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碳中和发展研究-上海交通大学24
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“双碳”目标下,“电-碳”市场如何有效联动?
信息来源:电联新媒
发布时间:2023-10-11
浏览量:1350
在落实碳排放“双控”目标中,碳市场和电力市场作为市场机制将发挥重要作用,需要激励与约束相结合,充分发挥市场机制的作用,推动碳排放“双控”政策与碳市场机制协调一致。目前全国碳市场已上线交易,全国电力市场加速推进,两个市场联系密切、相互影响,且对电力行业发展具有深远影响,亟需深入研究两个市场的协调发展问题。
碳排放“双控”政策背景
国家“十四五”规划纲要提出“完善能源消费总量和强度双控制度,实施以碳排放强度控制为主、碳排放总量控制为辅的制度”。2021年,中央经济工作会议提出“传统能源的退出要以新能源安全可靠的替代为前提。要科学考核,新增可再生能源和原料用能不再纳入能源消费总量控制,实现能耗‘双控’向碳排放总量和强度‘双控’转变”。党的二十大报告提出“完善能源消耗总量和强度调控,重点控制化石能源消费,逐步转向碳排放总量和强度‘双控’制度”。中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》,会议指出“从能耗双控逐步转向碳排放‘双控’,要坚持先立后破,完善能耗‘双控’制度,优化完善调控方式,加强碳排放‘双控’基础能力建设,健全碳排放‘双控’各项配套制度,为建立和实施碳排放‘双控’制度积极创造条件。”在碳达峰、碳中和的大背景下,从能耗“双控”转向碳排放“双控”,将使得控碳举措更加精准,有利于实现经济发展与“双碳”目标的有机统一。电力作为国民经济的基础支撑产业,同时也是碳排放的重要来源,在实现碳排放“双控”目标过程中,相关政策对电力行业和电力市场也提出了要求。
一是加快构建新型电力系统。碳排放“双控”政策下,将促进终端电气化率提升,部分能源消费将实现绿电替代。新型电力系统有利于推进新能源安全高水平消纳,在保障能源供应安全的前提下,建立适应新能源比例不断增加的电力系统,发挥煤电对新能源发电的支撑调节和兜底保障作用,逐步提高新能源在终端能源消费中的比例。
二是加快扩大绿电交易。近日,国家发展改革委、财政部、国家能源局联合发布通知,提出“实现绿证对可再生能源电力的全覆盖”。碳排放“双控”方案中特别指出,地方和企业的可再生能源电力消费,不纳入能源消费总量控制考核,这就释放出更多的绿色增长动能。未来随着碳排放“双控”政策持续推进,叠加新能源成本持续降低、用户侧进入碳市场等因素,绿色电力交易需求的增长将成为长期趋势。
三是加快绿电精准计量核算。碳排放“双控”政策将促进碳排放控制与国际接轨。2019年,欧盟提出了《欧洲绿色新政》,倡导绿色能源消费,同时对出口欧洲的产品提出了生产、加工、销售全流程绿色电力认证的要求。我国众多外贸型企业需要得到“精确计量核算”的绿色电力认证,才能进入国际市场,抵消国际贸易“碳成本” 。
碳市场和电力市场的关系
电力市场和碳市场相对独立
电力市场和碳市场形成根源不同,市场运作相对独立。两者有各自的政策、管理和交易等体系,管理运作、交易流程等截然不同。电力市场属于需求驱动性市场,交易标的主要是电能量,实时运行要物理交割,开展年度、月度、日前、实时等周期的连续交易。碳市场属于政策驱动性市场,交易标的主要是碳配额及衍生品,具有金融属性,可不连续交易。
从运营管理来看,两者分属不同的交易品种,完全可以在两个独立交易系统或平台上开展交易。但需要注意的是,两者也可以在同一个交易系统或平台上开展交易,如伦敦洲际交易所、欧洲能源交易所,既开展碳配额交易,也可以开展电力期货交易。
有共同的市场主体
火电企业同时参与碳市场与电力市场,两个市场通过共同的市场主体相连。火电企业是两个市场的重要主体,在碳市场中占据主要份额,通过其发电行为和交易决策将两个市场关联起来。火电企业综合考虑两个市场的供需及价格走势、自身的碳排放水平和配额分配情况等,在两个市场中作出最优决策。
在碳排放总量控制下,火电企业需要提交与其实际发电的碳排放量相等的碳排放配额,不足部分可以从碳市场中购买。火电企业碳排放配额分配数量和方式,将影响其发电行为。按照基准线方法分配配额,高效、低排放机组将获得更多配额,可以选择多发电或出售配额,而低效、高排放机组获得的配额相对较少,可以选择购买配额,或者少发电并转让发电权。随着电改的深入,除公益性和调节性之外的发电计划逐步放开,发电企业可以根据自身情况和市场状况安排生产。
两个市场价格联动是核心
从理论和国际实践来看,电力市场化条件下,碳价能够向电价传导,同时电价也会反向影响碳价。一方面,碳价会叠加到火电企业在电力市场的报价中,影响交易价格。另一方面,电力市场供需情况和价格变化会影响火电发电量,电量增减影响碳配额购买需求,进而影响碳价水平。
欧美地区电力市场建设相对成熟,电力市场化环境下,电力企业可以将碳价计入发电成本中,部分或全部转移到终端消费者。根据有关学者研究,欧洲电力市场中,纳入欧盟温室气体排放贸易机制(EUETS)的发电企业可将60%~100%的碳排放成本转移到电价中。因此,实施碳交易政策,应允许电价上涨,避免对电力投资产生影响,以保障电力供应。
共同促进可再生能源发展
电力市场和碳市场在减排目标上具有一致性,从不同方面体现了环境价值属性,共同推动能源电力低碳转型。电力市场通过可再生能源配额制、绿证等政策机制体现可再生能源的环境价值属性,利用市场机制促进可再生能源消纳利用。碳市场将碳排放转化为控排企业内部经营成本,导致火电度电成本增加,进而提高可再生能源竞争优势。
随着全国碳市场的建立,在碳排放总量约束下,促使电力企业实施节能减排,开发和利用低碳和节能技术,推动风电、光伏发电等低碳能源的大力发展,同时将碳价计入火电企业成本,降低其市场竞争力,也为可再生能源提供发展空间。我国风电、太阳能等可再生能源资源丰富但大多远离负荷中心,通过加快建立能够提供实时平衡、辅助服务等灵活交易的全国统一电力市场,将促进清洁能源在更大范围内的配置消纳。构建全国统一电力市场,还可以充分利用地区负荷特性、电源结构差异,优化不同地区的发电决策,实现分季节、区域间余缺调剂、优势互补,通过大范围优化资源配置实现系统节能减排效益。
我国碳市场和电力市场的关系分析
从国际经验来看,电力市场与碳市场相对独立,主要通过共同的市场主体和价格相连。国外发达国家的电力市场与碳市场建设相对成熟,碳价可通过电价有效传导,两个市场衔接顺畅。与国外不同,我国火电仍占较大比例,且电力市场仍处在计划和市场并存阶段,因此我国电力市场和碳市场相互影响程度较高,联系非常紧密。原因如下:
两个市场价格传导机制不完善
我国电力市场处于计划向市场转型期,碳价和电价短时期内难以有效传导,两个市场建设需要统筹考虑相互影响和制约因素。美国、欧盟等发达国家的电力市场相对成熟,电厂生产所增加的碳成本可以通过市场进行传导,继而实现优化电源结构与盈利模式、改善电力用户的用电习惯、促进技术进步和完成碳排放目标的目的。我国电力市场和碳市场都在建设完善中,且电力市场在一段时期内仍存在计划与市场“双轨制”,碳价与电价传导机制还不完善。因此,两个市场在政策设计、推进进程、衔接机制等方面需要统筹考虑。
火电发挥重要的连接作用
目前我国火电发电量仍占60%以上,火电在碳市场和电力市场中的比重都很大,火电在一个市场中的运营情况会直接影响到另外一个市场。欧美等发达国家电力需求增长平缓,50%以上的煤电机组服役时间超过30年,在减碳要求下自然退役。而我国电力需求仍在增长,电力行业还要承接交通、建筑、工业等部门电气化带来的减排任务,需要煤电在保障电力可靠供应和提供系统灵活性等方面继续发挥作用。此外,我国煤电机组平均服役年限12年,大规模提前退役将带来巨大的搁浅成本。我国碳市场建设需要针对以上情况进行特殊考虑和专门设计。
碳市场扩容将促进电碳耦合
未来,钢铁等其他行业纳入碳市场后,我国在企业碳核算时会纳入使用电力所产生的间接碳排放,用电量和用电结构对碳排放量核算结果产生直接影响,因此“电-碳”市场耦合度更高。国外碳市场主要涵盖化石燃料燃烧等产生的直接排放,我国碳市场不仅涵盖化石燃料燃烧产生的直接排放,还涵盖使用电力、热力等产生的间接排放。其中,用电碳排放由用电量乘以对应电网平均排放因子得出。因此,控排主体的用电量和用电结构均会影响排放核算结果。
我国“电-碳”市场协同策略
“电-碳”市场互相影响、互为约束,需要在市场空间、价格机制、市场政策和绿色认证等方面加强协同,形成推动电力系统低碳转型的最大合力。
市场空间协同
随着碳达峰、碳中和的深入推进,全国碳市场配额总量空间将逐步收紧,而电力要支撑经济持续稳定增长、承接工业和交通等其他行业转移的减排责任,仍面临相当长的扩张期。因此,应当合理划定“电-碳”市场空间,同频共振、相互促进,避免相互掣肘、削弱。
一是碳配额分配空间及行业基准线设定“适度宽松”,给电力行业留足转型时间。兼顾煤电作为近中期主力电源和托底保供的支撑作用,充分考虑煤电减碳、降碳技术发展进程,配额分配不宜过紧,要实现平稳转型、安全降碳。
二是要充分满足应急保障电源排放需求,对应碳排放配额“宜免则免”。对于承担应急保障、关乎电力系统安全稳定的关键火电机组,应当给予充足的碳排放配额或不再纳入强制控排范围。
价格机制协同
可通过畅通“电-碳”市场价格传导链条,促进碳成本在全社会不同行业的分摊疏导,引导全社会节能降碳。
一是完善针对未放开上网电量、未参与市场用户的碳价传导机制,体现公平分担原则。近期,部分地区煤电因发用电计划匹配、应急保供等原因,一时还难以进入市场,需要单独设计碳成本传导机制。另外,碳成本通过市场竞价传导到市场化用户,对于未参与市场的用户,也需要设计相应的碳成本分摊机制。
二是丰富碳成本多元疏导渠道,避免在电力领域过度征收、推高终端电价。借鉴国际经验,通过配额有偿拍卖或碳税与碳市场搭配实施等方式,取得的专款用于用户补贴或资助减碳项目,以减缓碳成本对电力领域的压力。
三是创新“电-碳”市场主体的利益共享机制,统筹涉碳资金再平衡,形成良性循环和激励。新能源通过参与绿电交易、国家核证自愿减排量(CCER)交易获得额外收益,“反补”火电提供的辅助服务成本,而火电企业所获收入对冲碳成本增加。通过“电-碳”市场联动,既促进新能源消纳,又引导火电向灵活调节资源转变,形成良性循环。
市场政策协同
目前,电力市场和碳市场建设分别由不同的国家部委负责推进,在实际工作中需加强政策协调。
一是增强两个市场在目标任务、建设时序、引导市场主体行为改变等方面的一致性。两个市场要围绕“双碳”目标、能源转型“同一命题”系统谋划政策体系、一体化推进市场建设,在推动煤电结构优化、煤电功能转换及促进低碳投资等方面形成合力。
二是推动电力行业控碳、减碳政策关联耦合、彼此配套,尤其是可再生能源相关政策。各省火电碳配额总量与可再生能源配额制总量目标要相匹配,确保能够合理执行。绿证对可再生能源电力全覆盖后,要协调好可再生能源配额制、绿证交易和CCER交易之间的衔接关系,要避免重复激励和考核。
绿色认证协同
我国绿电交易试点已顺利起步,绿电的环境价值需要在碳市场被认可,以提高用户购买绿电的积极性。
一是探索绿证作为用户侧间接碳排放核算的凭证。控排企业购买了绿色电力,在其碳排放量核算中,以绿证为凭证,仅计算扣除绿色电量部分的用电碳排放,实现碳市场的协同增效作用。
二是探索CCER和绿证两个体系的信息联通。政策已经明确提出绿证对可再生能源电力全覆盖,CCER也将于年内重启,如何实现CCER和绿证两个市场的信息互通至关重要,例如绿证可为CCER项目发电量、减排量核证提供凭证。
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全国碳排放权交易市场上线后,电力行业率先被纳入碳市场。电力在能源消费端占比最大,电力大数据实时性、精准性和普遍覆盖的优势,在碳排放核算中具有不可替代的价值,为直观了解碳排放动态、落实减碳行动提供了科学数据参考。近期,电网企业积极开启“电碳”模型、“电碳指数”模型、电碳生态地图等诸多研究。 在业内人士看来,电力行业亟需建立客观、直观、精准的碳核算评价体系。无论哪种研究,均是电网企业围绕碳达峰、碳中和目标,推动绿色发展作出的重大实践,电网企业探索如何支撑“双碳”目标的实现具有重要意义。 动态掌控碳数据 记者梳理发现,今年以来,已有多家省级和市级电网企业依托数据资源涉足电碳监测领域。 国网福建厦门供电公司日前打通了“电-碳-能”数据链条,充分利用电力大数据“基础好、时效性强、覆盖面广”的独特优势,融合煤、油、气、热等其他能源消费数据,建立碳电强度分析模型,实现从电量看碳排放的全景、动态展示。“碳电强度分析模型支持观碳、算碳、融碳、降碳。目前,结合分析1836家规模以上工业企业情况,初步完成厦门市电碳生态地图绘制。”国网福建电力相关负责人向记者介绍。 国网浙江舟山供电公司近日创新研发国网系统首个“电碳指数”模型,集成各个行业企业生产经营的用电、用气、用煤、用油等能耗数据,转换成碳排放量,进行精准统计、分析和赋码,得出“电碳指数”数值。 电网排放因子,即指使用一度电引起的二氧化碳排放量,由国家通过碳排放核查确定,主要用于企业碳排放核算。以往,电力系统的排放因子主要采用国家发布的区域电网排放因子,目前仍沿用2012年国家公布的数据,但相对滞后,且更新周期长,不利于动态反映电能清洁化发展的趋势。 针对这一市场痛点,国网四川电科院部署动态排放因子测算模型,实现输电碳排放、外送减碳、清洁用电减碳等的动态测算等多项研究。“我们提出电网动态排放因子的测算方法,通过汇集不同类型电厂的生产数据、能源消耗数据,结合区内调入调出电力数据,实现排放因子的动态测算和本地化测算,以数字化、智能化发展思路支撑实现电网与用户在降碳等方面的友好互动。”国网四川电科院研究员刘畅介绍,以四川为例,动态排放因子约为华中区域排放因子的1/5到1/6。通过定期更新动态排放因子,企业用户通过耗电量就可以很容易了解自身的碳排放状态。同时,不同时段的电源构成不同、清洁电力占比不一样,利用动态排放因子可以引导用户有序用电,尽量将生产安排在清洁电力占比高的时段,促进清洁能源消纳,降低碳排放。 支撑政府精准科学施策 接受采访的人士对记者表示,厦门电碳生态地图更多注重于能源消费端的研究,四川电碳模型更侧重于能源供应端的探索,但都是发挥电网的能源枢纽作用,支撑实现能源资源优化配置和清洁转型,目的主要是为政府合理规划布局产业、控制与统筹碳排放量、科学制定政策提供智力支撑,为引导区域开展碳排放权交易提供依据。 “我们针对威远县、川藏铁路、青白江先进材料产业园区等,编制碳中和大数据中心建设方案,支撑威远县碳排放普查,并建设威远碳排放监测平台,为地方政府降碳决策提供支撑。”国网四川电科院研究员唐伟对记者表示,随着四川1+N能源大数据中心的建设,“电碳”模型已经延伸成为基于能源大数据的碳排放动态测算模型。电碳模型的研究对于政府制定“双碳”目标的时间表和路线图有重要的支撑作用。 据了解,作为清洁能源资源大省,四川清洁能源占比高于华中多个省份,但统一的固定因子难以表征四川的实际碳排放特征,通过动态因子的测算以及电碳模型的应用,可以及时、准确地帮助政府掌握当前的碳排放情况,制定下一步的降碳路径,优化产业结构,助力成渝地区低碳、高质量发展。 国网福建电力相关负责人士向记者表示,绘制电碳生态地图一是支撑政府科学决策、精准施政。电碳生态地图提供了从宏观层面直观掌握碳排放现状的有效手段,为科学分解“双碳”目标、合理制定时间表和路线图提供数据支撑。二是服务企业减排增效。企业通过电碳生态地图可准确掌握自身碳排放量和碳排放结构,精准定位企业在本行业中碳排放水平,对标最优水平,借鉴先进做法,制定落实有效措施,实现企业更高质量、更可持续发展。三是服务推动绿色发展。通过定期发布碳排放量数据,对碳排放情况开展过程监测和分析,积极引导社会能源消费方式向清洁低碳转型。 拓展减排降碳路径分析 在业内人士看来,无论“电碳”模型,还是电碳生态地图,均是从宏观层面直观掌握碳排放现状的有效手段,政府可通过数据细化制定重点行业、重点地区梯次达峰方案,并规划城市能源体系,优化城市配套建设。 记者了解到,通过“电碳”模型,四川正在拓展减排降碳路径分析,目前国网四川电力正在积极建设天府新区公园城市碳中和示范区,通过电动汽车、光伏伞、光伏树、共享杆塔等项目,打造沉浸式低碳互动体验,依托汇集水、电、气、煤等多类型数据的能源大数据中心,打造“天府能源智慧大脑”,科学开展“双碳”分析决策,全程追踪碳足迹、源头降低碳排放、高效推动碳中和。 国网福建电力相关负责人表示,目前,电碳生态地图已完成了初步模型设计。电碳生态地图具有可复制性,其目标就是率先打造“厦门样板”,并在此基础上将电碳生态地图逐步向全省乃至全国推广,绘制中国电碳生态地图。
电网发挥能源枢纽作用支撑政府科学决策——
“电碳”研究支撑“双碳”目标实现
■本报记者 苏南
《
中国能源报
》(
2021年08月23日
第 23
版)
全国碳排放权交易市场上线后,电力行业率先被纳入碳市场。电力在能源消费端占比最大,电力大数据实时性、精准性和普遍覆盖的优势,在碳排放核算中具有不可替代的价值,为直观了解碳排放动态、落实减碳行动提供了科学数据参考。近期,电网企业积极开启“电碳”模型、“电碳指数”模型、电碳生态地图等诸多研究。 在业内人士看来,电力行业亟需建立客观、直观、精准的碳核算评价体系。无论哪种研究,均是电网企业围绕碳达峰、碳中和目标,推动绿色发展作出的重大实践,电网企业探索如何支撑“双碳”目标的实现具有重要意义。 动态掌控碳数据 记者梳理发现,今年以来,已有多家省级和市级电网企业依托数据资源涉足电碳监测领域。 国网福建厦门供电公司日前打通了“电-碳-能”数据链条,充分利用电力大数据“基础好、时效性强、覆盖面广”的独特优势,融合煤、油、气、热等其他能源消费数据,建立碳电强度分析模型,实现从电量看碳排放的全景、动态展示。“碳电强度分析模型支持观碳、算碳、融碳、降碳。目前,结合分析1836家规模以上工业企业情况,初步完成厦门市电碳生态地图绘制。”国网福建电力相关负责人向记者介绍。 国网浙江舟山供电公司近日创新研发国网系统首个“电碳指数”模型,集成各个行业企业生产经营的用电、用气、用煤、用油等能耗数据,转换成碳排放量,进行精准统计、分析和赋码,得出“电碳指数”数值。 电网排放因子,即指使用一度电引起的二氧化碳排放量,由国家通过碳排放核查确定,主要用于企业碳排放核算。以往,电力系统的排放因子主要采用国家发布的区域电网排放因子,目前仍沿用2012年国家公布的数据,但相对滞后,且更新周期长,不利于动态反映电能清洁化发展的趋势。 针对这一市场痛点,国网四川电科院部署动态排放因子测算模型,实现输电碳排放、外送减碳、清洁用电减碳等的动态测算等多项研究。“我们提出电网动态排放因子的测算方法,通过汇集不同类型电厂的生产数据、能源消耗数据,结合区内调入调出电力数据,实现排放因子的动态测算和本地化测算,以数字化、智能化发展思路支撑实现电网与用户在降碳等方面的友好互动。”国网四川电科院研究员刘畅介绍,以四川为例,动态排放因子约为华中区域排放因子的1/5到1/6。通过定期更新动态排放因子,企业用户通过耗电量就可以很容易了解自身的碳排放状态。同时,不同时段的电源构成不同、清洁电力占比不一样,利用动态排放因子可以引导用户有序用电,尽量将生产安排在清洁电力占比高的时段,促进清洁能源消纳,降低碳排放。 支撑政府精准科学施策 接受采访的人士对记者表示,厦门电碳生态地图更多注重于能源消费端的研究,四川电碳模型更侧重于能源供应端的探索,但都是发挥电网的能源枢纽作用,支撑实现能源资源优化配置和清洁转型,目的主要是为政府合理规划布局产业、控制与统筹碳排放量、科学制定政策提供智力支撑,为引导区域开展碳排放权交易提供依据。 “我们针对威远县、川藏铁路、青白江先进材料产业园区等,编制碳中和大数据中心建设方案,支撑威远县碳排放普查,并建设威远碳排放监测平台,为地方政府降碳决策提供支撑。”国网四川电科院研究员唐伟对记者表示,随着四川1+N能源大数据中心的建设,“电碳”模型已经延伸成为基于能源大数据的碳排放动态测算模型。电碳模型的研究对于政府制定“双碳”目标的时间表和路线图有重要的支撑作用。 据了解,作为清洁能源资源大省,四川清洁能源占比高于华中多个省份,但统一的固定因子难以表征四川的实际碳排放特征,通过动态因子的测算以及电碳模型的应用,可以及时、准确地帮助政府掌握当前的碳排放情况,制定下一步的降碳路径,优化产业结构,助力成渝地区低碳、高质量发展。 国网福建电力相关负责人士向记者表示,绘制电碳生态地图一是支撑政府科学决策、精准施政。电碳生态地图提供了从宏观层面直观掌握碳排放现状的有效手段,为科学分解“双碳”目标、合理制定时间表和路线图提供数据支撑。二是服务企业减排增效。企业通过电碳生态地图可准确掌握自身碳排放量和碳排放结构,精准定位企业在本行业中碳排放水平,对标最优水平,借鉴先进做法,制定落实有效措施,实现企业更高质量、更可持续发展。三是服务推动绿色发展。通过定期发布碳排放量数据,对碳排放情况开展过程监测和分析,积极引导社会能源消费方式向清洁低碳转型。 拓展减排降碳路径分析 在业内人士看来,无论“电碳”模型,还是电碳生态地图,均是从宏观层面直观掌握碳排放现状的有效手段,政府可通过数据细化制定重点行业、重点地区梯次达峰方案,并规划城市能源体系,优化城市配套建设。 记者了解到,通过“电碳”模型,四川正在拓展减排降碳路径分析,目前国网四川电力正在积极建设天府新区公园城市碳中和示范区,通过电动汽车、光伏伞、光伏树、共享杆塔等项目,打造沉浸式低碳互动体验,依托汇集水、电、气、煤等多类型数据的能源大数据中心,打造“天府能源智慧大脑”,科学开展“双碳”分析决策,全程追踪碳足迹、源头降低碳排放、高效推动碳中和。 国网福建电力相关负责人表示,目前,电碳生态地图已完成了初步模型设计。电碳生态地图具有可复制性,其目标就是率先打造“厦门样板”,并在此基础上将电碳生态地图逐步向全省乃至全国推广,绘制中国电碳生态地图。
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“中国加速迈向碳中和”电力篇——电力行业碳减排路径
编者按
在“中国加速迈向碳中和”系列的开篇中,我们畅想了2050年由电动汽车、氢气炼钢、光伏发电、绿色储能等新能源元素主导的碳中和世界。要实现这一愿景,全球需要在2030年将人为二氧化碳净排放量在2010年的基础上减少约45%,到2050年达到“净零排放”。面对时间紧、任务重双重挑战,中国在第75届联合国大会一般性辩论上率先提出 “碳达峰、碳中和”目标。
麦肯锡将联合国可持续发展目标第13项列为公司社会责任重点内容。作为麦肯锡全球六个大区之一的中国区,已正式启动大规模碳中和转型研究公益项目。我们希望借助麦肯锡全球可持续发展研究的丰富经验,结合对中国社会、行业和企业的全面理解和深刻洞见,开展横跨各大主要工业板块的碳中和转型趋势、对策和技术研究,为中国达成碳中和目标作出应有的贡献。
本文以电力行业为研究样本,为“中国加速迈向碳中和”系列第6篇。我们热忱欢迎各界专家、同仁不吝赐教,您可在留言区提出宝贵意见,也可直接与团队联系。我们期待与社会各界一道推进绿色中国碳中和转型之伟业。
中国电力行业碳减排的必要性
电力行业是碳减排的关键所在。无论是需求端的改变,生活供电和供能方式的革新,还是碳管理行业的发展,都与电力行业息息相关。基于麦肯锡全球碳中和模型的测算,为达成1.5摄氏度控温目标,全球电力行业需要在2050年前减少99%以上的碳排放,这意味着电力行业几乎要达到“净零排放”。我们认为,这一目标虽富于挑战,但仍可实现。
碳中和之路上的中国电力需求
电力总需求是碳中和的重要话题。除经济发展带来的需求增长外,在减碳目标下,各行业大规模电气化以及电解制氢的普及,将推动电力需求的进一步提升。长期来看,中国电力需求将以年均~2%的速度增长,2050年的电力总需求将是2020年的2倍左右。直接电力需求将在2030年前稳步增长,主要受三大动因驱动:工业生产活动增加、建筑楼宇电气化、电动汽车的推广。而在2030~2050年间,工业用电和建筑楼宇用电需求的增速将放缓,交通运输业的用电需求则因电动车的加速推广将呈现更快的增长态势(见图1)。
应用碳捕集与封存(CCS)技术的电力结构
基于电力总需求的预测,麦肯锡全球能源洞见电力模型测算了1.5℃情境下,2030年和2050年应用碳捕集与封存技术的电力结构。电力总装机容量将从2020年的约2,000GW增加到2050年的约8,700GW,其中约71%将由可再生的光伏和风电贡献,而基于CCS技术的煤电,则可能在2030~2050年间降至总发电容量的6%(见图2)。同时,水电、核电、燃气轮机和电力储存装机将承担基荷,并保证电力系统的灵活性。此外,2050年各区域的电力结构也将更多样化,西北、东北以及华北等区域的电力装机将明显集中于光伏(40%以上为光伏装机量),而华东则更加倾向于风电(61%为风电装机量)。
风电和光伏的发电比例,将在2030年和2050年分别达到62%和83%(见图3)。在应用碳捕集与封存技术情境下的测算表明,从以煤炭为主的电力系统转向以风、光等可再生能源为主的电力系统,对于中国的碳中和探索之路而言至关重要。
图3
电力转型的潜在挑战与应对措施
实现电力“零碳化”任重而道远。麦肯锡认为,要实现1.5℃情境下成本最优的电力结构,中国电力行业需要克服三大挑战。我们相信,在政府和企业的通力合作下,定能有效加以应对。
挑战一:提升电力系统灵活性:光伏和风电将在2050年成为主要能源,占全社会发电量的83%,而鉴于光伏和风电都有连续性较差、存在地理限制、容易出现短期内过剩或短缺等特点,将使得电力系统的灵活性受到进一步威胁。麦肯锡认为,应通过建设以下三方面的能力来提升电力系统灵活性(见图4)。
图4
提升电网输配能力:在成本最优的情境下,2050年总输电容量需从2019年的约150GW提升至约600GW,而新增输电容量将主要应用于连接华北与华东、华南与华东的跨区域供电,以满足沿海地区的电力需求。这就需要中央政府制定政策,做好顶层规划,平衡多方利益,为跨省电网的大规模发展提供支持,加强跨省统筹合作;同时持续推动配电改革,加速增量配电网建设。近期,国家发改委在《<关于进一步完善落实增量配电业务改革政策的八条建议>回函》中,进一步明确了增量配电网的行政地位,允许可再生能源、分布式电源以适当电压等级就近接入增量配电网,此举既可有效助力可再生能源的消纳,也解决了增量配电网“缺电”的实际困难,大大提振了相关开发者的信心。同时,业界也应积极应用智能电网技术,实现对电网运输实时数据的收集和管理,提升电网系统的能级。这不仅需要大力发展电网数字化技术,也需要加快推广电力行业的市场机制。
优化电力储能技术:能源储存技术已经广泛应用于电力行业价值链的各个环节。为应对系统灵活性的挑战,到2050年,整体储能系统的累计装机量需要从2019年的约32GW提升至约1,400GW;其中,除抽水蓄能等传统储能方式外,电池技术的应用极为关键。考虑到各类储能技术的特点,锂电池储能因其运营成本低、所需空间小、循环周期长,成为短期内的应用首选。
纵观以锂电池为代表的电池储能技术的发展,有三大痛点亟需解决。首先是成本,当前电化学储能成本较高,但麦肯锡预计,随着核心技术的发展,以锂电池为代表的电池储能技术成本可在2030年降至煤电发电成本的水平,到2050年甚至比后者更低;政府和业界应通力合作,进一步拓宽电池技术的研究,使其惠及电动车与可再生能源行业。其次是电池的安全性,政府与业界应高度重视电池设计、生产和使用等环节的安全问题,在电池技术的应用中尽可能减少因电池引发的安全事故。最后一个痛点是电池的资源回收再利用,由于电池寿命通常为5~8年,回收是一个不可避免的话题,当下相关方仍在寻找两全之策,以期最大限度实现电池的回收再利用,同时尽可能降低其对环境造成的负担。各地政府应制定政策,规范回收行业,同时提供补贴,支持可持续电池回收解决方案的推广。业界则应优化运营,推动电池回收规范的落地。
加强需求侧管理与响应:除提升供给侧的灵活性之外,需求侧的改革也是降低储能系统成本、提升电力系统稳定性的有效手段。当前的需求侧改善手段主要包括需求侧响应(部分用户自主进行负荷调节)及需求侧管理(覆盖大量用户的统一用电行为调整),两者均可降低社会高峰用电需求(见图5)。这两类技术广泛应用于北美以及欧盟多数国家在中国,以上海等区域为试点的小型需求侧响应项目尚处于测试阶段。基于海外发达国家应用需求侧响应技术的历史经验,需求侧响应通常可有效降低4%~6%的容量储备需求。
着眼未来,需求侧响应技术在中国的应用,可结合电动车、楼宇等创新型场景,实现远超历史数据的高峰用电需求削减。需求侧响应的推广需要政府、企业和其他利益相关方共同发力,着力解决以下五大问题:一是明确需求侧响应的战略地位,达成全社会对需求侧改革重要性的共识;二是推动电力市场化机制,由政府牵头加速电力现货市场的试点;三是加强需求响应基础设施的建设,发电和用电双方都需要本地化程度更高的电网体系,同时应用智能电网技术进行动态调控;四是加强对需求侧响应的补贴,在中短期,补贴仍然是需求侧响应的主要工具,各地政府需要制定清晰的规划,以最佳方式为企业提供相关激励;五是助推电力聚合行业的兴起,随着需求侧改革的深入,聚合行业将自然而然成为供电方和用电方之间的媒介,但这需要政府的引导和支持。
图5
挑战二:加速淘汰煤电存在实际困难:若电力行业碳排放需在2050年“清零”,燃煤电厂将不可避免地退出历史舞台。中国目前的燃煤发电装机容量达1,100GW,超过50%需在2040年前逐步淘汰。虽然中央及各省正陆续出台逐步淘汰燃煤电厂的政策,但落地过程中不仅面临着供电稳定性挑战,也一定程度影响了煤炭高度依赖区域的短期经济增长。麦肯锡将中国各省按煤炭依赖程度和可再生能源的丰富程度进行了划分(见图6),对于不同类型的区域,应采取不同的煤电退出路径。
煤炭依赖度高,可再生资源丰富度低:这类区域的能源转型将面临严峻挑战,应考虑实施“软着陆”。为保障能源安全,可稳步退役不盈利的落后煤电产能,同步投资CCS技术及其基础设施建设,促进煤电清洁化,同时将本地可再生能源发电与能源输入相结合,优化能源结构。为保障经济发展不受影响,各地应着力提升当地的能源利用效率,由政府牵头协助退役煤电厂修整与再开发,推动相邻低碳产业的发展,并通过拨款和培训等赋能当地社区,做好职工的再就业工作。
煤炭依赖度高,可再生资源丰富度高:该类区域可再生资源丰富,但需大规模退役煤电厂,可谓机会与挑战并存,应加快转型。在能源安全方面,应为所有煤电装机容量制定退出计划,用可再生能源替代退役的煤电产能,并投资储能技术,以确保供电稳定性。
煤炭依赖度低,可再生资源丰富度高:该类区域自然禀赋高,应作为“排头兵”引领中国可再生能源的发展。各地应积极制定政策,加快可再生能源建设,与政府和电网公司协作促进跨区域的电力运输。同时,在经济发展方面,应加快当地经济的电气化,成为能源密集型行业的工业基地,并提供新的就业机会吸引高质量人才。
煤炭依赖度低,可再生资源丰富度低:该类区域受电力系统转型影响更小,更应着眼未来,积极转向使用可再生能源电力,并因地制宜,制定符合当地经济发展规划的能源战略。
挑战三:可再生能源成本依然偏高:相较上述两类挑战,可再生能源在成本方面的挑战影响相对较小。得益于良好的本地供应链,国内集中式陆上风电及光伏已开始进行平价竞标上网,分布式及海上风电预计不久后也将进入零补贴时代。
沿着当前的技术发展轨迹,可再生能源度电成本将持续下降,到2030年,在全国范围内,风电和光伏的成本将有望全面低于煤电。随着平价时代加速到来,大部分可再生能源项目的投资回报率逐年降低;同时,为了响应国家号召,大量其他行业的龙头企业也积极参与到可再生能源的投资、建设中来。这虽然大大激发了市场活力,但同时也加剧了可再生能源的行业竞争,进一步压缩了相关企业的利润空间。企业一方面可通过持续优化风、光电厂全生命周期(前期开发、建设、运维周期等)的运营表现来提高盈利能力,一方面可通过市场手段来提高整体回报:
参与绿色电力证书交易。中国绿证体系始于2017年,数年下来,机制日益完善。随着可再生能源平价上网和“强制绿证”的推进,未来发电、电网、售电、用户等执行主体均有获取绿证的需求,将大幅拉升整体需求量;绿证价格和碳汇价格如形成联动,也有助于价格机制的进一步完善。对于可再生能源企业来讲,绿证或将成为增加项目收益的重要途径。
参与碳交易。当前,可再生能源企业可通过国家核证自愿减排量(CCER)的交易进入碳市场,重点排放单位可通过向可再生能源企业购买CCER,用以抵扣不超过5%的经核查碳排放量。虽然CCER备案工作从2017年开始已暂停,但长期来看,CCER(或形式类似的产品)与绿证的有机结合,势必将成为补贴可再生能源发展的重要手段。
运用金融手段提升盈利能力。对于已有可再生能源资产的企业,可以预期收入为基础资产发行债券产品,快速回笼资金,加速新项目投资。由于过去已投运的电厂通常享有较高补贴的电价,利润空间通常较好,企业也可考虑收购已建成的可再生能源资产,以提高整体资产的盈利能力。
结束语
实现“零碳中国 ”的美好愿景,需要未来几十年里持之以恒的关键举措与实际行动。碳中和转型早已不是“可选项”,而是如箭在弦的“必选项”。我们希望这一系列的专题文章可为尽快落实碳中和转型提供思路和洞见,触发更多思维激荡和观点碰撞。我们愿与社会各方合力构建零碳社区,为实现碳达峰,迈向碳中和作出应有的贡献。
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作者介绍
华强森(Jonathan Woetzel)为麦肯锡全球资深董事合伙人,常驻上海分公司;
汪小帆为麦肯锡全球董事合伙人,常驻上海分公司;
廖绪昌为麦肯锡全球副董事合伙人,常驻香港分公司;
吉雅图为麦肯锡全球副董事合伙人,常驻上海分公司。
本文作者感谢冯梓君、高雅、黄逸楠、李星泽、李雅婷、廖建凯、林天惠、卢奕丞、Jesse Noffsinger、任剑飞、Stefanie Stemmer、谢瑢、杨旭晨、姚宇涵、叶婧文、叶葩、于冰清、袁子葳、张明亮、赵佳茵(按姓氏首字母排序)对本文的贡献。
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自2021年起,麦肯锡中国区以每年投入相当于全体员工1%工时的公益服务为目标,聚焦联合国可持续发展目标之“优质教育”“气候行动”与“性别平等”,提供跨行业连接、战略赋能和洞见分享平台,鼓励员工与各界伙伴的深度参与。
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建立“电―碳”协同发展机制 服务“双碳”目标达成 - 北极星智能电网在线
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建立“电―碳”协同发展机制 服务“双碳”目标达成
北极星智能电网在线 来源:南方电网报 作者:陈小黎 2021/12/15 16:44:15 我要投稿
关键词:
绿色电力交易碳交易南网新型电力系统研究
北极星智能电网在线讯:在碳达峰、碳中和目标下,以新能源为主体的新型电力系统是能源行业践行双碳目标的最佳载体,如何合理运用市场化手段协调新能源的供给和需求将决定新型电力系统能否长期健康发展。2021年,全国碳交易市场和国家绿色电力交易试点相继启动,形成了多类型市场机制并存的格局。由于绿色电力交易与碳交易在环境权益方面存在交叉,因而有必要探讨碳交易机制与绿色电力交易机制如何协同发展、有效衔接,从而解决提升能源利用效率、实现低碳转型等关键问题。绿色电力交易市场与碳交易市场发展现状(一)绿色电力交易市场发展现状目前绿色电力交易以直接可再生能源电能交易和绿色电力权证交易两种模式同步运行,两个市场各自发挥作用。2017年2月,绿色电力证书核发及自愿认购相关制度发布,标志着绿色电力证书交易体系正式形成。绿证的供给端主要是陆上风电和光伏发电企业,经主管部门核发绿证后,发电企业将绿证卖给有绿色电力需求的消费者。截至2021年10月28日,目前我国绿色电力证书合计成交95065万个,价格在50-80元每个。直接可再生能源电能交易以风电、光伏等绿色电力产品为标的物,在电力中长期市场机制框架内设立交易品种,通过市场机制促进有绿电需求的企业与新能源企业直接交易,充分激发绿电交易供需潜力。2021年9月7日启动的首次绿色电力交易中共有17个省份259家市场主体参与,达成交易电量79.35亿千瓦时。(二)碳交易市场发展现状2013年以来,我国在7个省市启动碳交易试点工作,覆盖电力、钢铁、化工等20多个行业,近3000家重点排放单位。截至2021年6月,碳试点市场累计配额成交量4.8亿吨二氧化碳当量,成交额约114亿元。在试点地区先行先试的基础上,我国积极部署全国统一碳市场建设。全国碳市场于2021年7月16日正式上线,纳入发电行业重点排放单位超过了2000家,就配额总发放量而言已成为全球第一大碳交易市场。截至12月2日,全国碳市场碳排放配额累计成交量4847万吨,累计成交额超20亿元。临近首个履约期,重点排放企业交易意愿上涨,交易活跃度和流动性逐渐上升,交易规模稳步增长。绿色电力交易市场与碳交易市场的差异绿色电力交易与碳交易的本质都在于实现经济建设与环境保护的协同发展,但两者也存在一些区别与差异,可以归纳为以下三个方面:(一)政策目标与管理机制不同绿色电力交易由能源部门主管,旨在促进绿色电力消费,推动以新能源为主体的新型电力系统建设。碳交易由生态环境部门主管,旨在减少温室气体排放,推动社会绿色低碳发展。绿色电力交易机制下,绿色电力由能源主管部门基于项目本身的发电技术认定,签发绿色电力证书或将其纳入绿色电力交易试点市场。碳交易机制下,绿色电力的自愿减排量适用特定的方法学,经主管部门备案和审定后,予以核证及登记签发。(二)权益特性与交易平台不同绿色电力的环境权益具有强时间属性,绿色电力发电时间段与电力消费时段以年为周期匹配,一般不跨期使用、不可储存。碳排放权特别是自愿减排量作为标准化的产品,其时间属性较弱,可以跨期储存,具备长期投资价值。绿色电力交易是一种电能交易的衍生交易品种,主要交易功能仍然由电力交易中心承接。碳排放权的交易自试点实施以来,主要依托地方产权交易所或专门组建的碳交易所来实施交易。(三)交割方式与奖惩机制不同绿色电力交易涉及物理电能的交割,通常以绿色电力证书,或以“证随电转”的捆绑式交易来实现电能和环境权益的实时转移。碳减排量的交割是在电子登记系统账户之间完成权属变更,权益认定和交易环节较为滞后。绿色电力交易以自愿消费为主,缺乏强约束力,存在电量偏差考核,同时也需要分摊各类电网辅助服务和需求侧响应的成本。对于碳交易机制而言,交易主体在未能足量履约即视为违约,将面临惩罚性的配额扣减或罚款,并直接影响下一年度配额指标分配,违约成本较高。推进绿色电力交易与碳交易机制协同发展的措施绿色电力交易与碳交易虽然存在上述差异,但因碳排放与电力的密切关系,两个市场间也存在着天然的联系。目前我国绿色电力交易机制与碳交易机制存在监管壁垒,未形成畅通的协调机制,导致在供给端,两个机制都能独立为可再生能源电站提供获取额外环境权益收益的渠道,因而存在重复激励的问题;在需求端,两个市场完全解耦运行,又使履约主体承担了绿电消纳和减碳的双重约束。绿色电力交易与碳交易分别有其存在必要性和合理性,也有各自的政策目标和历史使命,两者的协同发展不能简单以某一个机制直接替代或吸收合并另一个机制来实施。为确保可再生能源环境价值实现的可持续性,解决以上重复激励与双重约束的问题,更好发挥绿色电力交易及碳交易机制的资源配置能力,顺利实现既定的政策目标,建议从以下三个方面入手予以改进:(一)建立“电―碳”联合监管机制当前,在碳达峰碳中和目标的引领下,各项工作均需统筹到这一大的战略目标下,因此可研究建立跨主管部门的联合监管机制以实现两个市场的监管协同。同时,应基于绿色电力消费的不同场景,对碳排放核算政策调整进行调整,具体如表1所示。(二)建立“电―碳”环境权益转移机制建立绿证、碳减排量、CCER多重环境权益的同步交易和交割机制,由电力交易中心和碳交易中心协同清算,实现流程如图1所示。第一步,碳减排量的买方通过电力交易中心发起碳减排量交易申请,即绿电交易指令,电力交易中心向碳交易中心同步传送购买指令。第二步,碳交易中心通过碳登记系统冻结发电企业相对应数量的碳减排量,若还未开发减排量则进行预售登记,若减排量获得实际签发则冻结相应的签发量,若结算完成前都没有实际完成减排量的开发则进行对应交易量的登记,并进行虚拟结算。第三步,电力交易完成后,电网公司向电力交易中心和碳交易中心同步反馈实际结算的绿电交易量,碳交易中心将对应碳减排量划转或登记。第四步,电力交易中心向碳交易中心划转碳减排量交易价款,碳交易中心对卖家的结算资金,电力交易中心对交付对应碳减排量的绿电或绿证。需要指出的是,如果买卖双方约定了绿证的同步转移,则需要在电力交易中心进行结算时同步向国家可再生能源信息中心反馈绿证权属变更或直接注销的指令,由绿证登记系统为买方做划转结算。(三)建立“电―碳”大数据登记机制加强区块链、大数据等技术的应用,建立“电―碳”大数据的登记中心,对电力交易和碳交易的关键数据进行存证追踪。一方面将绿色电力环境权益关联对比,确保绿色电力环境权益的唯一性,不被重复申明和主张。另一方面,将绿色电力消费数据纳入碳排放报告核查体系,在配额核发和履约核查阶段,通过数据对接系统对相关数据和行为进行认定后,在配额核发和履约核查阶段给予扣减。最终实现企业购买一次环境权益即可在不同的统计口径获得相同的认定结果。碳达峰、碳中和是我国经过深思熟虑作出的重大战略决策,也是推动构建人类命运共同体的必然选择。绿色电力交易和碳交易都是促进能源领域碳达峰、促进能源结构优化的重要市场化手段,两个市场要有效发挥环境合力的作用,就要实现两个市场环境权益方面的有效对接。本文以前瞻性视角剖析了两个市场的关系,提出了联合监管、环境权益转移、电碳大数据登记等协同机制,为进一步改革发展提供了探索的路径。(作者陈小黎 为广东电网公司管理科学研究院产业研究部经理)
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热点关注国网826号文解读昨天国网公司下发了《关于进一步严格控制电网投资的通知》(国家电网办【2019】826号文)。文中提出了“三严禁、二不得、二不再”的投资建设思路。个人认为,这不仅仅是一个文件,而是国网公司整体发展战略转型的一个标志。作为世界上最大的电网企业,国网公司每年因投资建设所需的采购数额巨大,对电--更多
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如何确立“双碳”目标下的电-碳市场机制 - 知乎
如何确立“双碳”目标下的电-碳市场机制 - 知乎切换模式写文章登录/注册如何确立“双碳”目标下的电-碳市场机制麦克奥迪智慧能源电力行业的绿色低碳转型,在我国经济高质量发展中起到举足轻重的作用。电、碳两个市场的建设运行,在促进电力行业低碳转型的过程中相辅相成。当下我国电、碳两个市场建设均处于关键阶段,除了自身的功能设计外,彼此间的关系将对各自市场建设的实质性推进产生重要影响。我们需要正确理解‘双碳’目标下碳市场与电力市场之间的经济关系,准确把握碳市场与电力市场建设的协同逻辑。“十四五”时期,一方面要对碳市场运行前景有合理把握,避免形成短期高碳价的不合理预期,以确定的价格趋势激励低碳技术创新;另一方面,要切实加快推进电力市场顶层设计,坚持系统观念统筹推进电力体制改革。如何将电、碳两个市场的设计完善和统筹推进,如何确立“双碳”目标下的电-碳市场机制与协同效应是“十四五”时期的工作重点。首先,碳市场与电力市场之间最重要的关联,在于碳价与电价之间的关系。从发电侧看,火电企业在碳市场购买碳排放权将增加生产成本,并通过电力市场将成本向电力用户传导,最终反映在电价上;从用电侧看,绿电具有零碳特征,用户在电力市场购入绿电后其碳排放量将减少,从而降低碳排放权购买需求,抑制碳价上涨。实际上,碳市场的运行在一定程度上削弱了优先发电制度存在的必要性,因为碳市场的直接效果就是改变清洁电源与高碳排放电源的成本对比关系。此外,碳市场的作用除了引导碳排放主体优化投入行为、增强减排效力的作用外,还体现在通过包含碳成本的电价来引导电力用户节能减排。因此,电力市场中的电价发现效率和电力资源配置效率,在很大程度上决定了碳市场引导减排的效果能否充分实现。其次,要科学把握碳市场、电力市场与可再生能源发展机制。由于可再生能源间歇性、波动性和难预测性等特征,仍难以像常规电源一样直接参与市场,并获得充分回报和投资激励,因此需要某种支撑机制与电力市场衔接。在碳排放治理的共同目标下,碳市场和绿证市场是相互配合促进电力行业转型的两大政策机制。一方面,碳市场会提高碳电源类型,特别是煤电的成本,天然地使煤电在电力市场中居于成本劣势,进而带来可再生能源发电比重的上升,并提高可再生能源发电的预期收益;另一方面,可再生能源发电可以通过绿证市场获得额外激励,成为其变现投资收益的额外途径,并引导可再生能源投资。最后,在“双碳”目标指引下的碳市场机制设计、建设运行都离不开电力市场的影响。全国碳市场建设能否顺利起步并在“十四五”及之后一个时期内顺利运行,引导高碳行业的碳排放控制,在很大程度上取决于电力市场的建设成效。从国外能源转型实践来看,“电-碳”市场协同发展在推动能源清洁发展、应对气候治理、优化资源配置等方面作用显著。“双碳”目标下,我国电力市场和碳市场协同推动能源清洁低碳转型的需要日益迫切,然而当前电力市场和碳市场仍相对独立运行,发展协同性亟待提高。因此,加快“电-碳”市场的协同发展,需要政府层面持续完善“电-碳”市场相关机制,不断夯实“电-碳”市场协同发展、同向发力的政策基础。其次在我国“电-碳”市场的建设进程上,要充分考虑电力市场建设进度和模式差异,强化碳市场顶层设计,持续完善市场覆盖范围、总量目标和配额分配等制度。逐步将高耗能、交通运输等行业以及售电公司等主体纳入碳市场,确保电、碳两大市场参与主体范围更加一致。最后要加强碳市场与电力市场交易平台的互联互通和信息共享,从而支撑电、碳市场的协同运转。编辑于 2022-04-27 12:52碳排放赞同 1添加评论分享喜欢收藏申请
“电碳”研究支撑“双碳”目标实现 - 北极星智能电网在线
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“电碳”研究支撑“双碳”目标实现
北极星智能电网在线 来源:中国能源报 作者:苏南 2021/8/26 16:27:12 我要投稿
关键词:
电力行业电网企业碳排放
北极星智能电网在线讯:全国碳排放权交易市场上线后,电力行业率先被纳入碳市场。电力在能源消费端占比最大,电力大数据实时性、精准性和普遍覆盖的优势,在碳排放核算中具有不可替代的价值,为直观了解碳排放动态、落实减碳行动提供了科学数据参考。近期,电网企业积极开启“电碳”模型、“电碳指数”模型、电碳生态地图等诸多研究。在业内人士看来,电力行业亟需建立客观、直观、精准的碳核算评价体系。无论哪种研究,均是电网企业围绕碳达峰、碳中和目标,推动绿色发展作出的重大实践,电网企业探索如何支撑“双碳”目标的实现具有重要意义。动态掌控碳数据记者梳理发现,今年以来,已有多家省级和市级电网企业依托数据资源涉足电碳监测领域。国网福建厦门供电公司日前打通了“电-碳-能”数据链条,充分利用电力大数据“基础好、时效性强、覆盖面广”的独特优势,融合煤、油、气、热等其他能源消费数据,建立碳电强度分析模型,实现从电量看碳排放的全景、动态展示。“碳电强度分析模型支持观碳、算碳、融碳、降碳。目前,结合分析1836家规模以上工业企业情况,初步完成厦门市电碳生态地图绘制。”国网福建电力相关负责人向记者介绍。国网浙江舟山供电公司近日创新研发国网系统首个“电碳指数”模型,集成各个行业企业生产经营的用电、用气、用煤、用油等能耗数据,转换成碳排放量,进行精准统计、分析和赋码,得出“电碳指数”数值。电网排放因子,即指使用一度电引起的二氧化碳排放量,由国家通过碳排放核查确定,主要用于企业碳排放核算。以往,电力系统的排放因子主要采用国家发布的区域电网排放因子,目前仍沿用2012年国家公布的数据,但相对滞后,且更新周期长,不利于动态反映电能清洁化发展的趋势。针对这一市场痛点,国网四川电科院部署动态排放因子测算模型,实现输电碳排放、外送减碳、清洁用电减碳等的动态测算等多项研究。“我们提出电网动态排放因子的测算方法,通过汇集不同类型电厂的生产数据、能源消耗数据,结合区内调入调出电力数据,实现排放因子的动态测算和本地化测算,以数字化、智能化发展思路支撑实现电网与用户在降碳等方面的友好互动。”国网四川电科院研究员刘畅介绍,以四川为例,动态排放因子约为华中区域排放因子的1/5到1/6。通过定期更新动态排放因子,企业用户通过耗电量就可以很容易了解自身的碳排放状态。同时,不同时段的电源构成不同、清洁电力占比不一样,利用动态排放因子可以引导用户有序用电,尽量将生产安排在清洁电力占比高的时段,促进清洁能源消纳,降低碳排放。支撑政府精准科学施策接受采访的人士对记者表示,厦门电碳生态地图更多注重于能源消费端的研究,四川电碳模型更侧重于能源供应端的探索,但都是发挥电网的能源枢纽作用,支撑实现能源资源优化配置和清洁转型,目的主要是为政府合理规划布局产业、控制与统筹碳排放量、科学制定政策提供智力支撑,为引导区域开展碳排放权交易提供依据。“我们针对威远县、川藏铁路、青白江先进材料产业园区等,编制碳中和大数据中心建设方案,支撑威远县碳排放普查,并建设威远碳排放监测平台,为地方政府降碳决策提供支撑。”国网四川电科院研究员唐伟对记者表示,随着四川1+N能源大数据中心的建设,“电碳”模型已经延伸成为基于能源大数据的碳排放动态测算模型。电碳模型的研究对于政府制定“双碳”目标的时间表和路线图有重要的支撑作用。据了解,作为清洁能源资源大省,四川清洁能源占比高于华中多个省份,但统一的固定因子难以表征四川的实际碳排放特征,通过动态因子的测算以及电碳模型的应用,可以及时、准确地帮助政府掌握当前的碳排放情况,制定下一步的降碳路径,优化产业结构,助力成渝地区低碳、高质量发展。国网福建电力相关负责人士向记者表示,绘制电碳生态地图一是支撑政府科学决策、精准施政。电碳生态地图提供了从宏观层面直观掌握碳排放现状的有效手段,为科学分解“双碳”目标、合理制定时间表和路线图提供数据支撑。二是服务企业减排增效。企业通过电碳生态地图可准确掌握自身碳排放量和碳排放结构,精准定位企业在本行业中碳排放水平,对标最优水平,借鉴先进做法,制定落实有效措施,实现企业更高质量、更可持续发展。三是服务推动绿色发展。通过定期发布碳排放量数据,对碳排放情况开展过程监测和分析,积极引导社会能源消费方式向清洁低碳转型。拓展减排降碳路径分析在业内人士看来,无论“电碳”模型,还是电碳生态地图,均是从宏观层面直观掌握碳排放现状的有效手段,政府可通过数据细化制定重点行业、重点地区梯次达峰方案,并规划城市能源体系,优化城市配套建设。记者了解到,通过“电碳”模型,四川正在拓展减排降碳路径分析,目前国网四川电力正在积极建设天府新区公园城市碳中和示范区,通过电动汽车、光伏伞、光伏树、共享杆塔等项目,打造沉浸式低碳互动体验,依托汇集水、电、气、煤等多类型数据的能源大数据中心,打造“天府能源智慧大脑”,科学开展“双碳”分析决策,全程追踪碳足迹、源头降低碳排放、高效推动碳中和。国网福建电力相关负责人表示,目前,电碳生态地图已完成了初步模型设计。电碳生态地图具有可复制性,其目标就是率先打造“厦门样板”,并在此基础上将电碳生态地图逐步向全省乃至全国推广,绘制中国电碳生态地图。
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起跑碳市场:电-碳市场的异与同、现状及展望-北极星火力发电网
场:电-碳市场的异与同、现状及展望-北极星火力发电网北极星电力新闻网进入主站行业站Industry Website火电风电光伏水电售电储能氢能环保智能电网核电电池综合能源服务输配电农电能源碳管家电力软件功能站Function Website北极星学社电力社区新闻站电力商务通电力会展/会议电力市场电力技术环保设备招聘站Recruitment Website电力招聘火电招聘光伏招聘风电招聘水电招聘核电招聘环保发电招聘电力工程招聘信息化招聘储能招聘售电招聘综合能源服务招聘新闻政策招投标项目技术数据报告社区下载市场名企独家人物评论国际火电风电光伏储能售电水电氢能环保智能电网核电电池综合能源服务输配电农电招聘学社直播商务通专题搜索历史清空水处理企业注册企业登录个人注册个人登录您的位置:电力火电火电环保市场正文起跑碳市场:电-碳市场的异与同、现状及展望2021-07-19 11:25来源:电联新媒作者:杨素等关键词:碳市场电力市场电改收藏点赞分享订阅投稿我要投稿“千呼万唤使出来”的全国碳市场于7月16日开启了大幕。9点30分,首笔全国碳交易撮合成功,价格为每吨52.78元,总共成交16万吨,交易额为790万元。首批参与全国碳排放权交易的发电行业重点排放单位超过2162家,碳排放量超过40亿吨二氧化碳。作为全球最大碳市场,中国碳市场甫一开市便热度不断升温,一路打破圈层,有关碳的研究,已成为能源、工业、金融等领域无可争议的显学。碳市场的开启将对能源变迁和工业生产产生深远影响,而最先直面挑战的,是电力行业。通过电力行业的率先入局来打开碳市场,是全国碳市场启动的基础。当前,电力市场化改革进入深水区,旧患未除,新局压顶,电力市场如何迎接其上游市场碳市场的开启?二者将如何相互影响,又怎样有效衔接?国网能源研究院杨素、丛鹏伟、孙燕一、马莉所撰写的《电—碳市场探讨:异与同、现状及展望》一文从市场范围、推进进程、市场空间、价格机制等方面分析了电—碳市场的协调发展情况,剖析了发电企业所面临的多方位挑战,并为能源电力企业在碳中和愿景下如何加强碳排放管理、加速清洁转型提出建议。现将此文分享给读者。(来源:电联新媒 作者:杨素等)当前我国碳排放基数大,且未来一段时期内仍将继续增长。要实现2060年碳中和目标,我国的减排速度需远超发达国家,转型力度前所未有,面临挑战史无前例。电力行业是中国碳排放的主要行业,电力行业碳排放约占中国能源活动二氧化碳排放的40%。采取更加积极的减碳举措,推动电力行业低碳发展是中国应对碳中和目标的重要抓手。除了可再生能源消纳、数字化电网和碳捕捉等相关技术的创新研究外,充分利用电力市场和碳市场对可再生能源消纳和碳减排的作用,进行管理制度上的创新研究,也是碳中和目标实现的重要手段之一。碳市场和电力市场在双碳目标实现中发挥着重要作用碳市场:低成本、可持续的碳减排政策工具碳排放权交易机制是在设定强制性的碳排放总量控制目标并允许进行碳排放配额交易的前提下,通过市场机制优化配置碳排放空间资源,为排放实体碳减排提供经济激励,是基于市场机制的温室气体减排措施;碳是指以二氧化碳为代表的温室气体,与行政质量、经济补贴等减排手段相比,碳交易机制是低成本、可持续的碳减排政策工具。建立符合我国国情的碳市场对实现碳中和目标具有以下几点作用:一是以市场机制应对温室气体排放的重大体制机制创新;二是有助于激励排放实体低成本完成碳减排目标,助力我国实现温室气体排放总量控制和实现碳中和目标;三是有助于将技术和资金导向低碳发展领域,推动企业发展新旧动能转换,倒逼企业淘汰落后产能、转型升级;四是促进我国形成国际碳定价体系、提高气候变化领域的国际领导力。电力市场:助力扩展可再生能源消纳空间电力市场包括广义和狭义两种含义。广义的电力市场是指电力生产、传输、使用和销售关系的总和;狭义的电力市场即指竞争性的电力市场,是电能生产者和使用者通过协商、竞价等方式就电能及其相关产品进行交易,通过市场竞争确定价格和数量的机制。通过深入推进电力市场化改革,推动电力现货市场交易试点,开展跨省区的可再生能源电力现货交易,加快推动辅助服务市场建设等方式。电力市场将对实现“双碳”目标有以下几点重要作用:一是以市场化方式促进清洁能源消纳利用,推动能源结构持续优化;二是加快能源互联网发展,加强生产与市场的深度融合,实现一体化决策,推进发电企业转型为综合能源服务企业;三是提升机组灵活性,及时响应电网调控,有利于推进新型电力系统建设;四是有助于协调作为主要碳排放行业的电力行业率先发挥碳市场的调节作用。全国碳市场和电力市场建设稳步推进全国碳市场从发电行业起步覆盖行业:逐步从单一行业扩展到多行业。初期,仅发电单个行业纳入,未来将拓展至多个行业,包括石油加工及炼焦业、化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业、造纸和纸制品业、民航业等行业中年综合能耗达到1万吨标准煤的企业。配额分配:逐步增加有偿分配的比重。按照行业基准线对发电企业进行配额分配,初期绝大部分配额将免费获得。发电行业的配额分配采用基于实际发电量和供电量的行业基准线法。未来将适时引入有偿分配,并逐步提高有偿分配的比例。目前生态环境部已公布发电行业配额分配实施方案并开展试算。交易模式:逐步丰富交易品种和交易方式。初期主要开展配额现货交易,条件成熟后再增加国家核证自愿减排量(CCER)及其他交易产品。生态环境部将推进温室企业自愿减排交易机制改革,尽早将国家核证自愿减排量纳入全国碳市场。电力市场建设取得积极成效2015年中发9号文对新一轮电力改革作了总体部署,改革核心内容:在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上,按照管住中间、放开两头的体制构架,在发电侧和售电侧开展有效竞争,实施“三放开、一独立、三强化”。其具体建设成效分为以下几点:一是电力市场交易体系逐步健全。我国已初步形成在空间范围上覆盖省间、省内,在时间周期上覆盖多年、年度、月度、月内的中长期交易及日前、日内现货交易,在交易标的上覆盖电能量、辅助服务、合同、可再生能源消纳权重等交易品种的全市场体系结构。目前省间、省内中长期市场已较为完善并实现常态化运行。二是市场开放度和活跃度显著提升。随着发用电计划的放开,符合准入条件的电力用户、发电企业等市场主体逐步被赋予了购(售)电选择权,市场主体的活力逐步释放。2019年底,公司经营区域内电力交易平台已累计注册各类市场主体14.3万家,是2015年底的近5倍。三是市场配置资源的决定性作用逐步显现。新一轮电力体制改革以来,我国发用电计划有序放开,逐步建立了市场化的电量电价形成机制,资源配置逐步由以计划为主向市场为主转变,市场化交易规模持续扩大。截至2019年10月,第一批8个电力现货市场试点已全部启动结算试运行。2020年3月,国家发改委、能源局下发了《关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知(发改办能源规〔2020〕245号)》,目前各试点省份正在进一步扩大结算试运行的周期和规模。各省市场建设往往从本省出发,各现货试点的市场设计思路、市场模式、交易品种、交易结算方式等都不尽相同。统筹推进,促进电—碳市场协调发展我国电力市场化改革与全国碳市场的建设,都处在逐步推进、逐渐完善的过程。由于两者在总体的建设思路、促进清洁能源发展和减排目标上具有一致性,且都对电力企业具有深远影响,因此需要统筹考虑两个市场的同步推进,促进两个市场协调发展。电—碳市场相对独立,但关联密切碳市场和电力市场形成的根源不同,市场运作通常是彼此独立的,是相对独立的两个市场。形成根源上,碳市场属于政策形成市场,主要形成目的是为了助力国家碳减排目标;而电力市场是需求驱动市场,主要是为了满足电力供需方的需求,合理地配置电能资源。市场运作方面,未来随着“碳达峰、碳中和”目标的逐步实现,碳排放量逐渐减少,未来碳市场空间要求逐渐收缩;随着电力体制改革的深入,电力市场化交易比重日益提高,改革红利逐步释放,电力市场空间要求逐渐扩展。对电力企业来说,发电的同时伴随着碳排放,电力市场和碳市场存在一定关联,具有共同特征。一是两个市场有共同的参与主体,发电企业同时参与两个市场,将对其发电决策和投资行为产生影响。二是两个市场有共同的建设思路,都在建设全国统一市场。三是两个市场有共同的设计理念,均以统一规则为基础,强调顶层设计。四是两个市场有共同的功能作用,都将促进清洁能源发展,促进资源大范围配置。做好电—碳市场在改革进程中的衔接发电企业将作为首批纳入行业参与全国碳市场,碳市场与电力市场将会有共同的参与主体,碳市场的建设会对电力市场中火电与可再生能源同台竞价产生一定的影响,需要从市场范围、推进进程、市场空间、价格机制等方面研究全国碳市场与电力市场的协调发展。在市场范围方面,碳市场和电力市场都是以试点起步,但试点范围不太相同。全国碳市场即将开展,全国统一电力市场也在逐步建设过程中,但各省电力市场模式和进度不一而同。因此在全国碳市场配额的机制设计中,要考虑各地电力市场的发展进度,有区别地进行机制设计。推进进程方面,碳市场启动之初,我国新一轮电力体制改革尚未开展。经过六年的改革,电力行业的价格机制、交易机制、市场主体等都发生了较大变化,全国碳市场建设需要和电力市场建设进程相协调,互相适应。如碳市场设计需要考虑电改后我国火电企业放开电价的实际情况。考虑电改后涌现的售电主体、增量配电企业、综合能源服务公司等如何参与碳市场等问题。在市场空间方面,电力市场是随着GDP增长而发展的,碳市场则通过强制碳配额形成,两个市场应相互促进,而非相互制约。电力市场和碳市场要协调推进行业发展与促进减排之间的关系,如企业减排成本的增加和满足社会发展需求的投资能力提升的关系;在减排措施上,也要减少两个市场对企业的双重考核问题。在价格机制方面,电力市场逐渐由计划过渡到市场,碳成本将影响企业在电力批发市场中的竞争力,碳成本可通过市场传递到用户侧。但对于保留的发用电计划部分,包括下游销售电价部分,一定程度上需要进行联动。电力行业在绿色交易领域深入拓展除了碳交易,电力行业已经开展排污权交易、发电权交易、节能量交易、绿色电能交易等多种绿色交易,未来还可能面临可再生能源配额交易、用能权交易等。电力交易与各类绿色交易主要考虑政策、交易及关键技术三方面的协同。一是政策层面的协同。碳交易、排污权、发电权、用能权、节能量、可再生能源配额均有各自的政策体系,并由不同的政府主管部门制定,在总量目标、覆盖主体、调控手段等方面都需要协同。二是交易层面的协同。各种交易都有各自交易模式和规则,对于电力企业,要综合考虑多种交易的相互影响,研究建立综合交易决策优化方法及决策技术支持系统。三是关键技术层面的协同。综合分析各类绿色交易中的关键技术,电力行业绿色交易的关键协同技术包括总量目标协同技术、配额管理及分配技术、MRV(监测、报告、核查)技术、交易系统对接技术、交易品种互认及转换技术、交易结算技术、市场调节技术、市场监管机制等。需深化研究这些关键协同技术,建立高效协同的节能减排管理机制,帮助企业以较低的成本实现节能减排目标。电力企业参与碳市场面临多方位挑战电力现货试点市场与碳市场试点范围不一样可能会导致出现一些问题,两个市场中促进节能减排、低碳发展的机制设计需要调节,多元化电力市场主体如何与碳市场纳入主体协调等。一是配额总量设定问题。全国碳市场总量控制目标应“适度从紧”,但也要考虑经济发展下的电量刚性增长、煤电为主的电源结构短期内难以改变、区域经济发展和能源资源分布不均衡等客观因素。目前疫情叠加中美摩擦等影响,电力增长不确定,可能有配额超发问题。二是火电持续发展问题。随着发用电计划逐步放开,火电企业开始自主参与电力市场化交易,火电企业竞争加剧,清洁能源加大利用的情况下,火电机组利用小时数逐年降低,火电企业面临一定的经营压力。三是清洁能源消纳问题。我国新能源装机容量大,与负荷变化匹配度不高,在用电高峰期间对电力平衡的贡献有限,消纳面临挑战。同时,我国电力系统调节能力不足,煤电占比达到51.7%,灵活调节电源比重仅为6%,煤电机组调峰能力较差,可调容量普遍只有50%,供暖期只有20%。需要推动可再生能源消纳市场机制与产业政策、计划手段的有效衔接,通过市场机制减少可再生能源间歇性出力影响,建立健全清洁能源对常规能源的发电权替代机制、辅助服务交易体系,丰富清洁能源交易品种开拓消纳市场等手段,加强系统调节能力建设,服务新能源消纳。四是市场主体多元化带来的碳市场的定位问题。从市场发展趋势来看,目前售电公司围绕用户需求在终端开展服务,目的是促进减排。未来,售电公司在整个碳市场中会发挥什么样的角色,也是一个重要的问题。碳中和愿景下能源电力企业任务艰巨加强碳排放管理一是建立完善企业碳排放管理体系。从战略层面整合资源,建立完善企业节能减排管理制度、流程及标准,设置碳排放管理机构或专门的人员岗位,负责公司碳排放及碳交易的统筹协调和归口管理。二是建立完备的碳排放管理辅助配套支撑机制。从人才、信息、风险防范各个方面保障企业碳资产能力建设。加强专业人才培训,并探索建立专业碳核查资质等;通过企业碳资产信息平台,完成实时的信息跟踪和报送;明确碳市场中的各类风险,提前采取风险防范与管控措施。三是建立企业碳排放及能源消费数据信息平台。完善相应信息平台的建设,与企业现有信息系统有效衔接,获取更为准确的数据,实现系统分析碳排放情况以及能源使用效率,为制定目标、参与市场和完成履约奠定基础。四是加强碳市场领域的交流合作。建议碳市场领域交易机构、金融机构、发电企业、电力用户和研究单位加强交流与合作,拓展在低碳领域和碳交易方面的业务发展机会。加速清洁转型一是推动能源生产方式向清洁主导转变。电力企业要加速推动主营业务向低碳、清洁能源业务转型。在加快煤炭等传统化石能源清洁化利用的同时,加大水能、风能、太阳能等低碳清洁能源开发力度,促进清洁能源大规模开发和消纳,实现多能互补和优化配置,推动能源结构优化升级,更好地促进清洁发展。二是推动技术创新和商业模式创新。为实现能源转型,需用科技技术革命做原动力。电力企业要加大研发投入,通过持续的科技创新,推动风电和光伏发电成本下降,突破非常规油气勘探开发、核电、储能、氢能等能源技术,推动能源产业格局调整变化。利用5G、人工智能、物联网等信息化技术,推动能源生产消费各环节革新,培育能源新模式、新业态。三是全方位深化能源国际合作。电力企业要持续深化能源研究领域扩大开放,积极参与和国际能源企业的合作与交流,潜心研究国际发展经验,探讨共同构建全球能源治理格局、共同推动绿色发展合作的中国方案,创新推动、引领全球能源治理升级。版权声明本文系《中国电力企业管理》独家稿件,版权所有,如需转载、使用或翻译成其他语言,需经本刊同意并注明出处。作者杨素、丛鹏伟、孙燕一、马莉供职于国网能源研究院。投稿与新闻线索:陈女士 微信/手机:13693626116 邮箱:chenchen#bjxmail.com(请将#改成@)订阅北极星周刊,精彩内容不再错过!特别声明:北极星转载其他网站内容,出于传递更多信息而非盈利之目的,同时并不代表赞成其观点或证实其描述,内容仅供参考。版权归原作者所有,若有侵权,请联系我们删除。凡来源注明北极星*网的内容为北极星原创,转载需获授权。阅读下一篇东莞市中堂燃气热电联产项目第一套机组一次性通过168小时试运碳市场查看更多>电力市场查看更多>电改查看更多>全国人大代表曹仁贤:建议扩大自愿减排交易范围 进一步健全完善碳市场3月6日,十四届全国人大二次会议在京开幕。全国人大代表、阳光电源董事长曹仁贤提交了《关于扩大自愿减排交易范围,进一步健全完善碳市场的建议》。党的十八大以来,我国积极参与全球环境与气候治理,为应对气候变化挑战做出了重大战略部署。全国碳市场自启动以来发展迅速,成为我国温室气体减排和绿色曹仁贤碳排放两会光伏2024-03-06全国人大代表薛济萍:完善相关体系以应对欧盟“碳关税”欧盟碳边境调节机制(俗称“碳关税”)将于2026年正式实施,被纳入的行业产品在出口到欧盟国家时,需要提供碳排放数据,并为产品制造时产生的碳排放交税。全国人大代表,中天科技集团有限公司党委书记、董事长薛济萍指出,中国和欧盟都是世界主要的经济体之一,彼此之间保持着长期稳定的贸易关系。来自碳市场碳关税两会声音2024-03-06全国政协委员杨智:建议加快推进全国性碳市场体系建设今年两会期间,全国政协委员,武汉市政协党组书记、主席杨智表示,当前我国碳市场存在支撑碳市场的各类法规和配套制度仍待建立健全;各地碳市场的差异性对统一全国碳市场形成挑战;碳金融市场体系亟待健全,产品服务相对单一等问题。为此,杨智提出如下建议:一、加快制定全国碳市场发展总体规划。近期碳市场碳交易两会声音2024-03-06深圳市生态环境局关于2023年度深圳碳市场重点排放单位名单的公示深圳市生态环境局公示2023年度深圳碳市场重点排放单位名单,将符合纳管条件的127家碳排放报告单位转为重点排放单位。并将58家企业从深圳碳市场重点排放单位名单中移出。调整后深圳碳市场重点排放单位共746家。深圳市生态环境局关于2023年度深圳碳市场重点排放单位名单的公示根据《深圳市碳排放权交易管碳市场重点排放单位碳排放报告2024-03-04深圳市大型活动碳中和实施方案深圳市生态环境局深圳市发展和改革委员会等八部门联合发布《深圳市大型活动碳中和实施方案》,深圳市将于2026年,全市行政机关、事业单位和国有企业率先开展大型活动碳中和,逐步建立常态化机制,鼓励社会各界组织的大型活动推行碳中和,全市大型活动碳中和参与度与服务能力显著提高,基本建成规则流程碳中和绿色低碳碳市场2024-03-04深度 | CCER全面重启对全国碳市场的四重影响2024年1月25日,国务院总理李强签署国务院令,公布《碳排放权交易管理暂行条例》(以下简称“条例”),自2024年5月1日起施行,该条例将替代自2021年2月1日起施行的《碳排放权交易管理办法(试行)》,成为我国碳交易领域的法律基础,对促进全国碳市场规范有序运行和健康持续发展具有重要意义。条例中碳市场CCER碳排放2024-02-29关于2022年度重庆碳排放配额第一次有偿竞价发放的公告重庆市生态环境局发布关于2022年度重庆碳排放配额第一次有偿竞价发放的公告,2024年3月7日10时00分,本次配额有偿发放采取竞价交易方式进行,由重庆联合产权交易所集团股份有限公司(以下简称联交所)负责组织重点排放单位进行网络竞价。本次发放配额60万吨二氧化碳当量,本次有偿发放的竞买底价为本公碳排放配额碳市场碳排放权交易2024-02-29生态环境部:尽快实现我国碳排放权交易市场的首次扩围2月26日,国务院新闻办就《碳排放权交易管理暂行条例》(下称“《条例》”)有关情况召开新闻发布会。生态环境部副部长赵英民表示,中国的碳排放主要集中在发电、钢铁、建材、有色、石化、化工、造纸、航空等重点行业,这八个行业占到我国二氧化碳排放的75%左右,这些重点行业工业化程度高,有一定的人碳排放权交易光伏发电碳市场2024-02-26生态环境部:争取尽快实现我国碳排放权交易市场的首次扩围北极星电力网获悉,2月26日,国务院新闻办就《碳排放权交易管理暂行条例》(下称“《条例》”)有关情况召开新闻发布会。生态环境部副部长赵英民在会上表示,中国的碳排放主要集中在发电、钢铁、建材、有色、石化、化工、造纸、航空等重点行业,这八个行业占到我国二氧化碳排放的75%左右,这些重点行业碳市场碳交易碳排放权交易2024-02-26生态环境部:正在建设全国统一碳市场 不再新建地方试点北极星电力网获悉,2月26日,国务院新闻办就《碳排放权交易管理暂行条例》(下称“《条例》”)有关情况召开新闻发布会。生态环境部副部长赵英民在回答《条例》对地方碳排放权交易市场影响时表示,我国碳市场建设是从地方试点开始起步的。2011年明确了北京、天津、上海、重庆、湖北、广东、深圳等7个省碳市场碳排放碳排放权交易2024-02-26国新办举行《碳排放权交易管理暂行条例》国务院政策例行吹风会国务院新闻办公室于2024年2月26日(星期一)上午10时举行国务院政策例行吹风会,请生态环境部副部长赵英民和司法部立法四局局长张要波介绍《碳排放权交易管理暂行条例》有关情况,并答记者问。国务院新闻办新闻局副局长、新闻发言人谢应君:女士们、先生们,上午好!欢迎大家出席国务院政策例行吹风会。碳排放权交易全国碳市场碳达峰碳中和2024-02-26华东能源监管局推动虚拟电厂参与华东电力调峰运行3月1日,华东能源监管局组织召开虚拟电厂参与华东电力调峰工作座谈会。华东能源监管局市场监管处,华东、上海电网企业和电力交易机构、部分虚拟电厂运营商参加了本次会议。华东能源监管局对相关工作背景进行了介绍,参会单位就负荷调节能力建设、调用、交易及结算等环节进行了交流发言。下一步,华东能虚拟电厂电力调峰辅助服务电力市场2024-03-07如何破解欠发达国家的电费回收难问题?尼泊尔的经验来了!造成欠发达国家电费回收难的原因有很多。面对信息化、移动化浪潮的冲击,如何基于当前大部分欠发达国家都不能短时间内解决的电力基础设施落后等问题的现状,对欠发达国家的电费回收问题进行有效解决?从信息化建设的角度,挖掘配电侧电费回收是一个可以践行的思路。(来源:微信公众号“朗新研究院”作电费电力市场电价2024-03-07全国政协委员南存辉:建立包含跨省跨区电力市场在内的统一市场体系2024全国两会时间开启。过去一年,在能源转型进程加速、绿色低碳高质量发展不断迈上新台阶的背景下,光伏新能源、新型工业化、先进制造、新质生产力、科技创新等成为经济社会可持续发展的“关键词”,也是今年两会代表委员关注的“高频词”。紧扣绿色低碳高质量发展重点领域,聚焦各界关切,今年,全国电力市场南存辉两会电改2024-03-07西藏2家发电企业注册为电力交易市场主体3月7日,西藏电力交易中心披露了《关于公布2024年2月西藏电力交易平台新增注册市场主体的公告》,2家市场主体(2家发电企业)提报注册。电力交易发电企业西藏电力市场2024-03-07福建能源监管办开展电力发展规划和有关政策落实情况调研为巩固拓展主题教育成果,推动“十四五”电力发展规划和有关政策在福建落地生根,2024年2月27日-3月1日,福建能源监管办先后赴福建能化集团、国网漳州供电公司、国网三明供电公司、国家能源集团福建公司开展调研。调研组采取召开座谈会、现场走访、实地察看等方式,重点聚焦“十四五”电力规划实施情况新能源电网建设电力市场2024-03-06西北能监局与青海省能源局座谈交流:加强电力市场建设近日,西北能源监管局主要负责同志带队与青海省能源局座谈交流,青海省能源局主要负责同志出席座谈。座谈中,双方围绕青海省能源行业发展以及国家清洁能源产业高地建设,就进一步提升能源安全保障能力、推动“十四五”能源规划实施、加强电力市场建设、落实电力安全监管要求等进行了深入交流。双方一致电力市场电网安全青海2024-03-06天津推动市场化交易进程 彰显新能源绿色价值全面推进美丽中国建设,加快推进人与自然和谐共生的现代化,是以习近平同志为核心的党中央着眼全面建成社会主义现代化强国作出的重大战略部署。全国政协委员、农工党天津市委会副主委于春水表示,农工党作为以生态环境为主界别之一的社会主义参政党,积极践行习近平生态文明思想。农工党天津市委会充分电力市场电力交易两会声音2024-03-062023年国家电网经营区电力交易市场主体满意度持续提升根据第三方专业机构开展的电力交易市场服务满意度调查结果,2023年国家电网有限公司经营区省间、省内市场服务整体满意度为93.29,同比增长0.55,处于“很满意”区间。省间市场主体满意度93.62,同比增长0.72,实现连续6年增长;省内市场主体满意度92.96,同比增长0.29,实现连续3年增长。2023年,北京电力交易电力交易中心电力市场2024-03-06华中能监局推动西藏年度交易规模增长至15亿千瓦时左右为贯彻落实国家能源局关于全国统一电力市场体系建设相关部署,加快西藏电力市场建设步伐,华中能源监管局扎实推进西藏2024年电力中长期交易,年度交易规模较2023年大幅增长。华中能源监管局按照《西藏电力市场建设三年行动方案》总体要求,联合西藏能源局印发《2024年西藏自治区电力中长期交易方案》,电力市场统一电力市场电力中长期交易2024-03-05电力市场信息披露图说(二)电力市场信息披露图说(二)电力市场电力交易安徽电力交易中心2024-03-05四川能监办召开电力调度与市场交易监管座谈会2月29日,四川能源监管办组织召开2024年度厂网联席会暨电力调度与市场交易监管座谈会,国网西南分部、国网四川省电力公司、四川能投集团、四川电力交易中心及省内20余家发电企业、4家售电公司等企业参加了会议。会上,四川能源监管办传达了国家能源局2024年监管工作会议精神,通报了2024年市场监管重点电网调度虚拟电厂电力市场2024-03-05今年完成513个村寨电改 贵州征求村寨消防建设三年行动方案意见3月4日,贵州省住房和城乡建设厅发布《贵州省50户以上农村木质房屋连片村寨消防建设三年专项行动方案(征求意见稿)》,其中提到,实施50户以上农村木质房屋连片村寨“电改”。2024年,新建、改造完成871个村寨“水改”“电改”,其中“水改”358个、“电改”513个。2025年,新建、改造完成黔东南州912配电网电力设施电改2024-03-05评丨准确理解煤电容量电价机制根据2023年国家发展改革委、国家能源局发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知》(以下简称《通知》),从2024年1月1日起,现行煤电单一制电价调整为两部制电价,容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整。这对于理顺煤电价格形成机制,科学反映成本构成,更好发挥煤电行业的基础保障性煤电容量电价电改煤电行业2024-01-29安徽阜阳2024年煤电容量电价机制工作推进会议召开为贯彻落实党中央、国务院关于加快构建新型电力系统的决策部署,适应煤电向基础保障性和系统调节型电源并重转型的新形势,降低企业成本,减轻企业负担。近日,阜阳市发展改革委组织召开2024年煤电容量电价机制工作推进会议。市发展改革委、市市场监管局、国网阜阳供电公司和市直147家工商业企业单位参容量电价煤电容量电价电改2024-01-19观察丨山西广东电力现货市场进入正式运行时代年终岁尾之时,山西、广东两地相继发布两则重磅消息:电力现货市场从试运行状态转为正式运行。两则消息如投入湖面的两粒石子,在电力市场泛起了层层涟漪。我国电力现货市场建设开启了新篇章,电力市场化进程势不可挡。这“一北一南”电力现货市场的正式运行,不仅对当地能源市场产生积极影响,其经验更电力市场电力现货市场电改2024-01-19一图读懂丨广东省煤电气电容量电价机制有关事项容量电价煤电容量电价电改2024-01-12《甘肃省电力中长期交易实施细则(试行)》修订印发近日,根据国家关于深化电力体制改革的决策部署以及甘肃电力市场建设实际,甘肃能源监管办会同甘肃省发展改革委、省工信厅修订印发了《甘肃省电力中长期交易实施细则(试行)》,旨在依法维护电力市场主体的合法权益,推动省内中长期市场与现货市场、零售市场、辅助服务市场更好衔接,推动建设统一开放电力市场电力中长期交易电改2024-01-05国家发改委:加快全国统一电力市场体系的建设 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浙江:首个“电碳指数”让减碳实时可见 -中华人民共和国科学技术部
浙江:首个“电碳指数”让减碳实时可见 -中华人民共和国科学技术部
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浙江:首个“电碳指数”让减碳实时可见
日期:
2021年08月06日 14:37
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近日,在浙江省舟山市能源大数据中心,全国首创的“电碳指数”正式上线。用户走进大数据中心,可直观地了解到自己的碳排放动态,为落实减碳行动提供科学数据参考。
“电碳指数”是指每消耗一度电所对应的碳排放量。今年3月开始,国网舟山供电公司在国网英大碳资源管理(上海)有限公司的协助下,创新研发国网系统首个“电碳指数”模型,集成各个行业企业生产经营的用电、用气、用煤、用油等能耗数据,转换成碳排放量,进行精准统计、分析和赋码,得出“电碳指数”数值。
与常规的利用企业产值规模和区域经济总量测算碳排放情况的计算方法不同,电碳指数结合实时用电数据测算,具有实时性、直观性和普遍性等特点,周期短暂、测算简单,舟山全市八大行业中所有企业每天的碳排放量数据均可实现一天一更新。以某石油炼化企业为例,该企业“电碳指数”为6.81,根据一天的用电量15000千瓦时可得知,当天的碳排放量约为100吨。
电碳指数不但为政府合理规划布局产业、控制与统筹碳排放量制定政策提供支撑,为引导区域开展碳排放权交易提供依据,也为企业对标国际国内先进标准以及今后如何减碳降耗提供参考。
下一阶段,“电碳指数”将向全国推广,为实现“双碳目标”贡献浙江智慧。
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