2019年，新一届的欧盟领导人上台伊始，就将引领全球气候保护和借助绿色转型振兴经济作为其旗舰性的执政纲领。在此基础上，欧盟推出了绿色新政（Green Deal），誓言将在2050年实现气候中和，并将2030年的减排目标从原有的至少减少40%提高至55%（在1990年的排放水平上）。为了实现2030年的减排目标，欧盟委员会（以下简称欧委会）于2021年7月公布了名为“fitfor 55”的一揽子改革方案，其中包括：进一步改革和扩大目前的欧洲碳排放交易体系（提高其减排水平，纳入航运、道路交通和建筑耗能和建立碳边境调节机制［CBAM］等），修改可再生能源指令和能源效率指令，完善燃料替代指令和标准等。
(资料图片仅供参考)
根据欧盟的治理框架，欧盟委员会的草案须经过欧盟理事会和欧洲议会的审议和批准；目前理事会和议会已经达成了初步的共识，“fitfor 55”中的各项措施预计将在今年内被写入欧盟气候法，并以欧委会决议的形式生效。
除此之外，由于受到了全球新冠肺炎疫情和能源价格高涨的负面影响，欧委会分别于2022和2023年推出了重新赋能计划（REPowerEU Plan）和绿色工业计划（Green Deal Industry Plan，主要内容为净零排放工业法案、关键原材料法案和能源市场改革法案）
笔者将着重介绍欧盟三项新政下涉及到能源生产相关领域的一些具体措施。
欧盟绿色改革方案概述及分析
欧洲碳排放权交易体系（EU ETS）
作为全球最早启动并运行至今的碳排放权交易体系，EU ETS覆盖了 27 个欧盟成员国和三个欧洲自由贸易联盟 (EFTA) 国家——冰岛、列支敦士登和挪威，总体规模约占欧盟总排放量的 36%（2021年为15.7亿吨二氧化碳当量）。
目前，EU ETS主要覆盖了欧洲的能源生产和能源密集型工业，共有 8757 家企业和固定排放设施。与2005年启动时相比，EU ETS范围内的排放量已经降低了34.6% 。
由于2008年欧洲经济危机和在第二阶段内（2008～2012年）碳减排信用的过量使用，EU ETS一度陷入了配额巨额过剩的困局，碳价低迷。不过，在推出了市场调节机制和收紧每年配额发放额度之后，EU ETS逐渐走出低潮，2021年，EU ETS配额的交易量达到110亿吨，总交易额约为6830亿欧元。同时，EU ETS成功地为欧盟和各成员国在 2013～2021 年期间创造了超过 1000 亿欧元的拍卖收入。
绿色新政将EU ETS原有的2030年减排43%的目标进一步提高至减排62%（相较于2005年的排放水平）。为了实现这一极具挑战性的跃升，EU ETS将加速取消配额的免费分配，原则上，EU ETS的所有配额将在2034年后全部有偿发放。然而，为了保证欧盟成员国之间的公平和公正转型，一些成员国（主要是中低收入国家）的区域供暖设施在满足了能源审计要求和制定了气候中和计划后，可以获得过渡性免费配额，以支持其进行脱碳投资。
欧盟利用配额拍卖所获得的收入设立了三项基金：NER300、现代化基金和创新基金，前两项主要针对能源生产的转型和脱碳，创新基金则着重支持排放密集型工业的绿色投资。
NER300 是为了在EU ETS第三阶段（2013～2020年）内资助大规模低碳能源示范项目而设立的，共有 20 个成员国的 38 个可再生能源项目和1个碳捕获与封存项目获得了NER300的支持，资金总额约为21 亿欧元。然而，由于难以获得共同投资（私营或公共部门），其中28 个项目无法筹集到足够的额外资金，不得不退出。从EU ETS第四阶段 （2021～2030年）开始，NER 300 中仍未动用的资金将被转入创新基金的资金池中，重点资助碳捕获和封存项目、工业低碳技术推广和可再生能源项目开发。绿色新政下，2021～2030年创新基金的规模将扩大1/4，资金池总规模超过430亿欧元。
现代化基金成立的目标则是支持低收入成员国能源部门的现代化、多样化和可持续转型。绿色新政下，可获得现代化基金资助的成员国门槛进一步提高，由人均GDP低于欧盟平均水平60%的成员国提高至75% ，希腊、葡萄牙、斯洛文尼亚、保加利亚、克罗地亚、捷克、爱沙尼亚、匈牙利、拉脱维亚、立陶宛、波兰、罗马尼亚和斯洛伐克均可从中受益。而现代化基金的资金池总规模也将扩大到600亿欧元左右。
碳边境调节机制（CBAM）
欧盟建立CBAM的主要原因有两个：既可以取代EU ETS中现有应对碳泄露风险的措施，包括免费分配和对工业企业的电价碳成本补偿；又可以引领全球的减碳行动并提高低碳产品的全球竞争力。
国内常简单地称CBAM为碳关税，但实际上，CBAM更像是EU ETS的外延，欧盟的清关商须上缴与进口产品隐含碳排放量相对应的排放许可而非直接的税款。欧盟希望从2023年10月开始，要求相关进口产品报送碳排放报告；2026年起，产品须提交和碳排放量相匹配的排放许可证书。CBAM的起始覆盖范围为电力、水泥、化肥、钢铁、氢和铝制品等，其中直接排放的核算边境应该是和EU ETS对应产品的核算边境一致，水泥和化肥产品还需报告外购电力产生的间接排放。排放证书的价格将根据EU ETS配额的每周平均拍卖价格计算。欧盟是否认可产地国的外购电力的碳价，并且是否进行绿电扣减，目前尚未有明确的规则。
可再生能源指令（Renewable Energy Directive, RED）
在绿色新政和重新赋能计划的双重加持下，2023年3月，欧洲议会和欧洲理事会达成了原则性共识，对原有的可再生能源指令进行修改，将2030 年的可再生能源在欧盟能源消费占比，从32%提高到 42.5%，而各成员国要力争达到45%；每个成员国应进一步将指标分解落实。例如，在供热和制冷领域的年度强制性增长目标为 1.1%，其中区域供暖和制冷中的建议性增长目标为 2.1 %；在工业生产中，每个年度建议性增长目标为1.1%，在建筑耗能中，可再生能源所占比例至少达到 49% 。与此同时，各成员国还应为创新性可再生能源技术设定至少 5% 的可再生能源新增容量的建议性目标。
修改后的RED还将推动可再生能源的布局和投资，包括促进可再生电力购买协议 (PPA) 、加速签发可再生能源项目的许可和鼓励跨境可再生能源融资机制。
能源效率指令（Energy Efficiency Directive, EED）
现有EED 的目标是和2007年相比，2030年的能效水平提高 32.5% 。而在绿色转型和摆脱原有能源依赖的双重压力下，欧盟委员会提出了一项针对EED的修正案，要求到2030年再节约13% 的能源，同时，各成员国应出台建议性的国家节能目标，并进一步分解到各级政府、公共部门、公共建筑及数据中心等方面。欧盟理事会支持欧委会提出的EED修改方案，但是欧洲议会认为国家节能目标应为强制性而非建议性的。目前就EED的修改，欧盟各方仍在谈论中。
电力市场改革（Electricity Market Design Revise）
欧盟为发电、输电、配电、储能和供电制定了统一的规则和条例，从而建立起了一个充分互连的电力市场；各成员国负责具体执行这些法规。不过各国的电力市场机制也存在一些差异。例如，在德国和瑞典，备用机组是被保留在电力市场之外的，只在紧急情况下才会运行；而意大利和波兰则设有容量机制。
欧洲电力批发市场分为不同的时间段和竞价区。在远期或期货市场，电力提前数月或数年进行交易；而在现货市场，电力在交货前数小时或数分钟进行交易。竞价区通常与国家边界重叠，批发电价具有区域性差异。欧洲电力市场的设计非常注重短期市场，日前市场（即提前一天根据供需平衡来确定第二天每小时的电价）是欧洲的主要电力市场。每天，欧盟各地的电力交易所会公布各竞价区的批发电价。
当前，欧盟的电力市场定价遵循优先交易顺序机制（meritordersystem），优先考虑可再生能源和核能来满足电力需求，其次为燃气和燃煤电厂。但是，电价则是由最后满足边际需求的发电机组来决定，因此电价常和化石燃料（通常是天然气）的成本紧密相关。也就是说，无论是风力发电还是燃气发电在现货市场上都以相同的价格出售。短期市场的供需平衡左右了欧盟的电价，这样的设计对于将可再生能源纳入电力系统，以确保在任何时候都使用最便宜的电力形式，并保障电力在欧盟成员国之间顺利流动是至关重要的。而欧盟各成员国境内的零售电价，会因各国电价、电网费用、税收和征收的组合而有所不同。
过去二十年，欧盟的电力市场一直运行良好，既可以使消费者从统一的市场中受益，又确保了电力供应安全，还能不断地推动电力行业脱碳。然而，由于地缘冲突而引发的天然气价格高涨，导致了欧洲电价快速上升。因此，欧委会在今年3月提出从以下三个方面对电力市场设计进行改革的草案。第一，加速可再生能源的布局。第二，为欧盟境内的工业生产提供清洁且价格低廉的能源供应，从而提高欧盟企业的市场竞争力。第三，在能源绿色转型中，保障居民用电客户的利益不受冲击。
欧委会起草的电力市场改革方案，具体措施包括以下四个方面：
第一，进一步推动可再生能源发电厂和客户直接签订长期（通常在5-15年）购电协议（PPA）。PPA可以为未来的投资决策提供更多的可预测性，从而推动可再生能源的加速布局。目前在欧盟的电力市场，通常只有大型工业企业才会签订PPA，欧委会则希望各成员国制定一些政策工具，以减少签订PPA的财务风险。
第二，鼓励使用双向差价合同(CfDs)。CfDs是发电厂和国家之间的协议，通常经过招标，在合同中约定一个电价。如果市场上的电价低于合同中约定的价格，国家将差价支付给电厂，电厂可以确保稳定的收入；反之，如果市场上的电价高于预先安排的价格，电厂必须将额外的利润返还给国家。签订这样的合同既能保障发电厂的利润，同时又防止暴利。对于投资者和消费者来说，CfDs可以提供更大的确定性。在过去的一年，尽管可再生能源发电在欧洲电力市场收益颇丰，但是对可再生能源发电的投资依旧乏力，其中一个原因就是长期电价的不确定性。欧委会希望通过CfDs解决这个问题，根据其改革草案，当一个国家的公共资金投资新的光伏、风电、地热、水电和核电项目时，成员国必须使用CfDs。同时，这些合同的收入应按照用电量，通过电费单传递给消费者。
第三，提高电力系统的灵活性，例如强制安装智能电表，或者引入、改革当前的容量机制等。
第四，改善对居民消费者的保护，允许其拥有多个电力合同。例如，用长期的固定价格合同支付家庭电力消费，但用动态价格合同为电动汽车充电或使用热泵。
欧委会提出的电力市场改革草案并没有触及目前的电价定价机制和短期市场，而是着重于改善长期稳定价格信号的传递和推动可再生能源发展，欧委会坚信加快可再生能源发展才是解决当前能源危机最根本的方法，他们以为这样既可以减少对化石燃料的需求，又能够确保能源安全，同时，因为可再生能源发电的运营成本低，还可以降低整个欧盟的电价水平，提高欧洲工业的市场竞争力和消除国际能源市场价格波动对于欧盟居民物价水平的负面影响。
欧盟能源脱碳布局
欧盟正在经历一场充满挑战和深刻的经济和产业结构转型，通过目前推出的各项改革议案，不难看出，在欧盟的能源行业脱碳进程中，可再生能源发展、筹措资金和公正转型是三大基石性指导政策。
首先，从图中可以看出，大力开发风电和光伏是欧盟实现能源脱碳和绿色转型的重点发展方向，为了实现“fit for 55”和REPowerEU 计划，欧委会提议到2030年，光伏发电和风力发电的装机容量需要分别达到592吉瓦 和 510吉瓦 ，也就是说，这需要平均每年增加48吉瓦的光伏和36吉瓦的风能。届时，这两类发电将占到欧盟可再生能源发电总量的70% 。然而，在这点上欧盟内部仍存在分歧。例如，在核能的问题上成员国分为两派，一派认为核能和风光电一样，是一项零碳的绿色技术路线；而另一派则认为核能或许可以助力电力行业脱碳，但并不够“绿”。目前，欧委会公布的草案更倾向于后者的看法。
其次，加速能源绿色转型，需要大量的资金投入。根据欧委会公布的文件，重新赋能计划需要的额外资金支持高达2100亿欧元。EU ETS和其他碳定价机制（例如，燃料碳税）就成为筹措公共资金的重要来源。欧盟希望各项政策之间可以相辅相成，形成合力推动绿色转型。以德国为例，2022年德国配额拍卖总收入达到创纪录的132亿欧元，其中68亿欧元来自EU ETS，64亿欧元来自本国的燃料碳市场。除了必要的行政开支，德国几乎将其拍卖收益都投入到了“国家能源和气候基金”，重点资助能效提高、可再生能源发电、储能和电网技术的研发和推广、建筑节能改造和交通电气化项目。
再次，因地缘冲突导致的能源价格危机，促使欧盟加快能源转型的步伐，以期尽早实现能源独立。同时，无论是成员国紧急设置电价上限、对消费者能源账单进行补贴，还是在欧盟层面上进行电力市场改革，欧盟各国政府都将平抑电价，保护消费者不受冲击列为其能源转型进程中的重点目标之一，尽量消除社会和经济层面的负面影响。
虽然中国和欧洲在经济发展水平、能源产业结构和承担的国际气候保护义务都不尽相同，但是欧盟作为探索绿色经济的先行者，其转型路径、经验教训和成功方案必然也会对中国实现“双碳”目标有着积极的借鉴意义。
