本报记者 陆肖肖 实习记者 李佳佳 北京报道
新型能源体系的重要特征是清洁低碳，大力发展包括新能源在内的清洁能源，成为新型能源体系建设重要方向。
由于新能源发电出力具有较强的间歇性、随机性和波动性，必须大力推进“风光水火储”多能互补综合能源供给体系建设，这是建设新型能源体系的必然选择，也是实现电力系统高质量发展的客观需要，对于促进我国能源转型和经济社会发展具有重要意义。
除此之外，需要引起重视的是碳交易体系不仅在控制和减少排放、推动绿色低碳发展方面发挥作用，也将成为应对绿色壁垒、提升我国国际碳定价能力的重要市场手段。《华夏时报》记者获悉，今年两会，全国政协委员、中国大唐集团有限公司党组书记、董事长邹磊关注“风光水火储”多能互补、碳排放权交易体系问题，并带来《关于以多能互补方式加快规划建设新型能源体系的提案》和《关于加快推进碳排放权交易市场建设，提升我国国际碳定价能力的提案》。
加快推进“风光水火储”多能互补
在推进“风光水火储”多能互补项目实施过程中，邹磊向《华夏时报》记者表示，目前存在鼓励多能互补的配套政策落实不到位、部分多能互补项目市场竞争力不足、相关技术细则以及标准不健全、部分多能互补基地与输电通道建设不匹配、电力系统之外的其他能源品种灵活调节能力亟待挖掘这五个方面的问题。
其中，邹磊指出，西部北部多能互补外送基地主要边界条件是落地电价不能超过受端的燃煤发电标杆上网电价。由于外送输电通道要求可再生能源电量比例原则上不低于50%，影响了承担调峰任务的煤电利用小时数；同时因锂电池价格上涨，储能系统和整个多能互补项目成本上升，部分基地送电至东中部地区的成本已高于当地燃煤基准价。
邹磊还提到，多能互补基地的较大比例电能需要外送至负荷中心省份消纳。多能互补基地建设速度较快，但跨区跨省输电线路建设周期较长，一般需要3年以上，如未能与跨区跨省输电项目协同规划建设，将带来严重的弃风弃光问题。
针对上述问题，邹磊提出了五点建议：第一，加大政策扶持力度，确保已出台政策有效落实。推动各省、市、自治区结合实际制定推进多能互补发展的配套政策。将多能互补集成优化示范项目纳入国家及省级规划，可优先使用各省、市、自治区可再生能源发展规模及补贴等总量指标。风光水火储多能互补示范项目就地消纳后的富余电量，可优先参与跨省区电力输送消纳。其中，他提到“地方能源主管部门根据本地风光资源特点优化配置储能设施，避免‘一刀切’强制要求配置储能规模和时长，以提升项目市场竞争力。”
第二，完善可再生能源跨区跨省消纳市场机制。加快构建全国统一、区域协调的电力市场体系，逐步统一省间电力交易规则，促进跨区跨省直接交易。完善有利于可再生能源优先利用的电力交易机制，推动可再生能源与电力消纳责任主体签订多年长期购售电协议。健全完善跨区跨省绿电交易规则，推动受端市场用户直接参与新能源跨省交易。建立基于绿证的绿色能源消费认证标准、制度和标识体系，加强绿电交易与绿证交易衔接。
第三，完善技术标准，规范管理体系。加快制定多能互补项目配置新型储能技术导则，制定储能电站消防设计验收、状态监测评价等强制性要求和技术标准。制定和完善多能互补集成优化技术相关标准，明确多能互补系统技术要求，规范多能互补项目建设。
第四，加强电源电网规划协同，加强市场消纳协同。强化外送的多能互补基地规划与跨区跨省送电规划的衔接与协调，确保电源和电网项目同步投运发挥作用。推动建立送端省份、受端省份、多能互补项目业主、电网公司四方协同的电能跨区跨省消纳协商平台，促进各方就送电规模、送电价格、输电费用等重要事项条款达成一致意见并签订协议，推动多能互补项目建设与市场消纳。
第五，加快探索电力系统之外其他能源品种发挥调节能力的市场。逐步扩大尖峰电价和负电价波动范围，推动其他能源品种参与电力现货市场和辅助服务市场。加强电力、工业、建筑、热力等领域基础设施的协同，出台综合规划、一体审批、标准制定和数据交互的相关法规。加强电力市场与天然气市场、热力市场、碳市场改革的衔接，推动多能源市场协同。鼓励多元化投资建设运营模式，加大绿色债券、绿色信贷、税收减免对多能互补系统的财政金融支持力度。
完善碳排放权交易市场体系
除此之外，邹磊还为2023年全国“两会”带来《关于加快推进碳排放权交易市场建设，提升我国国际碳定价能力的提案》。他认为，目前全国碳市场面临五大问题。一是碳排放权交易法律规范体系建设滞后；二是市场参与主体类别单一；三是市场价格机制需进一步完善；四是碳市场与其他环境权益产品市场连接性不强；五是我国碳交易国际化需要提前布局谋划。
其中，需要注意的是，邹磊表示，碳市场作为国际通行的减排手段，国际碳资产的定价权将直接影响在控制碳排放总量这一目标下各国产业的发展。
关于碳市场存在的这些问题，邹磊建议，第一，强化碳市场法制建设。尽快出台国家层面的《碳排放权交易管理暂行条例》，并进一步研究制定应对气候变化相关法律法规。
第二，尽快丰富全国碳市场参与主体。综合考虑重点排放行业发展阶段，关注国际碳市场与国际贸易绿色壁垒发展趋势，加快除电力外重点排放行业进入碳市场进程。加快研究、推动机构、个人入市交易，做好投资者适当性管理，有效提升碳市场活跃度。
第三，制定碳市场建设时间表与碳配额分配方案。配额分配政策要平衡能源安全与能源结构调整之间的关系。碳市场要考虑短期技术及能源结构迅速变革的困难，避免出现因碳成本增加而导致的能源安全问题，特别是考虑我国煤炭及煤电的重要保障性作用，平衡需求端与供给端减排责任，提高全社会能源使用效率。
第四，加快减排量市场与碳市场的对接。加快在当前碳达峰阶段的国家核证减排量体系建设，推动减排量尽快进入碳市场交易，形成碳汇、碳捕集及利用等领域减排价值实现机制。鼓励地方性专业自愿减排量开发，满足企业需求，利用好碳普惠机制营造全民低碳社会风尚。研究并推动绿电、绿证与碳市场对接，实现减排行为互通互认。
第五，加快碳市场国际化。充分研究国际碳关税、碳壁垒的发展情况，积极利用碳市场保护我国进出口企业合法权益。国家层面推动建设国际碳交易场所，做好碳市场、碳资产数据保护，辐射“一带一路”国家、东盟国家等。鼓励研究开发自主碳信用产品，提升国际碳定价话语权。
责任编辑：陆肖肖 主编：张豫宁
