作者：曹晓静

济邦咨询 绿色低碳事业部 总经理助理

caoxj@jumbocn.com

一、可再生能源发展是双碳目标实现的关键支撑

IPCC发布的第六次评估报告综合报告（AR6）明确指出：“在现有政策下，当前全球排放量可能使21世纪全球温升超过1.5℃，且很难将温升控制在2℃以内”。然而气候变化会对人类和生态环境带来更加深远的影响，因此全球需要加快推进一系列脱碳措施。

根据 IPCC的建议，可再生能源发展和能源效率提高是在2030年前将排放量减半的最为现实的途径（见图1）。到2030年，可再生能源占发电总量的份额必须增加到65%。直接电力在最终能源消耗总量（TFEC）中的份额必须从21%上升到30%；能源效率措施的部署必须增加2.5倍。到2030年，最终用途部门的直接可再生能源占比必须从2019年的12%增长到19%。

图1，减少排放2018-2030

来源：IRENA(2022)，World Energy Transitions Outlook 2022: 1.5°C Pathway.

针对1.5℃目标，通过六大技术途径在2050年前可每年减少近37吉吨二氧化碳（见图2）。这六大途径包括：

• 显著提高可再生能源电力的发电量和直接使用量；

• 大幅提升能源效率；
  

• 终端用户部门电气化（例如电动汽车和热泵）；

• 清洁氢及其衍生物；

• 生物能源与碳捕获和封存相结合（BECCS）；

• 通过碳捕获与封存（CCS）助力“最后一英里”。

2050年脱除的二氧化碳中，超过90%都和可再生能源有关，包括直接供给、低成本电力、能效、电气化、生物能源与碳捕获与封存相结合、绿氢。

图2，通过六大技术途径在 2050 年前减少排放

注：减排估算包括与能源和工艺相关的二氧化碳排放以及非能源使用的排放。可再生能源包括可再生能源发电和直接利用可再生热能和生物质。能源效率包括与降低需求和提高效率有关的措施。结构变化（例如，通过直接还原铁重新布局钢铁生产）和循环经济实践是提升能源效率的一部分。

二、可再生能源发电及其配套基础设施需求巨大

1. 可再生能源发电需求

在电力部门，可再生能源的部署速度比其他能源更快、成本更低。但是要实现IPCC目标，每年新增的可再生能源发电装机容量将必须达到当前部署速度的三倍。

从国际上看，许多国家已提出电力零碳化目标。电力零碳化主要是通过提高可再生能源发电占比，淘汰燃煤和燃气机组，或在火力发电机组安装CCUS设施等措施实现。英国已通过立法正式承诺将于2050年实现净零温室气体排放，并计划在2035年实现零碳或近零碳电力系统。德国提出非水可再生能源发电量在总发电量中的比重到2020年至少达到35%，到2030年达到50%，到2040年达到65%，到2050年达到80%。美国总统拜登提议美国将在2035年前实现电力系统零碳并在2050年前实现全社会净零排放。在城市层面，伦敦、纽约、洛杉矶、阿德莱德等多个城市也都提出了电力零碳化目标。

在电力零碳化基础上，通过以电代煤、以电代油、以电代气等方式，提高电气化水平，避免/淘汰/替换化石燃料基础设施，减少非电燃料碳排放（见案例1）。中国要实现2060年碳中和目标的关键在于应尽快提高各部门的电气化水平，并确保几乎所有电力来源于零碳资源。国内外多个机构对中国能源转型和碳中和路径进行了研究，研究结果显示：2030年，中国非化石能源装机比重在63%-67.5%，发电量比重在52%-55%之间。远期到2050年，中国非化石能源装机比重76.2%-92%，发电量比重在60%-90%之间。2030年，中国终端电气化率将提升至33%-35%；2050年终端电气化率在52%-60%；2060年终端电气化率在60%-66%。在各终端部门中，建筑部门电气化率最高，普遍预测在远期到达75%以上。随着电气化水平的提高，电力零碳化对碳中和目标的实现愈发重要。

在许多国家，光伏与风电目前已经能够与作为基荷的化石燃料发电竞争。甚至在一些国家，可再生能源加储能已经成为比燃气轮机更具经济性的调峰方式。中国的光伏发电成本已经低于燃煤发电成本，而陆上风电也将很快达到这一水平。海上风电成本很可能将在未来十年具备竞争力，而中国的核电成本目前已经基本可以与煤电竞争。

光伏作为最经济、适用范围最广的可再生能源，已在农业、工厂、住宅、公共建筑、公共交通枢纽等多个场所进行安装推广，但离“应装尽装”，仍有较大距离。为此，国家能源局综合司于2021年6月20日下发了《关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》（以下简称《通知》）。《通知》指出项目申报试点县（市、区）要具备丰富的屋顶资源、有较好的消纳能力，党政机关建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于50%；学校、医院、村委会等公共建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于40%；工商业厂房屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于30%；农村居民屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于20%。开展整县（市、区）屋顶分布式光伏建设，有利于整合资源实现集约开发，有利于消减电力尖峰负荷，有利于节约优化配电网投资，有利于引导居民绿色能源消费，是实现“碳达峰、碳中和”与乡村振兴两大国家战略的重要措施。

2.基础设施和技术配套需求

为了适应可再生能源发电的特点，需要对基础设施进行升级、现代化改造和扩建，以提高系统弹性并为多元化互连系统构建灵活性，以消纳大量波动性可再生能源，包括但不限于灵活发电、改进电网基础设施、需求侧响应以及部署储能技术提高电网灵活性。

• 优化电网建设和运行，提高绿色电力输送能力。可再生能源电力供应中心和消费中心往往不匹配。因此需要扩展超高压电网的建设，推动智能电网发展，运用先进的信息通信技术，实现电力生产、传输和消费网络的自动化和智能化，扩大电网互联范围，改变传统的辐射式电网结构，保证从电厂到终端用户之间的信息和电流的双向流动，提高电力运输能力。

• 光伏和风电的间歇式和波动性特点对电力需求预测能力、需求侧管理能力、储能技术、多能流协同控制技术等提出了更高的要求。通过商业模式创新（如：虚拟电厂、能源互联网、成立能源合作社、灵活的电力交易平台等）挖掘需求侧响应潜力，构建可中断、可调节多元负荷资源，完善相关政策和价格机制，引导各类电力市场主体挖掘调峰资源，主动参与需求响应，提高电网韧性。

• 电力零碳化与企业可持续发展需求相符合，有利于吸引国内外优秀企业入驻，提高地区经济竞争力。在企业可持续发展理念的普及下，越来越多的企业提出了碳中和目标，而当地可再生能源禀赋和电力碳排放因子将会影响企业实现碳中和目标的难度和成本。电力零碳化可以协同推进地方和企业的碳竞争力。

三、双碳目标下可再生能源开发利用具有多重价值

1. 可再生能源相关业务发展机遇

国家和各省市对特定光伏项目持续出台补贴政策，如：2022年12月14日，财政部发布《关于提前下达2023年可再生能源电价附加补助地方资金预算的通知》。根据通知，光伏预算约25.8亿、风电预算约20.5亿、生物质发电8,425万元；部分省市光伏补贴政策见表1。相关基础设施包括储能和输电通道建设等。在储能方面，2021年4月国家发改委、国家能源局发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》（以下简称《意见》）。《意见》指出“到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000万千瓦以上。到2030年，实现新型储能全面市场化发展。新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列，标准体系、市场机制、商业模式成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，装机规模基本满足新型电力系统相应需求。新型储能成为能源领域碳达峰碳中和的关键支撑之一。”各省市也陆续出台了相关政策，鼓励新建风电和光伏等新能源发电项目配套建设储能设施，储能配置比例从10%到25%不等，储能配置时间要求2-4小时。

表1，部分省市光伏补贴政策

除补贴外，国家多部门发布政策为能源绿色低碳转型和新能源开发提供更低成本的融资服务。如：2022年1月30日，发改委和能源局发布《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（发改能源〔2022〕206号)，提出“建立支撑能源绿色低碳转型的财政金融政策保障机制，重点支持清洁低碳能源开发利用、新型电力系统建设、化石能源企业绿色低碳转型等领域；引导金融机构加大对具有显著碳减排效益项目的支持；同年2月18日，发改委、工信厅、能源局等部门联合发布了《关于印发促进工业经济平稳增长的若干政策的通知》（发改产业〔2022〕273号）提出落实煤电等行业绿色低碳转型金融政策，用好碳减排支持工具和2000亿元支持煤炭清洁高效利用专项再贷款。

2. 可再生能源开发的碳价值变现

开发的可再生能源主要可以通过如下三个途径实现变现：绿证、绿电、碳抵消信用（CCER）。如果未来绿电交易和碳交易实现有效衔接，则可通过帮助企业实现电力脱碳，从而减少对碳排放权（配额）的需求，将大大促进绿电消费和变现。

a. 绿证

2017年，国家发展改革委、财政部和国家能源局联合发布了《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》，明确每兆瓦时非水可再生能源上网电量可获发绿证，企事业单位等主体可通过协商或竞价的形式自愿认购绿证，成交的绿证不得再次转让，且对应电量不再享受国家财政补贴。

为了扩大绿证交易规模，2019年底国家发展改革委和国家能源局联合印发《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，简称“通知”），提出了可再生能源配额制（Renewable Portfolio Standard，RPS）。“通知”确认电网企业、电力批发市场直购电用户等主体为RPS责任主体，要求责任主体根据全年电力消费量及政府核定的责任权重履行可再生能源电力消纳责任，并且政策明确认购绿证可将对应的可再生能源电力等量登记为消纳量。

此外，参与国际倡议（RE100）的机构或申报零碳企业/工厂的企业也都需要购买绿证以实现100%可再生能源电力使用目标和抵消电力产生的碳排放。

b. 绿电和碳交易

为贯彻落实党中央、国务院关于碳达峰、碳中和的战略部署，加快构建以新能源为主体的新型电力系统，2021年9月，国家发展改革委、国家能源局正式批复了《绿色电力交易试点工作方案》（简称《工作方案》），绿电交易试点启动会于9月7日在北京和广州同步召开。

绿色电力产品是指符合国家有关政策要求的风电、光伏等可再生能源发电企业上网电量。目前主要为风电和光伏发电企业上网电量，根据国家有关要求可逐步扩大至符合条件的其他电源上网电量。绿色电力（简称“绿电”）交易是指以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易，用以满足发电企业、售电公司、电力用户等市场主体出售、购买绿色电力产品的需求，并为绿色电力产品的电力用户提供绿色电力证书。

绿电除了可用于地区、电网企业、独立售电公司及拥有配电网运营权的售电公司和拥有自备电厂的企业等完成可再生能源消纳目标外，部分省市对高耗能企业绿电消费占比做出了规定，如：《江苏省促进绿色消费实施方案》（苏发改就业发〔2022〕535号）提出要“研究制定高耗能企业使用绿色电力的刚性约束机制，逐年提高绿色电力消费最低占比，对符合条件的企业适度降低阶梯电价加价标准。到2025年，高耗能企业电力消费中绿色电力占比不低于30%。”此外，中央和地方陆续出台了一系列政策推动绿电交易和碳排放权交易的衔接，绿色电力交易对应的二氧化碳减排量【与CCER（中国核证自愿减排量）等其他自愿减排机制不重复核证部分】有望纳入碳交易市场履约补充机制。

2021年10月，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》明确指出，要加强电力交易、用能权交易和碳排放权交易的统筹衔接；同期印发的《2030年前碳达峰行动方案》也提出，要统筹推进碳排放权、用能权、电力交易等市场建设，强化市场机制间协调衔接；

2022年1月18日，为全面促进消费绿色低碳转型升级，国家发展改革委等部门发布《促进绿色消费实施方案》，方案指出，要引导用户签订绿色电力交易合同，并在中长期交易合同中单列，加强高耗能企业使用绿色电力的刚性约束，且明确提出了建立绿色电力交易与可再生能源消纳责任权重挂钩机制。这一方案的公布给予了绿电交易市场新的活力，即绿电中长期交易合同与对高耗能企业使用绿电的刚性约束将一定程度地保证我国绿电交易市场规模；而一旦允许用户通过购买绿电完成可再生能源消纳权重，将进一步有效刺激用户参与绿电交易市场的积极性。

同日，国家发展改革委、国家能源局发布了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号），该意见将“探索开展绿色电力交易”单列于“构建适应新型电力系统的市场机制”项下，指出应引导有需求的用户直接购买绿色电力，做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的有效衔接。该意见强调了绿电交易在新型电力系统的重要地位以及绿色电力的环境价值、市场价值，也为绿电交易市场赋予了“碳中和”时代的特殊意义，为绿电交易市场提供了新的发展路径。

2022年5月，国家发改委、国家能源局发布的《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》再度强调，要完善绿色电力证书制度，推广绿色电力证书交易，加强与碳排放权交易市场的有效衔接。

2022年12月21日，深圳市人民政府办公厅发布了《深圳市促进绿色低碳产业高质量发展的若干措施》，指出“加强与深圳碳交易市场的衔接，探索将绿色电力交易对应的二氧化碳减排量【与CCER（中国核证自愿减排量）等其他自愿减排机制不重复核证部分】纳入深圳市碳交易市场履约补充机制，具体要求由市生态环境部门另行确定。”

c. 碳抵消信用（CCER）

2012年国家组织制定了《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》（以下简称《暂行办法》)。《暂行办法》明确了国家核证自愿减排量（CCER, China Certified Emission Reduction）的定义，即对我国境内可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目的温室气体减排效果进行量化核证，并在国家温室气体自愿减排交易注册登记系统中登记的温室气体减排量；规定了CCER应在国家主管部门备案的交易机构内，依据交易机构制定的交易细则进行交易。2015年初，国家发展改革委出台《关于国家自愿减排交易注册登记系统运行和开户相关事项的公告》，温室气体自愿减排注册登记系统正式上线运营。

纳入配额管理的重点排放单位可以在全国碳市场中购买其他企业的碳排放配额，也可以选择在CCER市场上购买基于项目的CCER，用于抵消自己的碳排放量，完成履约。因此，CCER抵消机制不仅可以扩大碳市场参与主体，以市场化补偿手段，促进林业、清洁能源等环境友好型产业发展，还可以降低控排企业的履约成本。各试点碳市场都对CCER抵消履约做出了规定，包括CCER的项目类型、来源地区、时间点及具体操作流程和CCER可用于抵消的比例等。

来自国家能源局的信息披露显示，CCER共备案了200个减排方法学，9个交易机构，12个审定与核证机构和1315个减排项目；共计签发454批次（近400个项目）的约7800万吨项目减排量。中国自愿减排交易信息平台挂网公示了其中254 批次（234 个项目）的约5300万吨备案减排量的相关信息：风电和光伏发电项目数量占比一半，而其备案减排量占公示总量的30%；水电项目32个，备案减排量占公示总量的1/4。

由于风光发电项目基本已实现平价发电，因此，风光项目未必能纳入重启后的CCER市场，或会对方法学和项目类型进行调整和规定。配备储能的可再生能源项目由于盈利空间被压缩，有望参与CCER市场。

但值得注意的是，已进行CCER项目开发的可再生能源发电项目，为避免重复性，将不被RE100认可。

3. 可再生能源利用的避险价值

无论是近期热议的欧盟碳边境调节机制（CBAM），还是《企业可持续发展报告指令》（CSRD），均在碳排放和气候变化应对方面提出了要求。

CBAM作为欧洲绿色新政的一部分，对特定进口高碳排放产品征收的碳关税，避免欧洲重工业企业将高碳排放生产外包，通过转移制造、投资和化石燃料消耗，将排放从气候政策更为严格的区域转移到不那么严格的区域等现象。

欧盟理事会于2022年11月28日批准的CSRD，用于取代2014年1月发布的《非财务报告指令》（NFRD），CSRD不仅适用于已受NFRD约束的大型企业，而且在2024年至2028年逐步扩大需要强制披露的经济主体。CSRD将适用于符合标准的第三国企业，第三国企业的子公司或分支结构将负责为该欧盟外的企业发布符合CSRD要求的可持续报告。也就是说如果中国企业的商品和服务最终用于向欧盟国家出口，该中国企业也是供应链中的一环，仍需要履行合规义务，依规披露ESG信息，不满足可持续发展管理要求的中国企业则会受到相应业务停滞影响。

涉及的相关企业可通过自行投资建造可再生能源发电设施、签署PPA（长期购电协议）、购买绿证/绿电或碳抵消信用等方式，满足可再生电力消费要求，减少企业和产品碳排放，从而避免因为不符合要求而造成业务停滞，以及未来承担更多碳关税。例如：光伏组件的生产、新能源电池的制造等也需要满足ESG可持续发展的要求。

4. 让价值更好更快变现的建议

a. 加快推动绿电、绿证、碳排放权和碳抵消信用之间的衔接，避免环境权益被重复计算，也减少企业实现双碳目标表的成本，激发企业购买绿证和绿电的意愿。

b. 推动绿电、绿证、碳排放权和碳抵消信用的国际认可度，使得出口企业有信心购买国内电碳环境权益来满足国际要求。

c. 在投资开发可再生能源时，需要结合其他可持续发展议题，提高政府对该项目的支持力度，比如：光伏+乡村振兴（扶贫）、光伏+矿区治理、风光+零碳园区等。

d. 在绿色转型趋势下，进行可再生能源开发工作的各相关方主体，积极对接银行等金融机构，通过发行绿色债券或者申请绿色信贷，往往拥有更低的融资成本。

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