推动绿电、绿证和碳信用交易机制协同建设

目前绿色低碳发展已经成为全球共识，2021年底联合国第26届气候大会(COP26峰会)通过《格拉斯哥气候公约》，进一步明确了《巴黎协定》细则，再次重申了1.5摄氏度目标。截至2021年11月14日，全球已经有151个国家加入净零排放承诺行列，占全球GDP的90%，排放量占全球89%。在全球能源需求不断增长的前提下，可再生能源发展是实现全球2050年净零排放的关键路径之一，根据国际可再生能源署研究，可再生能源发展对净零排放的贡献度为25%，如进一步考虑绿氢，则可再生能源发展对净零排放的贡献度接近35%。2020年我国非化石能源消费比重约15.9%，预计2025年和2030年进一步提升到20%和25%左右。随着可再生能源的持续快速增长，与可再生能源主体地位相匹配的市场化机制需要进一步完善。

 

新能源快速发展需要市场化消纳机制

 

一是新能源市场化竞争力逐步增强。根据规划，2025年我国非化石能源发电量占比达到39%左右，比2021年提高约5.4个百分点，除水电、核电外，主要还是靠风、光发电拉动，侧重陆上大型风光基地、多能互补能源基地、海上风电基地以及分散式风电和分布式光伏开发。以2025年非化石能源消费占比21%计算，“十四五”风光新增装机超过5亿千瓦，年均新增超过1亿千瓦，其中风电年度新增4500万千瓦，光伏年度新增6000万千瓦；2030年非化石能源消费占比25%～27%，则2021～2030年年均新增风电装机4400～5000万千瓦，年均新增光伏装机7200～8000万千瓦，风、光合计年均新增超过1.2亿千瓦。目前光伏产业链技术变革持续推进，颗粒硅成本优势明显，大尺寸硅片趋势已经基本形成，P型电池效率接近极限，N型电池时代正在到来，光伏发电仍处于技术降本发展阶段。风电大型化加速带来度电成本的快速下降，2021年陆上风机招标价格由4000元/千瓦下降到2500元/千瓦，海上风电主设备价格由7000元/千瓦下降到3500元/千瓦左右，降幅接近50%，成本快速下降推动风电开启需求自发性增长之路。风、光成本的快速下降逐步具备市场化发展的条件。

 

二是新能源市场化消纳是发展方向。2021年11月，国家电网发布《省间电力现货交易规则》，提出所有的发电类型和企业都可以参与省间电力现货交易，鼓励省间绿电交易。2022年初，国家发改委和国家能源局下发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，进一步健全多层次统一电力市场体系，提高新能源市场化消纳水平。同时随着我国平价或低价可再生能源发电装机占比不断增加，绿电交易逐步成为我国电力市场交易的新品种，《京津冀绿色电力市场化交易规则》《南方区域绿色电力交易规则》等方案进一步推动区域和地方绿色电力交易实践。此外，近期国家发改委等七部门印发《促进绿色消费实施方案》，进一步推动绿电交易、绿证交易、碳排放权交易的联动发展，进一步提升绿色电力环境价值，明确提出统筹推进绿色电力交易、绿证交易，鼓励行业龙头企业、大型国有企业、跨国公司等发挥绿色电力消费示范带动作用，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，加强与碳排放权交易的衔接，研究在碳排放核算中将绿色电力相关碳排放量予以减扣的可行性。

 

三是推动新能源创新模式发展。2021年6月，国家能源局征求整县（市、区）分布式光伏开发试点申报；9月，国家能源局公布676个整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点，并提出，2023年底前，试点地区各类屋顶安装光伏发电的比例均达到《通知》要求的，列为整县（市、区）屋顶分布式光伏开发示范县。2021年我国光伏发电新增装机5493万千瓦，创近4年新高，其中分布式光伏新增约2920万千瓦，在新增光伏发电装机中的占比超过一半。预计随着我国碳达峰、碳中和背景下整县分布式光伏开发试点的推进，我国分布式光伏快速发展进入新的阶段，预计“十四五”期间分布式光伏将成为拉动新能源增长的重要驱动力之一。绿电、绿证、碳排放权交易建设推进，将推动基于分布式光伏等业务模式的创新，如虚拟电厂、分布式光伏碳资产聚合等，进一步激发用户侧商业模式创新示范。 本`文-内.容.来.自：中`国^碳`排*放*交^易^网 ta np ai fan g.com