一、行业热点

中央一号文件：推进农村光伏建设！

全国碳市场运行首年盘点

2022年风光市场展望：这170GW项目将是并网主力

直击中国单体规模最大的“光伏+生态治理”电站施工现场！

二、政策法规

《“十四五”新型储能发展实施方案》发布

《关于印发促进工业经济平稳增长的若干政策的通知》

《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》

国家能源局：大力推进光伏基地化开发，规范分布式光伏整县推进开发秩序、及时纠偏

 

 

三、他山之石

光伏行业2021年回顾与2022年展望

为碳定价：碳排放权交易体系（ETS）最全科普

新能源额外成本：辅助服务费！

新能源入市三题待解！

新能源急需精准“天气预报”

行业热点

看点01. 中央一号文件：推进农村光伏建设

 

2月22日，2022年中央一号文件《中共中央国务院关于做好2022年全面推进乡村振兴重点工作的意见》发布。

其中提到：巩固提升脱贫地区特色产业，完善联农带农机制，提高脱贫人口家庭经营性收入。逐步提高中央财政衔接推进乡村振兴补助资金用于产业发展的比重，重点支持帮扶产业补上技术、设施、营销等短板，强化龙头带动作用，促进产业提档升级。巩固光伏扶贫工程成效，在有条件的脱贫地区发展光伏产业。

扎实开展重点领域农村基础设施建设。推进农村光伏、生物质能等清洁能源建设。 

看点02. 全国碳市场运行首年盘点

中国的全国碳排放交易体系（ETS）于去年开始投入运行。它要求电力行业的2000多家重点排放单位对2019-2020年的排放进行核算。这一全国碳市场目前覆盖的二氧化碳年排放量达到近45亿吨，约占全国总排放量的40%。与欧盟等其他地方的碳市场不同，中国的排放配额分配不是基于排放总量上限确定的，而是基于排放强度。一个排放配额意味着一家公司可以排放1吨碳。

到目前为止，全国碳市场的交易活动还很有限：2021年碳排放配额总计成交了4.1205亿吨，包括区域排放交易试点和被称为国家核证自愿减排量（CCER）的国内碳抵销。然而，起步缓慢的情况并不少见：欧盟排放交易体系(EU-ETS)在2005年启动后的第一年，配额交易总量仅有3.21亿吨，但2021年已经达到120亿吨。

中国的碳排放交易试点（其中大部分自2013年以来一直处于活跃状态）继续并行运行，但随着电力行业排放单位越来越多地转向全国碳市场，大部分试点市场的交易额出现了下降。

中国在2017年宣布建立全国碳排放交易体系。2021年1月初，生态环境部（MEE）发布关键政策文件，全国碳市场随即正式投入运行。2021年7月，碳排放权交易在上海环境能源交易所的平台上正式上线。这一年，中国另外两个主要碳市场机构也开展了活动：一是北京绿色交易所，这是自愿减排量（VER）和CCER的国家交易平台。参与全国碳市场的企业经营者可将CCER作为补充履约手段；二是湖北碳排放权交易中心，在正式的全国碳排放权注册登记机构建立之前，该中心是交易和持有量的临时登记处。

截至去年12月31日，全国碳市场碳排放配额以每吨54.22元（8.52美元）收盘，比7月16日的开盘价上涨13%。包括挂牌协议交易（线上）和大宗协议交易（线下）在内，2021年的碳排放配额（CEA）加权平均价格为每吨43.85元（6.89美元）。2021年全国碳市场共运行114个交易日，碳排放配额累计成交量达1.79亿吨。其中，1.48亿吨（83%）为场外交易（OTC）。下表概述了去年不同类型交易的市场表现。

注：*总成交量包括地区试点ETS、全国碳市场和CCER的配额成交量。成交额仅包括配额单位（由于CCER主要在场外交易，无法公开获得价格信息）。试点中的碳抵销交易量较小，不包括在我们的评估中。

交易以电子方式进行，且只允许现货交易，目前没有期货或其他衍生产品。交易指的是挂牌协议交易或场外大宗协议交易（每个交易日结束时在交易所清算的双边场外交易）。后者经双方协议单笔最小交易量不小于10万配额，每日价格波动幅度为±30%。只有碳市场纳入的重点排放单位可以进行交易。金融机构和其他“投机者”尚未获准参与市场，不过中国政府已表示，这可能会在稍后阶段发生变化。

碳市场交易分两个不同阶段进行，7月至9月为“学习和准备”阶段，实际交易从10月至12月中旬开始。然而，到9月底，一些大型国有企业已经完成了公司碳资产管理和交易策略的制定：9月30日出现了一些大宗场外交易。在这一年中，市场参与主体们逐渐从生态环境部获得了配额。10月至12月中旬需求开始回升。配额不足的经营者开始通过交易大厅和场外大宗交易寻找配额。由于大多数盈余持有者不想放弃他们的多余配额，所以可供交易的配额有限。

根据《碳排放权交易管理办法（试行）》，参加全国碳市场的控排企业可使用CCER在全国碳市场进行2019-2020年度的履约，抵销比例不得超过5%。为了将所得的配额存起来，以备将来使用，有很大一部分市场参与主体的抵消比例都几乎达到了上限。这种做法进一步限制了配额供应。碳配额交易价格在每吨30元（4.72美元）和59元（9.27美元）之间波动，形成一个大U形。

全国碳市场正式启动后，中国的地区试点碳市场仍在并行运行。尽管北京和广东的一些自备电厂今年开始逐步转向全国碳市场，但发电以外各行业的大型排放企业仍受各地区碳市场的监管。随着全国碳市场的发展，以及越来越多的排放单位从地区试点转向全国碳市场，试点碳市场的作用将减弱。至于不同试点的配额价格，北京仍然是最高的，2021年达到了每吨9.22美元的历史高位（高于全国碳市场每吨6.42美元的价格），其次是上海试点市场，为每吨6.03美元。

专家估计2020-2021两年期的最终核实排放量为86.8亿吨，而已知的碳排放配额总量为90.1亿。这将为2022年的履约期留下3.3亿盈余配额。生态环境部正在考虑是否取消这一盈余以避免市场失衡。这一点将在即将发布的2021-2022年碳配额分配计划草案中得到澄清。此外，未来几年全国碳市场的范围还将扩大，水泥、有色金属等行业可能会被纳入进来，甚至有可能连它们2022年的排放量也被纳入进来。

2022年，官方可能采取的与全国碳市场有关的动作主要将与其法律地位有关。《碳排放权交易管理暂行条例》将是一份需要关注的关键政策文件。随着配额分配方案中基准的收紧，市场供需更加平衡，以及数据质量的提高和引入MRV（监测、报告和核查）措施，我们预计2022年排放配额平均价格将超过每吨65元（10.22美元）。

展望未来，2022年将是中国朝着双碳目标迈进的一年。随着碳减排的进一步系统化和制度化，碳达峰和碳中和的工作将进一步深化。此外，能源消耗和能源强度的“双控”可能会转变为碳排放总量和碳强度的“双控”，这将对地方政府、地方经济和企业产生深远影响，加速多个行业的绿色转型。

 

看点03. 2022年风光市场展望：这170GW项目将是并网主

2021年，落实“双碳”目标首年，风电、光伏分别交出了47.57GW、54.88GW的成绩单，“低于预期，却也创下新高”。

作为当下“顶流”赛道，2022年风光冲劲十足。仅光伏而言，2022年开年各大央企、国企已竞相开启超47GW、超36GW的组件、逆变器设备招标。

项目指标更是“眼花缭乱”。据媒体统计，2021年各级政府下发的风光项目指标高达200GW+。不过，项目并网时间要求各有不同，主要支撑2022年装机市场的将是以下几类项目：

一、大基地项目：45.71GW

沙漠、戈壁、荒漠地区大型风光基地，自2021年10月12日习近平主席在《生物多样性公约》第十五次缔约方大会领导人峰会上宣布加快规划建设大型风电光伏基地项目，这一词条多次出现于国际国内高层领导重要讲话及各级政府红头文件中。多方关注之下，这一板块也必将成为完成度最高的项目。

2021年12月底，第一批大型风电、光伏基地项目清单公开，覆盖内蒙古、山西、青海等19个省区，总规模97.05GW。

值得关注的是，在上述清单中，各项目明确了2022年和2023年的投产容量。据统计，仅第一批风光大基地项目，2022年的投产容量将达45.71GW。其中，完工率最高的当属新疆，2.4GW项目悉数将于2022年底投产。此外，于2021年12月底开始申报的第二批风光大基地项目，据悉规模高达400GW，但具体项目清单目前仍未发布。

 

二、2021年保障性并网项目：53GW+

近十年来，我国风电光伏规模管理机制多方变革，从指标派发到竞争性配置，2021“十四五”起步之年，保障性、市场化等多元并网机制开始全新实施。保障性项目由电网实行保障性并网，而保障性并网范围以外仍有意愿并网的项目则为市场化项目，通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后，由电网企业予以并网。

2021年，内蒙古、山西、河北、陕西、天津、广西、山东、安徽8省区市以及新疆兵团明确下发了保障性风光项目，总规模74.6GW，其中光伏项目（含风光互补）52.3GW，风电项目22.3GW。

保障性项目并网时间，各省要求不同，其中递延项目，即2019年、2020年获得指标未并网的项目，除广西外均要求在2021年底并网，广西对于2020年获得指标的光伏项目并网节点延长至2022年底。而新增项目，山西、内蒙古、山东及新疆兵团要求风光项目于2022年底并网，河北、陕西光伏项目须于2022年底并网，风电项目须于2023年底并网。此外，广西风、光项目的并网时长分别为两年、三年，天津仅要求一年内实质开工，安徽光伏、风电项目的全容量并网时间节点分别为2023年、2024年。

由此，上述9地保障性风光项目需要于2022年底前并网的规模至少达53GW，其中包含部分于2021年底并网的递延项目。

需要强调的是，上述项目仅是9地明确下发的风光保障性项目，其余省份还将部分符合条件的竞争性配置项目列入保障性项目名单。如江西省于2021年5月下发了第一批3GW竞争性光伏项目名单，同时明确，2021年12月31日前建成并网的项目将纳入2021年保障性并网规模。2021年11月，江西再次下发9GW第二批光伏竞争优选项目，若按第一批项目规则，那么2022年底并网的项目将大概率进入2022年保障性项目名单。

三、市场化项目：3GW+

2021年是市场化项目的开发元年。市场化项目需要通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件，这也决定了项目的并网周期势必延长。

2021年青海、山东、河北、广西、吉林、安徽6省下发了约83GW的市场化并网风光项目，但并网时间大多集中于2023年，仅山东10GW项目中有3.03GW项目承诺于2022年底前并网。

四、整县分布式光伏：70~100GW

以上均为大型集中式风光项目，比肩集中式，分布式光伏项目正快速跃居光伏开发市场的“半壁江山”，而“整县”模式无疑占据C位。

2021年9月，国家能源局公示首批整县屋顶分布式光伏开发试点县名单，总共676个县（市、区）入列名单。按照要求，2023年底前，试点地区各类屋顶安装光伏发电的比例均达到要求。据测算总开发容量可达150~200GW。

2021年底，据国家能源局通报，2021年全国整县推进屋顶分布式光伏试点县累计备案46.23GW，累计并网17.78GW。

众所周知，整县屋顶资源主要分为三类，园区、工商业屋顶，党政机关、学校屋顶以及农户屋顶，特别是后两类，由于分散，隐患风险和投资风险较大，因此实质上整县推进相对缓慢。但有评论指出，并不“划算”的收益下，激昂涌进的央国企看重的或是碳资源交易价值。以广东为例，2016年1月碳排放权配额交易均价18.45元/吨，2022年2月已上涨至84.8元/吨。

若按50%的完成率，2022年整县分布式光伏项目并网规模或达70~100GW。

 

看点04. 直击中国单体规模最大的“光伏+生态治理”电站施工现场

春节刚过，位于毛乌素沙地边缘的国家能源集团宁夏电力公司200万千瓦光伏项目施工现场已是热火朝天。作为中国首批大型风光电基地重点项目之一，该工程是目前国内单体规模最大的集中式智慧光伏电站，“西电东送”重要通道的绿色电源点。同时该项目还利用采煤沉陷区土地及荒山荒坡，成为中国“光伏+矿区生态治理”的示范项目。之所以选择在这里建光伏电站，一方面是这里的光照资源比较丰富，另一方面是因为这里是一片采煤沉陷区，可以充分利用土地资源，在发绿电的同时，还可以减少地表的水分蒸发，改善生态环境。

 

我国煤炭行业70年负载运行，为社会经济发展提供了重要能源保障的同时，煤炭开采留下了大面积的采空区和沉陷区，带来了一系列严重的经济、社会、环境问题。

据统计，我国共有23个省份、151个县市分布有采煤沉陷区，面积高达3000多万亩。按照每年35亿吨煤炭产量计算，每年还将新增沉陷区125万亩。采煤沉陷区综合治理已成为各地政府亟待解决的难题。

自2015年以来，全国已经开展了6GW的光伏+采煤沉陷区治理工作，且取得了卓越成效。随着光伏发电的快速发展，其用地越趋紧张，而利用采煤沉陷区受损土地发展光伏，不仅可以解决生态环境治理问题，将闲置资源变为当地经济增长的要素之一，还可带动当地就业。

一、国家相关政策

2021年6月21日，国家发改委印发了《关于请提供利用采煤沉陷区受损土地发展光伏发电有关情况的函》，要求列入全国采煤沉陷区综合治理规划、重点采煤沉陷区集中的23省115个区市提供利用采煤沉陷区受损土地发展光伏发电的有关情况，推动采煤沉陷区受损土地综合利用。
   2021年11月26日，国家发改委发布了《“十四五”特殊类型地区振兴发展规划》，提出“深入推进采煤沉陷区综合治理……统筹推进土地综合整治利用，盘活沉陷区土地资源……因地制宜推广利用沉陷区受损土地发展光伏、风电。”
   2021年11月30日，国家发改委、科技部、工信部、自然资源部、国家开发银行联合印发《“十四五”支持老工业城市和资源型城市产业转型升级示范区高质量发展实施方案》，明确创新“光伏+”模式，推进光伏发电多元布局，支持包头、鄂尔多斯、石嘴山等城市以及宁东能源化工基地等地区因地制宜利用沙漠、戈壁、荒漠以及采煤沉陷区、露天矿排土场、关停矿区建设风电光伏发电基地。可见，利用采煤沉陷区发展光伏发电将成新趋势。

二．“光伏+采煤沉陷区治理”现状

国内第一批光伏领跑者基地就是在大同南郊区、新荣区和左云县形成的1687.8平方公里的采煤沉陷区实施的。近年来，大同依托丰富的太阳能资源在采煤沉陷区内建设光伏电站，同步开展光伏场区及回填区种植等生态治理，目前已建成15万千瓦光伏治理采煤沉陷区基地。其中，仅三峡新能源在大同左云建设的林光互补采煤沉陷区光伏电站绿化面积就达3700余亩。大同市政府配套出台了《大同采煤沉陷区国家先进技术光伏示范基地项目管理办法》、《大同市采煤沉陷区国家先进技术光伏示范基地生态保护管理办法》，为绿色低碳转型、生态保护补偿、振兴美丽乡村的共同发展提供了良好示范。

2016年国家计划建设550万千瓦光伏领跑基地，其中有450万千瓦结合了采煤塌陷区治理。目前，山西阳泉结合采煤沉陷区治理的光伏规模达到了100万kW；安徽两淮采煤沉陷区国家先进技术光伏示范基地建设了100万千瓦，其中淮南采煤沉陷区建设了水面光伏电站；内蒙古包头市采煤沉陷区建设了100万千瓦光伏示范基地，乌海建设了50万千瓦光伏采煤沉陷区领跑基地，伊金霍洛旗50万千瓦采煤沉陷区生态治理光伏项目也已并网发电；山东济宁、新泰各建设了50万千瓦的光伏采煤沉陷区基地；宁夏白银平川区采煤沉陷区光伏示范基地项目等逐渐兴起。

政策法规

  看点01. 《“十四五”新型储能发展实施方案》

2月10日，国家发改委、国家能源局正式印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，为推动新型储能规模化、产业化、市场化发展制定了实施方案。

根据文件，新型储能“十四五”将按照统筹规划、因地制宜，创新引领、示范先行，市场主导、有序发展，立足安全，规范管理的基本原则推进。其发展目标为到2025年，由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件，市场环境和商业模式基本成熟。其中，电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上。

拓展新型储能商业模式，探索推广共享储能模式。鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式配置储能，发挥储能“一站多用”的共享作用。积极支持各类主体开展共享储能、云储能等创新商业模式的应用示范。试点建设共享储能交易平台和运营监控系统。

研究开展储能聚合应用。鼓励不间断电源、电动汽车、充换电设施等用户侧分散式储能设施的聚合利用，通过大规模分散小微主体聚合，发挥负荷削峰填谷作用，参与需求侧响应，创新源荷双向互动模式。

创新投资运营模式。鼓励发电企业、独立储能运营商联合投资新型储能项目，通过市场化方式合理分配收益。建立源网荷储一体化和多能互补项目协调运营、利益共享机制。积极引导社会资本投资新型储能项目，建立健全社会资本建设新型储能公平保障机制。

同时加快重点区域试点示范，结合以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设开展新型储能试点示范;加快青海省国家储能发展先行示范区建设;加强河北、广东、福建、江苏等地首批科技创新(储能)试点示范项目跟踪评估;统筹推进张家口可再生能源示范区新型储能发展。

 

看点02. 关于印发促进工业经济平稳增长的若干政策的通知

2月18日，国家发改委、工信部、财政部等多部门联合印发《关于印发促进工业经济平稳增长的若干政策的通知》。

通知提出，组织实施光伏产业创新发展专项行动，实施好沙漠戈壁荒漠地区大型风电光伏基地建设，鼓励中东部地区发展分布式光伏，推进广东、福建、浙江、江苏、山东等海上风电发展，带动太阳能电池、风电装备产业链投资。

推进供电煤耗300克标准煤/千瓦时以上煤电机组改造升级，在西北、东北、华北等地实施煤电机组灵活性改造，加快完成供热机组改造；对纳入规划的跨省区输电线路和具备条件的支撑性保障电源，要加快核准开工、建设投产，带动装备制造业投资。

在用地、用能和环境政策方面，通知指出：保障纳入规划的重大项目土地供应，支持产业用地实行“标准地”出让，提高配置效率；支持不同产业用地类型按程序合理转换，完善土地用途变更、整合、置换等政策；鼓励采用长期租赁、先租后让、弹性年期供应等方式供应产业用地。

落实好新增可再生能源和原料用能消费不纳入能源消费总量控制政策；优化考核频次，能耗强度目标在“十四五”规划期内统筹考核，避免因能耗指标完成进度问题限制企业正常用能；落实好国家重大项目能耗单列政策，加快确定并组织实施“十四五”期间符合重大项目能耗单列要求的产业项目。

 

看点03. 《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》

2月10日，国家发展改革委、国家能源局发布了关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见。意见指出主要目标为：“十四五”时期，基本建立推进能源绿色低碳发展的制度框架，形成比较完善的政策、标准、市场和监管体系，构建以能耗“双控”和非化石能源目标制度为引领的能源绿色低碳转型推进机制。到2030年，基本建立完整的能源绿色低碳发展基本制度和政策体系，形成非化石能源既基本满足能源需求增量又规模化替代化石能源存量、能源安全保障能力得到全面增强的能源生产消费格局。意见指出，完善支持储能应用的电价政策、太阳能热发电和储能等调节性电源运行的价格补偿机制及支持新能源电力能建尽建、能并尽并、能发尽发。

 

看点04. 国家能源局：大力推进光伏基地化开发，规范分布式光伏整县推进开发秩序、及时纠偏

2月23日，中国光伏行业协会主办的光伏行业2021年发展回顾与2022年形势展望线上研讨会如期举行，国家能源局新能源司处长邢翼腾在致辞中总结了光伏行业2021年的发展特点，同时就“十四五”光伏行业的发展指出了方向，并提出了建议。

邢翼腾指出，2021年我国光伏行业立足新发展阶段，保持了稳中有进的发展态势。“十四五”期间一方面要大力推进光伏基地化开发，要积极推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设；要规范光伏分布式的开发，稳步推进屋顶分布式光伏开发试点工作；要创新推进各项行动计划，促进光伏发电更大规模更高质量发展；持续加强政策供给，力争进一步改进影响光伏等新能源发展的用地、电网接入等关键性要害性的堵点难点问题。邢翼腾强调，要确保整县屋顶分布式光伏开发试点工作始终保持正确的轨道和方向，加强事中事后监管，各省级能源主管部门规范开发建设市场秩序，及时处理和纠正试点工作过程中出现的问题和偏差。要切实保护农户的合法权益，对借屋顶分布式光伏开发之机，以各种名目损害农民利益的，要严肃查处，纳入不良信用记录和失信惩戒名单。

此外，在提到的行业建议中也明确指出，要共同维护光伏产业链的平稳发展。产业链供应稳定，价格平稳，既是全行业的共同期待，也符合全行业的共同利益，每位成员都有责任有义务维护。还要共同维护光伏发电良好的市场投资环境。目前部分地方部分企业暴露出以次充好、无序竞争，甚至侵害老百姓利益、农民利益等问题，破坏了行业正常的发展秩序，对行业形象也造成了一定的负面影响。为推动行业健康高质量发展，希望大家加强行业自律，依法依规经营，共同构建并维护良好的市场投资环境与竞争秩序。

 

他山之石

看点01. 光伏行业2021年回顾与2022年展望

2月23日，2021年发展回顾与2022年形势展望线上研讨举行。中国光伏行业协会名誉理事长王勃华做了主题为《我国光伏行业发展情况——2021年回顾与2022年展望》的演讲。

王勃华指出，2021年我国光伏产业继续高歌猛进。其中光伏组件产量连续15年位居全球首位；多晶硅产量连续11年位居全球首位；我国光伏新增装机量连续9年位居全球首位；光伏累计装机容量连续7年位居全球首位。

同时，2021年我国在光伏制造端环节（多晶硅、硅片、电池片、组件）产值突破7500亿元，硅片、电池片、组件出口额创历史新高超过280亿美元，新增装机达54.88GW，同比增长13.9%，创历史新高，累计装机突破300GW。其中分布式新增29.28GW，占比53.4%，历史上首次突破50%。

2021年，我国户用光伏新增装机量21.6GW，创历史新高，占我国新增装机量的39.4%，同比增长113.3%。

在制造端发展方面，王勃华介绍到，2021年多晶硅产量50.5万吨，同增28.8%，颗粒硅的市占率提高了1.3个百分点。行业涌现新的进入者。

硅片产量227GW，同增40.7%。182、210合计占比已增长至45%；电池片产量198GW，同增46.9%；组件产量182GW，同增46.1%。

光伏产晶出口总额(硅片、电池片、组件)约284.3亿美元，同比增长43.9%。其中硅片、电池片、组件出口部分别为24.5亿美元，13.7亿美元，246.1亿美元，分别同比上涨，38.3%， 38.2%，44.9%。

 

光伏组件出口量约98.5GW，同比增长25.1%，出口额和出口量均创历史新高。电池片出口量约10.3GW，同比增长14%。硅片出口量约22.6GW，同比下降16.4%。

对于2021年供应链价格增长，王勃华认为主要呈现供应链价格增长带有普遍性特点，涨价持续时间较长，涨幅比较大等特点。

对于供应链协调发展的问题，王勃华认为两点需要关注，各环节扩产周期不匹配、各环节规模不匹配。

对于2022年的展望，王勃华认为，在多国“碳中和”目标。清洁能源转型及绿色复苏的推动下，预计2022-2025年，全球光伏年均新增装机将达到232-286GW，我国年均新增装机83-99GW。2022年装机在巨大国内光伏发电项目储备量推动下，或将增至75-90GW。未来大尺寸将成为主流，n型电池有望快速放量。

 

看点02. 为碳定价：碳排放权交易体系（ETS）最全科普

碳排放权交易体系（ETS），又称碳市场，是鼓励减少温室气体排放的一项有效政策。一般来说，政府或其他指定的权威机构决定碳市场参与者在规定时间段内的温室气体排放限额，并分配给各家公司。超过了排放配额的碳市场参与者可以向有多余配额的参与者购买排放权。相应地，排放量低于配额的公司可以在碳市场出售配额。这种限额与交易（cap-and-trade）机制提供了一种有效的财政激励，促使企业尽可能将碳排放量降至限额以下。

限额与交易机制作为一种降低污染的模式，起源于上世纪八十和九十年代的美国。当时，该模式成功地应用于淘汰汽油中的铅、二氧化硫（SO2）和一氧化二氢（N2O），以应对酸雨问题。如今，这种限额与交易机制被广泛应用于许多重点行业的温室气体减排中。虽然碳排放权交易机制通常被称为碳市场，但二氧化碳远不是唯一纳入计算的温室气体。排放到大气中的温室气体有许多种，其中大部分气体的全球变暖潜能值（GWP）比二氧化碳高得多。例如，甲烷（CH4）是另一种排放较为普遍的温室气体，其全球变暖潜能值是二氧化碳的28倍。换句话说，排放一个单位甲烷的后果相当于排放了28个单位二氧化碳。因此，碳市场通常以二氧化碳当量（CO2e）为单位进行交易，将其他气体的温室效应换算成二氧化碳，以将多种温室气体纳入计算。

碳税 vs. 碳市场

在关于气候政策的讨论中，人们常常将碳税和碳市场相提并论。这两种方法都为碳排放定价，旨在减少温室气体排放，刺激低碳技术的投资和发展。如果碳市场采用拍卖的方式向企业分配碳排放权，则这种碳市场与碳税一样能为政府产生额外的收入，可投入于更多的绿色发展项目。

虽然碳税和碳市场听起来十分相似，但两者有着关键的区别。碳税是一项政府主导的策略，权威部门为温室气体排放指定一个固定的价格，根据每单位排放量向企业进行收费。这种方式下，市场会根据这一额外成本调整碳排放量。因此，碳税政策下的最终排放量是由市场决定的，较难预测。另一方面，碳市场则允许政府部门确定每年期望的最终排放量，并根据这个期望相应地分配排放限额，让市场决定温室气体排放权的价格。因此，在碳市场下，温室气体排放的价格是波动的，但排放总量相对来说更加可控。

中国碳市场的发展：中国早在2011年就开始了碳市场的规划，并于北京、天津、上海、重庆、湖北、广东、深圳这七个辖区建立了试点碳市场。截至2020年11月，这些试点碳市场已覆盖20多个行业约3000家重点排放企业，二氧化碳交易总量达4.3亿吨，累计成交总额约100亿元人民币。在试点范围内，企业总排放量和排放强度均有所下降。这表明了碳排放权交易体系在中国是一个有效可行的气候策略。

全国碳市场启动：我国的全国碳排放权交易体系于2021年7月16日开始正式交易。作为世界上最大的碳排放权交易系统，该碳市场目前覆盖超过40亿吨年排放量，在第一阶段涵盖2225家燃煤和燃气发电企业，并打算未来几年纳入钢铁和化工等其他高耗能、高污染行业。企业的排放限额由其省级生态和环境部门决定并分配。

在初始阶段，企业的排放上限仍设定在接近企业实际排放量的水平，因此现阶段的碳市场并未给企业带来巨大的排放成本。这种温和的开端是大多数碳市场体系最初阶段的惯例，目的是为了给企业及市场一些适应新制度的空间。随着中国在节能减排的道路上不断推进，预计总排放上限将不断缩紧，推动碳价上涨，促使企业主动加大减排力度。

重点关注排放强度：我国的碳排放权交易体系与其他国家的不同之处在于，中国碳市场注重的是降低排放强度，而不是减少绝对排放量。也就是说，目前的目标是减少生产等量的能源所排放的温室气体。因此，一些在碳市场评估下取得减排进展的企业，即使降低了每单位能源的排放量，仍有可能因总体能源产量的增加而出现绝对排放量的上升。

中国之所以选择排放强度而不是绝对排放量作为国家碳交易的基准，原因在于对能源安全的考虑和持续发展的需要。目前，能源安全仍然是我国面临的主要挑战。与此同时，国内工业和民生方面的能源需求持续增长。因此，为满足日益增长的能源需求并支持经济发展，中国需要继续提高国内能源产量，应对气候变化的政策也不应鼓励减少能源供应。以排放强度为基准的考核办法可以避免企业通过减少能源产出争取排放配额剩余，同时也能促进企业提高能源生产效率，增加低碳、高质量能源的供应。

全球其他碳排放权交易体系：

欧洲-欧盟碳交易系统（EU ETS）自2005开始运作，是全球最早的碳市场。欧盟碳交易系统最近才被中国的全国碳市场超越，为世界第二大碳排放权交易体系。该市场覆盖了一万多个实体，占欧盟温室气体排放总量的40%。它涵盖31个国家，包括所有28个欧盟成员国，以及冰岛、列支敦士登和挪威。碳市场参与者包括电力、制造业和欧洲经济区内的航空业。欧盟碳市场已历经几项改革，而最新的一项提议作为“欧洲绿色新政”的一部分于2021年7月提出，考虑将欧盟碳交易系统的范围扩大到海运、公路运输和建筑行业。欧盟的欧洲绿色新政设定了具有法律约束力的温室气体减排目标，即于2030年在1990年排放水平上削减至少55%，并在2050年实现碳中和。

北美洲-美国目前还没有建立国家碳排放交易体系的计划。然而，美国一些州与加拿大的几个省份合作建立了区域性碳市场。其中一个区域碳市场是区域温室气体减排行动（RGGI），由美国东北部和大西洋中部的九个州联合启动，仅针对电力部门的二氧化碳排放。另一个区域碳市场是2012年启动的西部气候倡议（WCI），由美国七个州和加拿大四个省组成。WCI的目标是在成员州、省促进碳排放交易体系的发展，以在2020年将区域碳排放从2005年的排放水平上降低15%。到目前为止，只有美国加利福利亚州和加拿大魁北克省根据WCI建立了碳市场。在缺乏全国碳排放权交易体系的情况下，北美的这些区域碳市场代表了政治、资源利用、经济和环境问题方面的地区差异。

亚太地区

亚洲方面，目前有正在运行的碳市场的国家包括中国、韩国、日本和哈萨克斯坦。韩国碳排放交易体系于2015年启动，是东亚第一个实施全国强制性碳市场的国家。该碳市场不仅涵盖了电力和工业领域，还包括废物处理和国内航空行业，其覆盖范围达到全国排放量的70%以上。从2015年到2017年，韩国碳排放交易体系报告了3.5%的碳排放强度降幅。该国的目标是到2030年，碳排放量比现有发展模式（business-as-usual）水平下降37%。

另一方面，日本并没有一个全国性的碳排放交易体系，但其首都东京都实行了强制性的碳排放限额与交易项目，要求大型建筑、工厂、供热系统和其他大型化石燃料消费者将碳排放量减少到特定基准以下。东京都在2019年宣布了“零排放东京战略”，承诺到2020年在2000年排放基础上减少30%的温室气体排放，并到2050年实现二氧化碳净零排放。

哈萨克斯坦碳排放交易系统于2013年启动，但初期由于遇到法律冲突和温室气体监管方面的空白，未能实现减排目的。该碳市场在2016年至2017年暂停，以改革分配规则和解决运营问题，之后于2018年重启。截至2020年底，哈萨克斯坦碳市场的范围涵盖了电力、中央供热系统、石油天然气开采、冶金、化工、材料加工领域如水泥生产等225类设施。

新西兰碳市场是目前在大洋洲唯一运营的碳排放交易体系。该项目于2008年启动，是唯一纳入林业的碳排放权交易体系。新西兰承诺到2030年将温室气体排放量在2005年的基础上减少30%。在新冠疫情大流行之前，新西兰碳市场预计在2020年的减排量为290万吨。该国人口更多的邻居澳大利亚此前也一直在计划设立全国碳排放权交易系统，但项目在2013年因政府换 届搁浅。

碳交易执行中的挑战

1.数据质量

碳排放权交易体系发展的关键挑战之一是数据质量。就我国而言，现阶段国内企业发展和管理成熟度差异较大，因此企业正确收集、整理和存储数据的能力也参差不齐，收集的数据往往缺乏一致性、完整性和有效性。此外，在试点市场阶段，一些公司和第三方组织被发现伪造排放数据。对于碳交易机制的长期健全发展和信誉来说，加强公司治理和数据管理能力至关重要。

为了解决数据问题，碳交易机制发展的一个关键部分是建立一个健全的测量、报告和验证系统（MRV）。MRV系统要求企业提交排放数据以供政府检察员或官方指定的第三方专家审核，无论该数据是由设备直接测量得出还是根据排放系数计算得出。一个法定MRV框架应该结合健全可靠的执行措施，例如对不合规的实体进行财政制裁、收紧下一报告时期的排放上限、甚至刑事处罚。

2.碳泄漏

碳排放权交易体系面临的另一个常见问题是碳泄漏。碳泄漏是指碳排放从严格限制排放的地区转移到气候相关法规较为宽松的地区。例如，作为WCI成员的加利福尼亚州由于与临近的州交换电力合同，造成了严重的碳泄漏。这种泄漏也可能发生在排放政策不对称的部门和企业之间。例如，一个地区碳市场的实施可能会促使该地区未被碳市场纳入的实体的碳排放增加。

为了防止碳泄漏，欧洲议会正在考虑碳边界调整机制（CBAM）。该机制从电力和能源密集型工业部门开始，对从温室气体排放规定不如欧盟严格的国家进口某些产品征收碳税。另外，中国碳市场按照碳排放强度衡量配额的方法也可能降低碳泄漏的可能性。总体而言，要在更深层次上解决碳泄漏问题，加强排放监管，扩大区域和国际碳市场是从源头避免这一问题出现的关键。

看点03. 新能源额外成本：辅助服务费！

随着电网中新能源比例的提高，调峰等辅助服务需求日益增加，通过辅助服务费用给予提供服务电源一定的补偿，是未来电力市场的一种重要形式。

从目前的交易情况来看，大多数地区的新能源电力所需的辅助服务费用大约为0.3元/度！光伏项目每个月需要的服务时间约为20小时左右。

一．建立有利于新能源消纳的辅助服务市场

2021年12月21日，国家能源局下发的《电力并网运行管理规定》中，对新能源的辅助服务做了详细的规定，不仅扩大电力辅助服务新主体，还丰富电力辅助服务新品种。同时，按照“谁受益、谁承担”的原则，用户要承担必要的辅助服务费用或按照贡献获得相应的经济补偿。

2021年，在各方努力下，电力辅助服务市场切实发挥电力系统“调节器”作用，有效提升电力系统综合调节能力，显著增加可再生能源消纳水平。预计全国范围内增加系统调峰能力9000万千瓦，相当于90座百万千瓦级抽水蓄能电站，为清洁能源增加发电空间近800亿千瓦时。

在国家发展改革委、国家能源局联合发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中，将“辅助服务市场”与“中长期市场”、“现货市场”一起，作为未来电力交易市场的重要形式。

到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。

完善适应高比例新能源的市场机制，有序推动新能源参与电力市场交易。建立与新能源特性相适应的中长期电力交易机制，引导新能源签订较长期限的中长期合同。在现货市场内推动调峰服务，新能源比例较高的地区可探索引入爬坡等新型辅助服务。

持续完善电力辅助服务市场。推动电力辅助服务市场更好体现灵活调节性资源的市场价值，建立健全调频、备用等辅助服务市场，探索用户可调节负荷参与辅助服务交易，推动源网荷储一体化建设和多能互补协调运营，完善成本分摊和收益共享机制。

二、辅助服务费用水平

1、早期辅助服务费水平
   新能源占比较高的西北电网，应该是最早开始征收辅助服务费用的。根据西北电监局的资料显示，2018年5月份，宁夏就开始对辅助服务费用进行分摊。

资料显示：2018年5月，

共129座光伏电站获得调峰服务，总规模为5.88GW，总调峰电量为1.7116亿度，平均月调峰需求为29小时；平均每度电的费用为0.0146元；

共83座光伏电站获得调峰服务，总规模为9.76GW，总调峰电量为2.6636亿度，平均月调峰需求为27小时；平均每度电的费用为0.0136元；

2.辅助费用影响因素

青海省2019年4~11月的辅助服务费用分摊情况则显示，不同月份之间，每度电的辅助服务费用差别很大。2019年4~11月，平均的辅助服务费用为0.2014~4.594元/度。然而，无论多少，该费用都比宁夏的费用高很多。

   除了受地域、时间的影响之外，随着电网中，新能源渗透率水平提高，各省的辅助服务费用都呈现上升趋势。

西北电监局资料显示，2021年9月，陕西、宁夏、青海三省的风电、光伏辅助服务成本如下表所示。

从上表可以看出，宁夏的辅助服务成本最低，为0.03元/度，但相对于2019年是的成本已经大幅提高；青海的辅助服务费用也从2019年9月的0.2544元/度上升到0.3629元/度。
    3、河南电网的辅助费用：约0.33元/度。

除了西北电网以外，其他地区也逐渐开展辅助服务费用分摊。河南电监局资料显示，2021年，河南电力调峰辅助服务市场累计启动312天，平均成本约为0.33元/度。

2021年，河南电力调峰辅助服务补偿费用合计13.5亿元，同比增长95.50%。通过深化电力辅助服务市场建设，市场机制促进火电机组开展灵活性能改造和技术升级，提升电力调节能力，充分挖掘调峰容量430万千瓦，提高电网调峰能力，电力调峰市场促进清洁能源增发电量约41亿千瓦时，有效地实现了清洁能源和火电企业发展的双赢。

三．结语

除了“两个细则”考核的费用之外，未来新能源项目向灵活性电源支付辅助服务费用，对其调峰等服务进行补偿，将成为常态。投资企业在开展项目投资前，应对相关费用予以考虑。

 

看点04. 新能源入市三题待解！

同样容量有序推动新能源参与市场交易”正在成为能源行业的政策热点。

今年1月，中央全面深化改革委员会第二十二次会议，与国家发改委、国家能源局发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（下称《指导意见》）均提出“有序推动新能源参与市场交易”；同期，国家能源局发布的2022年能源监管工作要点和任务清单也明确提出，“积极支持新能源参与市场交易，以市场化机制促进新能源消纳”；国家发改委和国家能源局近日发布《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》更是给出详细操作“指南”——“鼓励新能源发电主体与电力用户或售电公司等签订长期购售电协议”。

新能源参与电力市场交易为何成了近期行业重磅文件的“公约数”？在操作中还面临哪些挑战？

焦点一：“新能源电价该怎么定？”

 

“新能源入市价格为啥变低了？”“新能源入市咋保障收益？”……不少新能源发电企业工作人员向记者坦言，入市意味着其告别“旱涝保收”，第一道“坎”就卡在了价格上。

入市后缘何电价变低？“此前相对较高的上网电价得益于政府扶持和补贴，并非其真实的电能量价值。”广东售电公司工作人员蒋江指出，新能源所发出的电力和煤电、水电本质上没有任何区别，从这个角度看，供需宽松的时段和区域执行低价无可非议。

某业内人士坦言，原来新能源是按计划模式发展，行政审批、核价按照固定投资回收成本。“所谓‘变少’的钱，其实是应该支付的消纳成本。好比一件商品本身价值100元，政府扶持后变为300元，进入市场后还原商品属性定价100元，‘消失’的200元并不是其应得的钱。换言之，绿证也好，政府授权合约也好，都是在向用户传导消纳成本。要想发展新能源，当前的核价和审批制度必须市场化，同时市场机制必须考虑消纳成本的疏导。”

“有观点拿个别不规范的乱象来否定市场，这是不理智的。问题不出在市场本身，而是建设和运营有问题。如果人为干预价格，将导致价格背离供需进而资源错配，更不利于新能源消纳。新能源相对化石能源的额外价值在于环保属性，这部分价值应该通过健全完善绿证市场获取收益。当前现状是，将两个不同维度的价值搅合在一起讨论，难免混沌不清。”蒋江说。

焦点二：“入市最大障碍是什么？”

“新能源间歇性、波动性明显，没法进市场”“新能源入市将加剧价格波动”……不少观点认为，新能源入市的最大掣肘是技术。一位受访专家则指出，从国外经验看，技术可以改进，机制问题才是当前争论的核心。

 

上述业内人士也认为，新能源参与市场的关键问题并不是理论上如何解决波动性、间歇性等制约，而在于多方利益如何博弈和平衡。“以消纳责任权重为例，假设A省将高比例新能源电量送至B省，就意味着本省可能无法完成指标任务，势必会限制外送规模。所发电量的绿电权益归谁？发出省还是受端省？”

“入市意味着新能源和火电，发电与用户、电网之间的利益格局被打破。比如某省现货市场，好多火电被强制出清，在没有报价的情况下，为了完成消纳指标被迫发电。其实质还是计划体制发挥主导作用，通过违背经济规律的方式解决消纳问题。为了照顾不同利益群体，很多市场规则被扭曲不能发挥应有作用，这可持续吗？”上述业内人士说。

电力从业人士王康指出，当务之急是加强部门之间、央地之间、以及政策与市场之间的协同。“为解决‘铁路警察，各管一段’的问题，《指导意见》提出建立跨部门、跨区域的能源安全与发展协调机制，同时强调打破省间壁垒，加强市场与政策之间的衔接，加快建设全国碳交易市场、用能权交易市场、绿色电力交易市场，以解决市场化交易与配额制之间的矛盾。关键在于如何落地，让市场成为新能源消纳的主要方式。”

焦点三：“辅助服务费用谁来出？”

“绿电的最终受益者和消费者是用户，这个费用理应由用户出”“辅助服务是为了更多消纳新能源，理应由新能源企业出”等，伴随着新能源入市，以及新能源电力高比例增长带来的辅助服务大幅上涨，辅助服务费用到底谁分摊讨论已久。

中电联发布的《电力行业碳达峰碳中和发展路径研究》显示，由于新能源属于低能量密度电源，导致电源和储能设施年度投资水平大幅上升。据测算，相比2020年，2025年、2030年、2035年发电成本将分别提高14.6%、24.0%、46.6%。

上述业内人士告诉记者：“做个简单测算，原来1.2千瓦的煤电能为1千瓦的用户供电。但当前需要‘1.2千瓦的新能源+1千瓦的煤电’，才能对应1千瓦的用户。这样，平时不开机的1千瓦煤电与需要随时启动的灵活性辅助服务无疑会抬高发电成本。”

那么，这些增加的辅助服务费用到底应该谁来出？蒋江认为，一味由新能源分摊是不合理的。“一方面，新能源是电力生产者，自身并不需要辅助服务；另一方面，存量新能源仍需补贴，用补贴来支付辅助服务费用，违反了设计初衷。按照‘谁受益、谁承担’原则，享受蓝天白云的是全体用户，那么新能源以及系统产生的成本理应由用户买单。”

用户分摊是否会抬高终端用电成本？蒋江指出，这是新能源入市后的又一误区。“此前，发电企业内部分摊辅助服务费用，表面上看用户无需支付，实际上计算在了度电成本中。与过去‘一锅炖’的方式相比，通过市场优化配置资源，‘账单’更加透明，反而更有利于减轻用户负担。”

 

看点05. 新能源急需精准“天气预报”

“当前我国的气象预测更多是针对公众的公益性预报，但不同领域所需的气象服务其实有很大差别。户外冰雪赛事需要专门的气象服务，同样，在海上安装一台风机也应该有更为专业的气象观测和预报。”中国气象科学研究院研究员坦言，当前，在能源生产领域，特别是以风电、光伏为代表的新能源领域，仍缺乏针对性强的专业气象服务。

国家发改委、国家能源局日前联合印发的《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》中就明确提出，要提高可再生能源相关气象观测、资源评价以及预测预报技术能力，为可再生能源资源普查、项目开发和电力系统运行提供支撑。

一．资源普查需与时俱进

专家指出，针对新能源的气象服务，涵盖资源普查与评价、气象观测预测和预报等多个方面。在资源普查方面，早在10年前，我国就开始进行风资源和光照资源的详细普查。目前，全国范围内已经形成了“1公里×1公里”网格的风资源图谱和“3公里×3公里”的辐照资源图谱。“部分重点地区的风资源普查数据已经精确到‘200米×200米’网格。”她说，新能源的相关“十四五”规划，正是以这些普查数据作为基础。

据记者了解，在公共普查数据的基础上，很多新能源领域的开发商、制造商等都会参与到更进一步的资源勘查中。一方面提升大范围普查数据的精度，另一方面通过具体项目的落地，利用测风塔、辐照仪等设备有针对性地获取资源数据。

她说，随着新能源产业开发能力和装备制造水平的发展进步，相关的资源普查也应该与时俱进。“例如，目前风资源普查数据主要针对的是150米高度区域的资源情况。后续，随着风机塔筒越来越高，特别是在海上风电不断发展的背景下，对风资源的普查可能要继续延伸到200米甚至是300米的高度才能满足产业发展的需求。”

二．专业气象服务缺乏

远景智能风电产品总监赵清声则认为，当前全球气象观测和预测的水平尚无法满足新能源发展的需要。“以风力预报为例，我们经常听到天气预报里说几级风，实际上，每相差一级风速的差距就达到2米/秒，但风电的出力对0.1米/秒的风速变化都是非常敏感的。”赵清声透露，纵观全球绝大部分权威国家气象机构和商业气象机构的预报数据，当前风速预测误差普遍在2米/秒左右。“这意味着风机功率预测的绝对误差会在40%左右。这样的准确度不仅很难满足电力系统调度运行的需要，而且在电力市场的现货交易中，风电企业也很容易亏损。”

“在新能源生产的许多场景下，参照的仍是公益性的面向大众生活的气象数据，缺乏有针对性的精准能源气象服务。”以海上风机安装为例，“有些安装商在施工时就是简单在手机上随便下载一个天气预报的APP，看到有预警就赶紧通知工人停工。事实上，常规的天气预报提供的风速都是来自高度10米左右的风力观测和预测，海上风电的安装则至少要提升到100米的高度。而且常规预报考虑到公众出行，预警中往往还包含了下雨的情况，所以即便是风速很小的情况也可能是预警状态。如果一看到手机APP里的天气预警就盲目停工，很容易错过施工的窗口期。”他还表示，目前，常规的天气预报主要以城市为对象，“但风电、光伏等新能源发电项目恰恰多集中在相对偏远的山区、农村甚至海上，这些地区的气象服务反而更为缺乏”。

他指出，受制于观测能力不足、基础科学瓶颈、市场规模偏小等一系列因素，新能源相关的气象预测一直处于精确度不高、误差较大的状态。

三．有必要建立联合应对机制

那么，在现有条件下，如何有效提升能源气象服务的专业性和准确性呢？他认为，一方面，AI技术的应用可以在一定程度上弥补物理模型在准确性方面的短板。同时，针对诸如风速预测等具体环节而言，特别是4小时以内的超短期预测，还可以采用发射卫星、资料同化、GPS感应等手段提升观测和预测精度。另一方面，要充分应用现有基础设施提升预报的准确度。“我们公司在国家超算中心为每一个风电场和光伏电站定制数值气象预报，风速预测误差降低到了1.6米/秒，准确度提升了8%-12%。”

就各类技术手段的实际落地，他也坦言，当前，我国的能源气象服务市场还缺乏成熟的商业模式。“不赚钱，几乎没有企业愿意大规模投资。”对此，他表示，综合分析各电力现货交易试点地区近一年的运行情况可以发现，新能源发电领域的风速和辐照变化是影响供求关系波动和现货价格变化的最大因素。“只要电力市场能够健康发展，新能源气象预报就有望找到更大的商业价值。”

能源气象服务涉及多领域、多学科的技术发展。“各方都参与的预测和预警才是最有针对性的。尤其是建立极端天气的联合应对机制，非常有必要。”宋丽莉介绍，以去年冬季的能源保供为为例，中国气象局和国家能源局已经就此形成了天气会商机制。“在新能源发展的过程中，需要能源、应急、气象、水利、地质等更多部门参与进来，联合会商，共同提供专业性更强的服务。”