国家发展改革委、国家能源局近日印发的《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，是碳达峰碳中和“1＋N”政策体系中针对能源领域发布的综合性政策文件，对推动我国能源领域绿色低碳转型具有重要指导作用。
《意见》重点强调了几项政策和市场设计，包括完善能耗“双控”制度、可再生能源电力消纳保障机制、加快建设全国碳排放权交易市场、用能权交易市场、绿色电力交易市场等。本文将对这些政策的出台背景和相互之间的关系进行梳理分析，并提出未来发展方向的思考和建议。
一、各类政策出台背景与实施现状
（1） 能耗“双控”政策
能耗“双控”是指对能源消费强度和能源消费总量的控制，是落实生态文明建设要求、促进节能降耗、推动高质量发展的重要举措。我国能耗“双控”政策始于“十一五”时期，2007年4月印发的《能源发展“十一五”规划》首次提出一次能源消费总量控制目标和万元GDP能耗下降目标。2013年1月印发的《能源发展“十二五”规划》明确提出“实施能源消费强度和消费总量双控制”。2017年印发的《能源发展“十三五”规划》将能耗双控作为经济社会发展重要约束性指标，并建立了指标分解落实机制。
2019年8月，习近平总书记在中央财经委员会第五次会议上，对完善能耗双控制度作出指示，要求对于能耗强度达标而发展较快的地区，能源消费总量控制要有适当弹性。2021年9月，国家发改委印发《完善能源消费强度和总量双控制度方案》，进一步突出强度优先，将能耗强度降低作为国民经济和社会发展五年规划的约束性指标，合理设置能源消费总量指标。
此后，在2021年12月10日召开的中央经济工作会议上，习近平总书记对能耗“双控”政策提出了“新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，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，加快形成减污降碳的激励约束机制，防止简单层层分解”的新要求。
从实行情况来看，2021年8月，国家发改委发布《2021年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》，在能源消费总量控制方面，青海、宁夏、广西等8个省（区）为一级预警；在能耗强度降低方面，青海、宁夏、广西等9个省（区）上半年能耗强度不降反升，为一级预警，这些地区2021年“两高”项目节能审查将被暂停。在能耗“双控”政策的压力下，部分省区采取了限产、限电措施突击完成任务，对地方经济产生了影响。
（2）可再生能源消纳保障机制
实施可再生能源消纳保障机制是促进可再生能源消纳的重要举措，以2019年5月10日国家发改委、国家能源局印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号）为政策依据。
可再生能源消纳保障机制的主要内容为国家能源主管部门按年度向各省级行政区域下达可再生能源电力消纳责任权重，分别对“总量”和“非水电”两类指标设定“最低消纳责任权重”和“激励性消纳责任权重”。在各省级行政区内，由电网企业承担经营区消纳责任权重实施的组织责任，售电企业和电力用户协同承担消纳责任。
可再生能源消纳保障机制从2020年起正式实施，2021年起滚动发布各省当年和次年消纳责任权重（其中当年权重为约束性指标，次年权重为预期性指标）。从2020年度消纳责任完成情况来看，除西藏免除考核外，全国30个省（区、市）都完成了国家能源主管部门下达的总量消纳责任权重和非水电消纳责任权重。
（3）绿色电力证书
2017年2月3日，国家发改委、财政部、国家能源局联合印发《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，当年7月1日，绿证自愿认购交易正式启动。
绿证自愿认购交易政策的出台主要是为了减小可再生能源电价补贴缺口。虽然我国可再生能源电价附加标准从最初的每千瓦时0.1分提高至1.9分，但始终没有满足可再生能源发展需求，补贴资金缺口达几千亿元。绿证制度的出台使得风电、光伏发电企业可以不高于补贴的价格出售绿证，相应电量则不再获得补贴。2019年1月7日，国家发改委、国家能源局印发《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，鼓励平价上网项目和低价上网项目通过绿证交易获得合理收益补偿。
但从实际成交结果来看，自愿认购绿证市场成交量较小，活跃度较低。自2017年7月1日绿证交易平台上线，截至2022年2月21日，我国绿证核发总量达4130万个，实际交易量102万个，仅占核发总量的2.4%。从价格来看，带补贴风电绿证折合0.2元/千瓦时左右，带补贴光伏绿证折合0.6元/千瓦时左右，无补贴项目折合0.05元/千瓦时，带补贴项目的高价影响了成交量。
此外，由于国内绿证在国际上的认可度不高，也有部分跨国企业、出口型企业选择购买I-REC、TIGR等国际绿证。
（4）绿色电力交易
绿色电力交易是为促进用户消费绿色电力，在电力中长期交易中单独开展的一类交易品种，以2021年9月国家发改委、国家能源局复函同意国家电网公司、南方电网公司开展绿色电力交易试点为启动标志。
虽然此前风电、光伏企业已广泛参与多个省份的电力市场，但绿色电力交易与之相比在以下三方面具有显著区别：
一是强调以市场化方式发现绿色电力的环境价值，即绿色电力的价值由电能量价值与环境价值两部分构成，因此交易重点从“电价降多少”转为“环境溢价值多少”，针对的用户主要为行业龙头企业、跨国公司等具备价格承受能力、重视ESG责任的用户。
二是强调绿色电力相对于其他交易的优先地位，即优先组织、优先执行、优先结算。绿色电力在交易组织、电网调度等方面具有优先权，在现货试点地区，亦为其提供优先出清履约的市场机制。需要说明的是，目前的绿色电力交易仍为“电量交易”，产生的偏差由其他交易品种进行兜底。
三是强调“证电合一”的绿证发放方式。参与绿色电力交易的用户在使用电力的同时可获得相应的绿色电力消费证书，该证书由国家可再生能源信息管理中心核发，由电力交易中心根据交易结果分配至用户。在此过程中依托区块链技术记录各环节信息，保证绿色电力全生命周期可溯源。
2021年9月7日，首次绿色电力交易试点正式启动，来自17个省份的259家市场主体完成了79.35亿千瓦时绿色电力交易，其中68.98亿千瓦时在北京电力交易中心完成，10.37亿千瓦时交易量在广州电力交易中心完成，绿色电力价格相比各省燃煤标杆电价实现平均溢价3-5分/kWh。
（5）碳排放权交易
碳排放权交易是为了减少二氧化碳排放而建立的政策性市场，目的是以市场化方式实现减排成本的最小化。早在2011年，我国便选取了北京、天津、上海、重庆、湖北、广东、深圳7个省份碳排放权交易试点，于2013-2014年间建立了试点碳市场并开始实质交易。
“双碳”目标提出后，全国碳市场的建立成为关注焦点。2021年1月，生态环境部印发《碳排放权交易管理办法（试行）》，3月印发《企业温室气体排放报告核查指南（试行）》，5月印发《碳排放权登记管理规则（试行）》、《碳排放权交易管理规则（试行）》和《碳排放权结算管理规则（试行）》，初步建立起了全国碳市场的制度基础。
2021年7月16日，全国碳市场上线交易正式启动，纳入发电行业重点排放单位2162家，覆盖约45亿吨二氧化碳排放量，是全球规模最大的碳市场。2021年12月31日，全国碳排放权交易市场第一个履约周期顺利结束，碳排放配额累计成交量1.79亿吨，累计成交额76.61亿元。按履约量计，履约完成率为99.5%。12月31日收盘价54.22元/吨，较首日开盘价上涨13%。
（6）用能权交易
用能权交易是在能耗“双控”目标下，通过市场化手段促进企业节能减排、绿色发展的机制。2015年9月，中共中央、国务院印发的《生态文明体制改革总体方案》中首次提出用能权交易。2016年9月，国家发改委印发《用能权有偿使用和交易制度试点方案》，选择在浙江、福建、河南、四川四省开展用能权有偿使用和交易试点。
2017-2019年间，四个试点省份陆续印发用能权有偿使用和试点工作方案，并启动正式交易。试点省份普遍将钢铁、水泥、化工等重点耗能行业纳入试点范围，其中福建将火力发电纳入，河南的试点范围为郑州等四个城市的高耗能行业。交易标的均为用能权指标（吨标煤），其中四川提出在交易标的中研究引入绿证、核证减排量。根据福建工信厅披露的数据，福建用能权交易市场纳入试点企业102家，自2018年开市以来共交易指标412.14万吨标准煤，成交金额10210.5万元。
全国范围的用能权交易尚未开展，据报道，2021年11月国家发改委召开深化用能权交易试点研究工作会，部署相关工作。
二、各类政策衔接机制及存在的问题
上述各项政策出台于不同时期，分别为了解决不同问题，但整体而言都是为了推动能源绿色低碳转型，各项政策的手段之间存在交叉重叠，因此也需要相应的衔接机制。
（1） 能耗“双控”政策与消纳保障机制
2019年可再生能源消纳保障机制在出台时即明确超出激励性消纳责任权重部分的消纳量折算的能源消费量不纳入“十三五”能耗“双控”考核。而在2021年9月印发的《完善能源消费强度和总量双控制度方案》中，为鼓励可再生能源消费，将该表述修改为：对超额完成激励性可再生能源电力消纳责任权重的地区，超出最低可再生能源电力消纳责任权重的消纳量不纳入该地区年度和五年规划当期能源消费总量考核。因此，对纳入能耗考核、想要增加用能的企业来说，必须大量使用可再生能源并超过省级政府对其下达的激励性可再生能源消纳指标。
但是由于各省实施方案不尽相同，部分省份的消纳责任直接由电网公司通过安排可再生能源优先发电量和区外购电等方式完成，并未将消纳责任权重指标分解到用户，导致这些地区用户直接消费可再生能源的动力不足。
（2） 消纳保障机制与绿色电力证书
消纳保障机制的完成以实际消纳可再生能源电量为主要方式，同时可通过购买超额消纳量或自愿认购绿色电力证书作为替代，这就架起了两种机制之间的桥梁。
但如果深入研究就会发现，1个绿色电力证书代表的是1MWh的陆上集中式风电、光伏发电量，在这部分电量被消费时，又可以被认为是可再生能源消纳量，存在重复计算的嫌疑，因此也引发了对绿证“纯度”的质疑。
（3） 绿色电力证书与绿证交易
绿色电力交易中得到的绿证与自愿认购的绿证均由国家可再生能源信息管理中心核发，具有相同的认证效力，本质上是相同的。区别在于在形式上是“证电合一”还是“证电分离”：“证电合一”更符合电网实际运行规律，用户认可度更高，但可能由于物理约束导致无法购买相应需求的绿证，此时“证电分离”的灵活性优势得以显现。理论上来讲，应允许两种形式同时存在，由用户根据自身偏好进行选择，若两个市场均竞争充分、流动性足，则绿电交易中的环境价值应接近绿证成交均价。
（4） 绿电交易与碳排放权交易
绿电交易的买卖双方分别为可再生能源发电企业和有绿电需求的企业；碳交易市场中的参与者主要为控排企业，而可再生能源企业可通过开发和出售碳减排资产（CCER）参与其中，共同的市场主体将绿电交易与碳交易联系了起来。
根据《碳排放权交易管理暂行办法（试行）》，CCER可用于抵消碳配额，抵消比例不得超过5%。虽然国家发改委已于2017年3月暂停CCER审批，目前市场上的CCER均为存量项目，但随着全国碳市场进一步发展，CCER有很大希望重启。
对于环境权益的所有方即新能源发电企业来说，不论是单独卖绿证、通过“证电合一”的方式卖出绿色电力，抑或开发碳减排资产，其变现渠道只可选其一，不能重复出售。若碳市场的定价功能完善，则CCER成交价作为对其环境价值的衡量，也会影响绿证市场的成交价。
另一方面，对于同时参与电力市场和碳市场的控排企业来说，由于绿色电力生产过程中的碳排放为0，若能在碳排放核算中不计入这部分购入电力的碳排放，将降低其在碳市场的履约成本，也可降低出口型企业被征收碳关税的风险，有利于进一步提升绿色电力需求。
（5） 用能权交易与碳排放权交易
用能权交易与碳排放权交易分别是为了实现“节能”和“减排”两个目标而人为设立的政策性市场，市场要素高度一致：都主要针对高耗能企业、都需要确定总量和分配配额、都要进行年度履约、由配额不足方向配额盈余方进行购买、都需要相应的监测核查制度等。
实际上，用能权交易是通过控制能源消费总量进行源头把控，碳交易则是通过限制企业温室气体排放实现结果把控，考虑到我国能源消耗产生的碳排放占总碳排放量的80%左右，二者具有一致性。由于燃料消耗和碳排放量之间具有确定的换算关系，因此两个市场存在相互重叠问题。
三、展望
根据《意见》提出的主要方向和近期其他政策要求，结合目前存在的问题，我国能源绿色低碳转型将呈现如下几个主要特征和方向：
（1）以能耗“双控”和非化石能源目标制度为引领
《意见》确立的主要目标为：“十四五”时期，基本建立推进能源绿色低碳发展的制度框架，形成比较完善的政策、标准、市场和监管体系，构建以能耗“双控”和非化石能源目标制度为引领的能源绿色低碳转型推进机制。
能耗“双控”强调增强能源消费总量管理弹性，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，合理确定各地区能耗强度降低目标，加强能耗“双控”政策与碳达峰、碳中和目标任务的衔接。在国家发改委最新印发的《促进工业经济平稳增长的若干政策》（发改产业〔2022〕273号）中，关于工业用能提出“优化考核频次，能耗强度目标在‘十四五’规划期内统筹考核，避免因能耗指标完成进度问题限制企业正常用能”新要求，这是针对该政策引发限电停产的改进措施。
而非化石能源目标，在中共中央、国务院印发的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》中已进行了明确：到2025年非化石能源消费比重达到20%左右，到2030年达到25%左右，到2060年达到80%以上。为实现这一系列目标，全国可再生能源开发利用中长期总量及最低比重目标科学将会分解到各省实施，同时完善可再生能源电力消纳保障机制，鼓励区域协作或开展可再生能源电力消纳量交易。
（2）用户消费绿色电力的积极性将被大大激发
绿色电力交易是促进可再生能源消纳、降低用户侧碳排放的关键手段。在《促进绿色消费实施方案》（发改就业〔2022〕107号）中，提出了更具体的激励和约束措施，约束即加强高耗能企业使用绿色电力的刚性约束，鼓励各地根据实际情况制定高耗能企业电力消费中绿色电力最低占比。
用户消费绿色电力将享受多方面好处：一是若省级消纳权重分解到用户，绿电交易得到的绿证可用来完成该项指标；二是在超额完成激励性消纳责任权重时，能源消费总量考核的压力将大大减轻；三是在电网保供阶段，消费绿色电力比例较高的用户用电可以得到优先保障；四是若绿电交易碳排放量可以在碳排放核算中予以扣减，控排企业的碳市场履约压力将同步减轻。
随着全国统一电力市场的建立，整县分布式光伏的推进、现货市场的成熟，绿色电力交易如何与分布式发电交易、其他交易品种相衔接，将成为下一阶段需要解决的重点问题。
（3）转变绿色电力证书定位，推动国际认证
现行绿色电力证书的定位即替代补贴已不适应全面平价上网的新时代，亟需调整为促进绿色电力消费；核发范围需要扩大到分布式风电光伏、海上风电、生物质发电等多类型可再生能源项目；除此之外，国内绿证缺乏权威的第三方认证制度、无法二次交易，都阻碍了该制度的有效性和在国际上认证的权威性。
《意见》提出，下一步我国将完善和推广绿色电力证书交易，建立绿色能源消费认证机制，推动各类社会组织采信认证结果。加强绿色电力认证国际合作，倡议建立国际绿色电力证书体系，积极引导和参与绿色电力证书核发、计量、交易等国际标准研究制定。可以预见，未来我国绿色电力证书的认可度将大大提高，同时有利于出口产品的绿色认证。
（4）加强政策衔接，实现不同机制效果互认
如前所述，各项政策主要目标一致，只是实现路径不同，虽然已有部分衔接机制出台，但由于分管部委的不同、发展阶段的差异，仍需进一步加强协同配合。如需明确同一份可再生能源发电量的环境效益不能通过多种渠道重复变现，但绿证和CCER两种权证可以互认在绿电消费和碳减排中的作用。再如碳排放权配额和用能权指标两类配额，由于燃料消耗和碳排放量之间可以相互换算，若开展全国用能权交易，在制度出台时需要考虑两类配额能否按比例进行抵用的问题。
（图片来源：veer库）
