新型电力系统战略会给用户带来哪些低碳价值？

2020年9月22日，中国在第75届联合国大会上正式提出2030年实现碳达峰、2060年实现碳中和的目标，而在我国双碳“1+N”政策体系中的重要文件《2030年前碳达峰行动方案》和《中共中央 国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》中，均提到要加快构建新型电力系统。去年3月15日，习近平总书记在中央财经委员会第九次会议上，提出构建以新能源为主体的新型电力系统，进一步明确了新型电力系统在实现“双碳”目标中的基础地位。

（来源：微信公众号“爱能界”作者：雷明杰）

自我国宣布碳中和目标以来，国内一些大型企业已经做出了碳中和承诺。截至2021年底，已经做出碳中和承诺的能源密集型工业企业包括中国石化和中国石油、宝武钢铁、河钢集团、鞍钢集团和包头钢铁，其中大多数企业的目标是到2050年实现碳中和。保证企业的低碳用能，除了依靠企业自身积极履行社会责任外，也需要具备引导企业低碳用能的碳约束政策。

我国目前低碳约束政策

一、能耗双控

能耗双控是当下最有代表性的低碳越是政策性工具之一，作为“双碳”目标的政策手段，其本质是服务于高质量发展经济的目标。能耗“双控”指能源消费强度和能源消费总量控制，“能耗双控”的概念本身于2015年10月26日在党的十八届五中全会中提出，全称为实行能源消耗总量和强度“双控”行动，旨在按省、自治区、直辖市行政区域设定能源消费总量和强度控制目标，对各级地方政府进行监督考核。“十四五”规划进一步提出完善能源消费总量和强度双控制度，重点控制化石能源消费，2025年单位GDP能耗和碳排放比2020年分别降低13.5%、18%，国务院将全国“双控”目标分解到了各地区，对“双控”工作进行了全面部署。

二、绿电配额制

“十三五”期间我国开始的绿电配额制也是我国积极应对能源转型的重要政策措施，也是配合能耗双控政策发挥更大效果的有效手段。2019年5月10日，国家发改委、国家能源局发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号），确定了可再生能源电力消纳责任权重，明确了政府部门、电网企业、各类市场主体的责任。可再生能源电力消纳责任制的责任主体是电力消费企业，旨在通过具有行政强制力的手段催生电力消费企业对可再生能源电量的需求，以此来带动可再生能源发电的发展，有效解决可再生能源消纳问题，保障可再生能源行业的健康可持续发展。

三、碳市场制度

2011年11月，中国发布《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，正式拉开我国碳市场建设帷幕。各试点地区分别在2013年至2014年期间先后启动碳排放权交易。2021年1月，生态环境部印发了《碳排放权交易管理办法（试行）》，对二氧化碳排放达峰目标和碳中和愿景的重要宣示，进一步加强了对温室气体排放的控制和管理。2021年7月，全国碳排放权交易在上海环境能源交易所正式启动。碳市场交易机制首先是主管部门根据控排企业实际情况通过碳排放注册登记系统发放给控排企业，在履约期，基于第三方核查机构对重点排放单位进行审核，将其实际二氧化碳排放量与所获得的配额进行比较，配额有剩余者可以出售配额获利或者留到下一年使用，配额不足者则必须在市场上买配额或抵消，并按照碳排放权交易主管部门要求提交不少于其上年度经确认排放量的排放配额或抵消量。

各类低碳用能手段及其价值

一、绿证交易

绿证，即绿色电力证书，是国家对发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的具有独特标识代码的电子证书，是非水可再生能源发电量的确认和属性证明以及消费绿色电力的唯一凭证，一张绿证代表1000kWh绿色电力。

根据《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，各承担可再生能源消纳责任的市场主体除实际消纳可再生能源电量外，可通过以下补充（替代）方式完成消纳量：

（一）向超额完成年度消纳量的市场主体购买其超额完成的可再生能源电力消纳量（简称“超额消纳量”），双方自主确定转让（或交易）价格。

（二）自愿认购可再生能源绿色电力证书（简称“绿证”），绿证对应的可再生能源电量等量记为消纳量。

可见绿证是绿电消纳保障的重要补充，通知中同时指出，若企业购买绿证所对应的电量超过所在省级行政区域消纳实施方案确定完成的消纳量，超额部分折算的能源消费量不计入其能耗考核。

截止2022年5月底，绿证交易平台累计完成了227万余张绿证的认购，风电绿证最高成交价格382.3元/个，最低成交价格35元/个；光伏绿证最高成交价格91.3元/个，最低成交价格50元/个。绿证分为有补贴绿证和无补贴绿证，其中有补贴绿证价格根据项目不同，价格差距较大，而无补贴绿证价格一般不高于50元/个，详见图1~图3。

图1 2022年上半年绿证价格走势

图2 2022年上半年绿证价格走势（有补贴）

图3 2022年上半年绿证价格走势（无补贴）

二、绿电交易

2015年中共中央、国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》及相关配套文件，“逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场”。2016年12月29日，国家发改委、国家能源局印发《电力中长期交易基本规则（暂行）》。2021年10月11日，《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号，全面放开燃煤发电上网电价和取消工商业目录销售电价。截至目前，我国电力市场交易主要包括电力中长期交易和电力现货交易，并已适度开展调频、调峰、备用等辅助服务交易以及发电权交易、可再生能源电力绿色证书交易等其他相关交易。通过交易的绿色电力价格，较基准电价上浮了5%~10%，这部分价格充分体现出可再生能源企业的绿色权益。2022年，《南方区域绿色电力交易规则（试行）》和《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》。两大文件发布，就各自区域绿电交易的定义、规则、机制等进行了明确。

目前还没有明确表明购买绿电抵消碳排放的常态化政策细则，但在国家发改委等七部门联合发布的《促进绿色消费实施方案》中提出，要进一步激发全社会绿色电力消费潜力，研究在排放量核算中将绿色电力相关碳排放量予以扣减的可行性。

三、碳配额/CCER

在我国现行碳市场制度中，重点排放单位可以使用碳配额或CCER完成清缴工作，其中使用CCER抵消碳排放配额的清缴，抵销比例不得超过应清缴碳排放配额的5%。

全国碳交易市场首个履约期仅纳入发电企业（共2162家）。通过对2019年、2020年的碳配额进行清缴履约，这些企业履约完成率为99.5%。截至2021年12月31日，碳配额累计成交量1.79亿吨，成交额76.61亿元。12月31日收盘价54.22元/吨，较7月16日首日开盘价上涨13%。总体而言，自全国碳市场启动以来，整个2021年价格（挂牌价）较为稳定，整体在40-60元之间，成交量在进入履约期，才从平稳的趋势快速上升，2021年12月成交量达到整体交易量的76%。

综上所述，我国目前各低碳用能手段现状如下表所示。

低碳用能手段发展趋势展望

一、 证电合一

绿证交易的方式有“证电分离”和“证电合一”两种。

“证电分离”意味着绿电的电能价值和环境价值在两个市场销售，“证电分离”的优势在于绿证这种二次分配手段不用受制于电力输送的物理层面限制。

“证电合一”模式下，绿色电力的经济价值和环境效益价值合二为一，在这种模式下依托全国统一的绿证制度和国家可再生能源信息管理中心提供的绿色电力查证服务，能够确保绿色电力从生产、交易到消纳的全生命周期都能够做到可追踪。

2022年2月，《南方区域绿色电力交易规则（试行）》发布并实施，同年5月，北京电力交易中心印发《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》，两大文件均就各自区域绿电交易的定义、规则、机制等进行了明确。其中《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》中提出将为购买绿色电力产品的电力用户提供绿色电力证书，《南方区域绿色电力交易规则（试行）》也明确绿色电力交易的标的为附带绿证的风电、光伏等绿色电力发电企业的上网电量，二者均明确绿电交易将以“证电合一”的方式进行。

随着我国电力市场交易主体、运营机构和监管机构对绿色电力交易的不断探索和创新，“证电合一”有成为未来绿电交易的主流手段的可能。

二、碳市场展望

目前，碳市场已进入第二个履约周期，根据第一个履约周期内市场运行情况，预计未来碳市场将会出现以下改变：

（一）纳入行业范围增加。目前在全国碳市场仅纳入发电企业，预计在2022年建材和钢铁行业也将被纳入全国碳市场，“十四五”期间，有望纳入全部八个重点排放行业（发电、石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、航空），届时碳市场整体规模也将相应扩大。各行业企业需逐步熟悉碳市场并提早制定相关战略。

（二）市场化程度加强。目前我国碳市场的首个履约期呈现出履约周期临近时，交易量激增，而平日里市场活跃度较低，这显然不是成熟市场的健康运行状态，究其原因，目前碳市场的主体仅有控排企业和少数机构作为交易主体，市场化程度偏低，因此预计将来碳市场将逐步纳入机构和个人投资者以增加市场活跃度。

（三）碳配额总量逐步收紧

目前碳排放配额分配以免费分配为主，但未来随着碳达峰目标期限迫近，考虑国家温室气体排放控制要求及经济增长、产业结构调整、能源结构优化、大气污染物排放协同控制等因素，可以预见碳配额将会逐步收紧或逐渐引入有偿分配，这对各重点排放企业的碳资产管理能力提出要求。