在全球应对气候变化的大背景下，国内针对绿色发展和绿色消费的政策越发严格，欧盟碳关税和国际绿色供应链带来的压力也与日俱增。国内企业关注和购买绿电的热情逐步高涨，绿电和绿证的环境溢价有潜力成为新能源额外收益的重要来源。但随着新能源发展带来的系统成本增加，政策逐步要求新能源承担更多的义务，包括配置储能、分摊辅助服务费用、降低保障小时数等；叠加新能源参与电力市场面临的价格风险，开发过程中的非系统成本等因素，新能源的收益风险快速增加。如何做好绿电的大文章，促进新能源长远发展，需要更多的政策创新与保障。一、新能源头顶的“三座大山”当前，正处于新能源从保障消纳走向市场交易的过渡阶段，各地新能源消纳矛盾程度不同，电力市场进度不一，政策执行也存在较大差异，使新能源企业感觉经营压力陡增的同时，也存在很多困惑。影响新能源收益的因素很多，笔者粗略整理认为主要可分为以下三类：（一）系统成本显著增加由于新能源在功率调节、频率支撑和电压稳定等方面的劣势，必然带来系统成本的增加。新能源渗透率达到一定值，让新能源承担系统成本的责任是公平合理的。但当前要求新能源按比例配置储能的同时，仅将新能源作为单纯的成本被动分摊者而非主动参与者，将带来辅助服务机制运转低效和不透明的问题，给新能源企业带来更重的负担。1.新能源强配储能政策带来低效与浪费尽管国家发改委、能源局基于增强新能源调节能力出发，鼓励新能源配置储能，但并没有出台新能源按比例配置新型储能的强制政策。但大部分省份都出台了新能源配储要求，而且储能配置比例和政策强度有加强趋势。山东、河南等省甚至要求新能源场站实际配建或租赁储能容量不足的，按照未完成储能容量对应新能源容量规模的2倍停运。笔者曾提出新能源强制配储带来的是“双输”局面！一方面增加了新能源的成本，光伏项目按照10%装机、2小时时长配置储能，将增加约6分钱的度电成本。仅将储能作为新能源并网的“路条”使利用效率低下，根据中电联的调研报告，新能源配储等效利用系数仅6.1%，配置储能对新能源来说是“规模越大，伤害越大”。对储能而言，由于没有针对实际运行的监督机制，为了降低成本的考虑，新能源配置的储能电站难以保证设备、工程和运行质量，反而不利于储能行业的整体发展。随着电网运行压力的增大，要求新能源具备一定的调节能力无可厚非，但提升调节能力的方式应由市场决定。相对成本昂贵的储能，新能源应有更多的自由度去购买需求响应、煤电深调等灵活性资源或者采用自身功率管理行为，其成本压力可能更小。2.辅助服务成本快速增加新能源强制配储

为深入贯彻落实国家《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》和《2030年前碳达峰行动方案》有关要求，国家发改委、工信部、住建部、商务部、市场监管总局、国管局、中直管理局等七部委联合印发了《促进绿色消费实施方案》（以下简称实施方案）。促进绿色消费是消费领域的一场深刻变革，其中绿色电力消费体系的改变，将进步对绿色能源变革产生重要的驱动作用。现就实施方案对能源电力转型的影响总结如下：一、实施方案主要内容实施方案强调，要大力发展绿色消费，增强全民节约意识，扩大绿色低碳产品供给和消费，完善有利于促进绿色消费的制度政策体系和体制机制。一是提出食品消费、衣着消费、居住消费、交通消费、用品消费、文旅消费、电力消费等方面的绿色消费重点任务。二是强化绿色消费科技和服务支撑。三是建立健全绿色消费制度保障体系。四是完善绿色消费激励约束政策。增强财政支持精准性，加大金融支持力度，充分发挥价格机制作用，推广更多市场化激励措施。其中激发全社会绿色电力消费潜力主要内容梳理如下：1.推动中央经济会议关于能耗“双控”调整的要求，落实新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制要求，统筹推动绿色电力交易、绿证交易。2.建立完善绿电（绿证）消费市场机制。引导用户签订绿色电力交易合同，并在中长期交易合同中单列。各地应组织电网企业定期梳理、公布本地绿色电力时段分布，有序引导用户更多消费绿色电力。建立绿色电力交易与可再生能源消纳责任权重挂钩机制，市场化用户通过购买绿色电力或绿证完成可再生能源消纳责任权重。3.对用户出台绿电消费差异化激励措施。鼓励行业龙头企业、大型国有企业、跨国公司等消费绿色电力，发挥示范带动作用，推动外向型企业较多、经济承受能力较强的地区逐步提升绿色电力消费比例。加强高耗能企业使用绿色电力的刚性约束，各地可根据实际情况制定高耗能企业电力消费中绿色电力最低占比。在电网保供能力许可的范围内，对消费绿色电力比例较高的用户在实施需求侧管理时优先保障。持续推动智能光伏创新发展，大力推广建筑光伏应用，加快提升居民绿色电力消费占比。4.实现绿电市场与碳市场的联动。加强与碳排放权交易的衔接，结合全国碳市场相关行业核算报告技术规范的修订完善，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。二、实施方案重要意义实施方案关于绿色电力消费的要求意义重大，将实现从消费侧变革带动绿电生产、市场交易的重大变革，主要意义如下：1.完善绿电消费的市场机制，绿电（绿证）消费的付费机制将全面建立。当前，新能源电力消纳主要依靠可再生能源消纳责任权重，虽然企业负有消纳责任权重要求，但地方消纳责任权重一般通过电网公司保障消纳完成，而企业消纳情况按照电网公司保障消纳按比例平摊，一方面企业在完成消纳任务方面主动作为空间有限，另外一方面不需要为绿电付出额外成本，本质上是一种“大锅饭”的方式，不利于激发企业自主消费绿电的积极性，也难以实现绿色价值的变现。实施方案中明确：市场化用户通过购买绿色电力或绿证完成可再生能源消纳责任权重，实际上对该方式进行了根本改变，企业要完成可再生能源消纳责任权重，需要通过市场化手段购买绿电或绿证，即要为绿色价值买单。绿电消纳从“大锅饭”到按需买单，意味着绿电（绿证）消费的付费机制将全面建立，有利于提升绿电价格和促进新能源长远、高质量发展。2.绿电（或绿证）需求将指数级扩围，绿电溢价有望更大幅度提升。一是可再生能源消纳责任权重继续护航，市场化用户完成责任权重需要购买绿电或绿证，按照1439号文要求，大部分工商业用户在该范围内。二是新增可再生能源不纳入能源总量控制的要求进入落实阶段，购买绿电成为企业缓解能源“双控”压力的一个重要选项，缓解能源“双控”可能关系到企业的生存，将带来更大的绿电刚需。三是实施方案对龙头企业、大型国有企业、跨国公司、高耗能企业等绿电消费都提出了要求，并对绿电消费比例较高的用户在需求管理时优先保障，促进各类型企业积极消费绿电。上述三条中，前两条是新增刚性需求，相对于碳成本传导的较为软性需求，对于驱动绿电消费更加有效，随着需求快速增加，绿电溢价有望更大幅度提升。3.捋顺电碳发展机制，实现绿电价值顺利传导。明确“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”，绿电（绿证）零排放效果将在碳市场得到认可，企业为绿电买单付出的成本，将在碳市场通过降低碳排放，节约碳市场履约成本的方式，实现绿电价值的传导，降低企业获得绿电付出的成本压力。

1月17日，国家能源局发布：2021年全社会用电量83128亿千瓦时，同比增长10.3%，较2019年同期增长14.7%，两年平均增长7.1%。同比增速创2012年以来新高。根据相关研究报告，2030年前我国每年最大负荷预计将保持平均5%左右的增速，新能源大发展的背景下，如何保证电力可靠供应的问题长期存在。

构建以新能源为主体的新型电力系统的提出，既重申了新能源发展对于实现双碳目标的重要作用，也正视了电网的中枢平台地位，近年来电源、用户两端挤压中间电网的态势将转向源、网、荷协同发展。提升电网灵活性和安全稳定水平的政策逐步出台，两网也积极增加电网投资，以夯实电力系统基础，促进新能源更好发展。

新型储能作为新型电力系统的重要基础设施，其巨大的发展需求已成共识。尽管近年来支持储能发展的政策密集出台，但行业翘首以盼的储能发展长效机制并未取得实质性进展。伴随多样的利益主体诉求、复杂的源网矛盾，是多而庞杂、互相矛盾的政策体系，建立清晰可执行的支持政策，关系到新型储能产业乃至新型电力系统建设的成败。一、储能政策困境随着国家各部委、地方政府对新型储能发展日益重视，政策文件可谓接踵而至，但时至今日，行业观察者们越发感觉到，各政策之间没有统一逻辑甚至相互矛盾，中央和地方版政策不配套，让行业莫衷一是，主要体现在以下方面：（一）指导性意见为主，可执行性存疑2021年出台的储能系列政策中，以鼓励性的指导意见为主，虽然提出了“按效果付费”、“谁受益、谁付费”的普适性原则，但在电气关系复杂、主体众多且实时变动的电力系统中，无法进行准确评估和计量，同时我国优先发电、电力交叉补贴错综复杂，效果付费、谁受益谁付费的原则并不能完全落实。《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051

全国碳交易市场从7月16日开市到完成首个履约周期，价格在最后几个交易日连续大幅上涨，既收获了首日的惊喜，又经历了前中期的失望，到最后的略有意外。对于运行不到一年的新生事物，在行业单一、交易品种单一、参与主体单一的情况下，存在各种问题是意料之中的，关键在于如何总结经验和解决问题。重视但不过度解读，碳市场是“双碳”转型政策中的一环，在全国碳市场上面我们应该看到的是希望。一、首个履约期总结随着第一个履约期结束，全国碳市场如期完成“首考”。首个履约期纳入发电企业2162家，对2019年、2020年的碳配额进行清缴履约，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，考虑此次履约为两年一次履约，总换手率约2%（年配额按45亿吨计）。12月31日收盘价54.22元/吨，较7月16日首日开盘价上涨13%。纵观去年7月16日全国碳市场开市以来，碳交易的整体情况呈现出以下几个特点：图1

1回顾2021年进入尾声，“双碳”战略目标开局之年，也是能源电力发展的危机并存、转型抉择之年，回顾这宏大壮阔、跌宕起伏的一年：

近日，国家能源局发布了新版《电力并网运行管理规定》（以下简称规定）、《电力辅助服务管理办法》（以下简称办法），这是自2006年发布《发电厂并网运行管理规定》、《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》以来进行的首次修订，其调整力度非常大，意味着并网主体的调度运行机制将进行大幅调整。规定和办法的修订，适应了新能源大规模发展和电力市场改革加快的现实需要，对于压实各并网主体安全稳定责任，激励各主体发挥调节潜能具有重要意义，特别是办法确立的辅助服务分担机制，对于化解当前新能源与传统能源、新能源与电网之间的矛盾具有重要的意义。一、主要内容及意义新版规定和办法延续了以前的框架，规定主要对各并网主体在安全稳定方面提出需要满足的硬性要求，办法主要是确立并网主体提供辅助服务的分摊与激励机制。规定和办法对外发布当天，能源局网站同时进行了全面、准确的解读，在此笔者仅针对重点内容和意义，谈一点个人浅薄的理解：1.电力辅助服务主体大幅扩围。原版办法主要针对调度范围内的发电厂，全国范围内各级调度能够监控到的发电厂总量在1万左右。而新版办法将主体扩大到能够响应电力调度指令的新型储能，传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络等能够响应电力调度指令的可调节负荷，种类上实现大幅突破，数量上更是呈现数量级的增长。另外，可调节负荷进入辅助服务主体，体现了电力系统运行从“源随荷动”向“源荷互动”的机制转变，能有效调动负荷侧（特别是尖峰性、可中断负荷）的灵活性资源，大幅降低辅助服务成本。2．增加了体现电力系统“本质安全”的品种。调峰服务是已被公众广泛认知的辅助服务品种，在辅助服务中占据了很大比例，但在中长期+现货市场机制完善后，调峰需求与价格将在现货市场不同时段价格中得到反映，新版办法适时提出“现货市场运行期间，原则上不再设置与现货市场并行的调峰辅助服务品种”的原则。而在具有更强“两高”特性（高比例新能源、高比例电力电子设备）的新型电力系统中，同步稳定性能和转动惯量不足，以及新能源出力波动大带来的快速调节不足的问题，是影响电力系统整体运行的“本质安全”因素，更加侧重转动惯量、爬坡、稳定切机、稳定切负荷等辅助服务品种，体现了辅助服务是为了反映电力系统稀缺性能的本质目标。随着电力系统的不断发展，新的稳定问题可能出现，未来可能设计更多的辅助服务产品。3.实现了从发电侧的“零和游戏”转向用户侧的市场化疏导。办法中最具决定性意义的，在于确立了市场化补偿形成机制以及建立电力用户参与的电力辅助服务分担共享机制。未来电力用户签订带负荷曲线电能量交易合同将更加普遍，合同中将明确承担电力辅助服务的责任和费用等相关条款，电费账单中单独列支电力辅助服务费用，从而实现辅助服务费用通过市场化方式向用户侧疏导。尽管“辅助服务市场”的概念提了很多年，但以前辅助服务费用仅在发电侧进行分摊，是一种基于“奖优罚劣”的零和游戏，且奖惩力度并未准确反映辅助服务的稀缺性，既难以激发发电侧参与辅助服务的积极性，更难以调动其他更广泛的资源进入调节。根据能源局网站解读内容，“现阶段包括调峰在内的辅助服务费用约占全社会总电费的1.5%”，随着市场化机制的完善，辅助服务的规模和价格将主要由供需决定，“电力辅助服务费用可能达到全社会总电费的3%以上”，而随着新能源大规模接入，其占比还将继续增长，从而为电力系统安全稳定运行提供可靠保障。二、给新能源与储能发展带来的风险与机遇新版并网运行管理规定和辅助服务办法的发布，对于新能源的影响可以用危、机并存、喜忧参半来形容，但长远能推进新能源高质量、更大规模发展；而对新型储能发展而言，利好层面更多一些。（一）对新能源的影响1.挑战方面一是对新能源安全稳定要求提高。新版并网运行管理规定用大篇幅对新能源各方面安全稳定运行进行了规定，包括短路比、过电压保护、调频调压、低电压和高电压穿越、无功调节能力等，同时也包括电压和频率耐受能力原则上与同步发电机组一致等要求，这些要求将大幅增加新能源的技术难度和各种配套设备投资。随着新能源比例进一步增加，新能源各方面性能对标同步发电机组，未来新能源在安全运行方面将受到多方面约束，停机调试和设备改造的频次将提升。二是新能源很可能成为辅助服务的主要承担者。新版办法中明确提出：“原则上，为特定发电侧并网主体服务的电力辅助服务，补偿费用由相关发电侧并网主体分摊。”可以说指向明显，新能源间歇性、不确定性等特点，决定了新能源将承担更多的辅助服务成本。“电力用户签订的带负荷曲线电能量交易合同中应明确承担电力辅助服务的责任和费用等相关条款”，未来随着新能源进入市场交易的进程加快，新能源相关合同对应辅助服务费用将高于常规电源，将在市场竞争中处于不利地位。2.机遇方面一是新能源消纳能力和发展规模将提升。办法发布之后，将实现提供辅助服务的主体大规模扩围，能大幅提升电力系统的可调节能力，补齐电力系统调峰、调频、转动惯量、爬坡等方面短板，增强新能源的消纳能力，对于新能源更大规模的健康发展具有非常积极的意义。办法中提到“通过采取购买调峰资源或调峰服务方式建设的可再生能源发电项目，入市前项目主体应向调度机构申报承担电力辅助服务责任的主体”，对应《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》（发改运行〔2021〕1138号），1138号文提出：超过电网企业保障性并网以外，新能源业主可通过市场化购买15%装机（时长4小时以上）调峰能力扩大装机规模，意味着新能源业主可通过主动配置和购买辅助服务能力的方式获得更大的装机容量。二是市场化手段能实现辅助服务成本下降。新版办法体现了明显的市场化倾向，随着更多低边际成本的辅助服务资源的进入，辅助服务的整体价格将下降。相对于当前各省要求的新能源按比例配置储能的方式，在新办法提出的市场原则下，新能源可以自主采购低价的辅助服务，降低自身的整体成本。如果按照2030年新能源发电量占总电量25%，辅助服务成本占全社会总电费的3%，平均用电价格按照0.6元/kWh，如果新能源承担全社会60%的辅助服务成本，粗算得到新能源每度电承担的辅助服务成本约为4分钱，与当前绿电溢价水平相当。随着全国碳市场约束收紧，同时新增可再生能源电力不计入“能源”双控，新能源的绿电溢价将上升，可有效对冲辅助服务成本的增长。（二）对新型储能的影响1.辅助服务的市场份额大幅增加，商业模式更加健全实现辅助服务费用通过市场化方式向用户侧疏导，将部分解决新型储能商业模式不健全的问题。由于以电化学储能为代表的储能具有优良的调频、爬坡和上下调能力，办法中提出“并网主体参与有偿电力辅助服务时，应根据其提供电力辅助服务的种类和性能，或对不同类型电力辅助服务的差异化需求及使用情况，制定差异化补偿或分摊标准”，有利于电化学储能优势作用的发挥。根据上文分析，如果2030年辅助服务成本占全社会总电费的3%，当年全社会用电按11万亿kWh，平均电费按照0.6元/kWh计算，当年辅助服务市场总额约为2000亿元，其市场空间巨大，估计新型储能将在中间占到较大份额。2.其他辅助服务形式带来的竞争风险。新型储能虽然在性能方面具有明显优势，但是当前成本仍较高，随着可调负荷、火电灵活性改造等投资较低的辅助服务资源的进入，对新型储能造成很大的替代风险。新型储能能否在未来的辅助服务市场竞争中大放异彩，仍取决于技术的成熟与成本的快速下降。三、关于一些问题的抛砖引玉新办法在鼓励各种辅助服务资源同台竞技、建立“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的补偿机制、推进市场化竞争方式获取电力辅助服务等原则方面，体现了公平公正的原则，为辅助服务市场的建立提出了完整的框架，但在未来执行过程中，个人认为仍需解决以下问题：1.如何建立切实可行的细则面临一定的困难一是新品种、新主体的进入，带来操作上的困难。首先是品种更加复杂，品种之间界面不清晰，未来需要进行有效衔接以避免重复激励；其次，主体总数大且异质化，相对的是单一体量更加碎片化，给实际操作带来困难。二是存在计量和结算方面的困难。某些特殊的辅助服务如转动惯量等，机理比较复杂，计量较为困难。同时并网主体一般能提供多种辅助服务，对于某一种辅助服务的成本难以计算和监管，按照“补偿成本、合理收益”的原则确定补偿力度存在困难。2.如何与供电充裕度有效衔接。今年大面积的缺电危机，表明供电充裕度将成为新型电力系统的重要难题。辅助服务中设置了备用品种，对于保障日内或更长一段时间的可靠供电作用明显，但是仍需建立长期的（年或者多年）容量价格信号，激励电力系统整体供电容量的提升。除抽水蓄能外，与电能量市场、辅助服务市场并行的容量市场是否会出台，仍值得我们期待。“双碳”背景下我国报废汽车回收拆解与再利用市场潜力跨区输电价格下降！原因及影响；特高压直流大盘点和未来发展预测能耗“双控”政策或迎调整，中央经济工作会议：新增可再生能源和原料用能不纳入能源总量控制企业碳成本与能源绿色发展路径分析柔性直流成破解新能源送出问题的利器，一文揭秘柔直技术优势和发展潜力剑指省间可再生能源电力消纳，一文解读省间电力现货交易规则市场化时代加速来临，新能源业主如何化解经营风险？保供与绿色发展并重，漫谈碳市场与电力市场的协同机制

大力发展循环经济，对保障国家资源安全，推动实现碳达峰、碳中和，促进生态文明建设具有重大意义。根据中国循环经济协会初步测算，“十三五”时期，循环经济对我国减少二氧化碳排放的综合贡献率超过25%。报废汽车的回收、拆解与再利用是是典型的循环经济模式，不仅可以推动和促进固废的规范化回收处理，减少环境污染，还可以延长材料的生命周期，降低由于原材料开采、材料初加工、产品废弃处理处置等环节所造成的能源资源消耗，从而减少二氧化碳排放。因此，完善和推动报废汽车的回收利用未来将成为我国实现减污降碳目标，推动“双碳”目标下循环经济发展的重点之一。一、报废汽车回收拆解行业市场发展潜力分析“十三五”期间，我国汽车产销发展势头强劲，尽管期间受新冠疫情、中美经贸摩擦、环保标准切换、新能源补贴退坡等内外因素影响，产销量均受到了不同程度的下降，但仍保持连续十年以上领跑全球汽车产销量。截止2021年9月底，我国汽车保有量达到了2.97亿辆，年底将超过3亿辆，预计“十四五”期间将保持年均4%的增长速度。图1

近期，发改委发布陕北-湖北、雅中-江西特高压直流临时输电价格，这是新版《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》发布后首次核定跨区工程定价。笔者注意到，对比此前同类工程输电价格，此次价格有较大幅度下降。输电价格的下降以及对于新能源省间交易的特别支持，对于促进新能源电力跨区消纳积极作用明显。现阶段，新能源开发面临新的形势，跨区特高压直流输电工程建设提速需求更加凸显。一、特高压直流输电价格下降明显10月2日，发改委印发的《关于陕北-湖北、雅中-江西特高压直流工程临时输电价格的通知》中，对今年建成投运的±800千伏陕北-湖北、雅中-江西特高压直流工程临时输电价格进行了确定。（临时输电价格是在工程投运初期，投运以来资产、运维成本、收入、输送电量、线损率等与输电价格相关的基础数据缺失的情况下，根据工程的核准批复文件、可研报告及第三方评估意见、工程性质与功能、设计施工图评审意见等相关支持性文件资料等核算出来的临时电价。）其中陕北～湖北工程临时输电价格为5.12分/kWh（线损率5%），雅中～江西工程临时输电价格为6.85分/kWh（线损率6%），值得注意的是：上述电价包含输电环节线损，而笔者查到的以前特高压直流工程输电价格一般不含线损。为方便与其它工程价格进行对比，上述含线损输电价格可分解成输电价格+损耗成本，损耗成本等于：输电电价*线损率/(1-线损率)，送端电价陕西按0.35元/kWh（参照原火电标杆上网电价）、四川0.26元/kWh（水电全年标杆上网电价低值）进行简单测算，两工程线损折价分别为0.27分、0.44分，则对应的不含线损输电价格为4.85分，6.41分。对比同等长度线路（详细信息见第三章表1），雅中-江西直流相对宜宾-金华直流输电价格（不含线损）下降约24%，对比相同投资水平线路的输电价格也下降了10%-15%；而陕西-湖北相对等容量造价接近的云南-广州、普洱-江门直流，考虑容量差异折算后输电价格（不含线损）下降幅度也超过20%。虽然此次核定的为临时输电电价，但也可见2021年10月发改委正式发布《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》（以下简称“新办法”）之后，跨区工程输电价格下降已成定局。二、特高压直流输电价格下降原因及影响（一）影响特高压直流输电价格的因素分析新办法发布之时，适逢第三监管周期即将开启，目的在于进一步完善输配电价体系、夯实输配电价改革成果，有力推动跨区电网建设，更好服务全国统一电力市场。根据办法，跨省跨区专项工程输电价格以弥补成本、获取合理收益为基础，按照资本金内部收益率对工程经营期内年度净现金流进行折现，以实现整个经营期现金流收支平衡为目标，核定工程输电价格。具体如下：年净现金流=年现金流入－年现金流出，其中：年现金流出=资本金投入+偿还的贷款本金+利息支出+运行维护费+税金及附加。输电价格计算公式为：输电价格（含增值税）=年均收入/（设计输电量×（1-定价线损率）），直流输电工程设计输电量=设计利用小时×额定容量。设计利用小时按政府主管部门批复的项目核准文件确定，文件中未明确的，原则上按4500小时计算。可见，影响特高压直流工程输电价格（不含线损）主要因素有（以下影响幅度值仅为笔者个人根据公开资料推算结果）：1.工程投资。工程收入以回收投资成本并获得一定收益率（资本金内部收益率最高不超过5%）为目标，工程投资越大，每年需要的净利润越大，而折旧、利息等成本也越高，在输电量一定的情况下，要求输电价格越高。2.运维费率。新办法提出运行维护费率按照成本监审核定的跨省跨区专项工程运行维护费除以固定资产原值的比例确定，最高不超过2%。而2017年版（原办法）实际核定存量专项工程价格时，运维费率取2.5%。新办法运维费率降低0.5%。以雅安-江西为例，按照利用小时数4500小时，此项造成输电价格降低约0.3分钱。3.折旧年限。原办法按30年折旧，新办法按35年折旧，摊薄了专项工程的折旧成本，使现金流优于原办法，造成核定年收入下降，年收入降低额约为总投资的0.2%-0.3%。以雅安-江西为例，此项造成输电价格降低约0.15分。4.资本金收益率。新办法规定资本金内部收益率按不超过5%核定。原办法中，实际利用小时达到设计值

12月8日至10日召开的中央经济工作会议提出：要立足以煤为主的基本国情，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合。新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，创造条件尽早实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变，加快形成减污降碳的激励约束机制，防止简单层层分解。一、能源“双控”政策面临调整在能源“双控”政策方面，会议释放了重要的调整信号。主要理解如下：1.正视以煤为主的基本国情。要坚定不移推进双碳工作，但不可能毕其功于一役。构建以新能源为主体的新型电力系统是一个循序渐进的过程，传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上。当前阶段，绝不是简单的退煤，而是要“抓好煤炭清洁高效利用”，推动煤炭和新能源优化组合。煤炭（煤电）和新能源的协同发展，是今年缺电事件以来，是我国各界逐步在形成的共识。2.新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制。9月16日，发改委印发的《完善能源消费强度和总量双控制度方案》中，鼓励地方增加可再生能源消费，根据各省可再生能源电力消纳和绿色电力证书交易等情况，对超额完成激励性可再生能源电力消纳责任权重的地区，超出最低可再生能源电力消纳责任权重的消纳量不纳入该地区年度和五年规划当期能源消费总量考核。此次中央工作会议更加明确提出：增加新能源消纳能力，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，通过能耗“双控”政策调整，支持新能源发展的目标明显，而原料用能也将不受能源“双控”限制。3.能耗“双控”将向碳排放总量和强度“双控”转变。能源活动产生的排放占到碳排放总量80%以上，能耗“双控”对于控制碳排放贡献明显。但能耗“双控”和碳排放“双控”并不能划等号，能源“双控”虽然在执行上更加直接、简便，但并没有反映不同能源的单位能耗排放强度的差异。将能耗“双控”转向碳排放“双控”，能实现能源“双控”与能源结构调整的双重叠加，实现控排的手段更加有力。对企业而言，在碳排放“双控”目标下，可以自主选择更清洁的能源，仍然实行能源消费总量扩大，摆脱能源总量对扩大生产的约束。在碳排放“双控”目标下，新能源将成为企业扩大生产的刚需。二、重要意义分析（一）缓解能源“双控”与经济增长的矛盾受疫情后经济增长恢复的影响，2021年能源消费总量增长快速，从电量增长可见一斑：上半年全社会用电量同比增长高达16.2%，较2019年同期也增长15.8%。预计2021年全年能源消费总量增速将达近年新高，给能源“双控”工作带来较大的压力，也不利于扭转“十四五”以来逐步加快的能源消费总量增长趋势。根据发改委印发的《2021年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》，广东、福建、云南、江苏、浙江等12个地区在能耗降低和能源消费总量方面均呈现严峻态势。为了完成“双控”任务，一些省份开始采取限电、限产等见效最快的措施，铝材、金属、化工等多个行业都受到了不同程度的影响，光伏产业中的多晶硅、光伏玻璃、光伏支架的上游主要材料工业硅、纯碱、钢铁、铝材等行业正面临限产压力，风电也不同程度受到影响，对能源低碳转型造成不利影响。9月16日版《完善能源消费强度和总量双控制度方案》中发布之时，正值各地能源“双控”工作与经济快速增长矛盾较为凸显时期。方案虽然试图给能源双控工作带来更多的弹性管理，提出超额消纳的可再生能源可以不纳入能源消费总量考核，但其松动程度有限。实现“双碳”目标绝不是不要发展，我国经济社会仍处于发展阶段，由于新能源等可再生能源技术的快速发展，在控排方面，除了控制能源消耗，还有能源绿色转型这一选项。仅采用能耗“双控”这一较为刚性工具将给企业发展带来不利，而此次提出的碳排放“双控”，将有力推进能源转型，在能耗与经济发展脱钩之前，较早实现排放与经济发展脱钩，从而给经济增长释放更大的空间。（二）绿电消费总量和价格将迎较大幅度上涨9月份，国家发改委、能源局批准两网报送的《关于绿色电力交易试点工作方案的请示》，目的在于通过体制机制创新，为市场主体提供功能健全、友好易用的绿电交易服务，全面反映绿色电力的环境价值。绿电交易市场的建立，一方面充分体现新能源电力的绿色低碳价值，推动以新能源为主体的新型电力系统的构建；另一方面为企业获得绿色电力提供了普惠性的渠道。9月7日，绿色电力交易试点启动会在北京召开，启动了首次绿电交易。国网经营区域来自17个省份的259家市场主体参与了首次绿色电力交易，成交电量为68.98亿千瓦时。南方区域共有30家市场主体参与，成交绿色电力9.1亿千瓦时。此次绿电交易整体成交价相对基准上网电价上浮了2-3分。10月份以来，随着全国用电紧张局面到来，绿电需要更加旺盛，据悉部分交易其溢价达到了8-9分钱，新能源获利明显。而此次会议释放的新增可再生能源和原料用能不纳入能源总量控制信号，更加确定企业可通过购买绿电的方式，提升企业能源消耗总量盘子。购买绿电成为企业缓解能源“双控”压力的一个重要选项，相对于降低碳市场履约成本的驱动力，缓解能源“双控”更关系到企业的生存，将带来更大的绿电刚需，对绿电价格的提升将大于绿色溢价。未来，如果实现了碳排放“双控”对能耗“双控”的替代，购买绿电是企业实现碳排放与生产扩大脱钩的重要手段，绿电消费需求将非常普遍，带来的新能源消纳能力和附加收益将不可估量。（以下有误请忽略）光伏硅料等可再生原料行业不受能源“双控”限制国家鼓励可再生行业意图明显。根据会议内容，可再生原料行业将不受能源“双控”限制，按照字面理解，光伏硅料将在此列，能源“双控”影响光伏产业链发展的“死循环”将不再上演。柔性直流成破解新能源送出问题的利器，一文揭秘柔直技术优势和发展潜力剑指省间可再生能源电力消纳，一文解读省间电力现货交易规则市场化时代加速来临，新能源业主如何化解经营风险？迷惘和破局：储能政策回顾与产业发展逻辑

全国碳市场进入第一个履约期，随着未来碳市场的不断完善，碳约束将逐步收紧，碳配额也将以有偿供给为主，企业碳成本将不断攀升，企业实现绿色能源供给更加迫切。核心观点如下：1.我国碳排放态势客观要求碳市场建设加快。我国成为全球最大的碳排放国家，总碳排放大于美国、欧盟和日本的总和，且碳排放仍处于增长阶段。“十四五”期间虽然实现了总体节能和降碳目标，但能源总量、碳排放总量仍较快增长，能耗强度、碳排放强度降低速度趋缓。2021年，随着疫情后经济快速恢复，排放总量预计增长明显，给“双碳”目标实现带来很大的压力，亟需构建完善的碳市场。2.全国碳交易市场一方面是控排的重要手段，另一方面将给企业带来较大的碳成本负担。碳排放权交易市场基本原理在于构建“碳资产”来衡量碳排放权的稀缺性，以“总量-交易”的原则通过确定社会排放总量，允许自由交易来实现碳资产定价，从而将二氧化碳排放这一能源领域重要的外部性实现内部化，引导社会生产活动向绿色低碳转型。随着全国碳市场的扩围和新产品的丰富，碳市场价格及交易量仍值得期待。我国各地区、各行业对碳成本承受能力具有较大的差异性，是构建全国碳排放市场要统筹考虑的问题。随着未来碳配额获取逐步转向有偿，且碳成本有望增至200元/吨，控排企业承受的压力显著增加（含碳成本占比分析）。非控排企业由于国际碳关税、应对能源双控要求以及绿色产业链建设要求，也有较强的能源绿色发展需要。3.企业实现能源绿色发展有多条路径。节约的能源是最好的能源，企业应该首先立足于内部挖潜，包括开展节能、开发可再生能源、实施综合能源服务项目等；但企业挖潜空间毕竟有限，应该充分利用交易的方式获取绿电，绿电市场中，绿证代表的环境价值与电量价值并轨及统一出售，实现了交易中的溢价（附加电价），也实现了绿电与绿证的“电证合一”，以此提升新能源进入电力市场的意愿。推进绿电减碳效果在全国碳市场及国际上得到认可，能降低控排企业在碳市场的履约成本，化解出口企业被征收“碳关税”的风险，同时可再生能源超额消纳量在能源“双控”中不被考核，此三点是绿电市场产生较高溢价的主要原因。理论上，电碳两个市场充分联动下，绿电溢价应与对应的碳配额价格挂钩。随着电力市场的不断完善，新能源越来越依靠绿电市场兑现绿色价值，绿电交易也成为企业实现能源绿色发展的重要途径。

提到新型电力系统的黑科技，首位的应该是柔性直流。11月8日，我国首个柔性直流海上风电项目——三峡江苏如东海风项目首批机组正式送电，再次引起对柔性直流的热议。近期，新能源大基地送出问题引起相关部委的高度重视。我们认为，解决大规模新能源外送的老大难问题，由于柔性直流在原理上具有天然优势，将在其中扮演重要的角色。1新能源外送难问题由来已久图1

1北京绿交所升级，新能源海外投资迎来发展契机根据财联社11月26日电，国务院发布《关于支持北京城市副中心高质量发展的意见》。意见提出，鼓励金融机构依法设立绿色金融专门机构，设立国际绿色投资集团，推动北京绿色交易所在承担全国自愿减排等碳交易中心功能的基础上，升级为面向全球的国家级绿色交易所，建设绿色金融和可持续金融中心。新闻越短，释放的政策信息量越大。1、中国将进一步深度参与未来全球碳市场建设。通过设立国际绿色投资集团，一方面加强在全球碳交易市场的话语权，另一方面加速布局对新能源等产业的对外投资。2、北京绿色交易所将建成面向全球的国家级绿色交易中心。北京绿色交易所承建全国温室气体自愿减排管理和交易中心工作正在进行中，升级为面向全球后，或将承载国内碳碳排放权交易与未来全球碳市场对接的功能。目前看来，最有可能在短期内取得建设性成果的是设立国际绿色投资集团。我国拥有强大的新能源技术优势，利用国际绿色投资集团增加海外新能源投资项目，开发新能源CER不仅可以完成我国自主减排贡献（NDC）目标，增加国家碳信用，也将为我国新能源海外投资提供新的发展契机。2全球碳市场建设甲烷减排首当其冲支持北京绿色交易所建成面向全球的国家级绿色交易所，或许预示着未来我国参与未来全球碳市场交易，将由北京绿交所对拟交易减排量进行审核后，再统一通过北京绿交所进行国际交易。但由于“巴黎协定6.4机制”下的未来全球碳市场（以下简称“未来全球碳市场”）实施细则尚未出台，未来的买卖双方及交易量等关键信息尚不明确，机制设计过程中存在的内外部不确定性将深刻影响未来全球碳市场发展。另外，我国参与未来全球碳市场也存在较多的难点亟待突破，首当其中的便是解决我国CCER与未来全球碳市场CER互认互通等机制衔接问题。目前国内及全球碳市场建设均在加速推进中，随着相关工作的开展，更多的落地实施细则将会逐一得到完善。以下内容，发散一下，大胆探讨一下北京绿色交易所升级为国家级绿色交易所与推动甲烷减排项目进入未来全球碳市场的可能关联：目前，甲烷减排是全球应对气候变化工作中最受关注的领域之一。甲烷属于短寿命周期温室气体，平均在空气中存在的时间为12年左右，根据IPCC第六次评估报告第一工作组报告，甲烷20年水平的全球增温潜力为二氧化碳的84倍，100年水平则是二氧化碳的29倍。前不久落幕的格拉斯哥COP

近日，发改委、能源局批复同意国家电力调度中心、北京电力交易中心提报的《省间电力现货交易规则》，以积极稳妥推进省间电力现货交易，及时总结经验，不断扩大市场交易范围，逐步引入受端地区大用户、售电公司等参与交易，优先鼓励有绿色电力需求的用户与新能源发电企业直接交易。1主要内容省间电力现货交易市场的建立，是在原有省内现货市场试点基础上对现货市场体系的重要完善。规则对省间现货市场的市场成员、交易组织、日内日前的匹配、安全校核和出清结算等问题进行了规定，重要内容如下：1.市场成员。市场成员包括发电企业、电网企业、售电公司、电力用户及市场运营（国调中心、网调、省

构建以新能源为主体的新型电力系统，客观要求新能源逐步进入电力市场，将给新能源业主带来多方面风险，如何认识和管理好市场环境下的风险，涉及复杂的政策、技术和运营模式等问题。本文分析了新能源进入市场交易的必然性、当前进程和随之而来的风险，以及提出新能源企业可采用的应对措施。1新能源参与市场化交易是大势所趋（一）新能源参与市场化交易由来已久新能源参与市场化交易并不是新鲜事物。在新能源占比高、消纳难的三北地区，富余新能源电力通过电力市场进行消纳已成惯例。2017年，发改委、能源局批准开展跨区省间富余可再生能源电力现货交易。在送端调节资源用尽，可再生能源仍有富余发电能力，充分利用跨区通道可用输电能力，组织开展日前、日内不同区域间的现货交易，实现区域电网间调节能力的余缺互济。新能源省内交易也越发普遍。近年来，包括青海、山西、陕西、内蒙古等省（区）陆续出台政策，明确新能源参与电力市场化交易。特别是“合理利用小时”之外的电量，基本上都通过市场交易消纳。东北地区采暖季也出台政策鼓励新能源参与电采暖交易。而同时，在全国八个电力现货市场建设试点当中，已有甘肃、山西和蒙西等试点开展了新能源参与的结算试运行。（二）新能源进入市场是大势所趋为发掘电力系统的消纳潜力和提升平衡能力、协调新能源与传统能源的利益格局，都要求新能源参与市场化交易：1.新能源更大规模发展的需要。我国新能源发电量占比已达总发电量的10%，装机也超过电源总装机的25%，正式进入“高比例新能源”的门槛。新型电力系统中，新能源真正成为主体电源，需要更大规模的增长，预计2030年电量占比将超过25%，装机近总装机的一半。消纳责任权重机制无法长期支撑新能源的增长，届时弃风、弃光问题有可能抬头，需要用市场手段和价格机制促进其高效消纳。2.构建整体电力市场的需要。新能源具有低边际成本、高系统成本特性，应成为辅助服务等调节商品的购买者；在现货市场建设过程中，新能源作为优先发电电源，是导致不平衡资金问题越发严重的重要原因；而新能源的减碳价值也只有进入市场，才能充分变现。新能源对电力市场各个环节造成重大影响，只有作为市场参与主体，才能构建一个完整、科学、实现各方利益均衡的市场环境。3.电力系统安全运行的要求。由于新能源的随机性和间歇性，以大电网调度为主的集中平衡方式不再适用。尽快将新能源纳入电力市场并作为辅助服务市场重要的分摊主体，通过中长期交易+现货市场协同，提升新能源厂站分散预测和分曲线报价的能力，促进新能源自建或购买调节资源，自主对偏差部分进行削减，能有效促进电力系统电力供需平衡。（三）新能源市场化进程加快随着新型电力系统构建目标提出，国家政策也在频频释放推动新能源进入市场的信号。今年4月份，发改委、能源局印发《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》。《通知》提出，稳妥有序推动新能源参与电力市场。鼓励新能源项目与电网企业、用户、售电公司通过签订长周期差价合约参与电力市场。引导新能源项目10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网。尽快研究建立绿色电力交易市场，推动绿色电力交易。今年7月份，发改委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》中，明确了新增风电、光伏项目电价执行当地燃煤基准价（但未明确保障收购小时数），同时提出新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。《通知》促进新能源入市意图明显。9月份，针对体现新能源绿色电力价值的绿电市场正式启动。绿电交易一方面为新能源企业实现绿色低碳价值变现提供了途径，另一方面为企业获得绿色电力提供了普惠性的渠道，将为新能源进入电力市场提供重要的推动力，在社会上产生了广泛的影响。11月份，发改委、能源局复函同意国网公司《省间电力现货交易规则》，同时要求“积极稳妥推进省间电力现货交易，优先鼓励有绿色电力需求的用户与新能源发电企业直接交易”，通过绿电市场实现用户与新能源企业省间直购将大幅提高绿电的供需匹配。随着新能源参与电力市场的相关政策密集出台，可以预见在新能源迅速发展以及电力市场推进进程加快的背景下，新能源电站参与市场化交易的时代将加快来临。2市场化交易给新能源业主带来的风险和挑战新能源市场化趋势来势迅猛，但新能源业主习惯了“保量保价”为主的经营模式，对于参与市场化交易准备不足甚至比较“抗拒”，一方面来自于新能源降价参与市场交易的不愉快体验；另一方面因为新能源某些“先天不足”导致在市场中处于劣势，加大了新能源业主对市场风险的恐惧。据初步了解，跨区省间富余可再生能源电力现货交易，价格普遍低至0.1元-0.2元/kWh，大幅低于标杆上网电价；省内交易价格平时也普遍低于标杆上网电价。导致新能源企业收益降低明显，业主们普遍将市场化视作“掠夺”新能源收益的手段。的确，新能源的资源特性，决定了新能源在电力市场中存在劣势：一是新能源的随机波动性导致报价策略和偏差管理的困难。新能源出力不确定、短期内大波动对于市场化而言实属无奈。根据有关机构的统计，风电单点预测准确率50%以上的比例仅55%，光伏单点预测准确率85%以上的比例为45%。较为精准的出力预测是新能源企业合理制定中长期+现货市场策略的基础，否则很容易因量、价申报不合适承受损失和承担相应的偏差考核。据悉，山西电力现货市场中，有风电企业因实际出力与短期预测出力存在偏差，单月罚款达到80万元，几近总收益的20%。（相关数据参考中国电业刘光林：新能源如何参与现货市场？有哪些优劣势？）

近期中央发布的《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》明确指出，能源绿色低碳发展是实现“双碳”目标的关键，而保供电又是当前最紧要的任务，两者经常互为一对矛盾。2021年下半年的能源发展态势表明，“能源不可能三角”赢得了新型电力系统提出后的第一局，可以预见“十四五”期间，新能源与煤电、电网之间的博弈将更加激烈。莫让电荒成常态，是新型电力系统发展的底限，也是碳市场、电力市场机制设计需要重点考虑的问题。1新能源发展深刻影响电、碳两个市场（一）新能源与电力市场新能源的特殊属性，深刻改变了电力系统发展的既有方向。由于新能源的低边际成本、几乎不具有容量属性和调节能力等特性，使原来主要由电量体现经济价值、调节能力作为并网强制要求的电源发展方式，无法继续支撑电量、供电充裕度和调节能力的同步增长。新能源发展给电力市场设计带来更大复杂度。设立体现电力商品不同属性价值的交易品种，同时建立公平、简洁易操作的交易机制，是兼顾绿色发展和供电安全的基础。包括：完善中长期+现货市场以发现电量边际成本，建立容量市场对供电充裕度进行补偿，优化辅助服务交易品种以激励调频、惯量等调节能力，建立绿色电力市场实现绿色价值变现。新型电力市场要求不断加强不同交易品种间的协同，以实现电力商品的电量价值、容量价值、安全稳定价值和环境价值之间的平衡。上述四方面中，电量市场（现货）、容量市场与辅助服务市场之间存在重叠部分。个人认为，电量市场和容量市场更具普遍意义，是保证电力系统运行的基石，而辅助服务市场应作为二者补充，是对电力系统运行过程中亟需的深度调峰、快速调频、惯量以及紧急备用的激励市场，其容量也许有限，却是电网紧急平衡的应急保障。常规电源和储能的容量属性和辅助服务能力支撑新能源的发展，也需从新能源发展带来的超额价值中获得补偿。这部分超额价值可以来自于环境价值，也可能是新能源成本下降带来的福利，虽然当前阶段并不显著，但未来一定是支撑各种电源协同发展的主要动力。（二）新能源与碳市场新能源在绿电市场上获得环境价值不能孤立存在，需要与碳市场紧密联动。碳市场核心功能是通过“总量+交易”（Cap

26到底能取得多少成就抱有不同的看法，但是不可否认的是，全球应对气候变化工作已经走到了拐点。无数的好莱坞电影已经为人类预演过气候灾难下的地球，但可惜的是，现实生活中没有美式super

今年3月份，国家提出构建以新能源为主体的新型电力系统以来，发展储能以提升电力系统调节能力成为政策支持的热点。储能发展的相关指引政策密集出台，但真正关系到新型储能发展的根本问题——成本如何疏导的具体政策并未取得实质性进展。如何在多样的利益主体诉求、复杂的源网矛盾和纷繁的市场、价格机制中进行政策抉择，关系到新型储能产业乃至新型电力系统建设的成败。一、储能支持政策的多难选择总结今年部委发布的多篇储能相关文件，新型储能的发展政策大致可以分为新能源配置储能、电网侧两部制电价、负荷侧峰谷套利、储能参与辅助服务等几类，但当前政策主逻辑仍不清晰，彼此之间存在交叠甚至矛盾。在储能支持政策中做一个抉择的确很难：新能源强制配储能太粗放，不符合支持新能源的大方向；储能电站容量电价太贵，可能显著增加终端成本；辅助服务太过复杂，实际操作不好把握；利用分时电价促进用户侧储能过于分散，效果不一定明显。但不管建立怎样的政策，本质问题是如何传导提升电力系统支撑能力需要付出的成本，最终代价都是社会平均用电成本的提升。政策之难在于利益的平衡，对新型储能来说，需要从系统思维出发，寻找最能反应储能本质功能、易于储能与电力系统协同、简洁可操作、各方利益主体能接受的政策支持体系。很明显，加上如此多的定语之后，这样的选择不太多。但回顾系列政策，从笔者角度看，支持新型储能发展的政策体系其实已渐露端倪：以“电网侧容量电价”支持电网侧新型储能提升电力系统供电充裕度，以“电源侧配储能”的方式促进电网保障并网能力外的新能源自建或购买调峰能力，很可能成为促进新型储能大规模发展的政策主线。二、新型储能的功能本质与潜力分析（一）电网调峰与充裕度需求当前以电化学储能为主要代表的新型储能作为提升电力系统平衡能力的工具，同时具有双向调节能力，可以从反向调节实现新能源消纳、正向调节提升电网供电能力两个角度分别估计其发展潜力：从新能源源消纳角度看：我国新能源发电量占比已达总发电量的10%，装机也超过电源总装机的25%，正式进入“高比例新能源”的门槛。新能源未来仍是非化石能源发展的主力，新能源消纳问题将更加突出。根据相关机构研究结果，保证新能源充分消纳，2030年我国缺少约4亿千瓦的调峰能力。从电力系统供电充裕度来看：由于新能源反调峰特性，极热无风、晚上无光等问题叠加反常天气影响，电力系统负荷高峰时段能够进入电力系统平衡的新能源比例可能不足5%。如果缺乏充足的其他形式的有效容量，高比例新能源电力系统将存在电力供应充裕度不足的问题。新能源发电不足是2021年缺电的原因之一，也警示我们对供电充裕度不加以重视，间歇性的供电不足很可能成为长期困扰新型电力系统发展的问题。2030年非化石能源占比达到25%，预计新能源装机达到17亿kW以上，约占到总装机的47%，在严格限制煤电装机背景下，考虑抽水蓄能大发展后，如果没有大规模的新型储能，高峰时段电网可能仍存在2亿千瓦以上的供电缺口。相对于新能源的消纳问题，保障电力供应是电力系统发展的底线，供电充裕度要求是发展新型储能的硬约束。在当前新型储能仍比较贵的阶段，保障供电能力是第一位的，决定了储能发展空间的低限；增加消纳能力是第二位的，决定了储能发展空间的高限。从该角度出发，考虑采取需求响应等手段，笔者认为为保证2030年电力系统供电能力，我国新型储能装机应达到1.2亿千瓦以上。（二）电网需要长时储能设备不论是电网保供电还是新能源消纳，电力系统都更加需要大规模、长周期、易调度的新型储能电站，以实现日内充分调节以及特殊情况下跨日、跨月调节，仅从日内调节来说，参照抽水蓄能，一般配置4小时以上的调节能力，那么新型储能的调节能力也至少达到4小时以上。《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》（发改运行〔2021〕1138号）中，也提出了配置4小时左右的指引，较长时长储能将是未来的发展方向。考虑新型储能配置逐步从当前比较普遍的2小时上升至4小时，预计2030年新型储能总容量将超过440GWh以上。新型储能总容量大致趋势如图1，红色曲线为总容量增速。“十四五”期间总容量有10倍以上增长空间，“十五五”期间总容量仍存在4倍以上增长空间。图1

中共中央、国务院于10月24日印发《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》（以下简称《意见》）。随后，国务院于10月27日印发了《2030年前碳达峰行动方案》（以下简称《方案》），进一步深入和明确了我国落实2030年碳达峰目标的的重点任务和主要指标。为更好的帮助各级政府和各行各业更好的理解《意见》和《方案》内容，有序安排推动“双碳”工作，确保顺利完成“双碳”工作目标，现就两份文件内容进行深度解读。1、《意见》与《行动方案》的关系《意见》作为碳达峰碳中和“1+N”政策体系中的“1”，对碳达峰碳中和这项重大工作进行了系统谋划、总体部署。而《方案》作为我国保证实现2030年碳达峰目标的行动和操作指南，是对《意见》内容的进一步深化和落实。需要注意的是，《意见》内容涵盖了“碳达峰”和“碳中和”两个不同的阶段，而《方案》主要针对的是碳达峰阶段，也就是到2030年的重点任务和目标。简而言之，《意见》是“双碳”工作总政策纲领，《方案》是落实《意见》中关于实现碳达峰目标的具体行动措施，二者的关系和作用切不可混淆。2、《意见》与《行动方案》内容编排体现了“双碳”工作的阶段性重点明确《意见》与《行动方案》之间的关系之后，进一步深度解读《意见》与《行动方案》如何体现国家对于“双碳”工作的整体部署及阶段性工作重点。在内容编排上，来看下两份文件在重点任务及内容编排上的顺序：根据上表重点任务内容，可看出两份文件的重点任务方向一致，但是在任务的编排顺序上有所不同。前文我们提到，《意见》是对碳达峰、碳中和两个阶段工作的整体部署，因此《意见》更多明确的是国家实现达峰和中和两个目标的步调，更多体现的是国家对于本项工作安排的整体框架和逻辑。图1

10月26日，生态环境部网站发布《关于做好全国碳排放权交易市场第一个履约周期碳排放配额清缴工作的通知》，明确全国碳市场第一个履约期，控排企业可使用CCER（国家核证自愿减排量）抵销碳排放配额清缴，对于CCER如何与全国碳市场衔接，存量CCER资产如何处置，CCER抵销配额清缴的比例，通知出台释放了较为明确的信号！一、主要内容解读通知明确了以下事项：一是使用

前言“碳达峰、碳中和”目标战略提出一周年之际，中共中央、国务院印发了《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》（以下简称“意见”），标志着双碳工作最高顶层设计的正式出台。意见坚持系统观念，处理好发展和减排、整体和局部、短期和中长期的关系，把碳达峰、碳中和纳入经济社会发展全局，以经济社会发展全面绿色转型为引领，以能源绿色低碳发展为关键，加快形成节约资源和保护环境的产业结构、生产方式、生活方式、空间格局，坚定不移走生态优先、绿色低碳的高质量发展道路，确保如期实现碳达峰、碳中和。1主要内容作为“1+N”双碳政策体系的核心文件，意见就经济社会发展全面绿色转型、产业结构、清洁低碳安全高效能源体系、低碳交通、城乡建设低碳发展、低碳科技技术科技攻关、碳汇能力提升、对外开放绿色低碳发展、法律法规标准和统计监测体系、完善政策机制等10个方面提出了31条措施。意见重申碳达峰宏观任务：到2025年，单位GDP能耗比2020年下降13.5%，单位GDP二气化碳排放比2020年下降18%，非化石能源消费比重达到20%左右。到2030年，单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降65%以上，非化石能源消费比重达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上，二氧化碳排放量达到峰值并实现稳中有降。作为碳达峰碳中和工作的关键，能源绿色低碳发展的主要相关内容包括：1.强化能源消费强度和总量双控。坚持节能优先的能源发展战略，严格控制能耗和二氧化碳排放强度，合理控制能源消费总量，统筹建立二氧化碳排放总量控制制度。2.严格控制化石能源消费。加快煤炭减量步伐，“十四五”时期严控煤炭消费增长，“十五五”时期逐步减少，石油消费“十五五”时期进入峰值平台期，统筹煤电发展和保供调峰，严控煤电装机规模，加快现役煤电机组节能升级和灵活性改造。3.积极发展非化石能源。实施可再生能源替代行动，大力发展风能、太阳能、生物质能、海洋能、地热能等，不断提高非化石能源消费比重。坚持集中式与分布式并举。积极安全有序发展核电。合理利用生物质能。加快推进抽水蓄能和新型储能规模化应用。统筹推进氢能“制储输用”全链条发展。构建以新能源为主体的新型电力系统，提高电网对高比例可再生能源的消纳和调控能力。4.深化能源体制机制改革。全面推进电力市场化改革，加快培育发展配售电环节独立市场主体，完善中长期市场、现货市场和辅助服务市场衔接机制，扩大市场化交易规模，推进电网体制改革，明确以消纳可再生能源为主的增量配电网、微电网和分布式电源的市场主体地位，加快形成以储能和调峰能力为基础支撑的新增电力装机发展机制。完善电力等能源品种价格市场化形成机制。从有利于节能的角度深化电价改革，理顺输配电价结构，全面放开竞争性环节电价。推进煤炭、油气等市场化改革，加快完善能源统一市场。5.交通和建筑能源低碳方面。加快发展新能源和清洁能源车船，推动加氢站建设，加快构建便利高效、适度超前的充换电网络体系。大力发展节能低碳建筑。加快优化建筑用能结构。深化可再生能源建筑应用，加快推动建筑用能电气化和低碳化。开展建筑屋顶光伏行动，大幅提高建筑采暖、生活热水、炊事等电气化普及率，在北方城镇加快推进热电联产集中供暖，加快工业余热供规模化发展，积极稳妥推进核电余热供暖，因地制宜推进热泵、燃气、生物质能、地热能等清洁低碳供暖。6.加快先进适用技术研发和推广。深入研究支撑风电、太阳能发电大规模友好并网的智能电网技术。加强电化学、压缩空气等新型储能技术攻关、示范和产业化应用。加强氢能生产、储存、应用关键技术研发、示范和规模化应用。7.完善财税价格政策和推进市场化机制建设。研究碳减排相关税收政策。建立健全促进可再生能源规模化发展的价格机制。加快形成具有合理约束力的碳价机制。加快建设完善全国碳排放权交易市场，逐步扩大市场履盖范围，丰富交易品种和交易方式，完善配额分配管理。将碳汇交易纳入全国碳排放权交易市场，建立健全能够体现碳汇价值的生态保护补偿机制。健全企业、金融机构等碳排放报告和信息披露制度。完善用能权有偿使用和交易制度，加快建设全国用能权交易市场。加强电力交易、用能权交易和碳排放权交易的统筹衔接。2意见解读今年以来，“一刀切”式的环保政策和产能控制政策以及“运动式”减碳，给国民经济的发展带来了较大的冲击，引发了能源安全、经济以及绿色发展之间如何平衡的讨论。意见的发布，设定了碳达峰阶段的具体目标，对实现各领域碳达峰路径进行了阐述，对重点产业发展方向进行了明确，有利于凝聚社会共识，形成政策合力，解读如下：1．强化统筹推进与协调发展意见坚持系统观念，要求处理好发展和减排、整体和局部、短期和中长期的关系。意见中提出“要强化绿色低碳发展规划引领，将碳达峰、碳中和目标要求全面融入经济社会发展中长期规划，并且做好与其他各级各类规划的衔接协调”，明确了制定“双碳”发展目标，不可脱离地区及行业的总体发展规划及目标，严厉杜绝罔顾地区及行业经济发展需求的“一刀切”运动式减碳。能源电力作为经济和社会发展的重要物质基础，是实现“双碳”目标和推动经济社会高质量发展的关键，“双碳”目标下的能源结构绿色低碳化转型发展，应按照国家对于“双碳”工作的安排及部署，不可操之过急，也不可盲目“一刀切”，在保障民生及经济社会发展用能的前提下，逐步提高非化石能源利用比例，控制化石能源消费总量，着力提高利用效能，在稳步推动自身结构绿色低碳转型的同时，积极支撑全社会的绿色低碳化转型，最终实现“到2060年时，绿色低碳循环发展的经济体系和清洁低碳安全高效的能源体系全面建立，能源利用效率达到国际先进水平”这一发展目标。2.加快发挥市场在资源优化配置的基础性作用意见明确深化能源体制机制改革，完善财税价格政策，推进煤炭、油气等市场化改革，加快完善能源统一市场。进一步建立用能权、碳排放权有偿使用和交易制度，加快建设全国用能权交易市场，完善全国碳排放权交易市场，在能耗和排放两个方面建立总量控制+市场交易的方式，以逐步替代行政手段刚性约束，留下了弹性空间，有利于通过市场手段和价格机制推动能源、碳排放权等基本要素向优质项目、企业、产业及经济发展条件好的地区流动和集聚。3.强化政策协同意见提出加强电力交易、用能权交易和碳排放权交易的统筹衔接。我国目前的电力交易、用能权交易和碳排放权交易等制度，建立的初衷虽并不完全相同，但在机制设计和运行上有重合之处，且各市场之间的联动和互认标准及机制仍存在较大的空白。明确提出各机制统筹衔接，为“双碳”目标下促进电、能、碳三个市场的减碳联动和互认夯实了政策基础，下一步，将基于现有的各交易市场现有机制及运行情况，加快研究打破各能源及环境权益交易机制衔接壁垒，填补现有电力交易、用能权交易等市场机制中碳减排效应未能得到量化的空白，进一步确认电力交易、用能权交易等机制的绿色降碳属性，同时提升和强化碳排放权交易对新能源消纳的作用，更好的推动市场机制的发挥，以更低成本完成全社会减排目标的作用。4.“双碳”重点支持领域更加清晰一是新能源是各领域碳达峰的主要推动力。新能源技术是当前实现能源低碳发展最直接、潜力最大的手段，新能源产业发展实现了经济发展与环境效益的协同，是支撑我国“双碳”目标实现的最大底气所在。意见提出到2060年，非化石能源消费比重达到80%以上，其主力仍是新能源，未来存在巨大的发展空间。二是进一步明确了加快新型电力系统建设。构建新型电力系统，是解决新能源发展带来的消纳问题与安全问题的根本之道，意见提出的加快推进抽水蓄能和新型储能规模化应用，加快现役煤电机组节能升级和灵活性改造，统筹推进氢能“制储输用”全链条发展，明确以消纳可再生能源为主的增量配电网、微电网和分布式电源的市场主体地位，加快形成以储能和调峰能力为基础支撑的新增电力装机发展机制等措施，将进一步提升电力系统调节能力，解决可再生能源的消纳和调控问题。三是强调碳汇发展。意见大篇幅提到持续巩固提升碳汇能力，同时提出将碳汇交易纳入全国碳排放权交易市场，建立健全能够体现碳汇价值的生态保护补偿机制。意味着碳汇将成为最重要的CCER品种得到政策的优先支持，预计对新能源的CCER支持空间降低，新能源将通过绿电市场、绿证市场寻求环境价值兑现。END往期文章回顾电碳市场环境下新能源及储能的发展新机遇及潜力预测能源局首次形成电化学储能并网调度协议，新型储能纳入调度运行有据可依绿电交易来了！新能源绿色附加收益将凸显|两部委批准绿电交易试点方案碳交易促进综合能源业务发展的原理及相关市场机遇分析全国碳交易市场一周行情观察和未来趋势分析深度解读电化学储能发展前景与容量电价关系关于碳交易市场促进新型电力系统发展的冷思考储能市场地位和商业模式有望解决——深度解读发改委、能源局关于加快推动新型储能的指导意见构建以新能源为主体的新型电力系统：愿景与现实路径“拉闸限电”频发？——关于高比例新能源情况下电力供应充裕度的探讨关于新能源大规模发展的约束边界与可行路径浅析电化学储能的商业模式之困与投资风险分析

全国碳市场的建立与电力市场的不断完善，给新能源及储能发展带来新机遇，解构新能源、储能的核心价值及对应的市场空间，核心观点如下：1.新能源更大规模发展将带来系列问题，新型电力系统提供了整体解决方案。电力系统是我国最强大的能源基础设施，依托无处不在的电网支撑新能源的发展，是实现“双碳”战略最主要的路径。充分考虑政策、产业、市场、技术等约束因素，解决新能源随机波动性、低抗扰性和弱支撑性等问题，在安全、经济、环保几个方面实现各方可接受的平衡，是发展新型电力系统的整体目标。2.建立健全的市场机制是构建新型电力系统的重要方面。新能源具有低边际成本、高系统成本以及绿色环保的特性，构建完善的市场机制：通过电碳市场联动体现新能源绿色环保的价值；通过辅助服务、容量市场等电力市场新品种的设计，促使新能源通过自建和购买调节资源，是实现新能源与电力系统协同发展的重要条件。从最近发布的政策来看，能源主管部门正在推进针对新能源不同特性的市场的建设。3.全国碳交易市场是能源绿色价值定价的场所。碳排放权交易市场基本原理在于构建“碳资产”来衡量碳排放权的稀缺性，以“总量-交易”的原则通过确定社会排放总量，允许自由交易来实现碳资产定价，从而将二氧化碳排放这一能源领域重要的外部性实现内部化，引导社会生产活动向绿色低碳转型。一定的流动性是碳市场可持续发展的生命线，当前市场流动性仍较差，但是9月最后几个交易日的交易量逐步放量，特别在9月30日，创下了开市以来单日最大交易量。随着全国碳市场的扩围和新产品的丰富，碳市场价格及交易量仍值得期待。4.绿电市场使新能源绿色价值凸显。绿电交易市场通过体制机制创新，一方面充分体现新能源电力的绿色低碳价值，另一方面为企业获得绿色电力提供了普惠性的渠道。绿电市场中，绿证代表的环境价值与电量价值并轨及统一出售，实现了交易中的溢价（附加电价），也实现了绿电与绿证的“电证合一”，以此提升新能源进入电力市场的意愿。推进绿电减碳效果在全国碳市场及国际上得到认可，能降低控排企业在碳市场的履约成本，化解出口企业被征收“碳关税”的风险，同时可再生能源超额消纳量在能源“双控”中不被考核，此三点是绿电市场产生较高溢价的主要原因。与申请CCER资产相比，由于CCER受到抵消比例限制，通过绿电市场实现新能源的绿色价值相对来说更具普遍意义，理论上，电碳两个市场充分联动下，绿电溢价应与对应的碳配额价格挂钩。5.通过市场手段促进新能源建设或购买调峰资源，是储能发展的重要推动力，也是绿电市场持续扩大的支撑。如果新能源作为主体能源大规模进入市场，当前针对绿电交易结果的优先交易组织和执行难以为继，入市新能源必将需要考虑自身发电曲线并接受偏差考核，迫使新能源自建或购买调峰资源。近期发改委、能源局发布的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》已初见政策方向，通知要求超过电网企业保障性并网以外的新能源初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上），采用自建、合建或购买的方式配置调峰能力。较长时长储能迎来发展机遇，以此推算，新型储能在“十四五”期间将有10倍容量增长，“十五五”期间仍有4倍容量增长。同时，由于火电灵活性改造成本较低，且在电力系统中保持必要容量的火电机组是维持电力系统惯量与稳定性的重要基础，10亿千瓦级别的火电灵活性改造也能产生万亿级别的市场。当然，新型储能与火电灵活性改造具有此消彼长的关系，后续取决于两者技术发展与成本的对比。详细内容请见PPT：END往期文章回顾绿电交易来了！新能源绿色附加收益将凸显|两部委批准绿电交易试点方案透视首月交易数据，解析全国碳市场的问题与前景配额制+市场化，解构储能新政策的现实意义碳交易促进综合能源业务发展的原理及相关市场机遇分析全国碳交易市场一周行情观察和未来趋势分析深度解读电化学储能发展前景与容量电价关系关于碳交易市场促进新型电力系统发展的冷思考储能市场地位和商业模式有望解决——深度解读发改委、能源局关于加快推动新型储能的指导意见构建以新能源为主体的新型电力系统：愿景与现实路径“拉闸限电”频发？——关于高比例新能源情况下电力供应充裕度的探讨关于新能源大规模发展的约束边界与可行路径浅析电化学储能的商业模式之困与投资风险分析

为更好适应电力体制改革，推动构建以新能源为主体的新型电力系统，进一步规范发电企业与电网企业的并网调度关系和购售电行为，10月8日，国家能源局网站对《并网调度协议》（针对核电、抽水蓄能电站、燃油电厂、生物质发电、地热电站等具有一定调节能力的电源）、《新能源场站并网调度协议》（针对风电、光伏电站）、《购售电合同》、《电化学储能电站并网调度协议》示范文本的征求意见稿征求社会各界意见。其中，前三项是在原有示范文本的基础上进行整合、修订，特别值得注意的是，《电化学储能电站并网调度协议》为首次针对新兴的电化学储能电站形成的并网调度协议文本。《电化学储能电站并网调度协议》适用于向公用电网充/放电的电化学储能电站（系统）项目，其他形式的充/放电设施（系统），如压缩空气、飞轮储能、电动汽车充/换电站、智慧能源系统、微型电网等可以参照使用。个人认为，示范文本进入征求意见阶段具有以下意义：一是进一步强调电化学储能在新型电力系统中的重要地位。电化学储能经过多年发展，已成为与核电、风电、光伏一样具有举足轻重的电源形式，其独立地位越来越受到认可，受到政策的高度关注，具备成为继新能源之后的又一主要赛道。去年年底，电化学储能总功率达到330万千瓦。今年储能发展更加迅猛，7月份发改委、能源局正式发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确提出到

前言据悉，近期国家发改委、能源局批准两网报送的绿色电力交易试点工作方案，目的在于通过体制机制创新，为市场主体提供绿电交易服务，全面反映绿色电力的环境价值，通过电力供给侧结构性改革引导全社会形成主动消费绿电的共识。绿电交易市场的建立，一方面充分体现新能源电力的绿色低碳价值，推动以新能源为主体的新型电力系统的构建；另一方面为企业获得绿色电力提供了普惠性的渠道，能降低消费侧电力间接排放，为企业降低碳市场履约成本和应对国际碳关税提供了可行路径。实现绿电的零碳特性在碳市场得到认可，使绿电交易市场以及“证电合一”的绿证成为“电-碳”两个市场联动的重要环节，从而支撑电力市场高质量发展和“双碳”目标的实现。1方案主要内容方案在电力中长期市场机制框架内，在市场主体、交易机制、政策衔接等方面取得了较多实质性突破，根据与相关专家交流，主要内容可总结为以下几条：1.绿电产品类别。绿色电力交易特指绿色电力的电力中长期交易，产品主要为风电和光伏发电企业上网电量，条件成熟时，可逐步扩大至符合条件的水电。2.

前言7月16日全国碳排放权交易市场正式开市至今，已经完成了整一个月的交易。最初的喧嚣归于平淡，尤其是看完首月交易数据后，大多数人对于碳市场当前的作用会有更冷静的认识。本篇将从专业视角进行解读，探寻碳市场首月表现的基本逻辑，并对存在的问题和未来发展进行分析。1透视全国碳市场首月数据截至当前，全国碳市场配额累计成交量651.88万吨，成交额32927.45万元，平均价格约50.5元/吨，每天平均交易量约22.5万吨；其中，挂牌交易总量533.9万吨，大宗交易118万吨。但主要交易量发生在碳市场开市第一天，可能众多企业受“抢彩头”的驱使，首日交易量达到410万吨，占到当前总额的63%左右。首月行情具体如下（本文碳交易数据来自“全国碳交易”公众号）：图1

前言国家政策继续助力储能发展的火热情绪。今天，发改委、能源局正式发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知（发改运行〔2021〕1138号，以下简称“通知”），旨在电网企业承担可再生能源保障性并网责任的基础上，鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发电装机并网规模。相对于《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出的原则性目标和路径，通知对于解决电网调峰能力问题提出了更多实质性内容。1主要原则可再生能源的发展是实现“碳达峰、碳中和”的重要途径，而可再生能源发展的关键在于电力系统消纳，为了增强电力系统的消纳能力，通知中提出了以下具有较大意义的原则：（一）界定电网企业和电源企业的消纳责任电网企业和电源企业对可再生能源消纳负有“共同但有区别”的责任，一方面电网企业要切实承担消纳的主体责任，统筹调峰能力建设和资源利用；但在每年新增的并网消纳规模中，电源企业适当承担可再生能源并网消纳责任。随着新能源发电技术进步、效率提高，以及系统调峰成本的下降，电网企业承担的消纳规模和比例有序调减。以上界定比较符合新型电力系统发展的实际情况，电网企业主要依托电力系统的既有安全裕度，对新能源发电的随机波动性进行调节，但随着新能源更大规模发展，电网的安全裕度快速降低，传统消纳模式无法持续。需要针对新能源配套更多的调峰电源，“超过电网企业保障性并网以外的规模”需要发电企业承担主要消纳责任。新政策的最重要意义，就是要解决“超出部分”的可再生能源发电如何消纳的问题。（二）对于“超出部分”提出了调峰的配额方式通知提出，为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上），采用自建、合建或购买的方式配置调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。实际上是对于超出电网消纳能力的部分，要求由可再生能源发电企业按照不小于15%（时长4小时）的方式配置调峰资产，采用配额制的方式促进电力系统调峰资源的增长，类似一种优化了的各省（市）推行的新能源配储能的升级版。（三）市场化手段获得调峰能力通知明确调峰资源包括抽水蓄能、化学储能电站、气电、光热电站或煤电灵活性改造等资源，以上均可作为独立的市场主体，可再生能源发电企业可以通过市场交易的方式向调峰市场主体购买调峰能力，包括购买调峰储能项目和调峰储能服务两种方式。2主要影响分析整体来看，新政策对于电力系统调峰能力建设的诸多问题进行了安排，个人认为将产生以下几方面影响：一是将促进电力系统调峰能力的快速提升。通知客观承认电网企业消纳能力有限，实际上给电网企业消纳责任提出了一个边界概念，而边界外即“超过电网企业保障性并网以外的规模”的可再生能源发电的消纳，需要以配额制的方式由可再生能源发电企业承担，为近年来各地越来越盛行的新能源配储能的方式定了一个基调，虽然不是新能源发电企业所乐见的，但对于长期困扰储能发展的“谁买单”的问题进行了回答，将推动实现调峰能力与可再生能源装机的同步发展。二是通过市场化手段降低调峰成本。可再生能源发电企业能通过自建、合建和购买等方式自主选择最优的调峰资源，以市场化手段降低调峰成本，与地方版的新能源强配单一储能方式相比更加合理，也将促进新能源行业分工的细化，专业储能电站和共享储能的商业模式将进一步发展。三是实现各类调峰资源同台竞技。通知中的调峰资源包括抽水蓄能、化学储能电站、气电、光热电站或煤电灵活性改造等，体现了不偏不倚的原则，对于挖掘各方面调峰资源，尤其通过市场化手段促进边际成本低的调峰方式胜出，对于优化调峰结构，促进全社会调峰资源优化配置将发挥重要作用。需要指出的是，以前关注度不高，改造动力不足的火电灵活性改造等方式，由于其边际成本比较低，具有较大竞争力，将会获得较大的发展动力。3需要进一步解决的问题新政策虽然通过配额制+市场化的方式，对于促进调峰资源的多元化、最优化发展，提升可再生能源消纳能力将发挥明显作用，但以下问题仍需要继续明确：一是电网企业保障性并网规模如何界定。即如何衡量每年电网企业保障性并网能力，保障性并网能力内的可再生能源发电项目在配置储能方面具有豁免权，那么哪些项目、多大容量包含在保障性并网规模中间？其划分方法难以设计，而且将引发较大的争议。二是配建比例如何确定与优化。当前确定的15%功率/4小时的配置比例，其时长体现了电力系统对于较长时间调峰能力的需求，也是比较符合电力系统运行实际的；但是15%的功率比例可能难以满足电力系统发展要求，特别在“双高”、“双峰”特性越发明显的情况下，该比例无法满足新能源大发时段消纳、新能源小发时段可靠供电的需求，未来如何调整，需要电力系统专业机构根据实际运行情况动态确定。三是调峰资源差异性如何体现。由于电化学储能、抽水蓄能、火电、气电的调峰速率、启停时间不同，其有效调峰能力和性能其实并不一样，新政策中关于调峰能力的界定值得商榷。特别对于电化学储能来说，其调峰成本远大于其他调峰电源，而又是被广泛看好、成本下降空间较大的调峰资源，需要有其他政策对其进行支持，促进其技术、标准的快速发展和成本的下降。当然，通知中要求考虑新建调峰资源项目的建设周期，各地在安排发电项目时要做到与新增调峰项目同步建成、同步并网，由于电化学储能建设周期比较快，对其成本劣势能进行一定弥补。四是调峰资源有效性如何保证。各省市版的新能源强制配储能项目，由于项目建设目的是并网而不是运行，导致很多项目建设质量低、运行效果差。新政策如何保证调峰效果持续有效发挥也存在难题。通知中要求，各地政府主管部门会同电网企业，对发电企业承诺自建、共建或购买调峰项目加强监管，项目投产后调度机构不定期按照企业承诺的调峰能力开展调度运行，确保调峰能力真实可信可操作，对于虚假承诺企业，采取惩罚和取消下年度自行承担可再生能源消纳责任资格。整体来看，其执行难度较大，如何统一标准和流程，确保实际效果需要时间的验证与考验。END往期文章回顾碳交易促进综合能源业务发展的原理及相关市场机遇分析全国碳交易市场一周行情观察和未来趋势分析深度解读电化学储能发展前景与容量电价关系关于碳交易市场促进新型电力系统发展的冷思考储能市场地位和商业模式有望解决——深度解读发改委、能源局关于加快推动新型储能的指导意见构建以新能源为主体的新型电力系统：愿景与现实路径“拉闸限电”频发？——关于高比例新能源情况下电力供应充裕度的探讨关于新能源大规模发展的约束边界与可行路径浅析电化学储能的商业模式之困与投资风险分析

7月16日，全国碳排放权交易市场终于在万众瞩目中正式开幕，标志中国在双碳伟业的进程中迈出了实质性的一步。从CDM机制，到省级碳排放权交易试点，几近两个十年的探索，从质疑争议到意识觉醒，终于迎来这个承前启后的时刻。全国碳市场刚好完成一周的交易，本篇我们将从专业视角对碳市场第一周表现进行解读，对存在的问题和未来发展趋势进行分析和预测。一、全国碳交易市场一周观察7月16日，全国碳交易市场开市当天，配额挂牌协议交易成交410万吨，成交额2.1亿元，收盘价51.23元/吨，较开盘价上涨6.73%，盘中最高价为52.8元/吨。当日收盘价略高于业内普遍预测的30-50元，首日交易额度也高于预期，首日表现让业内人士受到普遍鼓舞。然而，首日成交量主要来自于控排企业抢开门红，从第二个交易日开始，虽然配额价格持续攀升，但成交量相较交易首日下降严重，具体情况见以下图、表（数据来自“全国碳交易”公众号）。表1

前言随着“碳达峰、碳中和”目标的提出，全国碳交易市场建设加快，碳交易及碳资产管理业务成为社会各界热议的话题，金融、产业、互联网等方面大鳄都纷纷涉足。但另一方面，碳市场机制仍需完善，新业态和新模式创新尚需时日，进入者均感觉业务破局点仍太少。本文在分析碳市场空间基础上，剖析碳市场作为一种减排机制促进能源转型的机理，寻找新环境下给综合能源带来的系统性机会。1碳资产管理业务市场空间及存在的问题目前的政策环境下，可开展的碳资产管理业务主要包括碳排放核查、减排碳资产（CCER）开发、碳交易、碳相关课题研究和培训等。其中：碳排放核查，8大行业控排企业都纳入碳市场后，总量约在8000家左右，按照当前碳核查费用标准，市场容量约2亿元；CCER开发，2017年国家发改委暂停CCER备案签发后，当前CCER政策仍不明朗，按照未来8大行业全纳入，在较为宽松的情况下全社会配额约90亿吨，CCER可抵消配额比例为5%，全年可用于抵消的CCER量约为4.5亿吨，价格按40元/吨测算，每年能开发的CCER资产总价值约180亿元，开发代理费率按10%-20%估算，开发总费用在20-40亿元；碳交易，碳市场交易规模及活跃度，依赖于配额的收紧、对第三方交易机构开放程度和金融衍生品推出，预计未来几年内全国碳交易市场主要参与主体为控排企业，交易品种以现货交易为主，预计交易规模在200亿元量级，第三方开展自营业务和经纪业务的空间有限；课题和培训，在国家要求各地政府明确双碳时间表、施工图和路线图，各央企也纷纷发布碳达峰、碳中和路径的背景下，双碳课题研究和培训是当前碳资产公司的重要业务，但随着相关问题逐步明确，其业务持续性较差。综上，可以看出碳直接相关的市场业务空间较小，随着越来越多的企业进入，竞争日益激烈，以轻资产为主的业务模式也不适用于摩拳擦掌准备进入的机构、央企等大玩家。社会期望的万亿级甚至是百万亿级的“双碳”市场，势必要以碳市场机制为延伸，寻找碳成本传导下产生的综合能源市场机会，以及随着碳资产金融价值提升带来的碳金融和绿色金融空间。2碳市场机制促进综合能源发展的原理碳排放权交易市场相对其他市场来说更加抽象，其基本原理在于通过人为构建“碳资产”来衡量碳排放权的稀缺性，从而将二氧化碳排放这一能源领域重要的外部性实现内部化，引导社会生产活动向绿色低碳转型，促进综合能源业务空间大幅增长。主要体现在以下方面：一是化石能源使用成本提升，造成能源、电力成本中枢上移，而非化石能源、节能减排等低碳能源使用方式成本优势增强，从而不断促进能源结构、产业结构调整，促进节能、综合能源等行业发展。二是对于满足额外性的可再生能源、节能减排、电能替代和碳汇等项目，开发额外的CCER资产相当于增加了一块补贴收益，提升了项目盈利能力。另外碳成本上升预期促进用户提升综合能源意识，促进市场面扩大以及综合能源议价空间增大，破解综合能源商业模式困境。三是化石能源项目投资风险增强，资金将优先选择低碳能源和综合能源领域，促进低碳项目融资难度和融资成本不断降低。总体来看，从用户侧来看，企业最关注的是自身碳资产和碳排放的平衡。企业碳资产主要包括配额与CCER资产，而实际碳排放是企业的碳负债。类似资产负债表管理，企业总是努力追求做大碳资产和降低碳负债，以实现在碳市场上收益最高或履约成本最低。从企业的上述基本需求出发，以碳为切入点，寻找具有系统性机会的综合能源市场机会，形成“碳资产管理+综合能源”的整体解决方案，是实现碳相关业务增长的重要途径。

前言随着消费侧电气化水平提升，外购电力排放在用户碳排放中的比重不断增大，企业通过自主采购绿电降低终端碳排放的意愿日益强烈。我国是全球最大的可再生能源生产国，但直接采购绿电的渠道仍存在较多的障碍，同时新能源的各类支持政策与碳市场衔接方面政策仍不清晰。本文以企业实现终端用能低碳化为目标，梳理中国现行的政策及市场机制，分析电力消费侧用户在国内采购绿电的可行路径。1绿电采购需求激增1.绿电采购是企业降低电力消费间接排放的重要途径电力生产带来的碳排放占总能源消费排放的40%以上，随着双碳约束日益强化，企业均在寻求降低电力消费带来的间接排放。按照我国目前的政策及市场机制来看，电力消费侧用户要实现降碳，主要有以下四个方案，（1）直接投资分布式可再生能源；（2）采购绿证；（3）碳排放权交易；（4）采购绿电。虽然实现方式比较丰富，但以上每一种方案都具有一定的局限性，比如直接投资分布式光伏需要自身有足够符合建设条件的厂房屋顶。购买绿证存在证电分离的问题，在核算终端实际碳排放时现在基本不被认可。通过碳排放权交易实现中和，只是一种指标对冲形式，不改碳排放的本质。而通过绿电采购实现用电排放，是最接近本质减排的方式，但当前由于新能源较少进入市场交易，用户直接购买绿电仅在广东个别省份有实践。2.绿电成本的快速下降让实现碳中和的成本快速降低过去10年，可再生能源的发电成本降幅巨大。根据彭博新能源财经数据来看，全球光伏和陆上风电的平准化度电成本(LCOE)分别下降了85%和60%，海上风电成本仅在过去的五年就下降了60%。未来可再生能源发电成本下降趋势必将持续。因此，光伏和风电成本很快会在一些国家降至甚至低于现有燃煤或燃气电厂边际运营成本。图1

当下，储能被认为是解决新能源随机波动问题的最有效手段，也是构建新型电力系统的重要保证。今年4-5月份，储能相关政策密集出台，2019年版《输配电价成本监审办法》明确的抽水蓄能、电化学储能不进入输配电价，带来的行业不利影响正被逐步修正。4月21日，国家发改委、能源局发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》（文1），对储能发展的系列问题提出了整体思路，新型储能的市场地位和商业模式问题有望逐步解决。4月30日，发改委印发了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（文2），针对抽水蓄能两部制电价提出了一系列新的措施和办法，核心在于通过容量电价实现抽水蓄能的保底收益，为抽水蓄能建设再次进入快车道扫清了障碍。5月25日，在发改委出台的《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》（文3）中，提出要深入推进能源价格改革，完善风电、光伏发电、抽水蓄能价格形成机制，建立新型储能价格机制。但在上述系列政策中，除抽水蓄能价格机制取得突破外，以电化学储能为代表的新型储能仅收获预期，实质上的电价机制仍不明朗。笔者认为，“建立新型储能价格机制”是新型储能健康发展的基础条件，而出台针对新型储能的容量电价，是适应我国电力发展现状的最有效的价格机制。一、为什么要有容量电价（一）我国电力系统调节能力重构需求分析人士经常以欧洲为参照来评论我国新能源的发展，但我国电力系统有其自身特点，其中比较明显的一点是调节能力显著弱于欧洲：一是煤电是主要调节电源，其调节能力有限；二是受库容量、来水季节分明、大水电基地梯级调度等原因影响，我国常规水电调节能力较差；三是抽水蓄能、气电等灵活性电源占比仅为6%；四是电力市场不健全，利用价格信号实现供需调节的作用有限。尽管如此，我国风电、太阳能装机占比已超过1/4，西北等区域电网新能源比例更明显高于欧洲，我国在充分挖掘电力系统调节能力，促进新能源发展方面做出的努力走在世界前列。但是，新能源在我国更大规模发展，直至“以新能源为主体”的目标实现，再依靠传统电源的调节边际，以不断消耗电力系统既有安全裕度为代价的发展方式已不可维系。理性审视我国电源结构问题，从顶层设计上建立不同电源协同发展的价格机制，是提升电力系统调节能力，促进新能源发展的重要前提。（二）电力系统供电充裕度需求相对于新能源的消纳问题，新能源电力供应不足导致限电造成的社会影响更大，该状况见于上个冬天湖南等省市拉闸限电，也出现于美国大停电事故，而大家津津乐道的新能源发展标杆德国，由于限核退煤，将同时面临用电成本失控和电力短缺的威胁。2021年缺电的阴云越来越近，夏天未至广东等地缺电预兆已纷纷出现。该问题的重要原因在于不同品种电源在电力容量上的匹配，在以煤电、水电为主的传统电力系统中，电源的容量和电量是同步增长的，虽然没有容量价值的显性体现，但将电源全周期成本分摊到电量上，通过电量和电价即可回收电源全部投资，从而促进发电企业投资，保证了电力供应的充裕度。但在全力发展新能源的当下，具有较强容量特性的煤电机组投资受限，文2出台之前抽水蓄能成本不进入输配电价，电化学储能价格机制尚未理顺，而新能源装机的高歌猛进，却无法实现可调容量的有效增长，从而造成了系统有效容量的不足。按照统计数据，新能源在各个时段的保证出力，即可考虑进入发用电平衡的容量也许不及总装机的10%。如果没有足够储能设备，即便如行业预测的，2060年新能源装机达到60亿千瓦，在某些时段只能保证不足6亿千瓦的有效发电。因为新能源反调峰特性，这些时段往往会遇上夏高峰和冬高峰，将造成较为严重的电力短缺。（三）容量电价符合我国国情在电力市场建设中加入明显的价格信号，引导调节电源准入和负荷自调节，是促进发用电平衡和保证供电充裕度的基础，也是促进储能产业发展的重要保障。其市场机制主要有两类：一是电量市场的稀缺电价机制，完全由供需关系确定电量价格，在供不应求时，电价上升促进电源发电积极性，同时抑制一部分电能消费需求。由于电力需求刚性较强，会造成电价大幅上涨，从而推动电源投资，该机制下容量激励不直接，是以周期性的缺电和高电价为代价，来促进容量投资；另一类则通过建立容量市场直接反映容量需求信号，容量价格可以由市场交易形成，也可以由政府根据成本定价法设定。该方式具有一定的计划性，容量充裕度很大程度取决于监管机构对未来容量需求的合理预测，通过市场机制进行资源调配的作用不如前者。两种机制中，类似得州大停电期间价格飙升的稀缺电价机制现阶段不适合我国，因为稀缺电价主要由尖峰负荷造成，而尖峰负荷中很大部分为民用的空调或采暖负荷，其持续时段虽然不长，但牵涉面广，社会影响大。在我国当前的电力市场设计中，民用电为保底供电范围，设想得州事件发生在中国，将造成多大的民生问题，所以我国没有为稀缺电价买单的社会环境。相较而言，通过容量电价机制，对容量投资进行直接激励能更好保证供电充裕度；同时通过纳入省级电网输配电价回收，由全社会用户进行分摊，能避免电价飙升等问题，是当前比较可行的方法。二、容量电价的适用范围（一）容量电价是解决储能发展问题的钥匙正是基于此，在新型储能的商业模式设计和成本疏导方面，文1明确提出的“建立电网侧独立储能电站容量电价机制”，是解决长期困扰储能发展的商业模式问题的钥匙。文2也明确通过容量电价，体现抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值。容量电价保证了资本金收益率在6.5%的收益水平，既促进有效容量方面的投资，也通过收益率的锁定，将抽水蓄能定位在公共服务的低收益范畴。容量电费纳入省级电网输配电价回收（特定电源应分摊的容量电费由相关受益主体承担），由全社会用户进行分摊，虽然与“谁受益谁付费”的理想方式相比不那么合理，但在实时平衡、相互关联的电网中，到底谁受益的界定不那么容易，所以当前是现阶段各方能接受，操作性较强的方法。然而，关于抽水蓄能独享容量电价的问题，很多专家提出了不同的意见，认为是给电源“定身份”的惯性思维。我们支持具有抽水蓄能同等容量备用功能的电源或负荷获得相同的容量电价待遇，鼓励通过竞争方式促进容量电价发现。表1

一、碳市场建设加速碳排放权交易市场是利用市场机制，控制和减少温室气体排放的一项制度设计，其初衷在于通过配额方式增加碳排放的稀缺性，从而将二氧化碳排放这一能源领域重要的外部性实现内部化，引导社会生产活动向绿色低碳转型。习近平总书记提出碳达峰、碳中和战略以来，在各个场合多次阐述中国推进达峰、中和的决心和举措，推动停滞多年的碳排放权交易市场建设提速，预计今年6月底，全国性碳排放权交易市场将启动运营，成为各界瞩目的焦点。

按照中央财经委员会第九次会议要求，构建以新能源为主体的新型电力系统成为实现“双碳”目标的关键。然而新能源的随机波动性问题，导致电力系统调节能力的显著下降和安全水平的降低；新能源的快速增长，电力有效供应容量却没有显著增长，新能源对常规能源在电力、电量上的压缩，带来的是电力供应不足的阴云。以上问题，构成了新型储能技术是新型电力系统的重要支撑的强大逻辑，无疑中间的明星是电池储能。经历2018年电网侧储能的狂飙、2019年的艰难求进，2020年各地新能源配储能的催长，“十四五”开局元年似乎要成为电池储能爆发式增长的元年。然而在社会的满心期待下，仍潜伏着长期困扰行业的几个问题，比如储能技术是否成熟？储能电站独立市场主体地位如何确立？储能的成熟商业模式是什么？很巧的是，这些问题都在4月份迎头撞了过来。

3月15日，中央财经委员会第九次会议召开，包括实现碳达峰、碳中和的基本思路和主要举措等重要主题。会议指出，“十四五”是碳达峰的关键期、窗口期，要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。全新提法，意味着新能源地位的进一步提升，未来的电网建设、常规电源发展、电力市场机制的建立都将服务于这一主题，也重申了可再生能源发电对于实现双碳目标的中心作用。但未来处于主体地位的新能源，与作为能源互联网中枢平台的电力系统如何协同发展，仍面临很多的问题和挑战。01需要解决的关键问题2020年，我国新能源总装机取得突破性进展，全年新增装机约1.2亿千瓦，截至年底新能源装机达到5.3亿千瓦，比例超过24%，但离“主体”定位仍差距较远。然而从当前形势来看，新能源的发展并非坦途，至少面临以下问题的挑战：

南网综合能源公司（南网能源）自今年1月份上市以来，资本市场表现抢眼，从发行日起连续14天涨停，随后连创新高，市值一度超过300亿元。而近期市场普遍回调期间，股价依然坚挺，可见资本市场对“综合能源第一股”的高度关注。当下两网、发电集团等能源企业推出综合能源战略已逾数年，基本都交出了高增长、强预期的答卷，其中南网能源作为上市公司定期披露的经营信息，成为全面分析综合能源业务发展趋势的稀缺样本。当前，南网能源的市场表现普遍高于相似行业上市公司，一是自身业绩的快速增长，二是体现了能源转型过程中的发展趋势。01业务发展情况业绩连续高增长。2016-2019年，南网能源营业收入分别为7.1、9.36、12.19、15.08亿元，复合增长率接近30%；归母净利润分别为1.01、1.26、1.85、2.76亿元，复合增长率40%。根据最新发布的业绩预告，2020年面对复杂疫情影响等多变的市场环境，预计实现营业收入20.1亿元，同比增长33.28%；实现归属于上市公司股东的净利润3.93亿元，同比增长42.46%，仍延续高增长趋势。重资产特性更加明显。在南网能源发展早期，非投资类业务（设备销售、技术服务、工程等）占有一定比例，在2018年占比达到20%的峰值，但随后在2019年出现了大幅下滑，当年非投资类收入不足1.5亿元，总收入占比降低到10%以下。而在2020年上半年收入构成中，非投资类业务占比继续下降至6%左右，其以投资类项目占主导的趋势更加明显。项目盈利水平较高。分析各类型投资项目营收及成本构成，南网能源项目整体盈利水平较高，体现了较强的项目开发质量和风险管理能力。从营收毛利率来看，在主要的业务种类中，分布式光伏项目毛利率在50%左右，建筑节能毛利率在20%以上，照明节能超过30%，新兴的综合资源利用毛利率也将近50%。而从更核心的投资收益率指标来看，根据数据推算，2020年总投资收益率（ROI，年息税前利润或年均息税前利润

综合能源服务提出几年来，各大阵营纷纷加入战团，提出了很多纷繁复杂的业态，在商业模式上的创新也眼花缭乱。但整体来看，仍存在技术门类复杂、项目收益低和风险管理难等问题。特别对于重资产项目，投资失败的高昂代价让企业望而却步。本文针对综合能源服务项目投资风险问题，进行原则性的探讨。01建立风险管理文化风险管理是投资项目的生命，尤其综合能源服务项目具有客户需求多元、业务场景多样、技术形式复杂，投资回收期较长，投资效益受政策、行业发展和产业周期等因素的影响，其风险要素更加多样和隐秘。以重资产方式开展综合能源服务的企业，需要建立完善的风险管理体系和风险管理文化，个人认为需要考虑以下几方面：1.依据自身优势和战略定位提出明确的风险偏好。我们经常对标其他企业的投资收益率标准，其实不一定具有太强的参考意义。不同企业的优势、业务定位有差异，风险偏好差别也明显。收益高低不在于收益的绝对值，而在于与风险的匹配度，较高风险的高收益不一定优于低风险下的低收益，核心在于风险管理能力是否与要承担的风险匹配。对于风险管控能力较强的企业，可以设置较高的风险偏好，更有机会获得额外收益；而对于风险管控能力较差的企业，应该基于自身比较优势选择风险较低的领域起步，不建议冒进，毕竟投资失败交出高昂学费的例子比比皆是。建议企业对综合能源业务不同细分领域开展风险分类管理，依据不同业务特点，建立收益率要求对照表和风险管控要点。2.建立全流程的风险管理意识。项目风险存在于政策研究、业务类型选择、商务洽谈、投融资、合同管理、咨询设计、工程建设、运行维护等各个阶段，所以风险管理是一项极其复杂的系统工程，需要建立全过程的风险管理体系。从项目开发起到项目运营期结束，就是不断确定项目条件和排查风险的过程，只要是从事与业务相关工作的人员，都处于风险防控的链条中，都是可能放大或缩小风险的一个环节。建议建立业务前端、中台和后台几道风险管理防线，其中前端开发人员的工作质量对风险管理的影响最大，因为前端需要对项目边界条件进行确定，是后续专业风险管理的基础，建议以项目经理负责制为基础，严格把控风险评估流程、确定项目边界，如实获取项目的内外部条件。3.全要素的风险管理。对项目中错综复杂的风险点进行条分缕析并合理归类，以此为条目指导主要风险要素的辨析，是风险管理的重要内容。当前，主要的项目风险可以归纳为政策、市场、信用和技术等几大类。02主要风险要素和管理要点1.政策风险方面由于能源行业具有较强的外部性，能源不可能三角表明，低碳能源往往不是最经济的能源，全靠市场化手段无法促进低碳能源和节能服务的长远发展，而依靠政策补贴或财税减免等政策，会带来整个行业的系统性风险。回顾近年的能源政策中，对于补贴的一刀切式下降，给风电、太阳能等行业的发展带来一定困扰，更给生物质发电行业带来沉重打击。虽说“绿水青山就是金山银山”，但是搭建起“绿水青山”和“金山银山”之间的转换桥梁，需要建立碳排放权交易等市场机制，把可再生能源、综合能源正的外部性显性化，有效化解政策风险，促进行业长远健康发展。同时，高耗能行业受行业政策影响大，加强政策研判，避免踩雷。2.市场风险方面主要来自于原料市场和销售市场两端的量、价波动。一般来说，从燃料到终端销售产业链条越长的细分领域，风险越大。以生物质行业为例，从燃料收集、运输、储存、转化到终端利用，相对于其他能源产业链条较长，特别是制气、成型燃料等业务类型，不但受到上游供给约束，同时受到下游燃气接入、产品（副产品）销路的影响。整个产业需要打通的环节较多，价格和销售体系不畅，导致进入的企业上下受制，是生物质产业难以壮大的原因之一。反观风电、光伏，其起步之初对政策补贴的依赖甚至大于生物质能，但由于其产业链条短，从自然界的风、光直接转化成电能上网，能量来源和销路都很顺畅，也是促进风电、光伏快速发展壮大的重要原因。基于此原理，由于电网是中国最为广泛的基础设施，在电网的基础平台作用下，不管是新能源发电、还是以电制冷热等综合能源业务，总能在能量销售侧或来源侧化解一端的风险，为围绕电能的综合能源业务提供了重要支点。特别需要注意的是，在现在实施较多的综合能源项目中，区域供冷供热（区域能源）项目会是风险较大的一类，而其主要风险来源就在于冷热实际需求量低于预期。受地产入住率、用户接入意愿和实际用能量与预测值的偏差影响，经常导致项目投资失败。前面在“综合能源服务商业模式困境及解决建议——区域能源发展研究”一文中，以区域能源为重要业务形态，提到了设计合理的商业模式化解市场风险，建议采用“容量+流量”或者“接口费+流量费”等风险共担的方式，有利于培育健康的市场环境。3.信用风险方面信用风险是一种比较多样化的风险类型，主要受到客户未来经营情况和支付能力影响，也与客户履约诚信度高度相关。企业类型对企业财务生存能力影响较大，同时公开的披露机制或第三方提供的资信评价是进行信用风险管理的凭证，开展详细的尽调是化解风险的重要手段，包括客户经营情况、现金流情况、负债情况、有无影响支付能力的重大事项或突发情况、第三方资信评价、资产抵质押情况、行政处罚和违约情况等。4.技术风险方面主要包括不同类型项目技术难度、产品设备成熟度、工程实施难度、我方执行能力匹配度等方面。综合能源项目重点在于成熟技术的集成，坚持适度先进原则，不唯技术论，处于试点示范、早期推广阶段的产品设备谨慎使用；坚持效益原则，某种意义上综合能源是一种最优化科学，采用多种能源技术的优势互补以实现投资收益最优，但在单一技术路线能取得更好效果的场景下，建议坚持经济和实用原则，不盲目为了综合而综合。延伸阅读“拉闸限电”频发？——关于高比例新能源情况下电力供应充裕度的探讨关于新能源大规模发展的约束边界与可行路径浅析电化学储能的商业模式之困与投资风险分析碳中和下节能服务的多维解构——日本经验与启示全球能源转型趋势与启示——《BP世界能源展望(2020)》解读综合能源服务商业模式困境及解决建议——区域能源发展研究（二）以电为中心的综合能源服务典型业态——区域能源发展研究（一）碳中和目标与氢能理想扫码关注我们更多精彩等你发现

继湖南、浙江等省出现“拉闸限电”之后，美国得州大停电彻底刷屏，正值“30·60”双碳目标启动之际，在新能源大发展以及电力市场改革不断深化的当口，“缺电”又成为全社会的隐忧。如何在保障电力供应充裕的同时，实现能源绿色转型目标，一时众说纷纭。促进不同电源均衡发展，保证合理的电力供应充裕度，是当前能源转型和市场改革需要重点考虑的问题。01拉闸限电的典型与非典型样本（一）美国得州的极端天气大停电近期，美国得克萨斯州经历百年一遇的暴雪天气侵袭，最低温度达到-26℃，引发用电新高，但严寒也导致天然气管道冰堵，因燃料供应不足导致占得州40％以上装机的天然气机组出力受限严重，很大比例的风电和煤电也因受冻不能发电，全州发生大范围停电。每次大停电都是革新电力系统结构与体制的契机，而在导致得州大停电的众多原因当中，已有很多专家进行了详细分析，也指出归因于可再生能源的发展缺乏逻辑，毕竟在极端情况下指望间歇性能源来提供容量支撑，就像天塌了希望矮个子去顶一样纯属奢望。毫无疑问，得州大停电罪魁是极端天气导致的发电设备大面积故障和负荷需求高涨，同时得州电网与外部弱联系无法获得有效支援，缺少天然气储备等问题也被关注。事实上，天气突变造成电价飙升在得州屡有发生，很重要的原因在于得州实行的稀缺电价机制。在体现电力供应稀缺度方面，得州没有容量市场，电厂容量价值体现在现货市场的稀缺价格上，电能量市场价格上限为9000美元/(MW·h)，稀缺价格不仅包括发电主体的报价，还包括备用价格增量、可靠性价格增量。其中，备用价格增量为价格上限与失负荷概率的乘积，失负荷概率确定方法为，假定近3年超短期负荷预测与实际负荷偏差拟合成的预测均值为M，标准差为Sd，备用容量为R；当R

继碳达峰、碳中和目标提出后，总书记于气候雄心峰会上提出2030年非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。2020年新能源装机创1.2亿历史新高，相关消息也显示国家能源局提出2021年我国风电、太阳能发电合计新增1.2亿千瓦的目标。更大规模新能源发展已是大势所趋，但新能源的发展绝非坦途，关于实现高比例新能源的有序接入，确保电力系统安全稳定运行的现实路径始终争论不休。当前各界热议的新能源平价、调峰和并网安全等问题，本质上是同一问题的一体几面，可表述为：在电力系统安全稳定、社会经济承受能力、电力市场环境等约束边界内，如何实现新能源发展最优解的问题。随着电力系统的安全稳定裕度逐步降低，新能源发展成为一个系统性问题，即如何通过技术、管理等手段扩大电力系统安全边界，保证接入更多的新能源，本文试图从系统分析的角度做一些粗浅的尝试。01新能源与交流电网的适应性问题虽然技术发展日新月异，但在2030年碳中和之前，当前以交流为主的电力系统仍是新能源发展的主要载体，电力系统的发用电实时平衡和安全稳定约束仍是需要遵循的客观规律。新能源之所以会对电网运行带来冲击，主要有两方面原因：一是老调重弹的调峰问题，风光资源具有随机性、间歇性和分散性，成为电力平衡过程中的不确定因素。在传统电力系统中，负荷具有随机性、分散性，但由于负荷数量足够大，呈现出统计规律，为负荷预测提供了基础，从而由集中可控的电源进行负荷跟踪，就能确保发用电平衡。在实践中，大机组的一次调频、二次调频和实时调度三级平衡机制，有效控制了发用电过程中的不平衡量。而新能源在电源侧也引入了不确定性，使发用电平衡由确定性问题变成一个随机数学问题，但并非毫无规律可循并且风光各有特点：光伏的规律性很强，但由于光伏的高同时性导致了更大的调峰压力；风电更无序，但放到一个更大的区域电网内，也许能为发用电平衡做出贡献。二是风电光伏发电系统作为直流系统，无法与交流电磁场进行强耦合，也就无法对电网安全稳定形成正的影响。从功角平衡来说，交流系统通过交流电磁场彼此耦合在一起，就像多人绑腿跑的游戏，人就像机组，捆绳就像电网，如果有人落后、超前或摔倒，会通过绑绳拉回一致，而直流系统虽然与交流系统存在功率交互，但并没有形成强耦合关系，无法成为电力系统功角和频率稳定的平衡器。从电压角度来说，短路电流是衡量电网电压稳定性的综合指标（无功突变造成的电源变化与短路电流成反比），直流系统并不能提供短路电流，反而需要交流电网提供电压支撑，其电压耐受能力也较低，电网波动时容易发生脱网等问题，对电压起到反向调节作用。上述第一个问题已受到广泛重视，被大部分人视为解决新能源发展的核心问题，也催生了电化学储能、虚拟电厂、电动汽车有序充电等技术的发展。个人预计到2030年，常规电源装机容量仍会略高于最大负荷，也略高于新能源装机，通过调峰手段的有效组合，并建立合适的市场机制，全网发用电平衡仍具有一定的基础。而对于第二个问题，随着直流系统比例越来越大，对于交流系统频率、电压和惯量的考验，将是对电力系统更加严峻的挑战，而且这个危机的脚步越来越近，这可能是新能源大规模发展面临的更加本质的问题。提升新能源与电网的协同势在必行，新版《电力系统安全稳定导则》中，对新能源的电压和频率耐受能力，一次调频、电压调节能力提出了要求，也要求新能源并网发电比重较高的地区，新能源场站应提供必要惯量与短路容量支撑。按照导则要求，重构新能源与电力系统协调关系，将是需要更多专业研究和技术创新的问题。02新能源发展的约束边界随着新能源比例快速攀升，电力系统原有安全边界被打破，新能源发展已从电站建设扩展到系统性问题，亟需系统性的研究方法和思维。借鉴专业的电力系统理论，将新能源发展归纳为：在电力系统安全稳定、社会经济承受能力、电力市场环境等约束边界内，实现新能源发展最优解的问题，下面仅根据个人浅薄的知识，试图搭建一个粗浅且不全面的框架。（一）电力系统约束从电力系统客观规律出发，新能源需满足的约束大致可以分为以下几大类：1.全网发用电平衡尽管储能等技术飞速发展，但发用电平衡仍是电力系统最重要的规律。发用电平衡包括有功和无功的平衡，而有功具有全局特性，更被人广泛认知，由于有功平衡是频率稳定的基础条件，所以隐含着频率稳定要求。2.潮流平衡电网中每一个节点必须满足潮流平衡的原则，特定电源、负荷和电网结构下，电力系统潮流具有可行解，是讨论电力系统稳定运行的前提条件。在高比例新能源接入状态下，满足潮流可解才具有可行性。3.输电断面稳定限额输电断面（包括线路通道、变压器等原件）最大输送容量受原件载流量、送受端电网强度等因素影响，在核定稳定限额的时候，需要综合考虑《导则》中各种故障情况下，满足功角、频率、电压稳定的限制，是反映电力系统安全稳定的重要约束。输电断面稳定限额约束是影响重点地区新能源上马的重要原因。4.并网点承受能力表现为并网点电压范围和新能源短路容量要求。给定并网点正常电压范围，新能源耐受电压水平处于并网点电压范围内，不因为电压过高或过低造成脱网。新能源场站短路比衡量并网点短路容量与接入的新能源容量之比，短路比过低，表明交流电网强度不足以支持新能源接入，发生电压波动甚至小扰动情况下，会发生电压失稳。5.机组限额包括机组的调节范围和调节速率：机组有功（无功）出力上下限体现了电源的调节（调相或进相）范围，反映了机组对于全网发用电平衡进行调节的总能力。机组的调节速率（爬坡速率），反映机组响应电网要求，维持发用电平衡的动态特性。机组爬坡速率不足，将导致频率的临时性波动。

为实现碳达峰、碳中和的目标，更大规模发展风电、光伏等新能源发电，已为全社会所认知。尽管“一毛钱一度电”的口号已经叫出，但新能源的发展绝非坦途。在新能源发电比例较低，借助电网现有调节能力，单纯考虑新能源电站自身成本的平价正在成为现实，但随着并网容量的快速增加以及常规电源增速骤缓，电网调峰裕度不断下降，新能源进一步发展已成为需要源网荷储联动的系统性问题，新能源发电成本也应考虑电网调节等全口径成本。当前，在新能源调峰方面，电化学储能广受重视，“新能源+储能”似乎成为新能源发展的终极武器，言必称储能的环境下，也引发了独立储能电站和风光储系统的开发热潮。本篇谨从电化学储能的成本、调节价值、商业模式及其投资风险出发，探讨电化学储能发展问题。01电化学储能的发展现状

总书记提出“努力争取2060年前实现碳中和”目标以来，碳中和的概念在能源行业引起了广泛讨论，包括发展可再生能源、碳市场机制、发展氢能等多个方面，但是“能效是第一能源”的理念需要得到更多重视。能效是最为经济、对环境破坏最少、最为清洁的能源。能效与节能相关技术与服务通过“少用”来发挥效力，通过消耗更少的能源，产生更多的产出，与新时代高质量发展的理念高度契合。01碳中和背景下的节能重任

“碳中和”目标提出，成为重塑能源发展目标的总纲领，各研究机构都将如何实现碳中和作为重要课题。国外能源机构研究气候变化与能源发展已成传统，英国BP公司近期发布《世界能源展望(2020年版)》报告，预测2050年全世界能源供需的状况，只有达到快速转型情景下，才能实现“到2100年将全球气温控制在比工业化前的水平高出2°C以内”，也基本与我国实现2060碳中和步调一致。本篇通过对报告进行解读，以求对我国能源转型产生新的思路。01《世界能源展望》报告解读

区域能源市场空间打开，结合中国城市化进程与绿色发展要求，符合千亿级新兴市场设定。然而，通过对国内区域能源项目的调研，结果显示大多数项目运营艰难。于区域能源业务，理想恰如庙堂，市场正是江湖，再多的“庙算”与“愿景”，都难以弥补庙堂与江湖的鸿沟。问题出在哪里？技术路线、商业模式或是市场主体利益之争？在区域能源的业务棋盘中，政府、地产商、企业用户、工商业主都参与其中，综合能源服务商如何实现投资风险控制，合理匹配成本与收益，成为我们研究用户侧综合能源服务商业模式的最典型样本。01国内发展现状及问题

区域能源能广泛接入附近分散的可再生能源，大幅提升能源使用效率，同时满足区域内多种用户冷、热、电等综合能源需求，是一种城市多能供应解决方案，是最典型的综合能源服务业态，也是最完整的、具有能源自治特点的局部能源互联网。理论上，区域能源具有多方受益的特点，近年来受到投资方、设备商和地产商的追捧。由于篇幅关系，本专题分两篇发表，第一篇介绍区域能源的概念、技术及发展趋势；第二篇从成本控制和商业模式等角度，探寻用户侧综合能源服务投资的本质问题，从而形成现实可行的商业模式建议。01区域能源的概念与优势

被称为“未来能源”“终极能源”的氢能已经成为近两年的一个热门话题，在国际上，美国、欧盟、日本都出台了相应的氢能战略规划，日本甚至提出了“氢能社会”的宏大构想；在国内，中石油、中石化、国家能源集团、国家电投等能源央企纷纷入局氢能产业链，多个地方政府出台了氢能发展方案和扶持政策。随着“2060年碳中和”任务的提出，氢能似乎成为实现终端燃料脱碳的最终解，又增添了其讨论的热度。那么，我国的氢能发展到什么程度了？制氢和用氢将分别向什么方向发展？氢能将在未来能源体系中担任什么角色？本文将尝试对这些问题作出解答。01可再生能源制氢：理想很丰满

近日，国家发改委等四部委共同发布《关于扩大战略性新兴产业投资，培育壮大新增长点增长极的指导意见》（发改高技〔2020〕1409号），首次在国家政策文件中提到“综合能源服务”字眼。这条内容为“大力开展综合能源服务，推动源网荷储协同互动，有条件的地区开展秸秆能源化利用”的意见，虽然语义简略，却依然激起了行业的热情。“给点阳光就灿烂”，反映了综合能源服务产业从业者的韧性，也表明了业界对于政策支持的热切期盼。01能源转型的政策困境各央企集团大力提倡综合能源服务已有数年时间，作为传统企业转型的重要方向，也是承载能源转型的重要业务，却始终未获得官方的书面认同与支持，所以此次文件中虽然只有短短一句话，仅在第五条意见作为“新能源装备制造；基础设施网络；提升基础设施网络的数字化、智能化水平”的并列项，象征意义远大于实质内容，仍然引起了从业人员的重视。当然，放到当下能源政策环境中，其内容无需过度解读。虽然以前没有政府文件正式提到“综合能源服务”字眼，但综合能源服务包含的诸如“多能互补、能效提升、源网荷储、分布式能源、智慧能源”等内涵，都有具体的支持政策。综合能源服务由于其包罗万象的特性，各大主体对其阐述各异，经常遇到释义的难题，可能也是政策文件鲜有提及的原因，但在能源革命大背景下，国家能源政策的大原则与综合能源服务的价值观是契合的。此次字眼的出现，与其认为是对综合能源服务转向支持，不如认为是相关部委开始认可“综合能源服务”作为一些业务集合的表述。综合能源服务的提出，旨在更好地解决用户多元化、个性化的能源消费需求。相对于“用上能”的刚性需求，综合能源服务是“用好能”的改善需求，兼顾绿色、低碳、智慧等目标后，就普遍存在高品质能源并不便宜的矛盾，阻碍了综合能源服务生态的形成。诚如植物的生长，需要空气、阳光、雨露、肥料、风等条件，综合能源服务的发展也需要政策、市场、技术、合作模式、时机等因素的融合，而在综合能源服务的起步阶段，政策无疑是最重要的助力，而政策的不确定性也是最大的风险。回顾近年的能源政策，特别是补贴政策总存在很大的不连贯性，甚至出现一刀切的断崖式下降，给新能源等行业的发展带来不利影响。跟已出台的不利政策相比，对政策不确定性的担忧对市场信心影响甚至更大，也给综合能源服务带来很大的政策困境。当然，政策的波动有其客观原因，一方面受到能源需求改变、能源技术进步等因素影响；更大一方面是政府面对复杂的国内外矛盾有诸多考量，特别经济下行周期，需要保持GDP、就业等宏观经济指标，相对而言，能源转型问题虽然重要，但并非最紧急。所以在价格、安全、清洁的不可能三角中，当经济发展缓慢的时候，政府会以低能源价格的方式促进经济增长，导致与安全、清洁的目标背道而驰，也不利于综合能源服务市场的培育。我们可以清晰看到“十三五”期间每年能源消费增速在上升，单位GDP能效改善程度在快速下降。2019年，我国油气增速远超电能增速，煤炭总量也在增长，全球一次能源增长的3/4来自中国。在《节能服务生死局》中我们说到，单位GDP能耗倍率高，八成以上原因是产业结构不合理造成的。降电价是保增长的被迫之举，能源消耗快速增长也是在当前不合理经济结构约束下，不得已的结果。当下，业内普遍将能源低碳转型的期望寄托在光伏、风电的更大规模发展上，但在风光装机仅占总电源装机20%的情况下，电网调峰能力和安全水平已受到重大挑战，遑论火电等基础电源不显著增长的前提下，风光装机实现5-10倍的增长。如果储能会成为解决调峰问题的灵丹妙药，新增储能成本又由谁承担？如果由新能源企业承担调峰成本，新能源发电的减碳效益又如何体现？我们很自然想到建设调峰、调频、容量备用的辅助服务市场，作为储能准入和需求响应业务建立的先决条件；以及构建碳交易市场，体现可再生能源低碳减排价值。但不管建立调峰等辅助服务市场，还是加增碳税、开展碳资产交易，多出来的成本都将由全社会承担，降电价带来的成果也将烟消云散。说到底，是我们当前的经济结构与新型能源消费体系下的价格水平不相适应，当前产业的低附加值难以承担能源转型需要付出的成本。所以说，产业结构调整与能源转型是相辅相成、或是相互制约的一体两面。

“你在南方的艳阳里大雪纷飞，我在北方的寒夜里四季如春。”道尽了因供暖方式不同，南北方冬季居住感受的巨大差异。随着国民经济水平的逐渐提升与人们对建筑舒适程度要求的越来越高，实现我国南方夏热冬冷地区供暖，成为社会各界讨论的热点话题，也是综合能源服务提升客户能源体验的题中之义。01供暖的区域现状与历史局限中国的集中供暖制度始于20世纪的50年代，参照当时苏联的模式，初步建立了建筑供暖体系，将年累计日均气温不高于5℃的日数达到90天的地区界定为集中供暖地区。具体位置为：东起江苏北部，向西大体沿淮河干流南侧至河南信阳，折向北沿伏牛山—秦岭分水岭，至甘肃南部，东西长约2000公里，基本与秦岭-淮河线相吻合，主要包括华北、东北、西北等地区。

9月3日，由国网公司发起成立的中国综合能源服务产业创新发展联盟官方媒体发布，将于9月27日在北京举办中国综合能源服务产业高峰论坛系列活动，再次刮起综合能源服务的国网旋风。10日，联盟召开媒体通气会，国家发改委、国网公司和国网综能服务集团的领导出席。期间，国网营销部副主任刘继东和国网综能董事长任伟理详细介绍了召开高峰论坛的目标和任务。国网公司正在将综合能源服务的美好愿景变成现实，营收从2018年不足50亿，预计2020年达到200亿，2025年实现800亿，2030年突破3000亿。高峰论坛的召开，将展示三年来综合能源服务取得的成绩，也显示虽然任重道远但国网公司久久为功的决心，三年小成之期，也是迈向八年大成的关口，以至路遥知马力，倾一纪奋斗之功，综合能源的局面将蔚为大观。

综合能源服务作为一种满足终端客户多元化能源消费的新型能源服务方式，力图实现供需匹配、多能互补、能源梯级利用，进而大幅降低用能成本，成为各能源企业打造发展新动能的重要增长极。自2017年国家电网正式提出这一概念至今，吸引了各类市场主体参与，带动电网公司、发电企业、油气、热力公司、节能服务公司、设备制造商、互联网企业等各类企业纷纷跨界转型。当前，综合能源服务业务也逐步从示范试点阶段向商业化阶段过渡，然而，新业态的发展必然伴随阶段性阵痛，暴露出各种各样的问题。为此，我们站在客观的立场观察其演进形态，透过杂象丛生的现实困境，以审视的眼光看待并寻求破局之道，希望能给参与综合能源服务的市场主体及政策制定者提供一些思考和启发。01综合能源服务的形态演进

2006年第一个生物质直燃发电示范项目建成投运以来，我国农林生物质发电产业取得长足发展，产生了凯迪生态和国能生物两大企业，尤其是作为上市公司的凯迪生态风头一时无两。特别是国能生物成为国网系企业之后风格转为稳健，彼时正是凯迪的生物质发电业务野蛮生长阶段，民营和国资对于产业发展的促进似乎高下立判。然而好景不长，几年之后又出现了反向的“冰火两重天”。2017年开始，凯迪生态连续三年亏损、被深圳证券交易所要求暂停上市，而国能生物经历多年深耕之后重启增势。虽然在能源转型背景下，作为自然界唯一可再生燃料的生物质注定占据一席之地，但看过凯迪从烈火烹油到大厦倾倒即在转瞬之间，严重影响了市场对生物质发电的信心，加上生物质发电补贴退坡隐忧，制气、成型燃料等其他产业形态混沌不清，一强独立、群雄未起，生物质行业将何去何从？“这是最好的时代，也是最坏的时代；这是信仰的时期，也是怀疑的时期；……有人直登天堂；也有人直下地狱。”用狄更斯的名句点评一个行业竟是如此的贴切与形象。

生物质资源是自然界目前唯一可获得的可再生燃料，在一次能源品种中地位特殊，未来必将在现代能源体系中发挥关键作用。城市能源供应竞争日益激烈，发挥农村资源禀赋优势，以生物质能源为核心建设县域综合能源，是可容纳众多企业进入的蓝海市场。生物质能产业发展之路仍很艰辛，但随着能源需求增速放缓和能源转型加速，从以能源为主的业务定位转向能源、环保并重，追求对社会、环境正的外部性并获得与之相关的收益，将是能源企业在转型当口需要考虑的问题，也将为生物质能发展带来新的契机。综合衡量生物质能的减碳、环保、农村社会发展等方面属性，是构建生物质能生态与促进县域综合能源良性发展的必要视角。