英国低碳能源转型：战略、情景、政策与启示＊

张亦弛，牟效毅

（1.中海油研究总院有限责任公司；2.英国邓迪大学能源法律与政策中心）

英国自21世纪初提出能源低碳化转型以来，通过气候变化立法、能源市场改革及扶持低碳能源等多种手段引导低碳转型，近几年取得了显著成果，其经验在世界范围具有较强影响力和可借鉴性。2019年，英国通过了到2050年实现“碳中和”的立法，成为西方大国中极少数确定此目标的国家之一。英国企业和政府还通过能源情景规划方法，研究未来能源低碳化发展路径，指导政策制定。因此，研究英国低碳能源转型对中国政府和企业制定低碳发展战略具有一定意义。

1 英国前一轮能源转型概况及影响

自20世纪70年代石油危机以来至21世纪初的近30年时间内，英国与其他主要西方发达国家一道实现了煤炭能源转型和石油能源转型之后的第三次能源转型。英国在这轮转型中能源指标的主要特点为，能源需求稳定增加直至达峰，能源强度受产业变化影响持续下降。在此背景下，该轮转型主要实现了以下三个目标。

一是清洁化。受20世纪五六十年代伦敦等大城市严重空气污染事件的影响，英国先后通过并更新了《清洁空气法案》（Clean Air Act 1954/1968/1993），以行政管制排放为主的方式引导能源清洁化转型（区域环境层面）。60年代以来，北海天然气开发进一步推进了煤改气进程，英国煤炭消费所占比例持续下降。转型期间，英国主要大气污染物指标显著降低，其他与能源相关的污染也得到明显改善（见图1）。

二是多元化。受20世纪70年代两次石油危机影响，英国与其他发达国家一致将能源安全列入能源政策考量重点。天然气与核能作为“新”能源得到发展，使一次能源结构更趋多元化，也使化石能源对外依存度降低。1980－2005年，英国能源对外依存度降低近零，并一度成为净出口国。之后，虽然对外依存度有所回升，但随着融入欧盟能源市场和基础设施的联通，能源安全得到有效保障（见图2）。

三是市场化。自20世纪80年代中期开始，英国逐步推进国有天然气和电力企业的私有化和市场化改革进程，用近20年的时间，完成了直到最终用户的非竞争性业务分离和竞争性市场的构建，成立了独立监管机构“天然气电力市场办公室”（Ofgem）。在市场重构过程中，监管机构不断创造条件引入竞争并进行改革，最终形成的市场体系是：在非竞争性环节依法实现科学监管和第三方准入，在竞争性环节实现供应端和销售端分别竞争，长期合约与短期交易结合。政府职责从直接经营能源企业，逐渐缩小到制定能源基本政策与法律框架的范围。

图1 英国能源转型中主要污染物排放变化

图2 英国能源转型中能源对外依存度变化

由于海上油气资源的发现，英国充分发展天然气产业并使其成为主导能源，到2000年，英国天然气在一次能源中的占比近40%（见图3），高于大部分西方大国。天然气消费所占比例的提高、北海天然气的开发以及天然气中下游进行的市场化改革，围绕清洁化、市场化和构建能源安全这3个目标产生了协同效益。气电作为新兴主体发电种类的兴起，促进了天然气和电力两个行业改革的协同。

英国该轮转型的提前完成、第三产业为主的经济结构加上2005年后能源需求呈缓慢下降趋势，都为其巩固能源政策目标并进行新一轮低碳化转型创造了有利条件。但另一方面，英国私有化和市场化程度高、化石能源所占比例偏高等特点，给低碳化转型带来一定阻碍，从而引发下一阶段英国能源市场的进一步改革。此外，自该轮转型完成后，英国油气产量进入衰减下降期，这使英国不仅难以复制挪威模式①即通过出口油气收入支付（较高的）低碳能源成本以实现转型的模式。实现低碳转型，而且带来能源安全层面的某些担忧。

发达国家由于资源禀赋和能源政策不同，上一轮转型中体现出一定程度的路径分化。例如，法国在该轮能源转型过程中对核能的侧重远高于天然气（见图4），北欧国家则利用丰富的生物质与水力资源率先实现了可再生能源主导的能源更替（图5）。因此，同样作为当前低碳转型的引领者，英国的低碳化起点（一次能源以天然气及石油为主导）相比其他第一梯队的欧洲国家有所滞后，但在一次能源多元化基础上，略领先于德国、日本（见图6）等煤炭仍占较高比例份额的发达经济体。

图3 英国一次能源消费结构

图4 法国一次能源消费结构

图5 北欧一次能源消费结构

图6 日本一次能源消费结构

2 英国低碳转型法案、政策与进程

2.1 2008年《气候变化法案》

气候变化及其应对问题自上世纪80年代末提出以来，逐渐成为国际社会共识。英国国会在《京都议定书》所承诺的减排义务基础上，于2008年正式通过并生效了《气候变化法案》（Climate Change Act 2008），确定了到2050年将温室气体排放量比1990年减少80%的长期减排目标，以及基于碳预算的执行机制。该法案使英国成为世界上第一个在针对减少温室气体排放、适应气候变化问题上拥有受法律约束的长期目标和构架的国家，也标志着其能源转型正式进入了低碳化阶段。

在法案通过后的10年里，英国温室气体减排初具成效。2018年，英国温室气体总排放量为4.49亿吨二氧化碳当量，其中碳排放量为3.64亿吨，比2008年下降了30%。人均排放量接近世界平均水平。能源行业碳排放量为3.51亿吨（分别占英国全部温室气体和全部二氧化碳排放量的78%和89.5%）。但细分领域的碳减排量不均衡，工业和电力行业减排较快，而受技术性因素制约，交通、农业和建筑等行业的减排并不显著（见图7）。

2.2 2019年《2050年目标修正案》

在2015年签署的《巴黎协定》框架下，欧盟于2018年提出到2050年实现净零碳排放②净零碳排放即全社会碳排放的净值为零。因为某些行业（例如农牧业、航空等）很难实现零碳排放，可以通过碳捕捉、封存、利用和生物质能源等方式从大气中除碳，从而达到全社会的净零碳排放，也被称为碳中和。（即碳中和）愿景。2019年6月，英国政府在《巴黎协定》全球应对气候变化目标的基础上，提出了2008年《气候变化法案》的《2050年目标修正案》。该法案当月即在议会通过，法案最核心的修订内容是将原定的温室气体（GНG）排放量减少80%的目标修订为减少100%，即到2050年英国也实现净零碳排放（下称“净零碳”）。这使英国与法国及北欧国家（除芬兰）一道，成为目前少数对2050年碳中和目标立法的国家。

在2008年《气候变化法案》减排目标符合《巴黎协定》的情况下③作为发达国家，符合《京都议定书》减排目标即符合《巴黎协定》对当期减排贡献的要求，但不能保证最终实现《巴黎协定》目标。，英国提出更具挑战性的目标，是出于包括国内外政治背景等因素的综合考量。一是科学层面，以联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）为首进行的一系列研究及报告使国际社会对气候变化的过程、损失与风险形成了更深刻的认识。二是历史层面，英国作为首先进入以煤炭时代开启工业化进程的国家，无论从历史累计排放量或人均历史累计排放量看，均负担沉重④截至2011年，英国历史累计总排放量为687.63亿吨，列世界第五位；人均历史累计排放量为1127吨，列世界第二位。。三是社会层面，岛国因地理位置而易受气候变化产生的不利影响，民众普遍关心并支持应对气候变化的努力，甚至通过各种游行对政府施加压力。四是经济层面，英国各党派在应对气候变化立法这一问题上高度一致，希望借应对气候变化契机创造新的产业机会，引领低碳经济。五是国际道义和国际关系层面，鉴于在《巴黎协定》框架下发展中国家当前提供的国家自主贡献（NDC）远不能满足本世纪控制2℃气温上升的目标，英国作为发达国家做出超过《巴黎协定》最低要求的减排努力符合协议精神，有助于重塑其在世界政治和外交领域的领导地位。

图7 英国分行业温室气体年排放量

2.3 “碳泄漏”问题

值得注意的是，《气候变化法案》所规定的减排目标针对的是在英国国土上产生的碳排放，而非英国所有能源消费隐含的碳排放足迹。实际上，英国的消费排放自1990年以来并未显著降低，而是通过将较高能耗工业转移实现了碳排放的“外包”，即“碳泄漏”（carbon leakage）（见图8）。目前，尽管消费排放在统计数值上有一定争议，但是仅从这一指标看，英国2050年净零碳排放的目标与“按消费排放原则符合《巴黎协定》”是一致的。另外，该法案保留了使用国际碳信用额的权利。因此，“净零碳”的目标并不能算超前，且碳泄漏和碳信用额的存在为其减排提供了转移空间。

图8 英国碳消费足迹比较

3 英国低碳能源转型情景分析

3.1 英国“未来能源情景”基本假设与核心路径

英国若在2050年实现“净零碳”目标，意味着其能源行业2050年至少也应实现碳中和，这将对英国未来能源系统的演变产生重大影响。由于能源系统实现低碳转型存在多种技术路径和政策选择，宜采用能源情景分析（情景规划）方法进行研究，综合考察经济、资源、技术、市场等多种不确定因素作用下未来能源系统的长期演变方式与影响。英国国家电网公司⑤这里将National Grid 按习惯译为国家电网公司，但该公司也负责天然气管网的运营。（National Grid）2019年7月发布的“未来能源情景（Future Energy Scenarios，FES）（2019）”包含以下4个具体情景。

1）稳健发展（Steady Progression，SP）：能源转型基本上按目前的速度进行，低碳化主要依靠集中式的方式实现。该情景无法达到2050年减排80%的目标。

2）消费者演变（Consumer Evolution，CE）：在目前转型速度的前提下，能源供应更多地依靠分布式能源及消费侧的参与，低碳化主要依靠发展分布式能源实现。该情景亦无法达到2050年减排80%的目标。

3）2℃情景（Two Degrees，TD）：该情景主要依靠集中式能源供应侧的低碳化来实现2050年减排80%的目标。因为减排80%与控制气候变暖在2℃以下的要求吻合，所以被称为2℃情景。

4）社区可再生能源（Community Renewable，CR)：该情景通过分布式能源的更快发展、消费者需求端管理以及能源利用效率的提高来实现减排80%的目标，减排深度与2℃情景相当。

可以看出，4个情景实际上是英国能源未来发展两个主要变化维度（即供应的“集中式-分布式”维度和“减排速度”维度）的两两组合。需要指出的是，由于2019年情景分析的发布时间几乎与议会对2050年实现碳中和的立法同步，在减排这一维度上，即使“2℃情景”和“社区可再生能源”两个情景（以下合称“低碳情景”）也仅满足原2008年《气候变化法案》确定的减排目标，即2050年比1990年碳排放量减少80%（以下称“2℃目标”），而非2050年碳中和目标，“稳健发展”和“消费者演变”两情景（以下合称“渐进情景”）更贴近目前的减排速度。针对《2050年目标修正案》提出的碳中和目标，“未来能源情景”做了2050年实现该减排目标的敏感性分析，但仅作为一个用于参考的“准情景”（NZ情景）。4个情景的基本假设与重要节点路径见表1。

3.2 “2℃情景”下的英国能源系统

2℃目标对能源系统的影响体现在以下几个方面。

1）电力供应方面，在其他可再生能源增长幅度有限的情况下，到2050年，海上风能有5倍装机和4倍发电量的稳健增长（见图9）；天然气联合循环发电（CCGT）逐渐转换为容量备用电源，2022年后实际发电占比迅速减小；2030年后开始成规模新增核能项目建设（包括小型模块化反应堆）以及燃气电厂的碳捕获与封存配套改建。

2）天然气供应方面，在英国大陆架产量递减的情况下，以进口气补充为主，低碳合成气与生物质气（Green Gas）由于成本和资源的限制，尚不能成为主要接替资源（见图10）。在天然气年需求量为600亿立方米和近90%依存度下，由于LNG所占比例较高，供应安全问题可得到缓解（从而满足EU N-1安全检验要求⑥欧盟天然气指令下的一个供应安全检验原则，即某一成员国在一个主要进口管道失效的情况下，总进口容量仍满足全年最高日需求量对应的进口量。）。

表1 “未来能源情景”分析的基本假设与核心路径汇总

图9 “2℃情景”下英国电力装机容量变化

3）交通用能方面，2030年后，新售车辆将全面普及电动车，因此大幅拉低汽柴油需求；2040年后，重型车辆交通开始普及氢能燃料（见图11）。

图10 “2℃情景”下英国地面交通用能变化

3.3 不同低碳目标下的能源情景比较

对比4个情景可以发现，电动车保有量在两个低碳情景中增长变化结果一致；在两个渐进情景中，虽然替代进程滞后，最终还是达到了相近的目标，即2050年保有量达3500万辆以上，因此交通电气化是实现2℃目标的必要条件（见图12）。

在4个情景中，分布式发电所占比例都有所提高，且2040年后趋于稳定，两个分布式情景中装机占比都超过了集中式。作为集中式发电的海上风能，在4个情景中都有3倍以上的装机增长，是所有低碳能源（供应侧）的最大增长点（按实际出力计）。由此可见，英国低碳能源转型中虽然分布式可再生能源发电所占比例会提高，但海上风电由于资源丰富且具有更稳定出力等特性，是应重点发展的可再生能源之一。

图11 “2℃情景”下英国地面交通用能变化

图12 各情景下英国电动车保有量变化

从碳减排角度考察，“2℃情景”总减排深度略高于“社区可再生能源”情景，主要是由于碳捕获与封存技术的使用，使“2℃情景”在工业等“难减排”（hard-to-abate）领域具有优势。

从能源安全角度考察，4个情景体现出一定的复杂性。天然气方面，从“分布式－集中式”维度上看，两个分布式情景对外依存度皆低于集中式情景；从减排维度看，两个渐进情景不能完全满足EU N-1安全检验的要求，低碳情景则由于总需求减少而将有较高的容量冗余⑦“未来能源情景”中该检验仅基于现有的基础设施。“消费者演变”情景2032年后由于页岩气产量的提高又重新满足检验要求。（见图13）。电力方面，4个情景下跨国互联线的容量增加和电力进口都大幅超过目前水平（主要用于补偿可再生发电所占比例增加后电力的波动），低碳情景的增量高于渐进情景（见图14）。

根据经济测算，4个情景到2050年能源系统总成本⑧该计算包含该当年能源支出与能源设施的摊销。差别不大，交通行业成本占比在所有情景中均最大，低碳情景的电力系统成本高于渐进情景（见图15）。比较两个低碳情景的成本情况，“2℃情景”总成本略高，到2050年达3430亿英镑（资本支出相对较高）；“社区可再生能源”情景次之，达3350亿英镑（运营成本略高）。综合比较系统总成本、能源安全和减排深度3个指标，考虑模型系统误差，两个低碳情景不存在明显优劣区别⑨需要指出的是，由于两个低碳情景分析采用了总成本最小化的全局优化方法，2050年实现净零碳的实际成本可能高于以上估计。英国气候变化委员会（CCC）和英国商业、能源和产业战略部（Department for Business, Energy & Industrial Strategy，简写为BEIS）的估算亦指出，若实现法定碳减排目标，到2050年，每年额外成本开支400亿～600亿英镑。。

图13 各情景下满足EU N-1安全检验的天然气供应裕量变化

图14 各情景下满足EU N-1安全检验电力跨国互联线容量变化

图15 各情景下2050年能源系统成本测算

两个低碳情景仅实现了“2℃目标”即2050年比1990年减排80%，与2050年实现“净零碳”的目标尚有差距。为达到“净零碳”的目标，需要结合并强化两个低碳情景中利于减排的部分。根据敏感性分析⑩考虑到2050年净零排放对碳捕获与封存的要求，“未来能源情景”2019在“2℃情景”的基础上进行了“准情景”敏感性分析，完整的净零碳情景将在“未来能源情景”2020版中体现。，在人口和经济增长假设基本不变的前提下，从低碳情景到实现“净零碳”，对能源系统提出了更大挑战，将发生如下更深刻的变化。

1）碳捕获与封存必须比“2℃情景”提前成熟并商业化，所有居民的燃气供应都应采用氢气，到2050年天然气下游行业的面貌与“2℃情景”有较大区别。

2）几乎所有消费者的终端高耗能产品都需要智能化更新以提高能效，工业和商业设施的电气化率应在“社区可再生能源情景”上进一步提高。

3）2040年以前，需全面禁止出售内燃机车（包括天然气车）。

4）电力装机在“2℃情景”基础上增加近45吉瓦，其中主要为具有碳捕获与封存的天然气电厂（见图16）。

5）到2050年，工业和非能源行业仍分别有1000万吨和3700万吨二氧化碳当量的排放，这些排放将以生物质发电+碳捕获与封存（BECCS）的方式代偿。

4 英国可再生能源政策及市场改革

从以上情景分析中可以看出，可再生能源（包括集中式和分布式）的发展在英国能源低碳转型中具有重要地位，在3个低碳化情景下，到2050年，对减排的贡献均大于能耗外包、能效提高和二氧化碳的捕集利用与封存。鉴于英国的可再生资源特点，海上风能由于潜力巨大、环境影响与邻避问题不突出、容量因子较高且其地域分布更为平均等优势，日渐成为发展重点。截至2019年，英国已建成海上风电9.3吉瓦，总装机量和发电量均居世界第一。现以海上风能为主，简要分析英国自低碳能源转型以来相关能源政策的变化及对低碳能源发展的影响。

图16 2℃情景、社区可再生能源情景、准情景下2050年发电装机情况比较

4.1 海上风能资源潜力与技术经济特点

根据欧洲风能协会（Wind Europe）2017年的相关研究，英国海上风能总资源潜力近20000太瓦时/年，技术可获资源潜力约为其1/4。基于当前技术发展趋势的未来成本预测，到2030年，在平准化度电成本（LCOE）小于65欧元（54英镑）/兆瓦时即有竞争力⑪按对比新建联合循环燃气轮机发电（CCGT）的平准化度电成本测算，参考碳价20欧元，风能系统接入成本10欧元。的经济可获风资源潜力在1200太瓦时～2700太瓦时/年⑫欧洲风能协会按低情景与高情景分别估算，下同。所有估算值均基于2017年的欧洲平均技术经济水平。。1200太瓦时/年相当于上述“2℃情景”下2050年总电力需求的2.6倍⑬“2℃情景”下到2050年开发的海上风能仅有210太瓦时，即使满足准情景敏感性分析仅需再增加16%装机量。。但海上风能资源的价格敏感度较高，如果考虑2030年平准化度电成本小于60欧元（50英镑）/兆瓦时的风资源进行敏感度分析，则经济可获资源潜力降至450太瓦时～1550太瓦时/年，但仍高于以上所有情景对装机量的要求。总体而言，如果不考虑波动性和间歇性，仅从总出力角度考察⑭事实上，由于英国较特殊的风资源条件，其日出力曲线反而接近整体日负荷曲线。但其季节出力特性与季节负荷存在不吻合。，英国海上风能的发展基本不存在资源障碍⑮此处假设英国海上风资源主要用于供应英国本土（而非其他欧盟国家），即满足低碳情景中对总装机和总出力的要求。。

如果从技术角度进一步考察，根据水深等自然条件测算，英国尚未开发的海上风能资源中，按基础分类应有20%～40%为单桩式，30%～40%为导管架式（或重力式），15%～45%为浮式。其中，导管架式基础成本较高，浮式基础技术路线还处于研发和示范阶段。此外，海上风电与海上油气工业具有协同效益，相关研究表明，当前英国海上风电价值链中有52%与海上油气产业重合⑯即除风机制造和陆上变电站之外的大部分业务活动，包括海洋环境勘测、风机基础制造与组装、海上安装、铺缆、调试等。。尽管所涉海工装备不一定具有直接可互换性，随着海上风能开发向远海推进，海洋油气工业中率先使用的一些工程技术已逐渐应用在新的风电项目中。在项目管理与运作、项目融资和标准化等层面，两者也有极大相似性。

以上分析表明，英国海上风能资源潜力巨大，产业链与海上油气产业存在协同效益，但技术经济敏感性较高。在发展初期，部分技术路线尚未完全成熟且规模效益仍未得到充分释放，因此需要政府在海上风能产业发展过程中予以政策支持。英国陆上风能近10年的发展，正是因支持性政策，实现了规模化并显著降低了成本，新建项目在当前碳价下可以和联合循环燃气发电（CCGT）进行竞争，基本进入零补贴阶段。

4.2 能源市场改革及其对海上风电等发展的影响

为了在不牺牲其他能源战略目标的前提下顺利完成低碳能源转型，尤其是鼓励可再生能源发展，自2010年起，英国政府颁布并更新了一系列能源法案（Energy Act 2010/2011/2013），并实施了电力市场改革（EMR）。新的法案与能源低碳化（供应侧）相关的内容主要包括以下3个方面。

1）强化碳排放的管控政策。由于欧盟碳交易机制（EU-ETS）的价格长期处于低位且具有波动性，不足以引导低碳能源投资，法案设置了一个逐年上升的最低碳价机制（Carbon Price Floor），其初始价格为16英镑/吨，2020年提高到30英镑/吨⑰2016年政府决定暂时将该价格维持在18英镑/吨。。该法案同时更新了火力发电的碳排放标准作为补充措施。这两项法令的实施避免了市场对高碳能源的无效投资。自电力市场改革实施后，在天然气价格下降的共同作用下，英国再未有未配备碳捕获利用与封存的新建煤电项目被核准，煤电占比从2013年的41%下降到近年的不足5%，数个煤电厂相继关停改造⑱主要改造为生物质电厂或联合循环燃气轮机发电，或留用于冬季调峰。，为可再生电力有序进入市场铺平了道路。

2）对扶持的新能源技术路线引入差价合约（Contract for Difference，CfD）及相应的竞标机制。差价合约合同模式建立在原有的基于低碳征费控制（Control for Low Carbon Levies）的征费与补贴机制之上，通过开发商、电网公司（拍卖执行方）与政府出资的补贴执行公司（LCCC）签订长期差价⑲即执行价（strike price）与市场均价（reference price）之差。合同，本质上是在一个自由化的电力市场里，以近于强制回购电价（FiT）的模式补贴可再生能源，从而通过稳定长期收益，吸引开发商对成本较高的新技术路线项目进行投资，并降低项目融资成本。与传统强制回购电价不同的是，电力市场改革下的差价合约模式在对新技术补贴扶持的同时，仍然引导并实现3个层面的市场竞争：一是同一技术路线中不同开发商对执行价的竞标；二是不同技术路线的可再生能源根据技术成熟度于所在组别中的竞争⑳第三轮竞标取消了技术成熟度分组，但不同技术路线的竞争仍然存在。；三是运营后开发商在电力销售过程中始终参与市场并与其他发电主体竞争，承担市场均价外的销售风险和电力平衡成本。差价合约竞标以一定时间间隔分轮次展开，当某一技术路线成熟后（竞标执行价低于市场电价），便不再获得支持。

自2014年开始，差价合约合同竞标已进行了3轮。通过竞标，海上风电的中标价格实现了大幅下降，装机规模逐轮上升。海上风电的平均中标电价已由第一轮的约120英镑/兆瓦时（2017/2018年投产），下降到第三轮的约40英镑/兆瓦时左右（2023/2024年投产）（见表2）。根据英国政府对未来市场电价的预测，第三轮差价合约中海上风电的竞标结果实际上已经低于预估的市场均价，按照差价合约合同执行方式，这些项目不仅不需要补贴，还将向补贴执行公司补足差价。这意味着，英国海上风电除浮式技术路线外，实际上已基本进入零补贴阶段，电力市场改革尤其是差价合约机制对可再生能源发展具有促进作用。

3）建立容量市场（Capacity Market）。具有不稳定特性的可再生电力占比增加，必然带来电力供应可靠性问题和供应安全问题。电力市场改革通过建立容量市场的方式，支持可调度电源（或可调整性需求）的投资并支付合理回报，从而确保在电力供应紧张的情况下有充足容量保证供应安全。从英国容量拍卖（Capacity Auction）的结果来看，在其他技术路线还不成熟或受到限制的情况下，天然气发电——包括联合循环燃气发电（CCGT）、天然气热电联供（CНP）、开式循环燃气发电（OCGT），占有60%以上的份额（见图17）。预计天然气发电在低碳电力系统中的调峰作用会明显加强，未来可能将以容量电价作为重要甚至主要的盈利方式。

随着低碳化转型的推进，可以预见，与电力市场改革相似的政策和机制将逐步扩大到低碳燃气等领域，基于以下原因在可预见的将来，改革很可能继续深化。

1）目前以差价合约为基础的新能源补贴机制需要政府在竞标前相对准确地预测未来能源（电力）长期市场价格，并评估不同技术路线的降成本空间，从而合理地控制竞标容量规模和竞标规则，否则可能造成政府对部分项目的补贴负担，或影响补贴在不同技术路线间的合理分配。

2）新的竞标机制虽然大幅降低了可再生能源成本，但没有很好地区别不同可再生能源品种间以及同品种内由于不同资源位置和禀赋条件（而非技术因素）造成的效益差异，可再生资源间歇性产生的系统成本也没有在容量市场、辅助市场和平衡市场中很完整地反映出来，这些问题预计将随着可再生能源所占比例的进一步提高而逐渐暴露。

3）从更广泛的层面看，如情景分析所示，仅靠集中式为主的低碳能源（包括碳捕获与封存）开发，还不能完全满足低碳转型的要求，分布式低碳能源供应必不可少。在供应高度分布化的情景下，未来包括分布式储能、屋顶光伏、电动汽车、生物质天然气、电转气（Power2X）等具有能量双向流动特点的分布式能源的大规模介入，都可能需要新的基础设施及其相应的运营模式，需要新的市场机制予以支持。

表2 差价合约合同3轮竞标结果对比单位：价格，英镑/兆瓦时；装机量，兆瓦

图17 电力市场改革容量市场的竞标结果

5 英国低碳能源转型的启示

5.1 应对气候变化和面向低碳能源的立法是实现转型的基本保障

英国以立法的方式确立应对气候变化长期目标，以每5年一个预算期，确保长期目标分步稳健实施，并明确了政府在实施过程中的职责和义务。气候变化法与能源法融合统一，在能源行业涉及能效、节能、可再生能源发展目标等方面不再做重复规定，以能源法为主对能源行业实行排放控制，进而分配落实到各子行业，例如电力的可再生能源配额。在国家内部，不同地区按实际贡献能力合理分担减排任务，例如，可再生资源较丰富的苏格兰确立了2045年实现碳中和的法案，而威尔士由于自然排放较高，保留了2008年气候法案中的减排义务。英国建立了独立的应对气候变化专门机构——气候变化委员会（CCC），为国会立法和政府科学决策提供专项咨询。

5.2 能源低碳化转型路径不唯一，应充分结合本国资源与产业特点制定能源政策

情景分析表明，英国实现法定的低碳化目标不存在唯一路径，需要多种技术路线相结合。近几年，英国海上风能产业结合海洋国家的资源特点和原有海上油气工业基础，实现了迅速发展，为降低电力行业的碳排放做出积极贡献。

情景分析亦显示，英国电力系统实现碳中和相对乐观，按当前趋势估计，较有可能在2035年前实现，但2030年后很可能被迫进入“容量冗余”状态，需要新的储能技术和市场机制予以协调解决。交通和建筑行业实现“准情景”需要立即予以强有力的政策支持，其中“再电气化”、建筑节能和氢能是3个重要技术路线。另外，英国经验表明“能源外包”也是实现能源行业“名义碳减排”的有效方式之一，该问题日益引起英国学术界和政策研究者的关注。

5.3 政策扶持结合市场竞争的模式可以加快新能源产业发展，降低转型成本

在法定的低碳化目标指引下，英国能源市场展开了进一步改革。在上一轮改革中，政府追求干预最小化，仅提供保证市场运行的框架和基本准则。本轮低碳转型阶段，政府角色又发生了微妙变化，干预、管控、规划的作用有所加强。这一变化的本质原因在于低碳化转型对能源系统和能源生产消费模式的彻底重构。鉴于能源设施投资的长周期特性，低碳转型的目标越激进，期望实现速度越快，越需要政府干预市场，引导新技术路线形成，稳定投资者信心和财务回报。如果期待市场完全依靠碳税等措施自主形成相适应的解决方案和体系，尤其是碳定价本身依靠市场化的碳排放权交易系统（ETS），就很可能造成市场波动、低效投资或对用户过重的财务负担，甚至有些技术路线根本无法发展起来。

对于高碳能源，尤其是煤电，采取碳排放权交易系统、地板碳价、排放管制等综合措施，引导其有序退出。对于可再生能源，差价合约和容量市场的引入，集中体现了目前可再生电力成本仍偏高、技术进步潜力较大但输出不稳定等特点对电力市场改革创新的要求，从而改进之前强制回购电价、可再生能源凭证（Renewble Obligation Certificate）等补贴或扶持政策暴露出的一系列问题。在政策干预的基础上，建设环节以竞标的形式引入竞争，运营环节保持参与双边电力批发市场，促使新技术路线尽快降低成本，减少用户负担和转型的社会总成本。此外，周期性多轮次滚动竞标有助于政府不断总结经验，完善补贴与竞争规则。

5.4 融入区域统一能源市场，低碳转型中强化多重能源战略目标的实现

英国之前完成的一轮能源转型，基本解决了清洁化、市场化、能源安全等的问题。低碳转型取决于资源禀赋、市场需求和能源系统状况，并不意味着与上述各目标自然一致，有些方面可能带来协同效益，有些则会相互制约。如情景分析所示，英国低碳情景相比渐进情景，虽然改善了天然气供应安全检验指标，但不一定降低对外依存度；前者情景中未来高比例可再生电力的接入，虽然有助于通过电力替代降低总体能源对外依存度，但很可能给电力供应可靠性带来挑战，因此反而增加电力对外依存度。低碳转型中需要政府进行一定干预的特性，也与英国充分市场化的政策（hands-off policy）存在一定矛盾。

为缓解能源转型中不同目标之间的矛盾，包括英国在内引领低碳转型的欧洲国家通过建立单一能源市场，加强能源基础设施联通，强化的供应安全保障和紧急情况下的共同应对措施，使各国能源市场和碳市场既能在协调一致的能源法律架构和监管机制下稳定有序运行，又能保持一定程度的政策自主性以适应本国国情和转型步伐。欧洲各国在单一能源市场的基础上进一步向欧洲能源联盟迈进。欧洲能源联盟致力于走向协调的能源政策，并提供合作开发、共享低碳技术创新等诸多机制，从而分担转型成本，以实现欧盟2050年碳中和战略，满足其能源政策纲领提出的经济（affordable）、安全（secure）、可持续（sustainable）3个目标英国脱离欧盟后，取决于过渡期中达成的协议，仍然可以维系与欧洲能源联盟的各方面关系。。