推动绿电、绿证和碳信用交易机制协同建设

文章来源:中国电力企业管理臧宁宁2022-05-16 11:36

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。 夲呅內傛莱源亍:ф啯碳*排*放^鲛*易-網 τā ńpāīfāńɡ.cōm
 

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