3月22日，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》。“十四五”时期现代能源体系建设的主要目标是： 1——能源保障更加安全有力。到2025年，国内能源年综合生产能力达到46亿吨标准煤以上，原油年产量回升并稳定在2亿吨水平，天然气年产量达到2300亿立方米以上，发电装机总容量达到约30亿千瓦，能源储备体系更加完善，能源自主供给能力进一步增强。重点城市、核心区域、重要用户电力应急安全保障能力明显提升。 2——能源低碳转型成效显著。单位GDP二氧化碳排放五年累计下降18%。到2025年，非化石能源消费比重提高到20%左右，非化石能源发电量比重达到39%左右，电气化水平持续提升，电能占终端用能比重达到30%左右。 3——能源系统效率大幅提高。节能降耗成效显著，单位GDP能耗五年累计下降13.5%。能源资源配置更加合理，就近高效开发利用规模进一步扩大，输配效率明显提升。电力协调运行能力不断加强，到2025年，灵活调节电源占比达到24%左右，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%～5%。 ——创新发展能力显著增强。新能源技术水平持续提升，新型电力系统建设取得阶段性进展，安全高效储能、氢能技术创新能力显著提高，减污降碳技术加快推广应用。能源产业数字化初具成效，智慧能源系统建设取得重要进展。“十四五”期间能源研发经费投入年均增长7%以上，新增关键技术突破领域达到50个左右。 4——普遍服务水平持续提升。人民生产生活用能便利度和保障能力进一步增强，电、气、冷、热等多样化清洁能源可获得率显著提升，人均年生活用电量达到1000千瓦时左右，天然气管网覆盖范围进一步扩大。城乡供能基础设施均衡发展，乡村清洁能源供应能力不断增强，城乡供电质量差距明显缩小。 展望2035年，能源高质量发展取得决定性进展，基本建成现代能源体系。能源安全保障能力大幅提升，绿色生产和消费模式广泛形成，非化石能源消费比重在2030年达到25%的基础上进一步大幅提高，可再生能源发电成为主体电源，新型电力系统建设取得实质性成效，碳排放总量达峰后稳中有降。 规划指出，大力发展非化石能源。加快发展风电、太阳能发电。全面推进风电和太阳能发电大规模开发和高质量发展，优先就地就近开发利用，加快负荷中心及周边地区分散式风电和分布式光伏建设，推广应用低风速风电技术。在风能和太阳能资源禀赋较好、建设条件优越、具备持续整装开发条件、符合区域生态环境保护等要求的地区，有序推进风电和光伏发电集中式开发，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目建设，积极推进黄河上游、新疆、冀北等多能互补清洁能源基地建设。积极推动工业园区、经济开发区等屋顶光伏开发利用，推广光伏发电与建筑一体化应用。开展风电、光伏发电制氢示范。鼓励建设海上风电基地，推进海上风电向深水远岸区域布局。积极发展太阳能热发电。 能源绿色低碳转型工程中，风电和太阳能工程包括积极推进东部和中部等地区分散式风电和分布式光伏建设，优化推进新疆、青海、甘肃、内蒙古、宁夏、陕北、晋北、冀北、辽宁、吉林、黑龙江等地区陆上风电和光伏发电基地化开发，重点建设广东、福建、浙江、江苏、山东等海上风电基地。 加强乡村清洁能源保障。提高农村绿电供应能力，实施千家万户沐光行动、千乡万村驭风行动，积极推动屋顶光伏、农光互补、渔光互补等分布式光伏和分散式风电建设，因地制宜开发利用生物质能和地热能，推动形成新能源富民产业。坚持因地制宜推进北方地区农村冬季清洁取暖，加大电、气、生物质锅炉等清洁供暖方式推广应用力度，在分散供暖的农村地区，就地取材推广户用生物成型燃料炉具供暖。 深化价格形成机制市场化改革。进一步完善省级电网、区域电网、跨省跨区专项工程、增量配电网价格形成机制，加快理顺输配电价结构。持续深化燃煤发电、燃气发电、水电、核电等上网电价市场化改革，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。建立健全电网企业代理购电机制，有序推动工商业用户直接参与电力市场，完善居民阶梯电价制度。研究完善成品油价格形成机制。稳步推进天然气价格市场化改革，减少配气层级。落实清洁取暖电价、气价、热价等政策。

# 再次被罚！SOHO中国物业因加价收取电费遭罚超7900万元 据北京市市场监督管理局网站公示的行政处罚信息，2022年3月21日，SOHO中国物业关联公司北京搜厚物业管理有限公司10家在京分公司因存在超过电力公司同期平均电价、向终端用户加价收取电费、以电力改造服务费的名义向终端用户收取增容费用等行为，予以警告罚款处罚，被北京市市场监管部门罚款合计约7901万元。 而2021年12月，SOHO中国物业就曾因加价收取电费遭罚约8664万元。两次被罚累计金额已达1.6565亿元。 行政处罚决定信息显示，十家分公司分别为：北京搜厚物业管理有限公司朝阳门第二分公司、东大桥分公司、海淀黄庄分公司、前门分公司、海淀分公司、丽泽分公司、三里屯分公司、望京分公司、白家庄分公司和新源里分公司。其中朝阳门第二分公司、东大桥分公司、海淀黄庄分公司、前门分公司、海淀分公司、三里屯分公司、望京分公司、白家庄分公司9家分公司在2018年5月至2021年9月期间，丽泽分公司在2019年12月至2021年9月期间存在超过电力公司同期平均电价，向所有终端用户加价收取电费和在电力公司免费为电力用户增容的情况下，以电力改造服务费的名义向终端用户收取增容费用两项行为；北京搜厚物业管理有限公司新源里分公司在2018年5月至2021年9月期间存在向所有终端用户加价收取电费的行为。向终端用户多收取的电费约为20万元至1185万元不等，向终端用户收取的电力服务改造费约为9万元至547万元不等，其中加收电费金额最高的是运营三里屯SOHO的三里屯分公司，收取电力服务改造费金额最高的是运营银河SOHO的朝阳门第二分公司。 对此，北京市相关区市场管理局命令其返还违法收取的费用，并进行罚款，罚款费用在29万元至2158万元不等。

# 全球能源领域碳排放量再创新高 多国“回头”使用煤电 国际能源署（IEA）日前发布《全球能源回顾：2021年二氧化碳排放》报告指出，2021年，全球能源领域二氧化碳排放量达到363亿吨，同比上涨6%，超过了新冠肺炎疫情暴发前的水平，创下历史最高纪录。IEA认为，2021年飙涨的天然气价让燃煤发电强势复苏，成为能源领域碳排放量“强劲反弹”的主要原因。 根据上述报告的数据，2021年，全球能源领域的二氧化碳排放量较2020年上涨了20亿吨以上，增长幅度创下了历史新高的同时，也抵消了新冠肺炎疫情以来因经济活动减弱带来的碳排放下降。其中，电力和供热两大板块的碳排放量涨幅最为明显，均较2020年增长了9亿吨。此外，工业和建筑领域的碳排放量也已反弹至2019年的水平。 业界分析认为，2021年，全球能源需求大幅回弹，叠加恶劣天气、能源市场震荡等，这些因素都推高了碳排放量，其中，各国燃煤发电量的反弹也是一个重要原因。 IEA指出，过去的一年里，全球天然气价快速攀升，直接导致许多国家“回头”使用相对更具有经济性的煤电。统计数据显示，2021年，全球范围内煤炭领域的二氧化碳排放量达到了15.3亿吨，较2014年的排放峰值高出了2亿吨。 IEA的报告还发现，2021年的大多数时间内，美国和欧洲很多国家的燃煤发电成本都显著低于天然气发电，天然气到煤炭发电的转变直接导致这些地区的碳排放量增加了1亿吨以上。其中，美国燃煤电厂的碳排放量在2021年里同比增长了17%，欧盟燃煤电厂的碳排放量增幅也达到了16%。 除发达国家外，2021年，印度的碳排放量也出现了明显上涨，超过了2019年的水平。IEA认为，其主要推因也是大规模使用煤电。报告数据显示，去年印度碳排放量同比涨幅达到13%，同时，印度还面临清洁能源替代推进不力的挑战，去年可再生能源装机新增速度降至过去5年平均增速的1/3左右。 另外，IEA统计指出，同期内天然气领域的二氧化碳排放量也出现了明显上升，总排放量达到了75亿吨，同样超过了2019年水平。而在石油方面，由于全球交通、航空、物流活动水平尚未恢复至正常水平，2021年该领域的二氧化碳排放量约为107亿吨，仍低于疫情前水平。 不过，IEA的报告也显示，2021年，全球可再生能源和核能发电量也都出现了一定的增长，整体上看，这些低碳电力在电力供给中的占比已经超过了燃煤发电。统计数据显示，2021年，全球可再生能源发电量超过了8000太瓦时，较2020年上涨了500太瓦时，创下历史新高。其中，风力发电量同比增长了270太瓦时，光伏发电量则增长了170太瓦时。但受北美地区极端干旱天气影响，去年水力发电量却有所下降。 虽然低碳能源占比增长明显，但从各国经济增长数据来看，业界普遍认为，目前全球经济仍高度依赖化石燃料。数据显示，2021年全球GDP同比涨幅约为5.9%，基本与碳排放量涨幅持平，这也意味着，全球经济复苏与碳排放量紧密关联。 IEA指出，疫情期间全球经济显然并未实现“可持续复苏”，现在全球应确保2021年全球碳排放量的反弹是暂时的，加快能源转型的步伐并保障能源安全在当下更凸显其必要性。 然而，根据美国能源信息署公布的数据，虽然2021年美国风电和光伏装机大增，但按照这一速度，即使到2050年也无法满足美国电力需求，届时美国将仍有44%的电力供给来自于煤炭和天然气发电。与此同时，欧洲能源危机愈演愈烈，德国作为欧盟国家中最早实施弃煤政策的国家，近日也表示有意重启已经关停的燃煤发电设施。德国能源领域相关官员在日前召开的一场新闻发布会上表示：“如果德国要继续推进能源独立，将不得不重启煤电。”

# 环境部发布2022年版企业碳排放报告管理新规 3月15日，生态环境部发布了《关于做好2022年企业温室气体排放报告管理相关重点工作的通知》（以下简称《通知》），加强企业温室气体排放数据管理工作，强化数据质量监督管理，并发布《企业温室气体排放核算方法与报告指南发电设施（2022年修订版）》。 关于做好2022年企业温室气体排放报告管理相关重点工作的通知 各省、自治区、直辖市生态环境厅（局），新疆生产建设兵团生态环境局： 为加强企业温室气体排放数据管理工作，强化数据质量监督管理，现将2022年企业温室气体排放报告管理有关重点工作要求通知如下。 一、发电行业重点任务 请各省级生态环境主管部门依据《碳排放权交易管理办法（试行）》有关规定，组织开展以下温室气体排放报告管理重点工作。 （一）组织发电行业重点排放单位报送2021年度温室气体排放报告 组织2020和2021年任一年温室气体排放量达2.6万吨二氧化碳当量（综合能源消费量约1万吨标准煤）及以上的发电行业企业或其他经济组织（发电行业子类见附件1）（以下简称重点排放单位），于2022年3月31日前按照《企业温室气体排放核算方法与报告指南 发电设施》（环办气候〔2021〕9号）要求核算2021年度排放量（其中电网排放因子调整为0.5810 tCO2/MWh），编制排放报告，并通过环境信息平台（http://permit.mee.gov.cn）填报相关信息、上传支撑材料。符合上述年度排放量要求的自备电厂（不限于附件1所列行业），视同发电行业重点排放单位。 组织发电行业重点排放单位依法开展信息公开，按照《企业温室气体排放核算方法与报告指南 发电设施（2022年修订版）》（见附件2）的信息公开格式要求，在2022年3月31日前通过环境信息平台公布全国碳市场第一个履约周期（2019-2020年度）经核查的温室气体排放相关信息。涉及国家秘密和商业秘密的，由重点排放单位向省级生态环境主管部门依法提供证明材料，删减相关涉密信息后公开其余信息。 （二）组织开展对发电行业重点排放单位2021年度排放报告的核查 按照《企业温室气体排放报告核查指南（试行）》要求，于2022年6月30日前，完成对发电行业重点排放单位2021年度排放报告的核查，包括组织开展核查、告知核查结果、处理异议并作出复核决定、完成系统填报和向我部（应对气候变化司）书面报告等。 省级生态环境主管部门应通过生态环境专网登录全国碳排放数据报送系统管理端，进行核查任务分配和核查工作管理。组织核查技术服务机构通过环境信息平台（全国碳排放数据报送系统核查端）注册账户并进行核查信息填报。 （三）加强对核查技术服务机构的管理 通过政府购买服务的方式委托技术服务机构配合开展核查工作的，应根据《企业温室气体排放报告核查指南（试行）》有关规定和格式要求，对编制2019-2021年核查报告的技术服务机构工作质量、合规性、及时性等进行评估，评估结果于2022年7月30日前通过环境信息平台向社会公开。 （四）更新数据质量控制计划，组织开展信息化存证 组织发电行业重点排放单位，按照《企业温室气体排放核算方法与报告指南 发电设施（2022年修订版）》要求，于2022年3月31日前通过环境信息平台更新数据质量控制计划，并依据更新的数据质量控制计划，自2022年4月起在每月结束后的40日内，通过具有中国计量认证（CMA）资质或经过中国合格评定国家认可委员会（CNAS）认可的检验检测机构对元素碳含量等参数进行检测，并对以下台账和原始记录通过环境信息平台进行存证： 1.发电设施月度燃料消耗量、燃料低位发热量、元素碳含量、购入使用电量等与碳排放量核算相关的参数数据及其盖章版台账记录扫描文件； 2.检验检测报告原件的电子扫描件，检测参数应至少包括样品元素碳含量、氢含量、全硫、水分等参数，报告加盖CMA资质认定标志或CNAS认可标识章； 3.发电设施月度供电量、供热量、负荷系数等与配额核算与分配相关的生产数据及其盖章版台账记录原件扫描文件。 温室气体排放报告所涉数据的原始记录和管理台账应当至少保存5年，鼓励地方组织有条件的重点排放单位探索开展自动化存证。 （五）确定并公开2022年度重点排放单位名录 根据核查结果，将2020和2021年任一年温室气体排放量达2.6万吨二氧化碳当量，并拥有纳入配额管理的机组判定标准（见附件3）的发电行业重点排放单位，纳入2022年度全国碳排放权交易市场配额管理的重点排放单位名录。名录及其调整情况于2022年6月30日前在省级生态环境主管部门官方网站向社会公开，并书面向我部（应对气候变化司）报告，抄送全国碳排放权注册登记机构（湖北碳排放权交易中心）和全国碳排放权交易机构（上海环境能源交易所）。 新列入名录的重点排放单位，应于2022年9月30日前分别向全国碳排放权注册登记机构和全国碳排放权交易机构报送全国碳排放权注册登记系统和交易系统开户申请材料（注册登记系统开户材料模板下载地址为/view/1242.html。交易系统开户材料模板下载地址为/tpfjy/fw/zhfw/qgtpfqjy/）。 尚未完成2019-2020年度（第一个履约周期）重点排放单位名录以及依据《关于加强企业温室气体排放报告管理相关工作的通知》（环办气候〔2021〕9号）报送的本行政区域纳入全国碳排放权交易市场配额管理的重点排放单位名录（2021年度名录）信息公开的，省级生态环境主管部门应于2022年3月31日前在其官方网站向社会公开，并报送全国碳排放权注册登记机构和全国碳排放权交易机构。 （六）强化日常监管 组织设区的市级生态环境主管部门，按照“双随机、一公开”的方式对名录内的重点排放单位进行日常监管与执法，重点包括名录的准确性，企业数据质量控制计划的有效性和各项措施的落实情况，企业依法开展信息公开的执行情况，投诉举报和上级生态环境主管部门转办交办有关问题线索的查实情况等。对核实的问题要督促企业整改，每季度汇总、检查设区的市级生态环境主管部门日常监管工作的执行情况，分别于2022年4月15日、7月15日、10月21日，2023年1月13日前向我部（应对气候变化司）报告上一季度的日常监管执行情况。 二、其他行业重点任务 （一）组织其他行业企业报送2021年度温室气体排放报告 组织2020和2021年任一年温室气体排放量达2.6万吨二氧化碳当量（综合能源消费量约1万吨标准煤）及以上的石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、民航行业重点企业（具体行业子类见附件1），根据相应行业企业温室气体排放核算方法与报告指南、补充数据表（在环境信息平台下载，其中电网排放因子调整为0.5810 tCO2/MWh）要求，于2022年9月30日前核算2021年度排放量并编制排放报告，通过环境信息平台报告温室气体排放情况、有关生产情况、相关支撑材料以及编制温室气体排放报告的技术服务机构信息。 （二）组织开展其他行业企业温室气体排放报告的核查 2022年12月31日前，按照《企业温室气体排放报告核查指南（试行）》要求，完成对发电行业以外的其他行业重点排放单位2021年度排放报告的核查工作。 三、保障措施 （一）严格整改落实 针对我部在碳排放数据质量监督帮扶专项行动中通报的典型案例，各地方应进一步核实整改。将被通报的重点排放单位列为日常监管的重点对象，对查实的有关违法违规行为依法从严处罚。对于被通报的核查技术服务机构，各地方应审慎委托其承担2021年度核查工作。对于被通报的检验检测机构，各地方应审慎采信其碳排放相关检测报告结果。 （二）加强组织领导 各地方应高度重视温室气体排放报告管理相关工作，加强组织领导，建立实施定期检查与随机抽查相结合的常态化监管执法工作机制，通过加强日常监管等手段切实提高碳排放数据质量。我部将对各地方落实本通知重点任务情况进行监督指导和调研帮扶，对突出问题进行通报。 （三）落实工作经费保障 各地方应落实重点排放单位温室气体排放核查、监督检查以及相关能力建设等碳排放数据质量管理相关工作所需经费，按期保质保量完成相关工作。 （四）加强能力建设 各地方应结合重点排放单位温室气体排放报告和核查工作的实际需要，充实碳排放监督管理和执法队伍力量，做好对技术服务机构的监管。组织开展重点排放单位碳排放数据质量管理相关能力建设，推动加快健全完善企业内部碳排放管理制度，提升碳排放数据质量水平。鼓励有条件的地方探索开展多源数据比对，识别异常数据，增强监管针对性。 落实工作任务中遇到的相关技术、政策问题，可通过全国碳市场帮助平台（环境信息平台“在线客服”悬浮窗）咨询。 特此通知。 附件：1.覆盖行业及代码 2.企业温室气体排放核算方法与报告指南发电设施（2022年修订版） 3.各类机组判定标准

# 把二氧化碳封存到砖块里 近日，全国首个煤电二氧化碳捕集与矿化利用全流程耦合示范项目——浙江兰溪二氧化碳捕集与矿化利用集成示范项目正式开工。 为什么要开展二氧化碳捕集？ 将兰溪电厂发电过程中产生的一部分二氧化碳，通过国际领先的工艺技术捕集回收，并用于加气砌块砖的生产，替代原有生产过程中的蒸汽消耗，探索传统能源低碳循环发展的有效路径，助力碳达峰、碳中和。 浙江兰溪二氧化碳捕集与矿化利用集成示范项目，在国内首次将矿化加气砌块技术应用于工程实践，设计规模为每年捕集1.5万吨二氧化碳，相当于1.5万亩森林每年吸收二氧化碳的总量。所捕集的二氧化碳一方面用于矿化养护制加气砌块，另一方面为二氧化碳资源化利用技术开发提供条件。 什么是矿化加气砌块技术？ 矿化加气砌块技术，就是在烧制建筑用砖时，用二氧化碳代替蒸汽，就像蒸馒头，通过一系列化学反应，二氧化碳就能永久封存到砖块里。 该项目建成后，将实现在全球首次把低能耗二氧化碳两相吸收剂及基于化学吸收工艺的吸收剂胺逃逸控制装置应用于工业示范，使我国的CCUS技术与煤电全流程耦合的项目、捕集二氧化碳能耗处于国际先进水平。

# 国家能源局局长章建华：全面推动能源安全新战略向纵深发展 2021年是党和国家历史上具有里程碑意义的一年，我们隆重庆祝中国共产党成立100周年，全面建成小康社会，开启建设社会主义现代化国家新征程。2022年，要坚持以新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的十九大和十九届历次全会精神，落实中央经济工作会议部署和全国发展改革工作会议、全国能源工作会议要求，统一思想、深化认识、明确任务，全面推动能源安全新战略向纵深发展，以优异成绩迎接党的二十大胜利召开。 扎实推进现代能源体系建设，2021年能源工作取得新的重要成效 在新时代中国特色社会主义思想的科学指引下，我们坚持党对能源工作的全面领导，大力弘扬伟大建党精神，全面开展党史学习教育，扎实做好“六稳”“六保”工作，全力以赴保障能源安全，加快推动能源绿色低碳发展，“十四五”能源工作取得良好开局。 第一，持续提升能源生产供应能力，坚决保障经济社会发展需要。面对下半年出现的煤炭价格快速上涨、拉闸限电有序用电扩大等严峻形势，坚持问题导向和底线思维，把增产增供作为头等大事来抓，迅速进入保供战斗状态，采取果断措施和超常规办法，抓住用好宝贵时间窗口，全力以赴增加生产供应，多措并举平抑市场波动，坚决有力纠治不合理涨价现象，抢在用能高峰季到来之前做好煤电油气供应和储备，确保能源供应充足。加强煤炭兜底保障，持续打好增产增供“组合拳”，释放应急保供产能。充分挖掘煤电顶峰出力潜力，积极疏解煤电企业困难，推动出台煤电价格上浮政策，协调工商银行等加强信贷支持，加快建设投运支撑性煤电电源，协调解决煤电机组非计划停运和出力受阻问题。加大油气勘探开发力度，加大勘探开发资金和工作量投入，加快建设重点上产项目，全年油气产量继续保持良好增长势头。 第二，加快推进能源结构调整，坚决推动能源绿色低碳发展。完整准确全面贯彻新发展理念，紧紧抓住调整能源结构这个牛鼻子，着力加强统筹谋划和政策支持，大力实施可再生能源替代行动，创造性推进重大工程和重大基地建设，持续壮大优势产业规模，绿色低碳的发展成色更加鲜亮，落实碳达峰碳中和的信心决心更加坚定，一场关系经济社会发展长远大计的深刻变革正在蓬勃兴起。非化石能源发展迈上新台阶，全国可再生能源装机规模历史性突破10亿千瓦。清洁能源消纳取得新进展，风电、光伏和水能利用率分别达到96.9%、97.9%和97.8%。新型电力系统建设跨出新步伐，抽水蓄能装机达到3479万千瓦，新型储能装机超过400万千瓦，新增电能替代大约1700亿千瓦时。积极推进地热、生物质、太阳能供暖，北方地区冬季清洁取暖率进一步提升。 第三，扎实推进能源改革创新，有效激发高质量发展动力活力。坚持创新驱动发展战略不动摇，充分发挥改革创新的突破和先导作用，不断推动改革创新向系统集成方向纵深推进。稳步推进重点领域关键环节改革，推动全国统一市场体系建设，开展第二批电力市场现货试点，全年市场化交易电量约3.5万亿千瓦时。加强油气管道规划建设保护，整合完成油气主干网资产，完善油气管网设施调度运行机制，“全国一张网”格局日趋完善。积极优化营商环境，全年为用户节省办电成本超过650亿元。全面推行资质许可告知承诺制，方便企业群众办事创业。 第四，积极参与全球能源治理，能源合作多元布局更加优化。以共建“一带一路”为引领，深入推进能源基础设施互联互通，有效扩大海外资源利用，开放条件下的能源安全保障能力进一步提升。“一带一路”能源合作走深走实，成功举办第二届“一带一路”能源部长会议，与29个国家共同发布《“一带一路”绿色能源合作青岛倡议》。中巴经济走廊首个大型输电项目默拉直流工程正式送电，首个水电投资项目卡洛特水电站启动蓄水。大国能源合作稳步推进，成功举办第三届中俄能源商务论坛、中俄能源合作委员会第十八次会议，核能、油气、煤炭、电力等领域合作取得新进展。落实中美两国元首视频会晤共识，参与中美气候变化磋商对话。推动搭建中欧能源技术创新合作网络，务实推进核能、氢能、智慧能源等领域合作。 扎实抓好2022年重点工作任务，推动能源高质量发展再上新台阶 2022年，我们党要召开第二十次全国代表大会，党和国家事业将站在新的发展起点上，做好能源工作意义重大。要坚持稳中求进工作总基调，全面落实能源安全新战略，深入推动能源革命，全力以赴保障能源安全，坚定不移推进绿色低碳发展，加快建设能源强国，以优异成绩迎接党的二十大胜利召开。 一是全力保障能源安全。确保能源安全和保障供应是能源行业的首要任务。经济社会发展形势越好，对能源的需求越旺盛，保供的责任压力就越大，能源的饭碗必须端在自己手里。要继续发挥煤炭“压舱石”作用，统筹发挥煤电基础性作用，扎实提升电力安全保供能力，持续提升油气勘探开发力度，不断完善产供储销体系，保障北方地区群众安全温暖过冬，加强能源安全运行预测预警。 二是加快能源绿色低碳发展。打赢碳达峰碳中和这场硬仗，主阵地在能源，主攻方向在于加快绿色低碳发展。必须坚持先立后破、通盘谋划，抓住用好“十四五”关键期窗口期，加强政策措施落地实施和监督检查，统筹有序推进能源结构调整，确保如期完成目标任务。要加强政策措施保障，出台《能源领域碳达峰实施方案》《“十四五”现代能源体系规划》《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》以及各分领域规划。要加快实施可再生能源替代行动，积极安全有序发展核电，提升电力系统调节能力。 三是加快推进能源科技创新。实现强国目标关键在于能否实现由要素投入驱动向科技创新驱动的跨越，能源高质量发展必须把基点放在科技自立自强上，“大国重器”必须也只能由自己来掌握。要加快推进技术装备攻关，重点推动燃气轮机、核电、新型电力系统、储能、氢能等领域技术攻关，继续推动能源领域首台（套）技术装备示范应用。 四是坚定不移深化体制机制改革。坚决破除体制机制障碍，完善能源法治体系，推动构建有效竞争的市场体系，进一步释放改革的政策红利。要加快建设全国统一电力市场体系，推动完善电价传导机制，有效平衡电力供需。要积极推进电力市场化交易，有序推动新能源参与市场交易，推动具备条件的现货试点转入长周期运行，积极推动辅助服务成本向用户侧疏导。要扎实推进管网改革，深入推进电网体制改革，推动省级管网运营企业运销分离，鼓励用户自主选择供气路径和供气方，支持引导省级管网以市场化方式融入国家管网。要持续深化“放管服”改革，持续推进能源法治建设。 五是提升能源监管效能。健全完善监管执法体系，大力加强事中事后监管，不断提升监管效能，以公正监管保障公平竞争。要优化用电营商环境，继续提升“获得电力”服务水平，大力推广居民和小微企业“三零”服务和高压用户“三省”服务，切实提升用电满意度和获得感。要加强重点领域市场监管，深化电网、油气管网监管，加大公平开放、运行调度、价格成本、合同履约、电网代购电、机组非计划停运等方面的监管力度。要加强电力安全监管，强化监管体系建设，加大对违法违规行为的查处力度。 六是全方位拓展能源国际合作。以共建“一带一路”为引领，巩固拓展能源国际合作平台，积极引导企业有序开展合作，防范化解海外项目风险，稳步提升我国在全球能源治理中的话语权影响力。要统筹谋划好大国能源合作，高质量推进“一带一路”能源合作，精心打造国际合作平台。积极推进中俄天然气管道、中俄原油管道等建设运行，推动打造更加紧密的中俄能源合作伙伴关系。落实中美两国元首视频会晤重要共识，扎实推动务实合作。完善中欧能源技术创新合作机制，积极推进能源合作项目。

# “两会”声音|能源价格机制相关观点 2022年3月5日，十三届全国人大五次会议在京开幕。本文主要摘录了今年“两会”中与能源价格机制相关的观点，以供参考。 一、上网电价方面 （一）煤电上网电价 全国政协常委，第十三届全国政协经济委员会副主任曹培玺：（1）巩固煤电上网电价市场化改革成果，确保市场交易放开规模与价格浮动范围执行到位；（2）提高法治化水平，依法规范市场价格秩序，进一步完善能源安全和应急制度，通过强化环保约束和碳排放管理促进煤电优化发展；（3）加大政策调控力度，出台煤炭交易限价措施，将煤价调控至合理区间。 全国政协委员，中国华能集团有限公司董事长、中国工程院院士舒印彪：（1）建立以5年或10年为周期的煤电长协机制，确保煤炭、电力行业均有合理稳定的利润水平；（2）加速形成合理的电价机制，实现各能源品种之间利润的公平分配；（3）在国家层面加快研究煤电机组延寿政策，出台机组寿命评价和延寿运行管理办法，推动低排放、高效率煤电机组到期继续发挥存量价值。 全国人大代表，江苏天工国际董事长朱小坤：（1）国家应严控电煤价格，细化电煤企业的内部成本管理，以电煤价格管控降低电价，帮助企业降低生产成本；（2）结合价格体系，可以参照、对比世界一些发达国家在能源管理、定价标准和为企业减负方面的一些做法，最大程度减轻企业经营负担，为中小企业特别是制造企业保驾护航。 全国政协委员，中国矿业大学（北京）原副校长姜耀东：（1）加强中长期合同监管，强化三方履约兑现，提高合同约束力；（2）完善煤炭市场监测及预警机制，加强煤炭市场动态监测和分析研判，健全煤炭价格异常波动预警机制与响应机制；（3）建立煤炭应急保障储备体系，统筹政府、企业、社会储备资源，扩大储备规模，提高煤炭供给体系弹性。 全国人大代表，海螺集团董事长王诚：（1）差异化实施电价加价政策，积极指导推进错峰生产，给予配套协同处置企业一定电价补贴；（2）对能耗缺口大的地区继续开展常态化的错峰生产，减少煤炭需求，增加煤炭供给，推动煤价回落，缓解电力企业以及下游用电企业的经营压力；（3）各地电价上调标准尽可能趋同，避免不公平竞争。 （二）光伏上网电价 全国人大代表，阳光电源股份有限公司董事长曹仁贤：（1）对于发电侧配置储能的项目，将储能成本纳入光伏电站保障性收购价格的成本核算中；（2）电网侧储能应参照成本加合理收益的办法核定调峰、调频服务价格和利用率，尽快建立光伏电站储能系统价格机制；（3）按照《可再生能源法》，根据光伏电站当期成本和合理收益厘定新建项目上网电价，建立“成本+适当收益”的定价模式，与各地煤电价格脱钩；（4）光伏电站所发电量全额保障性收购，合理利用小时数内电量，上网电价执行保障性收购价格，并确保当期发电价格20年不变，超过合理利用小时数的电量可参与市场交易，由市场机制形成价格。 （三）风电上网电价 全国政协委员，中国海洋石油集团有限公司中海油服经理郝振山：鼓励企业采用“自发自用、余电上网”模式，保障海上风电优先消纳，鼓励地方政府提供优惠电价促进该模式健康有序发展。 全国人大代表，中国海洋石油集团有限公司中海化学富岛公司化肥二部副总经理刘平：制定专门针对海上分散式风电的政策法规和管理办法，明确海上分散式风电的核准审批文件以及对发展分散式风电的各项补贴优惠措施。 （四）生物质发电上网电价 全国人大代表，哈尔滨九洲集团董事长李寅：应尽快解决生物质发电项目补贴拖欠问题，优先保障生物质热电联产企业的发电补贴资金及时到位、给予生物质热电联产项目专项财政支持等。 全国人大代表，崇左东亚糖业有限公司工会主席林文雄：（1）中央及各地政府要高度重视，在补贴资金兑现、补贴周期延长等方面予以通盘考量，尤其是针对当前大部份生物质发电企业经营困难的困境，国家要进行统筹协调，及时拨付补贴资金，支持企业渡过难关，发挥其助力全面乡村振兴、支持“双碳”目标达成的既定作用；（2）结合国家能源发展战略，综合论证对生物质发电企业补贴电价在15年补贴期限结束后再适当延长补贴年限，继续对响应国家号召积极投身生物质发电项目建设的企业给予奖励支持；（3）如延长补贴年限政策无法落实，建议价格部门保留生物质发电原有电价，各省（自治区、直辖市）通过疏导电价矛盾，支持生物质发电项目与建设单位实现软着陆。 二、输配电价方面 全国政协委员，国家电网有限公司副总经济师兼华中分部主任陈修言：加快健全完善能源电力价格形成机制和辅助服务成本疏导机制，进一步理顺输配电价，由全社会共担能源清洁低碳转型和绿色发展的责任挑战。 全国政协委员，辽宁省政协副主席、省工商联主席赵延庆：将新能源有关电网工程投资列为政策性投资，全额纳入输配电价核定（不考虑输送电量和投资效率），保障电网投资能力和电力行业可持续发展。 全国政协常委，黑龙江省人大常委会副主任谷振春：（1）建立国家层面的电力普遍服务基金，探索利用电力普遍服务机制筹集资金，解决新能源消纳、电价交叉补贴等能源电力改革发展面临的突出问题；（2）核定输配电价时支持电网企业内部帮扶。 全国人大代表，国网冀北电力唐山供电公司二次检修中心四级职员兼二次运检一班副班长李征：加快健全完善能源电力价格形成机制和辅助服务成本疏导机制，进一步理顺输配电价。 三、新型储能价格方面 全国政协委员，中国华能集团有限公司董事长、中国工程院院士舒印彪：加强规划统筹，探索建立容量补偿机制，完善储能投资回报机制，加快关键技术创新突破。 全国人大代表，国家电网有限公司东北分部党委书记、副主任石玉东：（1）加快完善储能参与市场机制设计，深入研究储能参与电力调峰、调频、备用等辅助服务市场的市场主体定位、价格形成机制和交易模式；（2）通过建立市场机制，创新开展储能调峰辅助服务，参与新能源消纳市场化交易，进一步完善储能运行商业模式。 全国人大代表，江西省工商联第十一届执行委员会副主席陈康平：在加快建设各类电力市场的基础上，研究编制新型储能参与电力市场交易指南，明确新型储能参与中长期交易市场、现货市场、辅助服务市场的交易机制、价格形成机制、技术标准等。 全国政协委员，宁德时代董事长曾毓群：破除制约市场竞争的各类障碍和隐性壁垒，参照抽水蓄能建立适用新型储能特点的容量电价政策，形成稳定合理的收益空间，构建公平竞争的市场发展环境，促进各类储能的健康发展。 全国政协委员，新疆金风科技股份有限公司董事长武钢：明确已配置的电源侧储能独立储能地位，给予储能明确电价，使其按照电网的调度运行，提升储能经济价值，实现新能源与储能和谐发展。 全国政协常委，正泰集团股份有限公司董事长南存辉：建立储能等灵活性资源市场化交易机制和价格形成机制，鼓励储能直接参与市场交易，通过市场机制实现盈利，激发市场活力。 四、电力市场方面 全国政协委员，中国华能集团有限公司党组书记、董事长舒印彪：（1）建立充分保障电力可靠供应的市场机制；（2）建立适应多能源品种的市场机制；（3）建立充分调动灵活调节资源的市场机制；（4）依托省间市场统筹实现全网电力平衡。 全国政协委员、哈尔滨电气集团有限公司董事长、党委书记曹志安：在产业链、供应链各环节加大改革力度，特别是要继续深化电力市场化改革，打通电力上下游全产业链各环节的价格市场化形成机制，促进产业链各环节、各类型电源健康发展，用市场化手段激发各环节各个主体服务“双碳”和绿色低碳发展的积极性。 全国政协委员、大唐集团董事长邹磊：开展新型电力系统构建及运行控制、分布式新能源及微电网、新能源和储能并网、需求响应等标准制订，营造公平竞争环境，构建统一市场规则。顺应能源行业发展趋势和市场竞争态势，加快建设和完善中长期市场、现货市场和辅助服务市场有机衔接的电力市场体系。 全国政协委员，中国铝业青海分公司党委书记、总经理星占雄：（1）健全市场机制，科学引导建立发电容量成本回收机制，加快推动新能源进入市场，提高中长期签约比例，鼓励报量报价参与现货市场；（2）稳妥推进用户侧参与现货市场，鼓励虚拟电厂、储能、电动汽车等新技术、新业态参与市场，激发需求侧参与系统调节的潜力，积极开展绿色电力交易，完善绿证制度。 全国人大代表，南方电网广西电网公司党委书记、董事长揣小勇：让“风光”等新能源“担大任”，还要进一步发挥市场的“指挥棒”作用。（1）不断丰富市场品种，拓宽新能源消纳空间，积极引导风电等新能源参与市场；（2）同时推进电力市场与绿证市场、消纳量市场融合发展，探索“电—碳”联动的市场机制。 全国人大代表，国家电网公司党校常务副校长于金镒：加快全国统一电力市场建设，健全能源电力价格形成机制和成本疏导机制。 全国人大代表，国网冀北电力唐山供电公司二次检修中心四级职员兼二次运检一班副班长李征：（1）加快建立统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系，进一步完善煤电价格市场化形成机制，建立电煤价格-上网电价-销售电价的联动机制；（2）积极探索建立容量市场，有序平衡电力供需。 五、其他方面 （一）综合观点 《十三届全国人大五次会议政府工作报告》2022年政府工作任务：（1）保障粮食等重要农产品供应，继续做好能源、重要原材料保供稳价工作，保障民生和企业正常生产经营用电；（2）打击哄抬物价等行为。保持物价水平基本稳定；（3）清理转供电环节不合理加价，支持地方对特殊困难行业用电实行阶段性优惠政策。 全国政协委员，辽宁省政协副主席、省工商联主席赵延庆：在国家层面，从加强网源协同规划、拓展需求侧响应、电力市场化改革、抽蓄储能等电价疏导等方面入手，加强顶层政策机制设计，构建适应新能源快速发展，推动加快新型电力系统建设的市场机制和政策体系。 全国政协委员，中国铝业青海分公司党委书记、总经理星占雄：（1）深化电价改革，建立外送电价分享机制，调整价格空间由电网企业、发电企业和用户共享；（2）建立电力普遍服务补偿机制，通过设立电力普遍服务基金等措施，对青海省藏区电力普遍服务成本给予合理补偿。 （二）需求响应 全国人大代表，国网河南电力董事长王金行：从制度层面发力，推动各省拓宽需求响应激励资金来源，将需求响应相关的设备建设和运维成本纳入输配电价核定，建立和完善常规需求响应市场，尽快出台可中断负荷电价政策。 （三）电动汽车 全国政协委员，国网电动汽车公司董事长全生明：（1）推动充换电参与电力交易与碳交易，开展能源增值服务，可极大丰富充换电行业商业模式，提升群众在充换电过程中的参与度与满意度，拓宽行业发展路径；（2）加快充换电实行峰谷电价、充换电参与电力市场等政策落地；（3）将充换电设施财政补贴从建设环节转向使用环节，加大在有序充电、充绿色电等方面的政策倾斜力度，鼓励车与电网协同互动，更好消纳清洁能源。 （四）碳排放相关 全国政协委员，清华大学经济管理学院院长白重恩：将消费者纳入碳排放权交易体系，改变当前碳排放配额的初始发放方式，促进电力企业更加全面地承担碳排放成本，引导用户可以通过出售排放权的收益降低用电成本。 全国政协委员，新疆金风科技股份有限公司董事长武钢：在全国碳市场建设和试点地区经验的基础上，建立健全全国各企事业单位碳账户机制，通过将绿电消费纳入碳排放核算体系，激励企事业单位碳减排与绿色转型。

7月16日，全国碳排放权交易市场在上海环境能源交易所正式启动，全球最大的碳交易市场诞生。据上海环境能源交易所发布的数据，碳排放配额开盘价为每吨48元，9点30分，首笔全国碳交易撮合成功，成交价格为每吨52.78元、成交16万吨、交易额790万元；开盘首日挂牌协议交易成交量为4410.4万吨，成交额2.1亿元，收盘价为每吨51.23元，较开盘价上涨6.73%。 据生态环境部发布的数据，发电行业成为首个纳入全国碳市场的行业，纳入重点排放企业超过2200家，据测算，首批碳市场覆盖的碳排放量将超过40亿吨。那么，碳交易是什么？碳市场将如何助力“碳达峰”“碳中和”？ ## 01 ## 为啥我国要搞碳排放交易？ 中国建设碳交易体系将在全社会范围内形成给碳排放定价的信号，为整个社会的低碳转型奠定坚实基础，以实现中国政府对国际社会作出的“力争2030年前碳达峰、2060年实现碳中和”的承诺。 那么，为啥要给碳排放定价？这还要从国际形势说起。近些年来，随着全球变暖问题日益受到重视，气候变化问题逐渐演变为政治问题。欧洲屡次重提“碳边界”问题，各国碳排放密集型产品将来极有可能在国际贸易中被征收碳关税，这直接导致越来越多国家甚至企业考虑措施来降低关税风险，我国也不例外。 各国控制温室气体排放的政策一般分为三类：命令控制、经济刺激、劝说鼓励。其中，经济刺激型手段由于灵活性好、持续改进性好受到各国青睐。在经济刺激手段中，最重要的就是碳定价机制。本着“谁污染谁付费”的原则，想要排放CO2等温室气体，那么就应该首先获得碳排放的权利，然后再为这个权利支付费用，这个过程被称为碳定价。碳定价机制一般分为两种。一种是政府强制型手段，就是开征碳税；另一种是通过市场手段，也就是建立碳排放权交易体系。 这两种机制在减排机理上有本质区别。碳税指政府指定碳价，市场决定最终排放水平，故最终排放量的大小具有不确定性；碳排放权交易体系指政府确定最终排放水平，由市场来决定碳价，故碳价大小是不确定的。 正是由于这种区别，两种手段具有不同的特点。开征碳税更适用于管控小微排放端，碳排放权交易体系则适用于管控排放量较大的企业或行业。这两种政策是可以结合使用的。中国选择采取碳定价机制来实现碳排放、碳中和承诺。截止2020年4月，全球实行碳排放权交易政策的国际气候协议缔约国有31个，其余包括欧盟、韩国、加州等。实行碳税政策的缔约国有30个，主要位于北欧、日本、加拿大。 ## 02 ## 什么是碳排放交易市场？怎么运行的？ 碳排放交易市场，是指将碳排放的权利作为一种资产标的，来进行公开交易的市场。也就是说，碳交易的核心是将环境“成本化”，借助市场力量将环境转化为一种有偿使用的生产要素，将碳排放权这种有价值的资产作为商品在市场上交易。至于碳市场的运行机制，首先，政府确定整体减排目标，采取配额制度，先在一级市场将初始碳排放权分配给纳入交易体系的企业，企业可以在二级市场自由交易这些碳排放权。其次，受到经济激励、减排成本相对较低的企业会率先进行减排，并将多余的碳排放权卖给减排成本相对较高的企业并获取额外收益。减排成本较高的企业则通过购买碳排放权来降低碳排放达标成本。有效碳市场的碳排放权的价格就是企业的边际减排成本。在企业微观决策上，主要是将碳减排成本、超额碳排放成本、购买碳配额的成本与超额排放生产带来的收益进行比较，并作出相应决策。 ## 03 ## 碳交易的国内外格局是怎样的？ 从全球范围看，当前尚未形成全球统一的碳交易市场。欧盟碳市场是碳交易体系的领跑者，拥有全球最大的碳交易市场。根据路孚特对全球碳交易量和碳价格的评估，欧盟碳交易体系的碳交易额已达1690亿欧元左右，占全球碳市场份额的87%。在北美洲，多个区域性质的碳交易体系并存。在亚洲，韩国是首个启动全国统一碳交易市场的国家，已成为世界第二大国家级碳市场。在大洋洲，作为较早尝试碳交易市场的澳大利亚目前已基本退出碳交易舞台，仅剩新西兰，该国碳排放权交易体系目前稳步发展。 就我国而言，目前还处于碳排放交易的试点阶段，一旦全国性的碳交易体系启动，将步入碳排放交易的市场阶段。目前，全国共有8个地区在开展碳排放权交易试点，包括：北京、天津、上海、重庆、湖北、广东、深圳、福建。从价格上看，当前，全球碳排放价格处于上升趋势，各碳市场的碳价差别较大。据华宝证券，欧盟碳市场碳价最高，中国试点碳交易市场价格最低。我国试点碳价历史最高点为122.97元/吨（深圳），最低点为1元/吨（重庆）；欧盟EUA碳配额现货碳价历史最高点为47.91欧元/吨（折合人民币约380元/吨），最低点为2.68欧元/吨（折合人民币约22元/吨）。截止4月29日，我国碳试点碳价为 5.53-42.02元/吨之间（其中深圳碳市场碳价最低，为6.44元/吨，北京最高，为47.6元/吨），而同一天，欧盟EUA 碳配额现货结算价为47.91欧元/吨（折合人民币约380元/吨），为我国碳试点碳价的9-68倍。 ## 04 ## 我国碳市场潜力多大？ 全国统一碳市场将带来千亿级市场规模。在碳排放交易量上，我国目前碳排放总量超过100亿吨/年，以2025年纳入碳交易市场比重30%-40%测算，未来中国碳排放配额交易市场规模将在30亿吨以上，与欧盟总排放量水平相当。在碳排放交易额上，基于中国碳论坛及ICF国际咨询公司共同发布的《2020中国碳价调查》的研究结果，2025年全国碳排放交易体系内碳价预计将稳定上升至71元/吨，全国碳排放权配额交易市场市值总规模将达到2840亿元。 按照目前设计规模预测，全国碳市场市值可能达到1500亿元左右，如若考虑到碳期货等衍生品交易额，规模可达6000亿元左右。其中，在碳配额远期交易方面，截至2020年底，上海碳配额远期累计成交量达到433万吨，并且几乎每年都有稳定增长。以欧盟碳期货交易量是现货的30倍的标准测算，我国碳期货的交易量可能达到4000亿吨左右。以当前试点碳市场平均50元/吨的价格测算，碳期货年交易额将达到20万亿元，体量上与橡胶、铁矿石、铜等品种大致相当。目前，全国共有8个地区在开展碳排放权交易试点，截至2020年11月，各试点碳市场累计配额成交量约为4.3亿吨二氧化碳当量，累计成交额近100亿元。 ## 05 ## 参与企业获利吗？ 对于直接参与碳排放交易的企业，以5%的抵消配额的上限测算，目前CCER（国家核证自愿减排量）项目年减排量的缺口在1.5亿吨左右，参与开发的新能源企业及碳资产开发管理企业将获利。 具体而言，以15元/吨的CCER价格估算，风电、光伏及生物质单位发电毛利润将增厚4.8%、2.5%和6.4%，生物质最为显著。对于碳核查机构，企业履约需通过自身碳盘查及第三方机构碳核查进行排放量审核，企业自身进行碳盘查的工作费用在12万至18万元/次。据北京财政局公布的碳核查招标公告，单次碳核查费用在3万元/次左右。全国碳市场初期拟纳入1万家企业，预计业务规模将达到20亿元。 ## 06 ## 参与者是谁？ 电力行业是碳排放交易市场的先行军。 ## 电热力生产及工业集中用煤、交通领域大量耗油是导致中国碳排放量较大的主因。根据英国BP的2019年数据，中国93%的碳排放来自于化石燃料的使用，其中68% 来自于固体燃料如煤炭，23%来自于液体燃料如石油等，9%来自于气体燃料如天然气等。目前，共向首批参与交易的电力行业发放了两年的配额，电力行业年度碳排放量约40亿吨。参与首批开户的电力企业共计2225家。全国碳市场首批以发电行业起步，“十四五”期间，预计石油、化工、建材等八大重点能耗行业都将被纳入到碳市场，未来八大行业控排企业大约有8000至10000家。 ## 07 ## 全国碳交易市场架构如何？ 即将运行的碳交易系统是全国碳排放权集中统一交易平台，汇集所有全国碳排放权交易指令，统一配对成交。交易系统与全国碳排放权注册登记系统连接，由注册登记系统日终根据交易系统提供的成交结果办理配额和资金的清算交收。重点排放单位及其他交易主体通过交易客户端参与全国碳排放权交易。 全国碳市场建设采用“双城”模式，即：上海负责交易系统建设，湖北武汉负责登记结算系统建设。 全国注册登记系统落户湖北，将汇聚大量金融资本和产业资本，带动湖北绿色金融业和低碳产业快速发展，有利于湖北建设全国碳交易中心和碳金融中心。在股权架构方面，碳市场交易将分别以上海和湖北指定的实施机构为主导，其他联建省市自愿共同参与的方式。 为何要建设统一的全国碳交易市场？全国八大试点碳市场的规则不统一、政府干预程度不一、碳配额价格差异较大等因素，因此，建立全国统一的碳交易市场已经成为一个必须事项。 在全国统一的碳排放权交易市场建成之后，地方碳排放权交易试点将何去何从？上海区域市场现有发电企业将直接划入全国碳市场，全国性市场和现有地方试点市场将并存。在全国碳市场启动后，尚未被纳入全国市场行业的企业将继续在试点市场进行交易，纳入全国碳排放权交易市场的重点排放单位不再参与地方碳排放权交易试点市场。在参与企业方面，在首批电力行业启动交易后，八大重点行业的企业将逐步从试点市场划入全国碳市场。目前，湖北碳市场有十几个行业的企业继续在区域市场里运行。 ## 08 ## 下一步执行计划是什么？ 根据生态环境部有关要求，4月30日前企业要完成2020年度温室气体排放数据填报，6月30日前省级部门要完成核查工作，9月30日前省级部门要完成配额核对工作，企业将于12月31日前完成配额的清缴履约。上海将逐步探索推出碳金融衍生品，如推出配额质押、碳基金、碳信托，以及借碳业务、碳远期产品等金融产品交易，推进形成多层次碳市场。 ## 09 ## 下一步制度规划是什么？ 全国碳市场启动在即，进一步完善制度规则，加快推进顶层设计乃当务之急。 应加快完善立法体系和管理机制，推动全国碳排放权交易管理暂行条例尽快出台，加强多部门协调。应合理确定配额总量和分配制度，结合“3060目标”考虑国家配额总量设定，尽可能采用比较合理的配额分配方法，适时引入配额有偿发放机制。厦门大学中国能源经济研究中心教授孙传旺表示，全国碳交易市场建设需以政府的顶层设计为依据，自上而下地构建控排体系，包括构建统一的市场规则，明确统一体系下的各级主管机构监管职能，建立统一的标准化核算体系。在碳定价机制和交易机制方面，中金公司首席经济学家彭文生认为，基于绿色溢价的分析表明，对高排放、低溢价的电力、钢铁行业而言，其碳排放合计占总排放量的62%，更适合采用碳市场定价机制。对低排放、高溢价的交运、化工等行业，可能更适合采取碳税定价机制。他建议，构建以“拍卖+期货”为核心的碳市场交易机制，在配额分配环节推行以拍卖为主的交易机制，在配额交易环节引入期货等衍生品。彭文生表示，统一的碳市场可能带来的一些问题值得关注，如污染物可能会随着碳排放的地域性转移而发生流动，可能导致污染物排放扭曲；全国统一碳市场与环境政策可能存在激励不相容问题。 如何实现碳市场与电力电价改革协调推进，可能需要进行审慎的价格机制设计，考虑额外研究出台具有针对性的监管政策。因此，在通过碳市场推动碳减排的同时，也应尽快联合分析各类相关市场交互效应，评估各类监管内容真实成本，避免对某个专一市场的监管造成事与愿违的外部性。

山东省发改委日前发布关于征求《关于钢铁企业超低排放差别化电价政策有关事项的通知（征求意见稿）》的公告，《山东省钢铁行业超低排放改造实施方案》（鲁环发〔2019〕149号）所列钢铁企业及新投产钢铁项目未按要求完成超低排放改造的，其全部网购电量(市场化交易电量、电网企业代理购电电量)实行用电加价政策。企业“有组织排放、无组织排放、清洁方式运输”其中一项未达到超低排放要求的，用电价格每千瓦时加价0.01元(含税，下同)；两项未达超低排放要求的,用电价格加价0.03元；三项未达超低排放要求的,用电价格加价0.06元。完成全部超低排放改造的，用电不加价。 钢铁企业已执行其他差别化电价（淘汰类、限制类）、惩罚性电价或阶梯电价政策的，按照最高加价标准政策执行，不重复加价。 关于征求《关于钢铁企业超低排放差别化电价政策有关事项的通知（征求意见稿）》的公告 为深化供给侧结构性改革，推进大气污染防治，根据《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》（发改价格规﹝2018﹞943号）、《关于推进实施钢铁行业超低排放的意见》（环大气﹝2019﹞35号）等文件规定，我委牵头起草了《关于钢铁企业超低排放差别化电价政策有关事项的通知（征求意见稿）》，现向社会征求意见。钢铁企业已执行其他差别化电价（淘汰类、限制类）、惩罚性电价或阶梯电价政策的，按照最高加价标准政策执行，不重复加价。 关于钢铁企业超低排放差别化电价政策有关事项的通知 （征求意见稿） 为深化供给侧结构性改革，推进大气污染防治，根据《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》（发改价格规﹝2018﹞943号）、《关于推进实施钢铁行业超低排放的意见》（环大气﹝2019﹞35号）等文件规定，决定对钢铁企业执行超低排放差别化电价政策。现将有关事项通知如下： 一、电价政策 《山东省钢铁行业超低排放改造实施方案》（鲁环发〔2019〕149号）所列钢铁企业及新投产钢铁项目未按要求完成超低排放改造的，其全部网购电量(市场化交易电量、电网企业代理购电电量)实行用电加价政策。企业“有组织排放、无组织排放、清洁方式运输”其中一项未达到超低排放要求的，用电价格每千瓦时加价0.01元(含税，下同)；两项未达超低排放要求的,用电价格加价0.03元；三项未达超低排放要求的,用电价格加价0.06元。完成全部超低排放改造的，用电不加价。 钢铁企业已执行其他差别化电价（淘汰类、限制类）、惩罚性电价或阶梯电价政策的，按照最高加价标准政策执行，不重复加价。 二、执行程序 （一）完成超低排放改造的钢铁企业要按照生态环境部办公厅《关于做好钢铁企业超低排放评级监测工作的通知》《钢铁企业超低排放评估监测技术指南》等要求，及时组织开展评估监测，将评估监测报告报各市生态环境部门备案，同时报中国钢铁工业协会申请公示，接受社会监督。省生态环境厅负责将钢铁企业超低排放改造和评估监测完成情况函告省发展改革委。省发展改革委根据本通知规定，公布执行差别电价企业名单、加价标准，函告国网山东省电力公司执行。 （二）新投产钢铁项目未达到超低排放要求的，由省生态环境厅函告省发展改革委，按本通知规定执行差别化电价。 （三）执行差别电价钢铁企业完成超低排放改造的，由省生态环境厅函告省发展改革委，省发展改革委函告电网企业停止执行差别电价。 三、其他事项 （一）省发展改革委将会同省生态环境厅，根据政策执行效果适时调整差别化电价加价标准。 （二）政策执行中遇到的问题及建议，请及时报告省发展改革委、省生态环境厅。

# 港口坑口电煤价格都在降！ 前期由于动力煤价格过快上涨，政府采取了一系列措施办法。从上个星期五开始，港口和坑口的价格都在降，港口贸易商不再胡乱报价了，想抛货的在增多，秦港5500报价一下子降了差不多三百多。 据今日智库了解，上周国家发改委组织开了煤电油气运视频会，再次强调，经国务院批准的5500大卡动力煤港口吨煤长协价570-770元要严格执行，基准价所有煤炭企业按675元执行，坑口价不得超700元，港口不得超900元，个别企业通过成立子公司等拉高价格的行为，要严肃追查。 市场反应比较快，3月10号产地国有煤矿带头降价，之后一两天有民营煤矿跟着降价。据今日智库了解，坑口降价的原因，一方面是政府在查，再就是各地疫情防控新要求出台，晋陕蒙煤炭主产区拉煤汽车明显减少，往日车比较多的几个流向，现在几乎没什么车了。去矿上拉煤的车少了，煤矿也只得降价抢销量。 港口坑口价格都在降，跟政府再次加快增产能也有很大关系。据今日智库了解，国家发改委明确要求，要采取综合措施增加3亿吨的有效产能，其中，投资技改项目增加1.5亿吨，停工停产的煤矿、露天煤矿增加1.5亿吨，各省加快进度逐个梳理停工停产煤矿，符合条件的加快复产。 现在，对产能的要求也越来越高，且对重点产煤省份提出了具体要求。国家的要求是，全国日产煤量要维持在1260万吨/日，其中各省增加量，内蒙390万吨、山西360万吨、陕西190万吨、新疆95万吨、河北15万吨、黑龙江15万吨、河南34万吨、山东34万吨、贵州35万吨、宁夏28万吨。 日产1260万吨，相当于年产46亿吨的水平，这也是应对需求增加和进口煤减少的措施。今日智库还了解，由于目前进口煤可能无法兑现，对上报时有进口煤的企业补签应急保障性的中长期合同，预计下一步市场供需形势会有大的好转。

# 2021年，超10万家企业涌入光伏 2021年作为“双碳”目标落地的首年，光伏市场站上顶流赛道，引来了近万家“新兵”入局淘金，而老玩家们也开始持续加大筹码。蜂拥而入在政策利好与市场乐观预期下，市场对光伏行业投资热情升温，包括腾讯、京东、中国燃气、长城汽车、万科等各行业近百家知名企业，在2021年相继进入光伏领域。其它中小企业、创业者涌入数量更是惊人，根据检索企查查信息统计，2021年，新增注册的光伏产业链相关企业数量高达近10万家，为历年新增注册企业之最，累计存续企业超过超56万家，涉及产业链各个环节。粗略统计显示，大约有8成企业集中光伏制造端和光伏下游发电领域。具体来看，相较于2020年，2021年各月新增注册的光伏企业均超过2020年，尤其是去年6月份，国家能源局下发文件，正式启动分布式整县推进工作以来，光伏相关企业注册量处于持续高位阶段，月均注册数量在9000家以上。唯一低于这一数值的月份出现在10月，部分业内人士猜测，出现这一起伏的原因是，是由于9月份整县试点名单下发后，部分县、市却开始暂缓甚至暂停分布式光伏发电的项目备案及电网接入审批，致使不少参与者开始谨慎观望，随着国家能源局和地方政府的纠偏、11月、12月迅速进入爆发增长阶段。 从地域分布来看，广东、山东、江苏三地光伏相关企业数量最多，分别拥有约10.4万家、7.04万家以及7.01万家，2021年三地光伏相关企业注册量分别超过万家，紧随其后的省份为河北、浙江、安徽、河南等，2021年光伏相关企业注册量也取得不俗成绩。从注册资本分布情况来看，光伏企业的规模分布还是较为均匀的。企查查数据显示，四成的企业注册资本在500万以内，100万以下的中小企业也占到2成以上。大浪淘沙现阶段，光伏行业已经历了多轮激烈厮杀，不仅不断有看好光伏前景的“新兵”入局淘金，也有一大批光伏企业，在光伏政策调整和光伏竞赛之中破产和停产，被挤出局。为了探究我国光伏产业近十年的发展变化，北截取了企查查2012-2021年光伏领域相关企业的变化数据。2012年开始，在政策和补贴的支持下，光伏市场迎来了持续增长期，吸引了众多参与者入局，2017年和2021年，新增光伏相关企业注册量两度达到峰值，分别约达7.05万家和11.12万家。同时，行业高速发展背后，补贴、消纳、产能、竞争等一轮又一轮考验，大洗牌相伴而生。2015年底，国家发改委下发《关于完善陆上风电、光伏发电上网标杆电价政策的通知》指出，实行风电、光伏上网标杆电价随发展规模逐步降低的价格政策。受补贴下 调影响，2016年，光伏行业迎来“退出潮”。企查查数据显示：2016年光伏相关企业吊销/注销企业超过2万家。即便如此，行业整体仍旧维持向好的发展态势，光伏相关企业新增注册量仍旧持续增长，于2017年达到10年期间中，仅次于2021年的峰值。但很快，光伏迎来了一记重击，2018年5月31日，国家三部委联合印发了《关于2018年光伏发电有关事项的通知》（业界称“531新政”），其中明确指出暂不安排2018年普通光伏电站建设规模，仅安排1000万千瓦左右的分布式光伏建设规模，进一步降低光伏发电的补贴强度。猝不及防的“断奶”，不仅一大批光伏企业破产倒闭，光伏企业连年向好的发展态势也被遏制。2018-2019，由于市场竞争加剧，以及成本不断推高等原因，相关企业新注册量连续两年下降，企业吊销、注销数量也有所增加。企查查数据显示：2018年和2019年光伏相关企业新增注册量分别为6.58万家和5.96万家。但好在从2019年下半年开始，光伏行业重新复苏，再次进入高速发展的轨道。尤其是2020年和2021年我国相继提出“30·60”双碳目标以及构建以新能源为主体的新型电力系统，光伏成为其中主力军，前景广阔但道阻且长。