2022年：能源行业我们期待什么？
完善碳市场、强化“行政力+市场”，或许是2022年帮助中国能源产业顺利走过“转角”的关键。
（来源：微信公众号“能源杂志” 作者：武魏楠）
行至新的起点，2022年的能源系统仍将不断实现边际改善。
我们期待能源供需矛盾趋缓，能源市场化改革得到突破，传统能源与化石能源之间协同并进，新型电力系统多元化、多样化、智能化水准越来越高，双碳的步伐更审慎且坚定。
为零碳电力打基础
2021年能源行业在双碳实施路径上达成了共识。
中央经济工作会议给出明确的方略：“实现碳达峰碳中和不可能毕其功于一役。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。要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用， 增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合。要狠抓绿色低碳技术攻关。”
简而言之，在清洁能源堪当大任之前，“化石能源不是一下子就可以被淘汰的”。经过几十年的发展，传统的化石能源是能源体系的重要支撑。如果在不考虑低碳环保的情形下，我们完全可以实现廉价和稳定两个要素。
低碳环保打破了传统化石能源稳定的体系。中国提出构建以新能源为主体的新型电力系统，面临技术、经济、管理运行模式等多方面的挑战。
当前，新型电力系统的最大挑战是电网的安全稳定运行。在经济稳增长的基调下，作为社会经济运行的基础，电网不能再发生一次或者多次类似2021年的全国性缺电事故。
在电化学储能、抽水蓄能、电网调度以及核电等各类电源不会有较大技术革新和装机变化的情况下，随着新能源装机越来越多，所需配套的煤电装机可能会有一定的增长。在2030年碳达峰之前，暂时不会对“双碳”目标构成较大的压力。但是2030年之后，电力系统如果依然保持对煤电高度依赖，我们可能迎来另一个碳排放高峰。
当然，如果所有煤电由基荷电源向调峰电源转型，煤电装机的增加不会带来碳排放的增加。但这种条件在目前来看太过于理想。
其一，这要求所有煤电机组都经过灵活性改造；其二，电力市场化改革必须完善，让煤电机组可以在辅助服务市场和容量市场中获益且完成投资回报；其三，即便满足了上述两个条件，煤电机组的出力可能会增加。在近期欧洲电力市场中，碳价飙升至100欧元/吨，煤电机组依然大量开机，参与电能量市场。因为电价实在太高了，煤电依然有利可图。
“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。”中央经济工作会议定下了“去碳”的基调。这保证了未来数年能源的安全稳定，也意味着转型面对的困难更大了。
彻底破除煤电的不可替代作用，意味着传统“发—输—配—用”单向流动电力体系需要被彻底颠覆。“分布式”能源是解决传统问题的新路径。
但是分布式能源迟迟未能规模化发展。在技术上，分布式能源系统对配电网提出了更高的要求。我国已经建成世界上最为坚强的大电网，但配电网的投资、建设相对滞后。
这一情况即将迎来改变。2021年11月，南方电网公司印发《南方电网“十四五”电网发展规划》。在《规划》中，南方电网的总体规划投资额约6700亿元，其中配电网建设被列入了“十四五”工作重点，规划投资额3200亿元，几乎占到了总投资的一半。
在攻克技术难题后，分布式能源发展需要克服经济安全的障碍。对于分布式能源系统来说，最大的诉求就是在电力自发自用的基础上，能够实现多余电量出售、电力短缺时购买，以保障整个小型系统的安全，同时降低用电成本。
发改委1439号文（《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》）彻底放开工商业用户进入电力市场，分布式能源的大规模发展的障碍已经越来越小了。如果电力体制改革能够在2022年真正意义上实现提速（配电网改革+电力市场化改革），分布式能源甚至不需要专门的政策鼓励，可以像雨后春笋一般涌现。
市场改革+行政调控
2021年，“能耗”双控的政策执行备受争议。诚然在目前中国依然以化石能源为主的能源结构中，控制“能耗”就等于是控制了碳排放。但是这种一刀切的治理方式，对于清洁能源的生产、消费都产生了巨大的打击。中央经济工作会议也提出，“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”。
碳排放总量和强度的“双控”当然要比能耗“双控”要困难。首先要面临的是碳排放的监控、计量等问题。诸如，各个行业、企业、机构以什么途径产生了多少碳排放？这些环节我们几乎都没有成文的、权威的检测手段、评价标准。
建立起一套行之有效的体系不仅需要行政制度，还需要与之配套的技术手段。从执行上来说，中央经济工作会议中提出的“新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制”就是一种有效的过渡方法。而更值得期待的，则是碳交易的完善。
2021年是全国碳交易的元年，也有颇多的争议。仅发电行业参与交易、碳配额免费发放、造假丑闻、限制价格、交易额极低等问题不断暴露。目前，碳交易还不具备碳约束的能力和作用。
短期来看，把所有相关行业都纳入全国碳市场迫在眉睫。尽管碳排放总量和强度的“双控”还缺乏足够的细节，但以总量为基准、按行业分配碳排放配额进而分配至企业，在目前技术条件下可以实现的。
从欧洲各国经验来看，完善的碳市场需要“政府行政手段+市场调控”有效结合。在欧洲，随着碳配额发放方式的变化（从免费发放到有偿发放，配额逐渐收缩），碳价也在一路走高。在这样的市场环境下，欧洲企业对减碳技术的研发投入十分巨大。氢能在欧洲就被看作是非电力行业减碳的重要技术支持，欧洲氢能相关企业、政策支持、技术水平在世界范围内也是比较领先的。
对中国来说，2022年需要从碳市场的破局开始，以碳市场的建设撬动电力市场改革，推动绿电交易规模化，促进减碳固碳技术进步，形成碳排放总量、强度的考核新办法。
2022年的开篇，我国经济发展也面临着需求收缩、供给冲击、预期转弱三重压力。再加上全球疫情不确定性、外部环境更加的复杂，中国经济发展挑战极大。作为国民经济的基础，能源行业责任重大。我们既要不断推进市场化改革增加市场活力，也需要行政调控解决市场失灵难题，以帮助中国能源产业顺利走过“转角”。
（来源：微信公众号“能源杂志” 作者：武魏楠）
行至新的起点，2022年的能源系统仍将不断实现边际改善。
我们期待能源供需矛盾趋缓，能源市场化改革得到突破，传统能源与化石能源之间协同并进，新型电力系统多元化、多样化、智能化水准越来越高，双碳的步伐更审慎且坚定。
为零碳电力打基础
2021年能源行业在双碳实施路径上达成了共识。
中央经济工作会议给出明确的方略：“实现碳达峰碳中和不可能毕其功于一役。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。要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用， 增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合。要狠抓绿色低碳技术攻关。”
简而言之，在清洁能源堪当大任之前，“化石能源不是一下子就可以被淘汰的”。经过几十年的发展，传统的化石能源是能源体系的重要支撑。如果在不考虑低碳环保的情形下，我们完全可以实现廉价和稳定两个要素。
低碳环保打破了传统化石能源稳定的体系。中国提出构建以新能源为主体的新型电力系统，面临技术、经济、管理运行模式等多方面的挑战。
当前，新型电力系统的最大挑战是电网的安全稳定运行。在经济稳增长的基调下，作为社会经济运行的基础，电网不能再发生一次或者多次类似2021年的全国性缺电事故。
在电化学储能、抽水蓄能、电网调度以及核电等各类电源不会有较大技术革新和装机变化的情况下，随着新能源装机越来越多，所需配套的煤电装机可能会有一定的增长。在2030年碳达峰之前，暂时不会对“双碳”目标构成较大的压力。但是2030年之后，电力系统如果依然保持对煤电高度依赖，我们可能迎来另一个碳排放高峰。
当然，如果所有煤电由基荷电源向调峰电源转型，煤电装机的增加不会带来碳排放的增加。但这种条件在目前来看太过于理想。
其一，这要求所有煤电机组都经过灵活性改造；其二，电力市场化改革必须完善，让煤电机组可以在辅助服务市场和容量市场中获益且完成投资回报；其三，即便满足了上述两个条件，煤电机组的出力可能会增加。在近期欧洲电力市场中，碳价飙升至100欧元/吨，煤电机组依然大量开机，参与电能量市场。因为电价实在太高了，煤电依然有利可图。
“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。”中央经济工作会议定下了“去碳”的基调。这保证了未来数年能源的安全稳定，也意味着转型面对的困难更大了。
彻底破除煤电的不可替代作用，意味着传统“发—输—配—用”单向流动电力体系需要被彻底颠覆。“分布式”能源是解决传统问题的新路径。
但是分布式能源迟迟未能规模化发展。在技术上，分布式能源系统对配电网提出了更高的要求。我国已经建成世界上最为坚强的大电网，但配电网的投资、建设相对滞后。
这一情况即将迎来改变。2021年11月，南方电网公司印发《南方电网“十四五”电网发展规划》。在《规划》中，南方电网的总体规划投资额约6700亿元，其中配电网建设被列入了“十四五”工作重点，规划投资额3200亿元，几乎占到了总投资的一半。
在攻克技术难题后，分布式能源发展需要克服经济安全的障碍。对于分布式能源系统来说，最大的诉求就是在电力自发自用的基础上，能够实现多余电量出售、电力短缺时购买，以保障整个小型系统的安全，同时降低用电成本。
发改委1439号文（《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》）彻底放开工商业用户进入电力市场，分布式能源的大规模发展的障碍已经越来越小了。如果电力体制改革能够在2022年真正意义上实现提速（配电网改革+电力市场化改革），分布式能源甚至不需要专门的政策鼓励，可以像雨后春笋一般涌现。
市场改革+行政调控
2021年，“能耗”双控的政策执行备受争议。诚然在目前中国依然以化石能源为主的能源结构中，控制“能耗”就等于是控制了碳排放。但是这种一刀切的治理方式，对于清洁能源的生产、消费都产生了巨大的打击。中央经济工作会议也提出，“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”。
碳排放总量和强度的“双控”当然要比能耗“双控”要困难。首先要面临的是碳排放的监控、计量等问题。诸如，各个行业、企业、机构以什么途径产生了多少碳排放？这些环节我们几乎都没有成文的、权威的检测手段、评价标准。
建立起一套行之有效的体系不仅需要行政制度，还需要与之配套的技术手段。从执行上来说，中央经济工作会议中提出的“新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制”就是一种有效的过渡方法。而更值得期待的，则是碳交易的完善。
2021年是全国碳交易的元年，也有颇多的争议。仅发电行业参与交易、碳配额免费发放、造假丑闻、限制价格、交易额极低等问题不断暴露。目前，碳交易还不具备碳约束的能力和作用。
短期来看，把所有相关行业都纳入全国碳市场迫在眉睫。尽管碳排放总量和强度的“双控”还缺乏足够的细节，但以总量为基准、按行业分配碳排放配额进而分配至企业，在目前技术条件下可以实现的。
从欧洲各国经验来看，完善的碳市场需要“政府行政手段+市场调控”有效结合。在欧洲，随着碳配额发放方式的变化（从免费发放到有偿发放，配额逐渐收缩），碳价也在一路走高。在这样的市场环境下，欧洲企业对减碳技术的研发投入十分巨大。氢能在欧洲就被看作是非电力行业减碳的重要技术支持，欧洲氢能相关企业、政策支持、技术水平在世界范围内也是比较领先的。
对中国来说，2022年需要从碳市场的破局开始，以碳市场的建设撬动电力市场改革，推动绿电交易规模化，促进减碳固碳技术进步，形成碳排放总量、强度的考核新办法。
2022年的开篇，我国经济发展也面临着需求收缩、供给冲击、预期转弱三重压力。再加上全球疫情不确定性、外部环境更加的复杂，中国经济发展挑战极大。作为国民经济的基础，能源行业责任重大。我们既要不断推进市场化改革增加市场活力，也需要行政调控解决市场失灵难题，以帮助中国能源产业顺利走过“转角”。
