间，煤炭需求也小幅增长了24%。
 
时间快进到2021年1月，届时平均碳价格为33欧元/吨二氧化碳，煤制气转换价格与TTF之间的差价几乎为零。极端寒冷的天气导致供暖需求激增，导致发电需求增加。需求的增加推动了天然气和碳价格的上涨，然而，可能没有太多的燃料转换，因为这两种燃料都需要满足高需求。天然气的份额从20%增加到31%，而煤炭的份额从15%增加到23%。
 
 
我们能期待什么?
 
正如我们所看到的，欧盟电力部门的碳价格、煤转气价格、天然气价格和天然气需求之间的动态是相当复杂的，可能与一般预期不同。2019年，由于强劲的碳价格，出现了大规模的煤制气转换，到2020年，由于COVID-19导致需求下降和碳价格走低，转换步伐放缓。到目前为止，2021年欧盟碳价格已经创下新高，随着天然气需求的持续复苏，煤转气的潜力巨大。然而，市场也看到了天然气价格的强劲回升，这可能会限制煤制气转换的幅度和速度，从而减少天然气需求。
 
目前，市场正在等待欧盟委员会(EC)于2021年7月14日发布的“55级达标”计划的额外政策声明，预计该计划将扩大排放范围，将海洋、运输和建筑行业纳入其中。这些改革有望收紧碳市场。第三个交易阶段的特点是煤制气的快速转换和更高的可再生能源能力。在这第四交易阶段,一个可以看到强大的碳定价,然而,仍有很大的不确定性水平的碳价格将高度依赖任何新的欧盟ETS政策以及经济活动的增加和在电力行业的需求。
 
此外，欧委会还将提出一项新的法规，建立碳边境调整机制，旨在通过对某些进口商品征收碳排放成本来规范温室气体排放，以防止碳泄漏风险。
 
碳边境调整机制预计将适用于以下领域的一些商品:水泥、电力、化肥、钢铁和铝。本规定可于2023年开始实施，2026年全面实施。进口商将被要求提供这些概述的进口货物的数据，并购买数字证书(每个代表货物内嵌的一吨二氧化碳排放量)，以涵盖该货物的计算二氧化碳排放量。一些国家，包括欠发达国家和具有与欧洲类似的碳定价机制的国家，可以免征该税。
 
根据这些尚未正式确定的期望，人们对这种机制的影响有若干关切。是否与世界贸易组织体系保持一致似乎仍不确定，产生的收入的命运也不确定。将建筑和交通部门纳入其中可能会对低收入家庭造成沉重打击，因为这意味着增加燃料费用。欧共体表示，一旦出台此类政策，将设立气候行动社会基金，以减轻对弱势公民的影响。然而，这可能在国层面产生深远的社会影响。
 
关于全球碳市场的未来，中国的碳排放交易体系有望超过欧洲成为世界上最大的碳市场，碳限额接近40亿吨。中国于2021年1月启动了全国碳排放交易计划。它是实现2030年二氧化碳排放峰值和2060年实现碳中和的强化气候变化目标所需的关键工具之一。
 
中国的ETS将于2021年6月晚些时候开始交易，并将在电力部门开始实施，有2225家电厂的历史年排放量超过2.6万吨二氧化碳当量。中国碳排放交易体系与欧盟碳排放交易体系的不同之处在于，中国碳排放交易体系没有排放上限，而是基于价格的分配机制，该机制将根据工厂的生产水平而有所不同。一是按照企业生产水平的比例免费发放补贴。如果他们能够减少的排放量超过适用的基准，那么他们就可以有盈余限额。有四个不同的基准:300MW以下的常规煤电厂、300MW以上的常规煤电厂、非常规煤电厂和天然气电厂。基于这一设计，中国的ETS将鼓励燃煤电厂提高效率，并实施碳捕获、利用和存储(CCUS)技术。然而，对煤制气转换的影响将是有限的，因为燃料转换可能并不一定是经济上可行的，因为有多个基准。
 
在全球范围内，已有60多个国家实施了碳排放交易计划和碳排放税。随着世界朝着能源转型迈进，政府在这一领域的政策和法规预计将继续演变，并变得更加广泛。这些政策将鼓励低碳技术的发展，并支持天然气行业的整体脱碳。为此，GECF成员国将继续支持此类技术的研发，使天然气更具竞争力，并巩固其作为目的地燃料的作用。