几经波折的欧盟碳市场，是如何通过碳价形成减排的刚性约束？

图为国家电投集团上海电力日本茨城筑波光伏电站E核心阅读

以化石能源为主体，以大容量发电、远距离输电、集中统一管理的现代电力系统已经跨越了百年发展历史。随着新能源电力的规模化开发和在电网中占比的增加，传统电力系统的基本特征将发生显著的变化。

以碳为媒，企业的“碳生意”还有多少种可能？容量市场在日遭遇“水土不服”？日本官方解读巨额交易资金现象叫好不叫座的综合智慧能源，究竟卡在哪了？干货

从2002年国家计委发布《“送电到乡”工程建设办法》，推动了我国光伏市场的起步，到如今近二十年的发展历程中，光伏产业已成为我国少有的，具备全产业链自主可控和国际竞争优势、并率先成为高质量发展典范的战略性新兴产业。当前，我国光伏产业在制造业规模、产业化技术水平、应用市场拓展、产业体系建设等方面均位居全球前列。乘着“双碳”目标的东风，光伏产业从来没有像今天这样如此确信，在未来的发展征途中，整个产业将会穿透政策、市场、资本和产品的边界，成为经济社会奔赴“双碳”征途中强大的推动力量。“构建以新能源为主体的新型电力系统，意味着以风、光为代表的新能源将逐步实现从‘补充能源’向‘主体能源’的转变，新能源产业的市场规模和边界也将由此得以拓展延伸。但目前，电力系统的物理架构和体制机制、行业的内外部环境，以及产业链的上下游环节，都还存在着一些掣肘因素亟待破解。能源电力行业、企业应该致力于把新能源产业，特别是光伏产业的‘蛋糕’做大，让其为全社会实现‘双碳’目标有效赋能。这也将成为新能源产业在全新历史发展时期中的时代使命。”国家电投集团战略规划部李鹏在接受专访时表示。Q目前，碳达峰和碳中和已经成为全社会的热点话题，部分地区和企业也纷纷出台了减碳措施和方案。您如何看待近中期我国碳达峰的进程？李鹏：目前，部分地区、行业对于“双碳”目标的理解还存在一些误区。首先，有不少地方将2030年的“碳达峰”理解成为“攀高峰”，认为碳达峰的过程提供了排放空间，完全没有考虑到峰值排放过大对于未来实现碳中和所面临的困难；另外，也有一些地方不顾实际开展“运动式”减碳，对于高载能产业采取简单粗暴的“一刀切”短期行为。这虽然实现了短期内的能耗总量和碳排放总量下降，但实际上的减排效果不可持续，也对经济发展的大局造成损害。事实上，碳达峰和碳中和决不能追求短期效果，“十四五”和“十五五”近10年的时间，是非常重要且关键的窗口期，一方面需要加快推进能源和电力体制改革，建立切实有效的市场机制，重塑能源生产和消费方式；另一方面，也需要各个行业加强低碳和负碳技术的创新应用，包括传统产业的工艺流程再造和新材料的研发。最终实现经济和社会发展在“双碳”目标驱动下的转型升级，进而走上高质量绿色可持续发展的全新道路。所以，比较理想的场景，是在未来的5-10年中，政策驱动仍持续推动减碳，但在此后的时间中，“经济性”和“市场化行为”将会接棒政策驱动，成为实现碳中和目标重要的保障，彼时，使用清洁能源将成为各行各业和全体人民群众的自发自愿行为。AQ您如何判断电力行业减碳行动于我国经济社会发展中的定位与作用？李鹏：自2018年以来，全球已有超过130个国家和地区提出“碳中和”目标愿景；欧盟和美国等主要经济体均计划在2050年实现碳中和。其中，全球电力行业的碳中和目标大都集中在2035年前后，继而通过能源服务实现负碳排放；交通、工业两大领域，则分别计划在2045年、2050年实现碳中和。无论是从国际的实践经验出发，还是着眼于国内经济发展阶段和各个行业的减排现状，要想如期实现“双碳”愿景，就更需要电力行业率先实现“碳中和”，并为其他行业的碳减排和碳中和有效赋能。这对于整个能源电力行业来说，将会是重大利好。从目前的研究成果来看，各方普遍认为，我国的能源消费总量将会在碳达峰之后逐步下降，但随着终端电气化进程的推进，电能消费总量将会呈现持续上升的态势；彼时，“非化石能源电力+氢能”将逐步替代传统能源，电力在能源消费总量中的比重也将从目前的26.6%上升至60%-70%，各个行业电气化水平都将在未来40年时间中大幅提升。从国内的“双碳”进程来看，我国的减碳、控碳路径已经逐步清晰——一方面，通过能耗“双控”，提高能源利用效率，同时降低用能总量并减少碳排放；另一方面，则是通过加速电气化进程，用电替代非电能源，再用绿电替代传统高碳电力，从源头助力脱碳。AQ“新型电力系统”的概念甫一提出，就得到全行业、乃至全社会的关注。关于构建的方式、实现的过程，以及系统运行的底层逻辑，至今仍处于“百家争鸣”的状态。您是如何理解、判定新型电力系统的发展与演进？李鹏：在展望新型电力系统之前，首先需要依据“双碳”目标的进程对我国能源结构的调整进行定量与定性的分析，以此最大化地避免分歧。根据全球温升低于1.5°的减排路径和行业的初步结论来看，到2025年，预计我国电力装机将达到27.5亿千瓦，其中清洁电力装机占比约54.5%；到2030年，清洁电力装机占比将达到70%左右；到了2060年，风电、光伏装机将有望达到50-60亿千瓦，届时，清洁电力装机占比将超过90%。

碳市场和碳交易，是依托于政治体制和能源治理体制改革而生的减排工具。碳对中国带来最大的红利，是通过一个可比性全球统一的数字，打破不同部门间决策的旋转门——这是碳市场未来最大的政策红利所在。

系上海环境能源交易所碳中和运营中心总监本文版权独家所有，如需转载、翻译，请与后台联系。能研慧道专注观察

系路孚特Refinitiv首席电力与碳分析师、牛津能源研究所研究员。本文版权独家所有，如需转载、翻译，请与后台联系。能研慧道专注观察

2025年煤电作为主力电源的历史将终结陈皓勇：抽蓄电价能否为新型储能的价格形成提供参照依据？从广东电力现货市场价格看需求响应定价的合理性

东亚邻国日本，在其第五次电力市场改革遭遇了难题——近期，日本接连遭遇容量市场产生巨额交易资金、冬季现货市场价格飙升导致大型售电公司破产停业的现象。始于2013年的日本第五次电改，与我国本轮电力市场化改革有很多相似性：都要推动发电售电侧的市场化竞争；都要搭建或完善电力现货市场的配套机制；都面临碳中和及高比例新能源并网的问题；都面临火电占比过高的问题（日本核电停运后火电占比进一步提升）。不同于我国可以借试点省份摸着石头过河，日本电改是全国一盘棋，任何政策的颁布，以及政策实施结果，都极易引起全社会广泛关注及讨论。根据去年9月公布的容量市场第一次成交结果，极具冲击性的15987亿日元（约折合人民币930亿元）瞬间爬上了各大媒体的头条，“不可思议的金额”、“无法接受”、“令人震惊的结果”、“电费上涨不可避免”成为标题热词。结果发布后，日本社会各界企业团体组织向经济产业大臣梶山弘志、环境大臣小泉进次郎接连提交意见要求反馈。在这些表达反对意见的文件中，表示容量市场增加了消费者负担、威胁售电公司经营生存、阻碍可再生能源普及等内容成为主流。对此，日本政府成立可再生能源等法规综合检查工作组，并于2020年12月1日举行第一次会议，会上工作组4名成员以联合署名的方式提交《关于容量市场的相关意见》，明确指出日本容量市场阻碍了可再生能源普及，使效率低下的老旧火电获利等问题，建议暂停容量市场运行进行更深入研究。目前，我国仍处于用电需求增长期和碳减排关键期，既需要面对近几年可能出现的供应压力或供应缺口，同时，还需要在“双碳”目标的约束下，考虑清洁能源与化石能源的发展与替代。但是，我国否有必要建立容量市场，抑或通过建立容量补偿机制来完善市场体系，在业内还没有定论。此次日本经历的容量市场风波，能够给我国的市场建设带来哪些启示与借鉴？能研慧道整理并摘译了日本可再生能源等法规综合检查工作组起草撰写的《关于容量市场的相关意见》，以飨读者。《对容量市场的相关意见》2020年12月1日可再生能源等法规综合检查工作组大林ミカ、川本明、高橋洋、原英史作为工作组四位小组成员的共识，现就电力容量市场发表以下意见。1．容量市场的必要性问题

近日由国家发改委发布的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（下简称“《意见》”）。《意见》基于两部制电价思路，明确以竞争性方式形成电量电价，并将容量电价纳入输配电价回收；同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场。《意见》在价格形成、电费分摊、市场衔接、资本引入等方面有所突破。本次抽蓄价格机制改革相对于2015年新一轮电力体制改革启动之前，将抽蓄作为电网公司购销差价的一部分，并实行单一容量（电量）电价或者两部制电价而言是一个进步。《意见》将抽蓄电站的价值分解为提供调峰服务的价值和提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值；明确了以竞争性方式形成抽水蓄能电量电价，将容量电价纳入输配电价进行回收的原则。《意见》的出台有望缓解抽蓄成本疏导的困难，加快抽蓄的建设和发展，提高电力系统的调峰调频能力及灵活性，促进可再生能源的大规模开发利用和支撑“双碳”目标的实现。抽水蓄能电站可理解为电力系统中的“巨型储能电池”，虽然纯粹从能量平衡的角度，抽蓄抽4发3的运行方式会带来能量损失，但从整个电力系统的角度，抽蓄通过削峰填谷，可以改善他机组的运行条件并提高运行效率，尤其是在可再生能源大规模接入的背景下，抽蓄带来的系统效益或价值尤显重要，但其定价原理和机制问题仍有待理顺。因此，从电价问题（或电能价值分析）的角度出发，抽蓄是一个比较典型的代表，对其进行深入研究，也可以为其他类型电源、负荷和储能的合理定价提供参考。抽蓄发展面临的困境及价格形成机制改革根据电力规划设计总院编写的《中国电力发展报告2019》提供的造价指标数据显示，抽水蓄能单位造价为5969元/千瓦（常规水电为14561元/千瓦），在除光伏发电外的各类非化石能源发电工程中单位造价最低；且对于保障电网安全、促进新能源消纳方面具有十分重要的意义。我国为发挥抽水蓄能的调节功能，多年以来持续推进完善相关价格机制，基本形成了抽蓄建设、管理以电网企业为主体，容量成本回收不通过输配电价途径，价格形式有单一制也有两部制的机制现状。随着我国电力市场化改革、输配电价改革纵深推进，抽水蓄能的发展面临更加突出的矛盾：一是随着发用电计划全面放开，政府目录销售电价的执行范围将缩小至居民、农业等保底用户，该部分用户用电量小、电价承受能力弱，销售电价难以完全承担抽水蓄能电站成本回收；二是输配电准许成本中不包含抽蓄容量电费，相关成本无法通过输配电价向市场化用户传导；三是我国电力市场建设尚未成熟，市场机制、交易品种仍在不断完善，无法支撑抽水蓄能电价回收。由于抽蓄成本疏导的困难，2019年底，国家电网有限公司曾经下发《关于进一步严格控制电网投资的通知》，提出“不再安排抽水蓄能新开工项目”。本次发布实施的《意见》，建立了“独立”的抽蓄价格机制，使其不再作为电网“购销价差”的一部分，为各类储能成为独立的电力市场参与方创造条件，并吸引其他投资主体投资储能电站。同时，《意见》也考虑了抽蓄的成本费用不得计入输配电定价成本的相关规定，明确了容量电价由电网企业通过输配电价回收的思路，但不是输配电价的组成部分。从《意见》所附的容量电价核定办法看，与输配电价不同的是，前者是经营期法，考虑经营期内现金流的时间价值和内部收益率；后者是服务成本法，考虑监管周期内的准许成本与合理收益。此外，《意见》也为抽蓄进入市场交易指出了方向。抽蓄电价形成机制的相关理论探讨价格机制是市场机制的核心，市场决定价格是市场在资源配置中起决定性作用的关键。电价问题可分为“价值问题”（即电能价值分析）和“价格问题”（即电价形成机制）两个方面。电价形成机制设计应建立在电能价值规律的基础之上。“价值问题”具有理想性（即回答“最理想的价格应该是什么”），而“价格问题”具有现实性（各利益主体将基于价格进行真金白银的结算）。价格是价值的表现，并且不能偏离价值太远。在计划经济模式下，最理想的电价水平应等于电能的真实价值；在市场经济模式下，市场电价应围绕电能真实价值上下波动。合理的电价形成机制和电价体系的建立需要科学理论的指导，也需要可以具体操作、便于计算的方法和手段。从计划经济模式下的会计学方法定价到市场经济模式下的经济学方法定价，电力价格的形成机理将发生颠覆性变化，但两者也可结合起来使用。在计划经济体制下，主要是依据会计成本核算来制定电价，着眼于帐面上的平衡。市场环境下的经济学方法不着眼于账面收支平衡，而是注重于电力资源的优化利用，其实质是微观经济学的边际成本理论在电价问题中的应用和发展。除特殊情况外，由于电力负荷无法由单个电源来供电，因此电能的价值必须放在整个电力系统中考虑，而且不同类型电源在电力系统中的价值存在一定的相互依存性和替代性是客观存在的，也是可以测量的，这也是“电能价值当量”一词的来由。电能商品的定价应以对电能价值规律的深入分析为基础，并建立基于电力系统优化规划、优化运行原理的电能成本分析数学模型，它是一个大规模复杂系统优化问题。对于抽蓄来说，在低谷时段用低成本电抽水，在高峰时段顶替高成本电发电，虽然在循环中会损失约25%的电能，但在经济上仍然是合理的——其能够提高全系统的经济效益；同时，其经济效益（价值增值）也可以量化，用每天的发电电费收入减去其每天的抽水电费支出正是该抽蓄一天中创造的价值。但这有赖科学合理的抽水与发电循环的分时电价机制。如前所述，抽蓄的规划、运行以及成本、效益不能脱离整个电力系统来衡量。因此，在进行抽蓄电能价值分析之前，需要建立一个含抽蓄的全系统优化模型，可采用基于年或多年目标的电源规划模型进行，模型具有以下特点：首先，该优化模型比一般电源规划模型更加复杂，要包含比较详细的日运行优化模型。由于抽水蓄能电站的运行和当日的负荷水平、电源结构等因素密切相关，因此要求按日进行运行优化，也就是说全年优化过程应在8760小时上展开。其次，容量边际成本的计算模型与基于年或多年目标电源规划模型是类似的。优化结果中最后投建机组的容量成本正是系统的边际容量成本。对于边际电量成本的计算在理论上应采用全年时序负荷的摄动方法，计算量非常大，可釆用近似计算方法。最后，容量、电量的总成本和总效益应分配到每台机组和每一小时，需要分别建立它们的分摊准则（如风险原则），并将它们在负荷曲线上沿负荷轴和时间轴作二维展开。通过以上计算将得到一年（或多年）8760小时的抽蓄分时电价，可为抽蓄定价和电力市场交易机制设计提供参考。这是理论上比较严谨的计算过程，也是电能价值分析的一般过程，在实际应用中可以酌情简化。新型储能价格形成机制的国际经验及相关探讨储能是支撑新型电力系统的重要技术和基础装备，对推动能源绿色转型、应对极端事件、保障能源安全、促进能源高质量发展、实现“双碳”目标具有重要意义。根据实际情况，储能可以参与中长期、现货或辅助服务交易。特别是储能凭借其快速精确的响应能力和灵活的布置方式，已经在以调频为代表的辅助服务领域（特别是配合火电机组联合调频等方面）实现了商业化的突破。但从另一方面看，与储能相关的电价和市场机制还不够完善，目前储能进入辅助服务市场后，还存在盈利难以保证等问题。借鉴美国的经验，调频辅助服务市场是美国储能在电网中应用最广泛的市场。2007年以来，为推广储能应用、提升电网可靠性和运行效率、减少新建电厂投资以及促进新能源发展，美国联邦能源管理委员会（FERC）陆续颁布法令推动新能源参与市场。其中，890号法令（2007年）和719号法令（2008年）要求各区域电力系统运营机构（ISOs/RTOs）修订市场规则，允许储能进入电能批发市场；755号（2011年）、784号（2013年）和792号法令（2013年）强调各区域市场应允许储能参与调频服务和其他辅助服务市场并获得合理收益。美国联邦能源管理委员会在2011年12月发布了755号法令，明确要求各个电力市场出台基于效果的付费补偿方案，对调频资源的实际贡献进行补偿。法令要求调频辅助服务市场对调频资源必须包含两部分补偿：一方面是对应现有的容量补偿，包含边际电源的机会成本；另一方面是效果补偿，反映调频资源提供调频辅助服务的质量（如跟随控制信号的准确度）以及实际贡献数量。这使得储能系统参与电网AGC调频服务获得合理回报的问题得以解决。2018年2月，美国联邦能源管理委员会发布841号法令，再次要求各电力市场研究制定储能公平参与电力市场的相关规则，允许100kW以上的小型储能资源独立参与各类电力市场（电能市场、辅助服务和容量市场）。841号法令提出13个储能资源的物理运行特性，包括与充电状态、充电时间、充电/放电限制、运行时间、充电/放电爬坡率等相关的特性，要求在市场规则设计时充分考虑储能运行特性。尽管841号法令要求各电力市场允许储能参与电能批发市场、辅助服务市场以及容量市场，但目前大部分市场中储能尚未正式参与电能批发市场，调频辅助服务市场仍是美国储能在电网中应用的最大市场。为推动新型储能（除抽水蓄能外的新型电储能技术）快速发展，国家发展改革委、国家能源局近期发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》（下简称“《指导意见》”）。《指导意见》要求不仅明确了新型储能独立市场主体地位；同时还明确要求加快储能参与电力市场进程、探讨储能电价形成机制，并对储能的多种应用形式给予机制上的鼓励。尽管《指导意见》和抽蓄价格形成机制改革方案逻辑基本一致，但也有一些区别。例如，新型储能可参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场，而抽蓄在现阶段仅参与现货市场。与抽蓄类似，《指导意见》提出电网替代性储能设施成本收益将纳入输配电价回收，但对于“电网替代性储能设施”的界定还没有加以明确。事实上，新型储能的工作原理与抽蓄相似，其规划、运行以及成本、效益也不能脱离整个电力系统来衡量，因此，前述介绍的价值分析的基本思路依然是有效的。但考虑到新型储能响应速度更快，技术特性更复杂，价值也更加多样化，对其价值评估及合理定价，要比抽蓄更加困难，需要在广泛借鉴国外先进经验的基础上结合我国国情开展深入研究。（本文仅代表作者个人立场）版权声明本文作者：陈皓勇就职于华南理工大学电力经济与电力市场研究所。本文版权独家所有，如需转载、翻译，请与后台联系。编辑

随着经济提速和气温升高，广东省用电需求增长迅猛；加之枯水季节导致“西电东送”供应减少，广东从5月10日起开始在17个地级市执行“有序用电”。无独有偶，在江苏、浙江和山东,尽管目前供需状况平稳，但预计今年迎峰度夏期间，很有可能也将面临电力供应短缺的风险。据估计，江苏高峰时段将有425-925万千瓦供电缺口，而浙江和山东则各有200万千瓦的短时间供电缺口。解决供需紧张的问题无非增加供给或减少需求。长期来看，解决供需紧张需要有效的规划和准确的市场信号，让供方（包括电厂和电网）和用户在价格指引下有效地调整投资和合理地安排用电。短时间内，既可以通过增加外购电和“有序用电”等计划手段人为地平衡供需，也可以通过市场友好的方式鼓励供给和削减需求。此前，略显粗放的“有序用电”广受诟病，进而市场化的需求响应项目和需求管理得到了极大的重视，也在许多省份得到了广泛应用。在供需紧张超出预期的广东，无法像成熟市场一样做到需求响应和现货市场联合优化。但现货市场的低价所反应的较为宽松的供需关系，似乎与需要高价的负荷削减所反应的稀缺关系并不一致。如果需求响应是对现货市场失灵的补救，那么，首先要解决的问题应该是纠正现货市场的价格失灵，从根源上解决问题。需求响应的存在既合理也符合成本效益需求响应通常是指电力用户在电价或奖励措施的影响下改变往常消费习惯的一种行为。所以，它既可以是响应电价的行为，也可以是对非电价的财务激励的反应——既可以是增加用电，也可以是削减负荷。

碳中和·碳达峰碳/减/排二氧化碳排放是全球气候变暖的罪魁祸首，世界各国均已在碳中和的目标路径下蓄势待发、各展所长。当下，气候变化议题和气候治理合作，已成为纷繁复杂的政治局势中，为数不多得到世界各国认可的共同利益。我国作为应对全球气候变化的重要参与者、贡献者和引领者，正在通过加强与世界各国的紧密联系与合作，谋求更多和平发展的机会，加快构建新发展格局。但相对于欧美国家而言，我国仍是碳中和领域的新晋选手。一些直观的数字和要素流程，可以让我们更为迅速了解碳减排领域的全貌，为此，小编汇总了碳汇、CCUS、CDM、碳排放权交易，以及全球、欧美等国碳排放历史数据，以此让我们更好地理解碳减排的具体行动。版权声明图片编辑：王湛森数据来源：生态环境部、天津碳排放交易所、IEA、NOAA、日本エネルギー経済研究所、西部碳中和新能源联盟、老汪聊碳中和。本文版权独家所有，如需转载、翻译，请与后台联系。能研慧道专注观察

在“双碳”目标下，未来十年是新型电力系统构建，以及更大规模新能源消纳至关重要的“窗口期”。在这十年中，新能源的发展速度和规模已经不再是单一维度的考量指标——对于经济仍处于中高速发展阶段的我国而言，如何以社会总成本最小的原则实现全社会的低碳转型，更需要政策制定者着眼长远，以未来的能源利用场景为基础，做好顶层设计、理顺发展机制，以此实现碳中和愿景目标。以光伏和风电为代表的新能源，更像是一层散落在地面上的能量膜，其特点是能量密度较低，且呈现离散式分布。所以离散式的管理，或者建立一个能够适应离散式发电和用电模式的新型电力系统，才能更好地适应和承接新能源的发电特性。因此不难判定，要构建以新能源为主体的新型电力系统，无论是其物理架构、运行逻辑，还是与之配套的体制机制都要发生颠覆性的变化，

碳市场与电力市场耦合机制与应对策略分析调节备用电源或将成为能源清洁化的最大成本？“大容量小电量”的成本疏导机制如何设计？国家发文落实清洁能源优先上网，可再生能源与天然气协同发展迎来机遇期？

碳达峰·碳中和火/电/机/组高质量发展路径当前，我国碳达峰、碳中和的目标已经锁定，发电侧更加强调清洁低碳的发展方式。为契合国家碳中和战略，火电机组的发展将以清洁低碳、灵活智慧、安全高效为导向，朝着大容量、高参数、低排放的方向发展。截至2020年底，我国发电装机容量22.0亿千瓦，其中火电装机容量达12.5亿千瓦，其中煤电发电量4.63亿千瓦时，仍占社会发电量比重的60.8%。我国电力产业的发展特性和发展趋势决定了最清洁、最便宜、最可调的电力产品是最具有核心竞争力的产品。火电是当前较为清洁、经济的电力产品，具有良好的调节性能，在储能、分布式能源以及新能源大规模接入、稳定运行等关键技术取得突破之前,火电在保持国家能源平衡和电力安全保障等方面的作用不可替代,须保持适度的规模和比例，在今后一段时间内仍将作为基荷电源的形式存在。在此基础上，我国将进一步推进火电数字化智能化建设，提升火电机组智能化水平。同时大力提升火电机组的灵活性运行能力，在燃料灵活性方面，实现多种燃料耦合；在运行灵活性方面，实现深度调峰和快速启停、快速变负荷运行等；在供能灵活性方面，实现冷、热、电、气、水等多种能源供应；在污染物排放控制方面，继续加大污染物减排的资金投入，扩大机组超低排放改造的比例。01存量火电的转型升级路径存量机组转型升级应坚持“提升两端、优化中间、淘汰落后”的原则，提升两端就是加大“入口”燃料耦合和“出口”多联供新技术应用；优化中间就是数字化智能化建设、技术改造提升设备可靠性、经济性；淘汰落后就是推动寿命到期及能耗指标落后的机组实施等容量替代。实施多燃料耦合,推动“入口”转型发展燃煤耦合生物质、垃圾和污泥发电技术国际上已较为成熟，需总结经验加以推广。当前,我国包括秸秆在内的农林剩余物资源丰富,约4.6亿吨可供能源化利用,折合2.3亿吨标煤,但受收储运等因素影响,目前每年能源化利用实为4000万吨左右,利用率不足10%；污泥(含水率约80%)日产量超过3200万吨,且每年还以5-10%的速度增长,但配套的污泥日处理能力仅约1100万吨；城市和县城生活垃圾清运量约2.7亿吨,每年还以2.5%的速度增长,没有得到无害化处理的有近1500万吨,且现有无害化处理能力基本达到饱和。妥善处理农林废弃物、垃圾和污泥不仅是一项市政工程,更是一项民生工程和政治工程，应鼓励积极开发耦合发电项目,一方面可提升燃煤机组经济性；另一方面可摊薄燃煤机组度电碳排放指标。立足供给侧改革,实施“出口”转型发展一是加快供热主业化进程。中央推进北方地区冬季清洁取暖和京津冀及周边地区“2+26”城市“煤改气”、“煤改电”的政策,为煤电机组开展供热改造,进一步拓展集中供热市场,积极发展热、冷、水等一体化供能模式提供了契机。不断完善供热体系架构,创新用户服务模式,以市场化价格为纽带,实现生产和消费的互动。二是开展灵活性改造,进军辅助服务市场。国家发展改革委国家能源局印发的《关于提升电力系统调节能力的指导意见》明确要求,“十三五”期间要力争完成2.2亿千瓦火电机组灵活性改造(含燃料灵活性改造)提升电力系统调节能力4600万千瓦。优先提升30万千瓦级煤电机组的深度调峰能力；改造后的纯凝机组最小技术出力达到30%-40%额定容量,热电联产机组最小技术出力达到40%-50%定容量；部分电厂达到国际先进水平,机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到20%-30%。坚持科技引领,夯实“中间环节”转型发展全力打造智慧火电,实现产业升级。智慧火电建设可分三个阶段实施:一是建设“数字化电厂”,实现数字化和信息技术的有机结合；二是优选一部分先进煤电机组建设“智能电厂”做好运行、检修精细化管理,优化检修策略,合理压降可控费用,实现生产成本标准化；三是在“智能电厂”基础上,建设“智慧电厂”,自动适应市场环境变化,实现智慧生产、智慧管理和智慧经营,实现火电企业减员增效,提升火电核心竞争力和市场竞争力。积极实施技术改造,提升技术水平。以“一机一策、整体优化、系统集成”的原则，围绕火电机组主辅机设备、系统、余热利用等方面开展研究工作，以汽轮机通流改造、升参数改造、低压缸切除改造、供热管网改造、烟水复合回热、冷端优化、废水零排放、零补水等为代表的技术，制定系统化、菜单式的综合节能提效方案。淘汰落后产能，优化产业结构根据国家碳中和目标及发布的一系列火电产业政策，火电产业供给侧结构性改革向纵深推进，控制新增煤电装机容量，淘汰落后产能，调整火电产业结构，提升火电产业核心竞争力，是火电产业转型升级的必然选择。对寿命到期及能耗指标处于落后淘汰的机组，有力有序进行淘汰，促进结构优化调整，实现煤电清洁高效发展。同时紧密跟踪“等容量替代”及“北方清洁供热”等政策推进，制定转型升级或替代方案。02增量机组的拓维发展模式按照“两个一百年”及2035年基本实现社会主义现代化的发展目标,未来我国发电装机和用电量增长潜力依然较大。此外,随着我国农网改造、城镇配电网建设改造以及“电能替代的深入推进,还将进一步释放城镇及农村居民的用电需求。增量机组高质量发展就是进一步优化煤电机组结构和布局，在负荷中心及煤电外送基地建设大容量、高参数、低排放机组,优先选择百万千瓦机组；积极拓展热电联产机组；开发“煤电+”多能互补应用场景。在负荷中心及煤电外送基地建设大容量高参数机组加快推进燃煤清洁发电规划布局和结构调整。优先在在负荷中心及可实现煤电联营的跨地区特高压煤电外送基地，发展600兆瓦等级及以上大容量高参数机组，重点推进高参数630℃等级超超临界二次再热机组35MPa/615℃/630℃/630℃，发电效率50%的超超临界燃煤发电技术示范应用。同时，通过容量和煤量等（减）量替代，在锡林郭勒、鄂尔多斯、晋北、晋中、晋东、陕北、哈密、准东、宁东等9个千万千瓦级大型煤电基地建设特高压外送配套煤电项目，优化煤电装机结构，提升煤电机组的技术含量和质量水平，降低整体能耗指标。积极拓展热电联产机组开展热电联产机组的技术方案、设备选型、经济性、适用性方面的研究，优化热电联产机组的设计、运行和改造技术，为现役需要进行供热改造的电厂提供最优的改造方案。优先发展中心城市和工业园区配套的燃煤热电联产项目，积极在北方城市寻求集中供热改造项目，充分利用国家相关政策，优先发展背压热电联产机组，重点开发替代关停现有燃煤小锅炉的节能环保型热电联产项目。开发“煤电+”多能互补应用场景利用电厂蒸汽、余热、水等资源，为周边工业企业及城市居民提供冷、热、电、气、水等多元化供能服务。根据用户侧情况的不同，深度挖掘燃煤电厂的余热资源，采用循环水直供厂外能源站热泵、电厂内配置余热回收机组（热泵）、厂外大温差机组+低温回水直接回收乏汽余热等方式，提高电厂的供热能力，降低电厂能耗指标，提高电厂经济性。结合地区的资源禀赋和用能特点，因地制宜地开发基于电厂蒸汽的冷、热、蒸汽、生活热水和压缩空气的一体化供能服务，利用溴化锂机组、汽水换热器、空压机等设备实现能源品质的转换，同时满足民用和工业用户的用能需求，拓宽电厂的供能范围。03火电产业高质量发展建议科学调整优化煤电产业布局。统筹兼顾用电负荷、环境容量“两个因素”，加快推进燃煤清洁发电规划布局结构调整。规划布局建设大型燃煤发电机组，通过容量和煤量等（减）量替代，建设大型清洁高效煤电机组，重点在新疆、内蒙等地区建设大型煤电基地。加快淘汰煤电行业落后产能。加快淘汰煤电行业落后产能。依法依规关停不符合强制性标准的机组。对于不符合环保、能耗、安全等法律法规、技术标准和产业政策的煤电机组，明确淘汰时限。优先支持位于城区的燃煤热电机组整合关停或实施清洁能源改造。推进煤电技术创新和应用。加快推进煤电技术创新，综合应用好集成创新技术。应用推广一批相对成熟、有市场需求的新技术。试验示范一批有一定积累，但尚未实现规模化生产的适用技术，进一步验证技术路线和经济性。集中攻关一批前景广阔但核心技术受限的关键技术，重点推进630～650℃等级超超临界燃煤发电机组关键设备、700℃超超临界燃煤发电机组技术装备等技术攻关。版权声明本文作者

对于降低火电企业碳减排成本、发现碳价和稳定碳价起着重要的作用，可以在新能源去补贴后为符合条件的项目增加一定减排收益。因此，为保证全国碳市场稳定运行同时推动新能源发展，建议尽快修订出台CCER

在30·60双碳目标下，新能源消纳必然需要大量的调节性机组作为备用电源，换另一句话讲，“提供电量的可再生能源+提供备用的火电机组”就是新型电力系统的电源侧特点。由此产生的消纳成本需要按照“谁受益，谁承担”的原则，由全社会共同承担。建立起全社会疏导机制，也是用能清洁化必不可失的环节。根据国际和国内经验，可以通过容量电价、中长期合同、现货市场收益和辅助服务收益满足备用机组运营发展的需要。为了实现30·60双碳目标，我国提出大力推进能源体系清洁低碳发展，构建以新能源为主体的新型电力系统。由于风光等新能源发电的随机性和波动性，其有效容量远低于铭牌容量，为了消纳高比例可再生能源，保证系统供热供电的安全稳定，现阶段需要配备足够的调节性机组作为备用电源，提供有效容量，弥补可再生能源的“先天不足”。从目前的技术经济条件看，传统火电机组无疑是备用电源的最佳选择。火电机组作为消纳新能源的备用机组，将面临“大容量、小电量”的备用模式，甚至可能出现大量的火电机组处于长期正常停机状态提供容量备用的情况（大容量、大部分时间0电量），长期正常停机状态提供备用一样会产生较大成本。从传统的政策环境看，以容量备用为主要功能的火电机组并不适用于现行的规划、运营和价格的管理机制，需要对其备用成本进行梳理，并建立相适应的市场机制以保证其回收备用成本，更好发挥其保障系统稳定及消纳可再生能源的作用。备用电源需要回收的经济成本备用不发电并不意味着不需要付出经济代价。古话讲“忘战必危”，备用电源本身就是为电网出现问题的时候发挥作用进行规划的，备用电源虽然正常状态不发电，但是为了维持火电机组良好的备用状态，做到“紧急用我、令到顶用、即用即动、久用可靠”的水平，需要花费的较大的备用成本，甚至未来可能成为高比例风光系统批发侧最大的成本之一。一是新建备用火电机组（含未完成折旧存量转为备用电源）需要回收固定投资费用。固定投资是新建火电机组的主要成本，目前各类火电机组的造价成本如下表。固定投资成本回收应考虑单位造价、财务贴现率、合理投资收益和计划投资回收期，这也是设计容量成本回收机制需要重点考虑的因素。二是需要回收持续不断的检修改造费用。除了备用电源运行期间产生的变动成本，投资过程产生的固定成本，备用火电机组还需要持续不断的进行检修改造，并非由于停备就不需要进行检修改造，部分检修项目的成本还会上升。一般电源的检修改造费用会被认为随电量生产产生，所以计入变动成本，占比不高。但是备用火电机组在“大容量、小电量”的运行模式下，检修改造费用与电量完全解耦，成为变动成本中最大的部分。检修改造对于长期停机的备用机组是非常必要的，甚至“检”和“修”的频次更高，这是因为金属设备停备期间的腐蚀氧化情况更严重，只有足够的检修保养才能保证备用火电电源在运行期间能够满足国家环保、安全的各项要求。特别是对于投产时间较长的老旧机组，随着国家关于环保、安全的标准越来越高，延期增寿的老旧机组必须要与时俱进，改造相关设备，保证其能够满足环保、安全要求。最常见的环保设备改造有脱硫塔改造、除尘器改造、脱硝催化剂更换等，最常见的涉及安全改造有锅炉受热面更换、汽轮机转子更换、汽轮机末级叶片更换、控制系统更换等。未来随着可再生能源的渗透率提高，还需要提高爬坡率和调频性能的各种改造。检修改造费用将成为备用机组的较大成本，单个项目具体成本以实际改造项目有关。三是需要回收备用火电机组的日常维护费用。日常维护费用是指备用机组在备用期间，维持其设备可用状态下所需的一切费用，除了财务费用和固定的税金，备用火电机组日常维护费用并不因为其电量生产少而显著降低，甚至可能会升高。首先，备用火电机组一样需要相当水平的运行人员和管理人员，这需要同样支付薪酬，并且薪酬构成不能与电量挂钩；其次，维持照明、部分辅机等必要设备运转，停备状态下拥有备用火电机组的企业成了大型工业用户，使用的电能需要购买而非通过自行生产，因而会产生较大的购电费用；再次，备用火电机组的燃料管理费用和损耗远高于一般电源，这是由于为了保证随时启动备用火电机组必须存储燃料，厂区库存方式会产生热值减少、流动资金占用、存储装置建设保养等费用，社会库存由于使用时间不确定，无法签订长协，现货价格很可能较高；最后，备用火电机组在长期停备之前要多次吹管除湿，管道中要采用充满氮气等防腐措施，并且可能要一段时间补充氮气维持压力，长期停备是个技术活，处理不好，就会出现备用火电机组再启动后爆管、非停等事故。四是月度（日）备用的火电机组会产生较高的启停费用。启停费用是指火电机在安全启停过程中，由于其巨大的热惯性需要暖炉暖机所必须消耗的燃料、工质和厂用电的费用，还包括因正常启停造成的设备折损费用。作为月度备用、日备用电源的机组，伴随着利用小时数下降的同时，启停次数将大幅上升。机组启停调峰属于火电机组的重大操作，燃煤机组每次的启停成本达上百万元，这将使月度备用、日备用电源的备用成本大幅上升，也将使系统运行费用大幅上升。五是提供旋转备用的低负荷运营火电备用机组会产生额外成本。旋转备用成本是火电机组作为旋转备用电源时，因带部分负荷造成煤耗上升而增加的变动成本和不能正常带负荷而损失的机会成本。例如煤电机组的发电煤耗在75%负荷工况下将比额定负荷上升10g/kWh，这使得火电机组变动成本大幅上升。参与调频和旋转备用时，火电机组必须预留部分负荷，使其不能在电能量市场中进行全负荷竞争，由此而产生巨大的利益损失造成的机会成本。火电机组作为未来消纳新能源的备用电源，在“大容量、小电量”的新模式下，不可能在电能量市场中获得足够收益。而固定投资费用、检修改造费用、日常维护费用、启停费用低负荷旋转备用的额外费用将成为压在备用电源企业身上的五座大山。为了使各类备用电源能够长期保持可靠备用，保障电力系统的长期安全稳定，需要设计出不同的经济机制保证备用电源合理回收备用成本的经济机制。回收火电机组备用成本的经济机制为了碳中和目标的实现，电力行业必须考虑大量备用电源的备用成本，并在在电力市场建设中设计科学的市场机制保证其回收备用成本，使其可靠备用。火电机组在未来的电力市场中，要紧跟市场供需形势，加强市场研判，不断强化自身市场竞争能力，在优胜劣汰的市场中赢得先机。在实际管理中，要努力做好设备管理降低备用成本，通过综合利用容量电费、衔接中长期合同和现货市场、积极参与辅助服务市场来谋求合理收益，保证企业正常经营。一是通过容量电价回收固定成本。年度备用机组和季度备用机组在未来的电力系统中发电空间将让位于可再生能源，只在系统能源紧缺时才会应急启动，利用小时数将大幅降低，预计年度备用机组利用小时数将不足1000小时，季度备用机组利用小时数也要降至2000小时左右。在成熟的电力市场中，大多数国家都建立了容量成本回收机制，给予各类发电备用容量投资一个相对稳定的回收预期。从国际经验来看，容量成本回收机制主要分为容量市场机制、稀缺定价机制及容量补偿机制三类。国内现货试点地区中，山东和广东已经建立了表现为容量电价的容量补偿机制，其他省份的现货建设方案也在积极准备建立容量补偿机制。在容量补偿机制中，能源主管部门要科学选定备用容量，制定合理的补偿标准来核定容量电价，保证各类备用机组的固定收益，减轻企业经营压力。二是通过中长期容量备用合同回收日常维护费用。利用容量电价可以回收新建机组的固定投资成本和老旧机组延期增寿的检修改造费用，而备用机组的日常维护费用需要研究新的机制回收。较常用的机制就是在市场上签订容量备用中长期合同，由政府授权给电网企业作为对手方，按照政府指定的备用服务标准，签订中长期备用合同，备用服务价格以弥补日常维护费用为宜，保证备用火电企业正常运转。三是通过顶峰发电获取现货市场高效益电量来弥补频繁启停带来的检修和改造成本。月度备用和日备用机组作为日常启停调峰机组，在电力市场中要紧密跟踪现货市场价格，及时预判现货市场价格走势，通过获取高峰高电价而获得收益。这也要求月备用机组和日备用机组必须具备较强的启停能力和快速爬坡能力，及时捕捉现货市场的高电价。在现货市场中，还要建立启停成本补偿机制，对日备用机组和月度备用机组的启停成本予以补偿。四是通过辅助服务收益回收低负荷运行产生的额外成本。在可再生能源占比不断提升的环境下，为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，必须要建立与现货市场相衔接的辅助服务市场。大量火电机组作为消纳新能源的备用机组，需要积极参与辅助服务市场，争取更好的盈利模式。与电力现货市场相衔接的电力辅助服务市场交易品种包括调频（AGC）、备用、一次调频、快速爬坡、无功调节和黑启动等。各种备用电源，特别是旋转备用电源，要做好设备管理，提高参与辅助服务市场的能力。辅助服务市场应该建立与用户侧疏导机制，将系统运行成本及时传导用户侧，形成市场激励，提高市场运行效率。版权声明本文作者杨耀攀，就职于北京华能热电有限公司。本文版权独家所有，如需转载、翻译，请与后台联系。能研慧道专注观察

为实现碳达峰与碳中和目标，我国已经明确提出，将要构建以新能源为主体的新型电力系统。新型电力系统与此前提出的“构建适应高比例可再生能源发展的新型电力系统”相比，一方面更加强调了新能源的主体性，另一方面，也预示着电力系统在稳定特性、生产模式和系统形态等方面，都将发生根本性的变革。这不仅需要能源电力企业继续推进供给侧清洁低碳转型和能源数字化转型，同时也需要电力企业逐步实现能源生产型企业向能源服务型企业转型。现代能源的发展路径主要是集中与分散相结合、“源、网、荷、储、用”相衔接，传统能源与新型能源多能互补、跨界融合，促进多种能源互补互济和多系统协调优化，在保障能源安全基础上提升能效和促进新能源消纳，实现清洁、低碳、安全、高效发展。其中，以多元化能源供应为核心的综合智慧能源，能够有效提高能源利用效率，减少能源浪费和能源消耗，从而间接实现碳中和目标；其在落地实践过程中不断涌现的新发展思路和新模式，将成为推动能源转型升级、创新发展模式的重要力量。综合智慧能源在不同领域中的应用据统计，当前建筑、交通、工业领域能耗是主要的终端能耗部门，三者总能耗合计占比超过90%，因此综合智慧能源应侧重于以下三个领域发挥作用。建筑领域建筑能耗是全社会的主要能耗之一，《中国建筑节能年度发展研究报告2020》指出，2018年中国碳排放量约为100亿吨，其中建筑领域碳排放总量为21亿吨，约占碳排放总量的21%。建筑能耗主要来源于空调、采暖、照明和城镇建筑中热水消耗的能源，其中大部分地区建筑采暖和空调能耗超过了建筑总能耗的50%。我国北方地区冬季取暖以煤炭为主，在排放出大量温室气体的同时，还造成严重的空气污染；南方地区主要采用分体式空调制冷，随着生活品质的提高逐渐呈现供冷供暖双需求的现象。因此在我国宣布2060年实现碳中和目标的背景下，推动建筑领域实现节能减排、大力发展绿色建筑显得尤为重要。以风能、光伏、地热能、海洋能等可再生能源组成的综合智慧能源系统，并结合储能技术是实现节能减排的有效途径，有利于提高建筑可再生能源的利用率，降低能耗提升能效，实现冷、热、电等协同；同时通过移峰填谷，降低系统的运行费用，实现电网的平衡调度。根据文献统计，以上海地区三级医院为例，目前单位面积综合能耗为107.9kgce/（M²*a），而单位能耗定额为71kgce/（M²*a），尚有34%的节能空间，通过对医院空调系统、照明和电梯的节能改造，综合节能效果可达15%-20%。工业领域我国化石能源消耗主要来源于煤炭、石油和天然气，其中煤炭的消耗量位于能源消耗的主导地位。化石燃料主要应用于工业领域，据统计工业能源消费占全国总终端能耗的65%，是最主要的能源消费和二氧化碳排放部门。目前国内基础设施建设速度放缓，相关工业产品的需求量逐渐降低，随着我国制造业转型与进一步升级，可以预见工业排放量将呈现逐步下降趋势。但是，我国工业领域在国际产业价值链中仍处于中低端，存在产品能耗物耗高、增加值率低的问题，经济结构调整和产业升级任务仍然艰巨。为应对工业领域绿色低碳和可持续发展的长期需求，应在生产制造环节加快对化石能源直接利用的替代，改变生产结构和工艺流程，提高用能效率。《中国长期低碳发展战略与转型路径研究》指出，未来工业领域的主导能源主要依靠电力。预计到2050

3月30日，国新办举行中国可再生能源发展有关情况发布会。国家能源局局长章建华表示，当前，我国可再生能源开发利用规模稳居世界第一，技术装备水平大幅提升，为可再生能源发展注入澎湃动能。未来，我国将继续大力发展非化石能源，并大力推行绿色用能模式，通过制定和实施更加有力有效的政策措施，加快推动碳达峰和碳中和目标实现。当前，我国的碳排放总量仍居世界前列。一方面，与我国能源利用总量较高有关系，另一方面也与以化石能源为主的能源结构有关。2019年我国化石能源在一次能源中的消费占比约84.7%。研究表明，根据目前的模型和情景，要实现碳中和目标，2060年前后我国非化石能源比重在一次能源消费中的比重将需要达到80%以上，因此未来30-40年我国能源系统需要发生跃迁式的变革，这也将带来重大的产业调整、资产重估和经济空间转移。与此同时，能源行业的低碳转型将是全方位的，不仅需要改变能源结构，更要在促进经济社会向低碳转型方面发挥基础性和决定性作用。我国实现碳中和的技术基础与路径分析电力的低碳化是碳中和最基本的先决条件，预计大部分发达国家的电力行业在2050年国家实现碳中和目标的情境下，都要基本实现脱碳化（零排放）或者近零排放。比如欧盟“绿色新政”中2050年实现碳中和的情景下，预计电力行业80%

2011年发生的福岛核事故，不仅使日本的核电发展受到毁灭性的打击，同时也对全球的核电发展产生了重大影响。自日本福岛核事故发生后，国际上关于核电的发展讨论从未停止，日本和国际社会在核电政策，及其对待核电的态度上，或多或少地发生着深刻的变化。伴随着其他主要核电国家“叫停”“放缓”“重启”等起伏，日本也经历了从“减核”到“零核”，再到“启核”的不断反复。据统计，自2015年8月11日，日本重启九州电力公司川内核电站1号机组至今，日本已经恢复重启9台核电机组。2018年7月3日，日本政府公布的

根据国际能源署（IEA）于近期发布的《2020年可再生能源发展分析及2025年预测》（以下简称报告）显示，2020年全球可再生能源发电增长强劲，与新冠疫情冲击下的石油、天然气和煤炭等传统能源行业急剧下降的态势形成鲜明对比。IEA在报告中指出，在中国和美国的推动下，2020年全球新增可再生能源发电装机达到近200吉瓦的创纪录水平，约占全球总发电量增量的90％；这主要归因于风电、水电和光伏发电的增长。其中，由于可再生能源开发商受到激励措施即将到期的影响，促使美国和中国风电、光伏的新增装机量增长或将达30％。报告显示，在2020年前10个月，中国、印度和欧盟是推动全球可再生能源发电装机增长的主要市场，新增装机同比增长15%。这一数字表明了中长期阶段内市场对可再生能源发电的强劲需求；同时，可再生能源发电设备制造企业，及与项目开发相关的上市公司股票跑赢了大部分股指及全部能源行业上市企业股市表现。截至2020年10月，全球光伏企业股票较2019年9月上涨了一倍以上。“但政策制定者仍需采取措施支撑可再生能源发电的增长。”报告预测，关键市场的相关激励措施到期，以及由此带来的政策不确定性，将导致2022年可再生能源新增装机量的小幅下降；但如果全球各国能够及时解决上述不确定性，到2022年，全球光伏及风电的新增装机量预计可能会分别增长25％。此外，报告中就可再生能源未来五年的发展所作预测表明，成本下降和具有持续性的政策支持，将是继续推动可再生能源发电技术增长的主要动力。到2023年，风电和光伏的总装机量有望超过天然气发电，并在2024年超过燃煤发电。在成本快速下降的助推下，海上风电的年度新增装机将有望激增；2025年将占据风电市场新增总装机的五分之一。上述装机量的增长将驱使全球可再生能源发电量达到新的高度。“预计到2025年，可再生能源将成为全球最大的电源类型，结束50年来燃煤发电始终作为最主要电源的历史。”

长期以来，以风电、光伏发电为代表的可再生能源发电技术，以高速发展的态势成为我国重要的能源利用方式之一。然而，受到技术发展阶段、系统运行方式和市场机制构建的局限性影响，目前可再生能源发电的间歇性、波动性和不确定性，仍然是掣肘其更大规模发展的主要因素。在近期召开的中央财经委员会第九次会议上，“构建以新能源为主体的新型电力系统”的概念首次提出，新能源在实现“30·60”目标中的关键作用和主体地位也被加以确认。为了推动电力低碳化转型，尽快摆脱大规模可再生能源在供应稳定性上的制约，势必要引入具备快速响应特点的清洁调峰电源协同发展，以此寻找到有效促进可再生能源消纳的经济、长效手段。可再生能源发展面临的挑战“十三五”期间，风电、光伏发电因其环保性、经济性及可再生性受到重视，呈“规模化、批量化”态势快速发展，应用市场份额日益扩大。截至

按照电力低碳化发展目标，清洁能源装机与发电量的比重将不断提升，加速替代煤电。预计在2025年，煤电装机将达到峰值，发电量在2025年达峰后迅速下降；在2030年前，清洁能源发电量占比将超越煤电，成为主体能源，风电、光伏等新能源将得到快速发展。风电作为清洁能源的重要力量之一，必将在“30·60”目标中承担起更多责任，也将迎来更广阔的发展空间。但是随着我国新能源开发利用规模的不断壮大，有利于新能源发展的长效机制仍有待完善。一方面，《可再生能源法》及其全额保障性收购制度等支持可再生能源优先利用的法律法规和政策存在落实不到位的情况，影响了新能源的健康持续发展。低碳发展仅靠传统手段难以有效推进，必须明确市场主体在发展新能源过程中应承担的责任，并建立起与责任履行相配套的罚则、成本等传导机制。另一方面，虽然国家通过法律明确了新能源的优先发展地位，但行业政策间缺乏协同，煤电等传统能源行业在政策上无法与新能源发展实际需要有效衔接，随着新能源在新增电力结构中占据主导地位，煤电等传统能源运营效益下降，双方争夺发电空间的冲突愈加激烈。与此同时，传统的电力调度运行管理机制不能兼容新能源的波动特性及传统能源惯性发展思路，难以避免地导致弃风弃光及新能源企业利益受损。此外，有关土地、环保、海洋区域利用等政策也极大限制了新能源的发展。因此，未来必须做好政策间、产业间的协同。

对于发电企业来说，电力营销实质就是“卖电”，在保障安全生产的前提下，“卖出电、卖好电”是营销工作的目标。作为发电企业，长期以来都习惯于按照电网调度指令生产、定期抄表，然后按照上网电价与电网公司结算电费。随着电力市场化改革的不断深入，改变过去长期形成的传统习惯，走出“围墙”、走向用户，谈售电、谈交易、谈服务，确实需要发电企业在认识上、行为上有所转变。电力营销与市场化改革同生共进电力营销一直伴随着我国电力体制改革不断变化，特别是2002年“厂网分离”以来，发电企业作为独立的市场主体，一方面要不断适应电力市场化改革后的政策调整，比如电价政策、产业政策变化，政府发电量计划的争取以及各类交易试点启动；另一方面，面对同业竞争，每家发电企业只有做好竞价策略，才能保证电量卖得出、卖得好。2015年，伴随着中发9号文及其配套文件的印发，特别是在竞争环节电价和发用电计划的有序放开，使发电企业营销环境再一次出现重大转变。中长期交易逐步替代政府分配的发电量计划按照9号文要求，政府发电量计划放开步伐逐步加大；同时，全国各地电力中长期交易品种繁多且复杂，年度、月度交易，临时交易（余缺互济、新能源消纳等）、发电权交易、合同转让交易，以及辅助服务等，使发电与售电间、发电企业间的竞争，相比以往政府计划电量分配时代下的同类竞争要激烈得多。电力现货试点推动交易方式的改变电力现货市场的本质是通过安全约束下的经济调度代替计划调度下的日计划制定和实时平衡。电力现货交易以5-15分钟为一个时段，以一天为一个周期进行，交易的频度高，交易结果直接关系到电厂甚至发电机组的生产运行，给发电企业带来的挑战是全面且艰巨的。首先，电厂接收到的调度指令由“电网调度”演变为“市场调度”，电力调度机构将按现货市场报价结果运行电力系统、安排发电计划。因此新能源企业功率预测的准确性将成为影响企业收益的重要因素，一旦功率预测达不到系统运行要求时，发电企业将承担高额的现货价格。其次，现货市场交易频次远高于目前的中长期市场，再加上节点电价、爬坡速率、开机成本等影响因素，机组的发电小时数将出现较大的差异。再次，机组的辅助服务费用分摊及收益将在市场中得到体现。从各地开展的辅助服务市场运行效果来看，一方面充分调动了火电企业参与调峰的积极性和主动性，提升了火电机组的调峰能力，降低了新能源弃电率；另一方面新能源、核电等不具有灵活性的发电类型运行成本也在不断增加。以省间优化配置资源为特点的省间交易兴起目前，我国七大区域电网已建成23回直流和1回特高压交流，跨区输电能力约1.14亿千瓦，跨省输电能力约1.39亿千瓦。随着跨省跨区输电能力的提高，依托输电通道进行的省间交易电量比例越来越高，尤其在国家提出“要依托输电通道更好地为消纳西部的清洁能源服务”以来，以省为市场重心的市场化改革形势逐步转向省内与省间并重。未来营销工作将要扩展到省外，实现省间与省内共同发力。此外，我国的电力市场化改革处于起步阶段，政策和规则体系都处在不断变化调整中；各项试点经验和教训都是相伴相生。只要国家电力改革不停滞，电力政策和交易规则调整也将成为常态。传统的电力生产运行模式也将不断改变。总体来看，未来电力营销工作将面对省内、省间两个市场，面对现货和计划调度两种体制，营销部门实质上承接了大部分过去由国家、地方两级政府电力运行部门所做省内发电计划分配与省间发电计划优化职能，以及电力调度机构部分组织运营职能，工作难度和挑战日益增大。同业发电企业营销工作的对标调整为适应电力市场化改革需要，行业内各大发电企业均在着手调整营销策略。华能集团持续加快市场营销创新能力建设，营销战略进一步由服务电网公司单一客户向服务全社会客户转变，要求各直属单位设立市场营销部、运营中心；集团与以及各省公司之间，基本理顺营销部、运营中心和能源销售公司的关系；进一步发挥区域营销主体作用，整合营销资源；明确华能能源研究院为华能集团市场营销部门提供研究支撑。华电集团按照“抓总、做实、强基”的三级管控模式，建设集团本部和区域一体化营销体系，统一电能优化；加强各级市场营销机构和人员配备，总部设立市场营销部，要求各直属单位设立市场营销部、售电公司和报价中心，并正在筹备成立综合能源服务公司；华电电科院、国电南自、华电科工为集团内部市场营销研究支撑单位。大唐集团强调加强营销体系与管控能力建设，制定“集团化管控、专业化运营”营销理念。在总部设立销售事业部（市场营销中心），在直属单位设立销售事业部，负责公司系统电量、电价、电费全过程管理。在各省广泛布局售电业务。国家能源集团采取“集团和区域分（子）公司同步推进、共性和个性相结合，先试点后推广”模式进行建设。通过机构改革，集团总部成立售电公司，编制30人，负责人6名，内设综合部（包含党群）、财务部、计划部、市场部、开发部。将同一区域分属不同二级公司的发电企业整合成一个区域公司。华润电力2015年就开始整合煤电与新能源板块，按地区成立六大区域公司，同时成立全国性的售电公司。总部设立售电管理部，各区域售电公司根据市场业务开展情况，设立市场部、营销部、综合部等部门，定编10-40人不等。中广核针对自身新能源特点，集中力量系统研究了新能源参与市场的主要方式和基本策略，以及新能源企业营销管理体系、考核体系、市场风险管控体系以及营销核心能力建设等内容。总体来看，同行电力营销工作调整呈现三种趋势：一是逐步从“生产导向”转向到“市场营销导向”，由市场决定生产，市场决定利润。二是尝试建立大营销体系，成立领导协调小组，衔接生产、燃料、财务等部门；三是营销管理扁平化，成立总部营销部和区域营销部，结构更简短、管理更有效。

“十三五”期间，我国光伏行业深耕创新，不断取得发展突破。据国家可再生能源中心统计，2020年，全国新增光伏发电装机容量4880万千瓦，同比增长62.1%；截至2020年12月底，全国光伏发电累计装机容量达到25310万千瓦，同比增长23.9%。其中，2020年，全国光伏发电量2605亿千瓦时，同比增长16.2%；平均利用小时数1160小时，同比增加9小时。（2013~2020年我国光伏发电累计装机容量如图1所示）图1

”【能研慧道】有话说【能研慧道】由国家电力投资集团有限公司主管，战略研究院主办，致力于打造能源战略先锋媒体。在这里你能看尽能源天下事，也能捕获思想与观点碰撞的火花。”氢是重要的清洁能源之一，是未来保障国家能源安全的重要支撑。当下，我国氢产业发展仍处于起步阶段，氢源研究不够、自主创新能力不强、国产化率低、成本高等问题掣肘氢产业的发展。同时，由于发展定位和系统谋划等顶层设计不完备，氢产业已经出现了无序竞争、重复建设、赶热潮投资，争抢“万亿元盛宴”的苗头。虽然多地政府推出了产业扶持政策，但产业的补贴并不会长期持续。以更为宽广的视野全面挖掘氢能的价值与潜力，探索氢能的商业化路径，是在碳达峰与碳中和的时代背景下，氢产业发展亟待破题的关键。“绿氢”作为从源头上实现“零碳”的资源，是未来实现“碳中和”目标的重要抓手和有效途径。未来“绿氢”的需求量巨大，可再生能源电解制氢技术预计将成为氢产业重要的发展方向。利用能源电力企业清洁能源供应的巨大优势，将氢产业战略重心调整到“绿氢”原料生产和供应上来，与钢铁、化工行业头部企业构建共生、互生“绿氢”产业健康生态，将有望捅破可再生能源开发的“天花板”，既解决了可再生能源上网难的现实痛点，又可预防和应对未来新能源的发展困境。国内外氢能产业发展概况国外氢产业发展经验2017年末，国际氢能源委员会发布了全球首份氢能未来发展趋势调查报告，指出到2050年在全球范围内，氢能将承担全球18%的能源需求，而在欧洲氢能路线图2050年氢能愿景中，这一比例则达到了24%。目前，美国、德国、欧盟、日本、韩国等国家和地区积极探索氢能市场开发，其中日本具有氢能发展的领先优势。从世界各国的经验来看，氢能被视为稀有资源，在世界各国作为中长期战略技术储备审慎探索，只在无法通过其他技术实现碳中和的产业或生产过程中开展示范项目；而可再生能源开发量难以支撑庞大的“绿氢”生产需求、国际合作不明朗、氢能应用端缺乏市场竞争力、财政补贴压力过大都是严重制约氢产业发展的重要因素。从日本氢产业发展经验来看，推广和普及氢能市场，低成本制氢、供给链完善、规模化利用，将氢发展为全球贸易品，才是氢产业发展的出路。国内氢产业生产和消费概况我国具有丰富的氢能供给经验和产业基础，经过多年的工业积累，我国已成为世界上最大的制氢和消费国。制氢方面，近96%的氢来自化石能源，约4%来自水电解制氢和其它副产品氢，其中电解水制氢不足1%。用氢方面，约63%用于炼化产品生产过程中的加氢反应，是合成氨、合成甲醇、石油炼化等过程的化工原料；约18%作为工业气体，用于冶金、电子、精细化工等行业的还原气、保护气、反应气等；目前在燃料电池汽车领域利用的应用占比为0.1%。从氢气供需匹配情况看，上下游基本处于平衡状态，仅化工生产过程中约16%的氢气由于提纯成本较高，并未回收重新进入生产系统，而是当燃料气进入火炬燃烧。值得注意的是，当前我国仍以工业原料用“灰氢”生产和消费为主，“绿氢”产量极低，而商品氢几乎为零。图1

点击蓝字关注我们【能研慧道】有话说【能研慧道】由国家电力投资集团有限公司主管，战略研究院主办。聚焦能源电力领域变革趋势，记录能源领域的重大事件，专注电力企业高质量发展的模式与机制探索，输出具有战略性、全局性、前瞻性的研究成果与观点评论。【能研慧道】致力于打造能源战略的先锋媒体。在这里，你能看尽能源天下事，也能捕获思想与观点碰撞的火花。希望所有关心能源电力发展的奋斗者们，在这里找到更具价值的决策参考信息。正文分割线中共中央国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》近六年来，电力市场化改革深入推进，成效较好。但目前的电力市场仍处于初级阶段，电力交易在传导碳成本、消纳清洁能源、调整电源结构、改善电力用户的用电习惯等方面，效果尚未完全体现，电力行业整体的减排潜力也未被有效激发。

点击蓝字关注我们【能研慧道】有话说【能研慧道】由国家电力投资集团有限公司主管，战略研究院主办。聚焦能源电力领域变革趋势，记录能源领域的重大事件，专注能源电力企业高质量发展的模式与机制探索，输出具有战略性、全局性、前瞻性的研究成果与观点评论。【能研慧道】致力于打造能源战略的先锋媒体。在这里，你既能看尽能源天下事，也能捕获思想与观点碰撞的火花。希望所有关心能源电力发展的奋斗者们，在这里找到更具价值的决策参考。正文分割线当前，我国经济处于中高速发展阶段，经济发展对化石能源，尤其是对煤炭的依赖度较高。实现碳中和意味着全社会史无前例的转型，涉及多部门深度减排行动，全面的减排方案组合以及显著的投资升级，对我国经济发展、能源转型、技术革新等各个方面都将产生全方位深层次的影响。在此背景下，各大能源央企围绕“3060”目标，掀起了一场进击与革命的风潮，以期能抓住碳中和的市场机遇，在未来的发展空间中占领先机。因此，做好顶层设计，进一步完善政策体系，鼓励以全社会最小的成本完成碳中和的目标，才能从源头倒逼经济结构、能源结构、产业结构转型升级，实现社会资源最优化配置。按照全社会总成本最小的原则科学设计碳中和路径首先，单位GDP二氧化碳排放降低目标应作为约束性指标，纳入“十四五”规划纲要，并分解到地方加以落实，强化监督考核。其次，国家层面应尽快出台碳达峰行动计划，统筹指导各行各业“十四五”及更长时期生产经营活动。同时，加快推进全国碳排放权交易市场的建设和运行。多措并举，在满足降碳的要求下实现全社会成本最小化。