编者按 　　力争2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和，是中国对国际社会的庄严承诺，也是推动高质量发展的内在要求。清能集团秉承“让世界更低碳”的企业使命，致力于新能源项目开发和绿色低碳技术推广，朝着“低碳智慧城市运营商”目标迈进，我们以“低碳快讯”形式，时刻关注绿色低碳领域的最新政策、先进技术、行业动态等内容，进一步深化全体员工对绿色低碳发展理念的认识，凝聚转型发展力量，为绿色高质量发展保驾护航。 　　10月9日，国家能源局发布《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》。其中指出，分布式光伏发电项目按照国家有关规定参与电力市场。国家建立健全支持新能源持续发展的制度机制，各地结合分布式光伏发电发展情况、电力市场建设进展等制定相应的配套政策。分布式光伏发电项目可以独立或通过微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂聚合等方式公平参与电能量、辅助服务等各类电力市场交易。 　　与2013年发布的《分布式光伏发电项目管理暂行办法》相比，征求意见稿在以下方面有显著调整和变化： 　　定义和分类细化 　　原规定：原规定中分布式光伏发电的定义相对笼统，强调的是“用户侧自发自用、多余电量上网、配电网调节”的模式，未进行详细分类。 　　征求意见稿：意见稿中对分布式光伏发电的定义更明确，强调在负荷侧开发，并在配电网系统中平衡调节。更重要的是，意见稿首次根据用户类型和规模对分布式光伏发电项目进行细化分类，包括自然人户用、非自然人户用、一般工商业、大型工商业四种类型，且对每类项目的接入电压等级和装机容量有了详细规定。这种分类方式帮助不同规模和类型的投资主体更清晰地理解相关的政策要求。 　　上网模式的调整 　　原规定：原规定主要强调“自发自用、余电上网、就近消纳”的运营模式，允许企业、个人等投资主体根据实际需求选择上网模式，但未对不同类型项目的上网模式做出严格限制。 　　征求意见稿：意见稿中对不同类型分布式光伏发电项目的上网模式进行了更严格的区分。例如： 　　自然人户用和非自然人户用项目可自由选择全额上网、全部自发自用或自发自用余电上网； 　　一般工商业项目只能选择全部自发自用或自发自用余电上网； 　　大型工商业项目则必须选择全部自发自用模式，并需配置防逆流装置。 　　市场化交易和绿证机制 　　原规定：原有规定中，分布式光伏发电项目上网电量由电网公司全额收购，补贴政策主要集中在电量上网的结算部分，市场化交易机制尚未完全覆盖。 　　征求意见稿：意见稿引入了更灵活的市场化交易机制，规定全额上网和自发自用余电上网的电量应当按照有关要求公平参与市场化交易。明确分布式光伏发电项目可以通过微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂等方式参与电网调度。此外，明确分布式光伏发电项目可以通过绿证交易平台获得额外收益。 　　

　　开栏语 　　为加快绿色转型发展，倡导绿色消费，推动形成绿色低碳的生产和生活方式，清能集团携手武汉碳普惠管理有限公司，依托“武碳江湖”小程序，开发“低碳企业”模块，培养员工低碳生活理念，倡导低碳行为，普及碳普惠概念及系统，不定期开展低碳相关活动，形成良好的低碳文化氛围。 　　清能集团官方公众号开设“绿色低碳生活”专栏，第二期将重点介绍“武碳江湖”平台功能。 　　武碳江湖 　　9月22日，“武碳江湖”个人低碳生活平台减排算法全新升级，依托先进的数字化技术和科学的算法，可实时计算发放碳普惠减排量，全面记录用户在日常生活中的低碳行为轨迹。 　　用户在微信或支付宝中搜索“武碳江湖”小程序开通个人碳账户后，当其乘坐公交地铁或新能源网约车、租用共享单车、点外卖拒绝使用一次性餐具、购买二手手机后，即可获得碳普惠减排量，进入“武碳江湖”低碳商城兑换定制文创产品、武汉通纪念卡、单车骑行券等，享受“低碳权益”。 　　清能集团依托“武碳江湖”小程序，已开发上线“企业版”碳普惠。“企业版”碳普惠以企业为基本单元，统计员工的碳普惠数据，可直观展示企业在节能减排方面的成果。 　　关注清能集团公众号，点击“低碳企业”即可快速跳转至“武碳江湖”注册平台，员工注册后加入企业，可看到员工绿色减排数据。

　　编者按 　　力争2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和，是中国对国际社会的庄严承诺，也是推动高质量发展的内在要求。清能集团秉承“让世界更低碳”的企业使命，致力于新能源项目开发和绿色低碳技术推广，朝着“低碳智慧城市运营商”目标迈进，我们以“低碳快讯”形式，时刻关注绿色低碳领域的最新政策、先进技术、行业动态等内容，进一步深化全体员工对绿色低碳发展理念的认识，凝聚转型发展力量，为绿色高质量发展保驾护航。 　　近日，国家能源局综合司、生态环境部办公厅联合印发了《关于做好可再生能源绿色电力证书与自愿减排市场衔接工作的通知》（以下简称《通知》）。国家能源局、生态环境部有关负责同志接受采访，回答记者提问。 　　问：《通知》出台的背景和意义是什么？ 　　答：党中央、国务院高度重视绿色发展。党的二十大报告明确提出，推动绿色发展，加快发展方式绿色转型。党的二十届三中全会要求，积极应对气候变化，健全绿色低碳发展机制，健全温室气体自愿减排交易制度。今年的政府工作报告提出“促进绿电使用和国际互认”。 　　国家能源局认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，推动可再生能源绿色电力证书（简称绿证）制度不断健全完善，2023年7月，明确绿证是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证；2024年1月，推动绿证交易电量纳入节能评价考核指标核算，大力促进非化石能源消费；2024年7月，新设电解铝行业绿色电力消费比例目标，以绿证核算绿色电力消费比例完成情况。相关政策印发以来，绿证交易规模稳步扩大，推动可再生能源消费比例不断提升。 　　全国温室气体自愿减排交易市场是积极应对气候变化、推动经济社会绿色低碳转型的重大制度安排，是提升我国全球碳定价话语权、服务企业国际履约的基础性制度。作为国际通行的市场化碳减排工具，自愿减排市场的核证自愿减排量（以下简称CCER）可用于碳排放权交易市场配额清缴抵销、绿色供应链管理、履行社会责任，以及大型活动、企业、产品碳中和等。2023年10月，生态环境部会同市场监管总局联合印发《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》，确立了自愿减排交易市场的总体思路、工作流程和市场参与主体各方权责，制定发布了深远海海上风电、光热发电等项目方法学，支持可再生能源领域发展。 　　绿证与全国温室气体自愿减排交易都是推动绿色发展的重要市场化机制。《中共中央 国务院关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》明确要求加强绿电、绿证、碳交易等市场化机制的政策协同。为明确绿证市场和CCER市场边界，避免深远海海上风电、光热发电项目从绿证和CCER重复获益，两部门经充分沟通，在前期广泛调研的基础上，共同研究编制了《通知》，明确绿证与CCER衔接的具体要求。 　　《通知》的印发实施，将有助于加强绿证与CCER有效衔接和政策协同，不断健全资源环境要素市场化配置体系；有助于加快我国绿证国际认可、满足企业迫切诉求，推动完善基于绿证的绿色电力消费制度体系；有助于健全温室气体自愿减排交易制度。 　　问：《通知》设立两年过渡期的主要考虑是什么？ 　　答：绿证制度与自愿减排交易市场都具有促进可再生能源领域发电、促进温室气体减排的作用，但两者具有不同的功能和定位。绿证制度旨在对全部可再生能源发电项目进行激励补助，促进能源结构调整。自愿减排市场按照国际通行的“额外性”要求，聚焦于可以实现额外减排效果的领域和项目，鼓励减排机理清晰、亟需经济激励、社会和生态效益兼具、可以实现有效监管的领域发展，精准服务于全社会控制和减少温室气体排放。 　　随着国际社会对企业供应链绿色低碳水平的重视程度不断提升，企业需要通过绿证制度和自愿减排机制实现可再生能源和碳排放等方面目标。由于可再生能源项目在绿证与自愿减排机制中存在重复获益可能，需要从政策层面明确相关规定，助力实现我国“双碳”目标。 　　基于此考虑，《通知》明确由可再生能源发电项目业主自主选择核发交易绿证或申请CCER，并设置了两年过渡期，时间自2024年10月1日起计算。在过渡期内，符合温室气体自愿减排深远海海上风电、光热发电项目方法学要求的可再生能源项目，可由项目业主自主选择核发交易绿证或申请CCER，除深远海海上风电、光热发电项目外，光伏、其他风电项目暂不新纳入自愿减排市场。过渡期后，绿证与自愿减排市场衔接方式再行研究明确。需要说明的是，2017年3月之前已完成CCER备案的可再生能源发电项目按《通知》相关要求参照执行。 　　问：《通知》在避免可再生能源发电项目从绿证交易和申请CCER重复获益方面，作出了哪些具体规定？ 　　答：国家能源局资质中心依据电网企业、电力交易中心提供的深远海海上风电、光热发电项目结算电量信息，按月核发对应绿证。为避免项目重复获益，《通知》明确深远海海上风电、光热发电项目的项目业主可以自愿选择参与绿证交易或者申请CCER，其中： 　　对于拟选择参与绿证交易的项目，采取企业承诺的方式声明相应可再生能源发电量不再申请CCER，并由国家能源局资质中心在国家绿证核发交易系统予以公示。 　　对于拟申请CCER项目减排量登记的，采取企业承诺的方式声明相应可再生能源发电量不再参与绿证交易，并由全国温室气体自愿减排注册登记机构（以下简称CCER注册登记机构）在CCER注册登记系统予以公示。 　　可再生能源发电项目在完成自愿减排项目审定和登记后，CCER注册登记机构向国家能源局资质中心推送项目登记的计入期等信息，由国家能源局资质中心在国家绿证核发交易系统“冻结”计入期内未交易绿证。 　　对于在开展自愿减排项目审定与登记前已交易的绿证，由国家能源局资质中心将计入期内已交易绿证信息推送至CCER注册登记机构，在减排量核查和登记时按电量等额核减。 　　在完成减排量核查和登记后，CCER注册登记机构向国家能源局资质中心推送减排量登记的计入期及CCER登记量等信息，由国家能源局资质中心在国家绿证核发交易系统对项目计入期内CCER登记量对应的未交易绿证进行核销，并将核销信息向全社会公开；未通过减排量核查和登记的，相应可再生能源发电量被“冻结”的绿证将解除“冻结”，可以参与绿证交易。 　　问：《通知》对于建立信息共享机制和加强交易监管，作出了哪些具体安排？ 　　答：《通知》规定了避免可再生能源发电项目从绿证和CCER重复获益的具体操作方式，为保障落实，同步明确建立信息共享机制、加强交易监管等相关措施。 　　一是建立信息共享机制，国家能源局、生态环境部组织国家能源局资质中心、CCER注册登记机构通过国家绿证核发交易系统、CCER注册登记系统，及时互通深远海海上风电和光热发电项目绿证“冻结”、核销、交易，以及自愿减排项目和减排量登记有关信息； 　　二是强化数据的真实性，国家能源局、生态环境部指导国家能源局资质中心、CCER注册登记机构运用大数据、区块链等新技术，加强国家绿证核发交易系统、CCER注册登记系统等建设，从源头上确保数据真实可信、安全可溯、防篡改； 　　三是做好数据查验工作，国家能源局资质中心、CCER注册登记机构等单位要组织建立绿证核发交易与CCER登记数据查验机制，定期核验检查数据，防止可再生能源发电项目从绿证和CCER重复获益。

　　8月24日，中央网信办等十部门秘书局（办公厅、综合司）联合印发《数字化绿色化协同转型发展实施指南》。其中指出，通过基础设施降碳，优化新能源供给方式，加快推进应用侧节能，提高水资源利用效率，实施动态化精准管理等手段，共同推动绿色数据中心建设。 　　关于印发《数字化绿色化协同转型发展实施指南》的通知 　　各省、自治区、直辖市、计划单列市及新疆生产建设兵团党委网信办、发展改革委、工业和信息化主管部门、自然资源主管部门、生态环境厅（局）、住房城乡建设厅（局、委）、交通运输厅（局、委）、农业农村（农牧）厅（局、委）、市场监管局（厅、委）、数据局： 　　为更好指导部门、地方、社会组织、企业等开展数字化绿色化协同转型发展工作，中央网信办、国家发展改革委、工业和信息化部、自然资源部、生态环境部、住房城乡建设部、交通运输部、农业农村部、市场监管总局、国家数据局等部门组织编制了《数字化绿色化协同转型发展实施指南》（以下简称《实施指南》）。现将《实施指南》印发你们，供推进数字化绿色化协同转型发展工作时参考使用。 　　各地区在使用本指南时，要聚焦推动高质量发展、加快发展新质生产力，充分把握好自身在区域、产业发展中的定位，立足自身资源禀赋，积极打造特色产业和功能优势，加快数字化绿色化协同发展，推进能源资源、产业结构、消费结构转型升级，推动经济社会绿色发展。 　　来源：中国能源报 　　供稿：科技创新事业部 　　编审：党群工作部 　　

　　编者按： 　　力争2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和，是中国对国际社会的庄严承诺，也是推动高质量发展的内在要求。清能集团秉承“让世界更低碳”的企业使命，致力于新能源项目开发和绿色低碳技术推广，朝着“低碳智慧城市运营商”目标迈进，我们以“低碳快讯”形式，时刻关注绿色低碳领域的最新政策、先进技术、行业动态等内容，进一步深化全体员工对绿色低碳发展理念的认识，凝聚转型发展力量，为绿色高质量发展保驾护航。 　　近日，中共中央、国务院印发《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》。意见的出台背景是什么？部署了哪些重要任务？新华社记者采访了国家发展改革委负责人。 　　  问：意见出台的背景是什么？ 　　  答：党的十八大以来，我国绿色低碳发展取得历史性成就。能源绿色转型步伐加快，截至2024年6月底，可再生能源装机规模达到16.53亿千瓦，占总装机的53.8%；产业结构持续优化升级，建成全球最大、最完整的新能源产业链；资源利用效率持续提高，2023年我国单位国内生产总值能耗、碳排放强度较2012年分别下降超过26%、35%，主要资源产出率提高了60%以上；环境质量持续改善，天更蓝、山更绿、水更清。 　　  与此同时，我国绿色转型仍然面临着不少困难挑战。能源结构偏煤、产业结构偏重、环境约束偏紧的国情没有改变，化石能源和传统产业占比仍然较高，生态环境质量稳中向好的基础还不牢固。此外，全球绿色转型进程面临波折，环境和气候议题政治化趋势增强，绿色贸易壁垒升级。 　　  党的二十届三中全会就加快经济社会发展全面绿色转型作出部署。党中央、国务院印发意见，对加快经济社会发展全面绿色转型作出系统谋划和总体部署，明确了总体要求、主要目标、实施路径，对于推动发展方式绿色转型、全面推进美丽中国建设、实现高质量发展具有重要意义。 　　  问：意见的总体要求和工作原则是什么？ 　　  答：意见提出，以碳达峰碳中和工作为引领，协同推进降碳、减污、扩绿、增长，深化生态文明体制改革，健全绿色低碳发展机制，加快经济社会发展全面绿色转型，形成节约资源和保护环境的空间格局、产业结构、生产方式、生活方式，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。 　　  意见提出坚持全面转型、协同转型、创新转型、安全转型的工作原则：将绿色转型的要求融入经济社会发展全局，全方位、全领域、全地域推进绿色转型；充分考虑不同地区、不同行业的发展实际，科学设定绿色转型的时间表、路线图、施工图；强化支撑绿色转型的科技创新、政策制度创新、商业模式创新，为绿色转型提供更强创新动能和制度保障；统筹处理好发展和减排、整体和局部、当前和长远、政府和市场的关系，妥善防范化解绿色转型面临的内外部风险挑战。 　　  问：意见提出哪些目标？ 　　  答：意见提出两个阶段目标。到2030年，重点领域绿色转型取得积极进展，绿色生产方式和生活方式基本形成，减污降碳协同能力显著增强，主要资源利用效率进一步提升，支持绿色发展的政策和标准体系更加完善，经济社会发展全面绿色转型取得显著成效。到2035年，绿色低碳循环发展经济体系基本建立，绿色生产方式和生活方式广泛形成，减污降碳协同增效取得显著进展，主要资源利用效率达到国际先进水平，经济社会发展全面进入绿色低碳轨道，碳排放达峰后稳中有降，美丽中国目标基本实现。 　　  同时，针对不同领域，意见提出量化工作目标：到2030年，节能环保产业规模达到15万亿元左右；非化石能源消费比重提高到25%左右，抽水蓄能装机容量超过1.2亿千瓦；营运交通工具单位换算周转量碳排放强度比2020年下降9.5%左右；大宗固体废弃物年利用量达到45亿吨左右，主要资源产出率比2020年提高45%左右等。 　　  问：意见部署哪些主要任务？ 　　  答：意见围绕5大领域、3大环节，部署加快形成节约资源和保护环境的空间格局、产业结构、生产方式、生活方式。 　　  5大领域分别是：构建绿色低碳高质量发展空间格局，优化国土空间开发保护格局，打造绿色发展高地；加快产业结构绿色低碳转型，推动传统产业绿色低碳改造升级，大力发展绿色低碳产业，加快数字化绿色化协同转型发展；稳妥推进能源绿色低碳转型，加强化石能源清洁高效利用，大力发展非化石能源，加快构建新型电力系统；推进交通运输绿色转型，优化交通运输结构，建设绿色交通基础设施，推广低碳交通运输工具；推进城乡建设发展绿色转型，推行绿色规划建设方式，大力发展绿色低碳建筑，推动农业农村绿色发展。 　　  3大环节分别是：实施全面节约战略，大力推进节能降碳增效，加强资源节约集约高效利用，大力发展循环经济；推动消费模式绿色转型，推广绿色生活方式，加大绿色产品供给，积极扩大绿色消费；发挥科技创新支撑作用，强化应用基础研究，加快关键技术研发，开展创新示范推广。 　　  问：如何完善支持绿色转型的政策体系？ 　　  答：意见提出完善绿色转型政策体系。 　　  财税政策方面，积极构建有利于促进绿色低碳发展和资源高效利用的财税政策体系，落实相关税收优惠，完善绿色税制。金融工具方面，延长碳减排支持工具实施年限至2027年年末，研究制定转型金融标准，积极发展绿色股权融资、绿色融资租赁、绿色信托等金融工具。投资机制方面，中央预算内投资对重点项目积极予以支持，引导和规范社会资本参与绿色低碳项目。价格政策方面，深化电力价格改革，完善水价政策，推进生活垃圾处理收费方式改革。市场化机制方面，健全资源环境要素市场化配置体系，健全横向生态保护补偿机制，完善生态产品价值实现机制，推进全国碳排放权交易市场和温室气体自愿减排交易市场建设，完善绿色电力证书交易制度。标准体系方面，建立碳达峰碳中和标准体系，加快节能标准更新升级，完善可再生能源标准体系和工业绿色低碳标准体系。 　　  问：意见出台后如何抓好落实？ 　　  答：意见是加快经济社会发展全面绿色转型的顶层设计文件。国家发展改革委将加强统筹协调，会同有关部门建立能耗双控向碳排放双控全面转型新机制，制定实施碳达峰碳中和综合评价考核制度，科学开展考核，加强评价考核结果应用。 　　来源：新华社 　　供稿：科技创新事业部 　　编审：党群工作部 　　

为促进可再生能源电力消费，服务能源安全保供和绿色低碳转型，国家能源局积极稳妥推进可再生能源绿色电力证书全覆盖工作。近日，国家绿证核发交易系统核心功能开发完成并上线运行，通过一个账户、两类数据、三个环节，实现以电网企业、电力交易机构数据为基础核发绿证，为提高核发质效、推动绿证核发全覆盖提供了支撑。 　　“一个账户”，即参与交易的主体在系统中建立实名绿证账户，包含建档立卡数据、持有绿证信息、交易划转绿证信息等，作为绿证核发交易的“权威底账”。“两类数据”，即系统数据由基础数据和填报数据两类组成，基础数据由国家可再生能源信息管理中心及北京、广州、内蒙古电力交易中心的相关系统平台实时传输，填报数据由可再生能源发电企业或项目业主按需自主填报。“三个环节”，即绿证核发事前初核、事中自动比对、事后异议处理等三个环节实现全流程闭环管理，确保核发工作准确可靠。系统上线后，将强效推进绿证核发全覆盖工作迈上新台阶。 　　来源：国家能源局公众号

　　2024年6月4日，为加快建立碳足迹管理体系，形成绿色低碳供应链和生产生活方式，推动新质生产力发展，助力实现碳达峰碳中和目标，生态环境部会同国家发改委等十五部门根据国务院关于碳足迹管理工作部署和分工意见，制定并印发《关于建立碳足迹管理体系的实施方案》（以下简称《方案》）。 　　该《方案》的发布，明确了我国产品碳足迹管理工作目标和实现路径，提出建立碳足迹管理体系的总体要求、主要目标、主要任务和保障措施，旨在推动重点行业产业链供应链升级，增进碳足迹工作国际交流互信，有效应对欧美涉碳贸易壁垒冲击，加快生产和消费绿色低碳转型。 　　十五部门联袂发布，深化碳足迹管理实施蓝图 　　2023年11月，国家发改委联合五部门发布了《关于加快建立产品碳足迹管理体系的意见》（以下简称《意见》）；2024年6月4日，生态环境部会同国家发改委、工信部、财政部、人力资源社会保障部、住建部、交通运输部、商务部、中国人民银行、国务院国资委、海关总署、市场监管总局、金融监管总局、中国证监会、国家数据局共计十五个部门联合发布了《关于建立碳足迹管理体系的实施方案》。《意见》到《方案》不仅标志着我国碳足迹管理体系构建从规划迈向实质操作阶段，也凸显了跨部门高效协同在推动绿色低碳转型中的核心作用。此次十五部门的联合行动，不仅展示了国家层面对碳足迹管理体系建设的高度重视与统一部署，也为实现“双碳”目标、驱动新质生产力跃升奠定了坚实的政策基石，标志着我国在构建全球气候治理体系中的主动作为与责任担当。 　　市场主导，政府领航，碳足迹管理建设新篇章 　　“坚持政府引导，市场主导”是《方案》中提到的总体要求之一。《方案》明确了要充分发挥市场决定性作用，引导鼓励各市场主体积极参与碳足迹数据报送、规则制定、标识认证、国际交流等工作，更好发挥政府作用，打造多方参与的碳足迹工作格局。相比于我国碳达峰碳中和政策原则的“全国一盘棋”和“政府和市场两手发力”，我国碳足迹体系建设选择了以市场为主导的发展模式。这一发展模式寓意着从碳足迹核算规则制定、数据库建设，到产品碳标识认证贴签等一系列工作中，市场主体可能发挥决定性的作用。 　　“数智并进”，碳足迹管理步入新时代 　　此次《方案》将数字化、智能化发展放在碳足迹体系建设的总体要求当中，提出引导碳足迹数字化、智能化发展，提升数据质量，保障数据安全，鼓励有条件的地区、行业、企业率先开展重点产品碳足迹试点工作并积极推广。产品碳足迹的分析通常需要采集到从企业一直延伸到上游供应链的数据，高质量、可信赖的数据是保证碳足迹结果可靠的前提。数据质量的管理始终是碳足迹工作中的难题，碳足迹数据需要满足完整性、一致性、准确性、有效性要求，数字化和智能化技术被视为提高数据的质量和确保数据安全的有效手段。 　　2030年前碳足迹建设目标“两步走” 　　《方案》提出到2027年，出台100个左右重点产品碳足迹核算规则标准，产品碳足迹因子数据库初步构建，产品碳足迹标识认证和分级管理制度初步建立；到2030年，出台200个左右重点产品碳足迹核算规则标准，覆盖范围广、数据质量高、国际影响力强的产品碳足迹因子数据库基本建成，产品碳足迹标识认证和分级管理制度全面建立，实质性参与产品碳足迹国际规则制定。相比于《意见》，本次《方案》在2030年前碳足迹建设目标任务进行了调整，一阶段完成目标从2025年国家层面出台50个左右重点产品碳足迹核算规则和标准修改为于2027年出台100个左右。考虑到碳足迹体系是个庞大的系统性工程，跨行业、跨学科，且仅数据库的完善就需要数年时间，加之我国目前尚未有成熟的数据库建设标准落地，因此推迟产品碳足迹核算规则和标准的落地时间也就在情理之中。并且时间线的推迟反映了在实际操作过程中对建立碳足迹管理体系所需时间、资源、难度的慎重考量。在确保标准质量“过硬”和切实可行的前提下，给予相关部门和企业更多的时间来准备和适应这一新体系。同时标准数量的增加意味着覆盖的产品范围更广，管理也将更加全面和精细。 　　深化“碳标识”分级管理，驱动产业链绿色转型 　　在产品碳标识认证制度方面，《意见》提到“明确碳标识适用范围、标识式样、认证流程、管理要求等”。《方案》进一步补充：“鼓励探索开展重点行业和细分领域的产品碳足迹分级评定和管理工作”。分级管理制度将根据企业产品的碳足迹表现进行分级，识别高碳产品和低碳产品，以督促企业更有效地开展以产品碳足迹评价为指标的全产业链减排降碳工作。同时，这一措施还将包括企业碳足迹数据的强制性披露，增加企业操作的透明度，推动行业内良性的环保竞争。通过建立产品碳足迹分级管理制度，在消费侧引导企业和消费者关注产品的碳排放情况。倒逼企业从低碳技术创新、优化生产管理等手段入手挖掘减排潜力，带动上下游供应商、客户企业完成产业链协同减排，推动企业向碳中和和可持续发展方向转型，促进产业结构的优化和环境保护的实现。 　　制定标准有重点，数据库建设有先后 　　《方案》将发布重点产品碳足迹核算规则标准和建立完善产品碳足迹因子数据库作为重点工作任务。相对于《意见》，该《方案》进一步拓展并明确了重点产品范围，更全面地覆盖能源行业、大宗基础原材料和电子电器产品。从“以电子产品、家用电器、汽车等大型消费品”拓展为“优先聚焦电力、煤炭、天然气、燃油、钢铁、电解铝、水泥、化肥、氢、石灰、玻璃、乙烯、合成氨、电石、甲醇、锂电池、新能源汽车、光伏和电子电器等重点产品”。能源行业是我国碳排放大户，碳足迹管理自然也要牵着能源行业的“牛鼻子”，钢铁和电解铝等产品一方面是生产过程碳排放水平较高的产品，另一方面受到欧盟碳边境调节机制（CBAM，俗称“碳关税”）的管控，锂电池等电子电器产品则受到欧盟《新电池法案》等绿色贸易壁垒政策的约束。生态环境部选择上述产品显然充分考虑了产品所在行业的排放特性，以及我国在产品出海过程中正面临的国际绿色贸易壁垒体系的挑战。与此同时，《方案》提出鼓励企业机构积极推行探索团体标准，明确所有产品层面的碳足迹标准可以团标先行，边摸索边调整；对实施基础好的团体标准采信再由行业主管部门会同有关部门择优转化为行业标准或国家标准，以激发企业和机构在标准制定中主动性和创新性，加速碳足迹标准的制定和应用，也将进一步提升团标的权威性和应用范围。在数据库建设方面，《方案》中首先明确了国家温室气体排放因子数据库的建设逻辑：“依托国家温室气体排放因子数据库，优先聚焦基础能源、大宗商品及原材料、半成品和交通运输等重点领域发布产品碳足迹因子，建立国家产品碳足迹因子数据库。”通过明确统一的数据库建设方式，可以有效避免各地区和行业在数据收集和流程处理上的差异，确保数据的标准化和一致性，更准确、更高效地支持全国范围内的碳足迹核算工作。其次，数据库建设优先聚焦基础能源、大宗商品及原材料、半成品和交通运输等重点领域，是因为这些领域通常是碳排放的主要来源，在最关键的高排放行业和产品中率先开展碳足迹核算，更易于取得显著的减排效果。 　　强化政策支持与协同，构建多方参与格局 　　《方案》明确提出，推动将产品碳足迹要求融入贸易、财政、金融和产业等政策，形成推广产品碳足迹的政策合力。促进产品碳足迹与碳排放权交易、温室气体自愿减排交易、环境影响评价等机制的有机衔接，协同推进碳减排。将产品碳足迹要求融入贸易、财政、金融和产业等政策，意味着政府在各个领域均考虑并强调产品碳足迹的重要性；另一方面，吸引包括政府、行业协会、企业，以及服务机构等主体的广泛参与碳足迹管理体系的共建，意味着我国碳足迹管理体系将具有涉及主体多、影响范围广的特点。同时在相关任务方面鼓励研究机构、行业协会、企业等各方参与，努力构建各方联动、共建共担共享的工作格局，体现了对碳足迹工作涉及主体的全覆盖和总动员。产品碳足迹管理叠加碳交易制度协同发展，能够起到双向促进的作用。我国碳配额市场面临扩容，CCER市场已经重启，众多行业和机构参与碳市场的空间较大，碳足迹能够让市场参与主体全面掌握产品全生命周期的碳排放情况，同时在市场准入、配额分配等环节能够发挥重要作用。同时可能会允许CCER抵消一定比例的范围3排放，以充分发挥产品碳足迹促进产业链上下游企业应用低碳技术、实施低碳改造、优化能源资源配置的积极作用，达到进一步完善全国碳市场，逐步拓展碳管理行业纳入范围，扩大碳交易覆盖主体的目的。此外，《方案》相对《意见》还新增了 “鼓励投资机构和评级机构将产品碳足迹纳入环境、社会和治理（ESG）及可持续发展尽职调查”。这是对今年4月，人民银行联合国家发展改革委等七部门联合发布的《关于进一步强化金融支持绿色低碳发展的指导意见》的明确响应，在《指导意见》中官方层面首次明确将ESG纳入信评，支持信用评级机构将环境、社会和治理因素纳入信用评级方法与模型。将碳足迹管理与ESG工作进行关联，积极践行ESG是企业获取国际市场认可、增强竞争力的必由之路，也是我国吸引外商投资和优化贸易结构的必然要求。通过这一举措，企业不仅能够在国内市场上获得更多投资和融资机会，还可以在国际市场中展示其环境和社会责任，从而吸引国际投资者的关注。真正实现资源的有效配置，促进经济高质量发展。 　　碳足迹应用场景拓展，消费端牵引形成助力 　　相比于《意见》对企业从生产端实现自主降碳方式的鼓励，《方案》更倾向于从消费端倒逼产业链实现降碳减排：依托政府和国有企业加大碳足迹较低产品的采购和推广应用力度，引导商场和电商平台等企业主动展示产品碳标识，培养消费者绿色消费习惯，将碳足迹管理要求纳入政府采购标准为企业进行碳足迹管理提供了全新的动力。碳足迹管理不仅有利于企业降本增效、提升自身技术与管理水平，更可以塑造企业绿色形象，提升产品在消费者、客户企业、政府采购等环节的竞争力，助推企业的可持续发展。《方案》鼓励政府率先垂范低碳采购、平台积极引导碳足迹展示与低碳销售、金融机构为披露碳足迹产品提供绿色金融支持，为产品碳足迹管理体系建设提供了多维度保障。期待地方政府、各平台企业与金融机构早日出台相关落实细则，为建立健全产品碳足迹管理体系提供更多动力。 　　共建“一带一路”碳足迹规则互认，外贸产品成重点 　　在《方案》中，针对《意见》重点任务八“推动碳足迹国际衔接与互认”进行了详细补充，明确积极应对国际涉碳贸易政策、推动产品碳足迹规则国际对接、推动与共建“一带一路”国家产品碳足迹规则交流互认、积极参与国际标准规则制定和加强国际交流与合作五个部分内容。涉碳贸易体现了对欧盟碳关税和新电池法等涉碳贸易政策受关注程度越来越高、越来越广，其中第2条提到的要优先发布规则标准的重点产品，就包括碳关税和新电池法已明确管控的出口产品。此外还有多处提到了国际衔接方面的内容，包括跟踪研判国际碳足迹发展趋势、推动规则国际对接、共建“一带一路”国家规则交流互认。明确加强我国碳足迹话语体系的建设与国际舞台发声，在国际规则框架下，构建具备自主话语权、符合当下产业发展现状的碳足迹规则标准，参加全球规则制订，才能有力地支撑我国绿色低碳产品“走出去”。要推动“一带一路”国家产品碳足迹规则的互认，鼓励国内专家走出国门，共建“一带一路”国家碳足迹标准的制定。尤其是锂电池、光伏、新能源汽车和电子电器等重点外贸产品，这些产品在国内外的发展势头迅猛，对碳足迹的核算要求也越来越高，我们需要进一步确立和扩大本国的优势，积极参与推动产品碳足迹国际标准的制定，在未来的国际碳市场中具备更多的话语权。 　　强化碳足迹数据质量，数字化技术是关键 　　《方案》中提到，强化产品碳足迹数据质量。综合运用大数据、区块链、工业互联网标识解析等技术，提升数据监测、采集、存储、核算和校验的可靠性与即时性。数据质量对于碳足迹的分析具有深远的意义。碳足迹通常需要深入具体的生产工艺流程，同步关联上下游供应链的生产，需要处理庞大的实际生产数据。一个生产过程可能涉及成百上千中间流和基本流的输入输出，对应原辅料、能源的消耗和主副产品的产生，以及整个生产过程与环境的交互。数据质量影响产品碳足迹计算准确性和可信度。数据质量评估维度包括时间代表性、地理代表性、技术代表性、完整性等。前沿技术的使用是建设大型数据库的重要保障，有助于提高基础数据的数据质量。工业互联网标识解析技术为数据的监测和采集提供便利；大数据技术涵盖了数据采集与预处理、数据存储、数据清洗、数据查询分析等方面的技术，为碳足迹数据库的建设提供基础技术保障；区块链技术是一种安全、共享、去中心化的技术方案，有助于实现碳足迹基础数据在整个供应链上的可追溯性和准确性。 　　应对策略 　　企业侧应对策略： 　　（一）积极响应国家碳足迹管理体系实施方案，有序开展自身碳管理体系能力建设，夯实采购、生产、分销等全流程数据基础，重视低碳、清洁技术的研发投入，把绿色低碳循环作为企业高质量发展的方向和路径。 　　（二）从企业实际情况出发，积极开展碳足迹管理的试点示范项目，寻找减碳的机会和潜在的成本节约点。重点推进关键产品的碳足迹建模、核算、评价、认证工作，制定企业绿色采购战略，源头优化供应链碳管理，力求在行业内树立示范标杆，以点带面，推动整体碳管理水平的提升。（三）高度重视碳足迹数据的质量，通过引入先进的数据管理工具和技术，如工业互联网、大数据和区块链，增强企业碳足迹数据的公开透明度，确保数据的可访问性和可验证性，建立完善的质量管控评价体系，为企业的碳管理决策提供可靠的数据支持。 　　（四）积极参与团体标准、行业标准、国家标准、国际标准规则和产品碳足迹核算标准（PCR）的制定和完善工作。基于自身在行业内的专业经验，与友商和行业协会合作共同建立符合我国国情的细分行业碳足迹标准，通过标准化提升企业碳管理的规范性和权威性，彰显企业的社会责任和行业担当。 　　（五）加快建立企业内部的碳足迹数字化管理系统，搭建完善的行业企业碳足迹数据库。综合运用大数据、区块链、工业互联网标识解析等技术，提升数据监测、采集、存储、核算和校验的可靠性与即时性，提升企业碳足迹管理的效率和精细化水平，实现碳足迹数据的实时监控和动态管理，助力企业全面掌握和优化碳排放情况。（六）以市场需求为导向，积极推动碳足迹管理在各类应用场景中的实践。深入挖掘碳足迹管理在企业融资、原材料采购、国际涉碳贸易和环境、社会和治理（ESG）等方面的价值，探索碳足迹管理的商业模式创新，提升企业的市场竞争力和品牌价值。 　　（七）加强碳足迹管理相关技术研究，积极引进和应用新技术，加强数字技术、节能降碳技术、基于云端的安全技术、碳足迹智能计量器具和低碳专利的研发和应用。推动新技术在企业内部和外部的应用，提升企业的整体碳足迹管理水平和创新能力，为行业技术进步做出贡献。 　　（八）加强对国内外碳足迹管理法规和政策研究，持续研判相关的国际发展趋势，主动参与国际层面产品碳足迹因子数据库建设、标准制定和专业人才培养的交流与合作，积极应对国际政策和碳市场动态的快速变化，及时正确地调整企业发展战略。借鉴国际先进技术与经验，保障企业出口产品碳足迹信息安全，推动数据的互联互通，提升企业碳管理的国际化水平和竞争力。 　　（九）结合企业自身特性，明晰管理重点 　　中央企业：《方案》强调，需引领行业龙头与大型中央国有企业在产品碳足迹核算标准的制定与应用方面扮演领航者角色，发挥其示范与带动效应。尤其是关键行业，更应勇担探路先锋，主动肩负起先行先试的重任，聚焦企业绿色转型的核心区域和低碳技术突破的关键环节，系统规划并实施一系列前沿科技研发项目。与此同时，还要持续构建并完善碳足迹管理的支撑体系，通过不断优化内部管理机制，强化供应链的低碳化改造；强化与金融机构及投资机构的绿色金融协同创新合作，利用金融工具激励低碳投资，加速企业绿色转型进程；借力于信息技术管理的智能化水平，推动数字化平台的广泛应用；抓好专业人才队伍建设，凝聚推动绿色低碳发展的强大合力，最终驱动新质生产力跃升，助力国家“双碳”目标实现。 　　来源：中国能源报

近日，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局联合印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（发改能源〔2024〕1128号，以下简称《行动方案》）。为便于各方准确理解和把握政策内容，国家能源局电力司主要负责同志接受采访，回答了记者提问。问：请介绍一下《行动方案》出台的背景和意义。答：习近平总书记先后在中央财经委员会第九次会议和中央全面深化改革委员会第二次会议上就构建新型电力系统作出重要指示。党中央、国务院在《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的意见》中，对加快推进新型电力系统建设作出部署。新形势下，加快构建新型电力系统意义重大，是助力实现“双碳”目标的关键载体、是长远保障我国能源安全的战略选择、是应对好电力转型挑战的有效举措。近年来，国家发展改革委、国家能源局会同有关单位扎实推进新型电力系统建设，在统筹协调、明确方向、夯实基础等方面开展了系列工作。加强行业统筹，进一步明确有关单位工作分工，有序推进各项任务。针对“双碳”目标实现过程中电力系统持续发生的结构、形态、特性变化，组织开展专题研究，发布《新型电力系统发展蓝皮书》，指导电力行业转型发展。召开新形势下全国电力系统安全稳定工作会议，印发《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》（发改能源〔2024〕187号）、《关于做好新能源消纳工作 保障新能源高质量发展的通知》（国能发电力〔2024〕44号）等文件，强化稳定管理、打造新型配电系统、完善新能源消纳政策措施。为深入贯彻落实习近平总书记关于构建新型电力系统的重要指示精神和党中央、国务院有关要求，进一步加大工作力度，在关键环节取得突破，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局在前期研究的基础上总结提炼，将有关工作考虑进一步明确为具体任务，联合印发了《行动方案》，加快推进新型电力系统建设取得实效，为实现碳达峰目标提供有力支撑。问：《行动方案》对推进新型电力系统建设有何总体考虑？答：新型电力系统建设时间跨度长、涵盖领域广、涉及方面多，各发展阶段侧重点不同，需统筹推进实施。《行动方案》着重从三个方面推进新型电力系统建设。一是切实落实新型电力系统建设的总体要求。围绕“清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能”二十字方针，分别从不同角度对应提出专项行动，统筹推进新型电力系统协调发展。二是力求解决近期关键问题。立足当前发展阶段，聚焦近期新型电力系统建设亟待突破的关键领域，明确2024—2027年重点任务，务求尽快取得成果，服务当前电力系统转型发展实际需要。三是采用先行先试的工作方法。在各项关键领域中，选取攻关收益高、提效潜力大、引领效应强的方向开展探索，发挥好试点的引领带动作用，以“小切口”解决“大问题”。问：《行动方案》重点部署了哪些任务，主要解决哪些问题，将达到哪些效果？答：《行动方案》提出，2024—2027年重点开展9项专项行动。一是电力系统稳定保障行动。新型电力系统“双高”（高比例可再生能源和高比例电力电子设备）特性日益凸显，安全稳定运行面临较大风险挑战。针对电力系统生产结构、运行机理和功能形态转变过程中可能出现的系统稳定问题，《行动方案》提出着力优化加强电网主网架、提升新型主体涉网性能、推进构网型技术应用、持续提升电能质量，为新型电力系统建设提供安全稳定保障。二是大规模高比例新能源外送攻坚行动。目前，在运跨省区输电通道主要输送煤电、水电等传统电力，新能源电量占比较低。随着“沙戈荒”大型风电光伏基地、水风光综合基地的有序建设，新能源外送消纳需求将进一步增加。为适应新能源快速发展需要，《行动方案》提出提高在运输电通道新能源电量占比、开展新增输电通道先进技术应用，依托先进的发电、调节、控制技术，实现大规模高比例新能源外送。三是配电网高质量发展行动。近年来，雨雪冰冻、台风、洪涝等自然灾害频发，用户供电可靠性受到影响；分布式新能源、电动汽车充电设施等新型主体大规模并网，对配电网承载力提出更高要求。针对新型电力系统对配电网在电力保供和转型方面的新要求，《行动方案》提出组织编制建设改造实施方案，健全配电网全过程管理，制定修订一批配电网标准，建立配电网发展指标评价体系，实现与源、荷、储的协调发展。四是智慧化调度体系建设行动。随着大量新型主体接入，电力系统可控对象从以源为主扩展到源网荷储各环节，控制规模呈指数级增长，调控方式需从传统的“源随荷动”向“源网荷储融合互动”转变，调控技术手段和智能化水平亟待升级。为优化完善适应新型电力系统的调度系统，《行动方案》提出加强智慧化调度体系总体设计，着力创新新型有源配电网调度模式。五是新能源系统友好性能提升行动。目前，风电在电力规划中参与平衡的比例较低，负荷晚高峰时段光伏参与平衡的比例基本为零，新能源可靠出力水平亟待提升。为提升新能源系统友好性能、创新风光储互补及源网荷储协同发展模式，《行动方案》提出着力打造一批系统友好型新能源电站，实现新能源置信出力提升至10%以上；探索实施一批算力与电力协同项目，提高数据中心绿电占比；因地制宜建设一批智能微电网项目，提升新能源发电自发自用比例。六是新一代煤电升级行动。未来一段时期，煤电仍是我国电力可靠供应的重要支撑电源，实现碳达峰目标要加快低碳化改造，进一步提升运行灵活性。针对新型电力系统对煤电加快转型升级的要求，《行动方案》以清洁低碳、高效调节、快速变负荷、启停调峰为主线任务，开展新一代煤电试验示范；应用零碳或低碳燃料掺烧、碳捕集利用与封存等低碳煤电技术路线，促进煤电碳排放水平大幅下降；推动新一代煤电标准建设，重点完善系统设计及设备选型标准体系。七是电力系统调节能力优化行动。近年来，部分地区的新能源短期内快速发展，灵活调节资源与新能源在建设规模、时序上相互衔接不足，新能源消纳压力逐渐增加。针对新型电力系统调节能力需求持续增长的实际，在用好常规调节措施的基础上，《行动方案》提出充分发挥新型储能调节能力，通过建设一批共享储能电站、探索应用一批新型储能技术，加快实现新型储能规模化应用，同步完善调用和市场化运行机制。八是电动汽车充电设施网络拓展行动。随着我国新能源汽车发展驶入“快车道”，保有量的大幅增加对配套充电基础设施建设提出了更高要求。同时，电动汽车电池作为储能资源，为电力系统灵活调节提供了更多选择。针对电动汽车大规模充电需求及储能资源的有效利用，《行动方案》提出完善充电基础设施网络布局，加强电动汽车与电网融合互动，建立健全充电基础设施标准体系，加快推动电动汽车与能源转型融合发展。九是需求侧协同能力提升行动。负荷侧灵活调节资源的充分调用，有助于缓解尖峰负荷问题、促进低谷时段新能源消纳。针对新型电力系统供需协同、灵活智能的建设要求，《行动方案》提出开展典型地区高比例需求侧响应，充分激发需求侧响应活力，典型地区需求侧响应能力达到最大用电负荷的5%或以上，具备条件的典型地区需求侧响应能力达到最大用电负荷的10%左右；利用源荷储资源建设一批虚拟电厂，建立健全标准体系，完善相关规则，提升电力保供和新能源就地消纳能力。问：如何保障《行动方案》各项任务有效落地？答：新型电力系统建设是一项系统性工程，需要源网荷储各环节统筹推进、电力行业各方面协同配合。为推动《行动方案》落实落地，国家发展改革委、国家能源局会同国家数据局建立健全工作机制，统筹推进全国新型电力系统建设，加强指导协调，强化评估问效。针对《行动方案》提出的9项专项行动，进一步深化研究，根据需要出台专项行动的实施方案，高效有序推进各项行动落实落地。及时总结提升，形成可复制可推广可持续的工作推进模式，具备条件的加快扩大实施范围。研究完善配套支持措施，做好后续政策衔接，鼓励多元主体参与项目投资建设，增强社会各界对新型电力系统建设的参与度和支持度。省级能源主管部门、相关企业等承担新型电力系统建设具体任务的单位，要切实履行主体责任，结合职责做好各项工作，加强沟通协调，推动解决关键问题，保障各项任务扎实开展。结合本地区、企业的发展现状和实际需求，进一步细化工作安排，制定具体工作方案。精心优选项目，扎实推动实施，尽快形成一批建设成果。推动先进成熟技术推广应用、相关技术标准制修订、调度运行及市场机制优化完善，支撑新型电力系统建设，助力电力领域新质生产力发展。 　　来源：国家能源局公众号 　　

　　新闻事件回顾 　　今年7月8日，国家气候战略中心发布2022年、2023年CCER项目区域电网基准线排放因子，基准线排放因子由生态环境部应对气候变化司组织计算。 　　电网基准线排放因子作用 　　我国从2006年开始发布减排项目电网基准线排放因子。最初用于《京都议定书》下清洁发展机制（CDM）的项目开发，现在主要用于中国温室气体自愿减排项目（CCER项目)的设计、实施与核查过程中计算项目减排量。根据已发布的方法学，可以用于并网光热发电、并网海上风力发电项目。 　　减排项目碳减排量=上网电量×电网基准线排放因子-项目自身排放量。 　　电网基准线排放因子变化 　　根据前面公式，区域电网基准线排放因子越高，该区域内的新能源发电项目可开发的减排量的就越大，新能源发电项目所能额外获得的收益就越高。 　　除华中区域外，2023年我国各区域电网基准线排放因子相较于2019年均有所降低，表明随着新能源装机和并网发电的快速增长，后续新能源发电项目可开发的减排量空间变小。 　　电力二氧化碳排放因子与电网平均排放因子 　　除上面介绍的电网基准线排放因子用于减排项目计算二氧化碳减排量，大家在日常工作中还会遇到电力二氧化碳排放因子与电网平均排放因子，两者均用于核算消费电力产生的二氧化碳排放量。 　　最新的2021年电力二氧化碳排放因子（0.5568kgCO2/kWh）由生态环境部、国家统计局于2024年4月12日发布。 　　最新的2022年全国电网平均排放因子（0.5703kgCO2/kWh）由生态环境部以《关于做好2023—2025年发电行业企业温室气体排放报告管理有关工作的通知》的形式在2023年2月7日发布。 　　发电行业属于控排行业，企业在计算企业二氧化碳排放量时，应使用全国电网平均排放因子，其余单位可以使用电力二氧化碳排放因子计算二氧化碳排放量。 　　企业二氧化碳排放量=消费电量×全国电网平均排放因子 　　企业二氧化碳排放量=消费电量×电力二氧化碳排放因子 　　

　　近日，国家发展改革委、国家能源局印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》（发改环资〔2024〕894号，以下简称《行动方案》），部署推动煤电低碳化发展有关工作，明确了主要目标和重点任务，对存量煤电机组低碳化改造和新上煤电机组低碳化建设作出系统安排，为加快构建新型能源体系、积极稳妥推进碳达峰碳中和奠定坚实基础。 　　一、煤电低碳化改造建设意义重大 　　基于富煤贫油少气的基本国情，经多年发展，我国形成了以煤电为主体的电力体系。党的十八大以来，习近平总书记提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略，将能源发展的可持续性摆在更加突出位置，大力发展可再生能源，实施煤电超低排放改造，建成世界最大的清洁发电体系，但受新能源电力间歇性、波动性影响，煤电仍发挥着能源安全兜底保障作用。 　　截至2023年底，我国煤电装机容量约11.7亿千瓦，占全国电力总装机的40%，发电用煤约占全国煤炭消费总量的60%，碳排放量约占全国碳排放总量的40%。《行动方案》提出生物质掺烧、绿氨掺烧、碳捕集利用与封存等3种煤电低碳化改造建设方式，通过持续改造升级，推动煤电碳排放达到气电水平，有助于减少煤炭使用和碳排放，是推进煤炭清洁高效利用、加速构建新型能源体系的必然要求，也是提升煤电行业核心竞争力、助力实现碳达峰碳中和目标的关键举措。 　　二、强化科技创新引领，为煤电低碳化发展提供坚实保障 　　近年来，国内外就推进存量煤电机组低碳化改造和新上煤电机组低碳化建设开展了相关探索，但有关工作仍处于起步阶段。要完成相应改造建设任务，离不开科技创新的引领与支撑。《行动方案》提出，加快煤电低碳发电技术研发和推广应用，突破煤电掺烧生物质、高比例掺烧农作物秸秆、低成本绿氨制备等关键技术，推动解决煤电烟气二氧化碳捕集能耗高、吸收剂损耗大、大型塔内件传质性能差、捕集—发电系统协同难、控制流程复杂等关键问题，补齐二氧化碳资源化利用、咸水层封存、产业集成耦合等技术短板。 　　推进煤电低碳化技术创新，要统筹科研院所、行业协会、骨干企业等创新资源，发挥国家实验室、全国重点实验室等国家战略科技力量作用，推动产、学、研、用协同创新，形成自主创新强大合力。针对煤电低碳化改造建设中存在的堵点卡点问题，要集中优势力量攻克短板弱项，为实现煤电行业规模化降碳探索更多可靠技术路径。 　　三、坚持工程示范见实效，为煤电低碳化高质量发展蓄势赋能 　　《行动方案》提出，到2025年，转化应用一批煤电低碳发电技术，为煤电清洁低碳转型探索有益探索；到2027年，煤电低碳发电技术路线进一步拓宽，建造和运行成本显著下降，建成的煤电低碳化改造建设项目对煤电清洁低碳发展形成较强的引领带动作用。在煤电低碳化技术推广过程中，应紧抓工程示范这一关键环节，掌握不同机组条件、不同工况下各类低碳化技术的建设和运行成本，客观全面论证技术的可靠性与经济性。在实践中实现技术迭代和进步，推动煤电低碳化技术从“实验室”踏入“应用场”，走出一条技术成熟、成本可控、安全可靠的煤电行业绿色低碳高质量发展的新路径。（作者：刘吉臻 中国工程院院士、华北电力大学新能源电力系统全国重点实验室主任） 　　专家解读之二 | 实施煤电低碳示范 引领转型发展路径 　　近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》（发改环资〔2024〕894号，以下简称《行动方案》），部署统筹推进存量煤电机组低碳化改造和新上煤电机组低碳化建设有关工作，对提升煤炭清洁高效利用水平、加快构建清洁低碳安全高效的新型能源体系具有重要意义。 　　一、促绿色转型，减碳降碳正当其时 　　立足以煤为主的基本国情，煤电是我国能源电力供应系统的主体支撑。在加快构建新型电力系统的进程中，综合考虑新能源电力的不稳定性和新型储能技术的较高成本，煤电在电力安全保障中仍发挥着“压舱石”作用。2023年，煤电以不足40%的装机占比，承担了全国70%的顶峰保供任务，有力保障了我国民生用电和经济社会发展需求。此外，煤电是现阶段较为经济可靠的调峰电源。面对极热无风、极寒无光、连续高温、低温雨雪冰冻等极端天气导致的新能源出力受限等挑战，煤电对维持电力系统安全发挥着重要支撑作用。但也要认识到，我国电力行业二氧化碳排放占全国排放总量比重的40%，实施煤电低碳化改造建设，推动降低煤电碳排放水平，是推动能源低碳转型的重要途径，对实现碳达峰碳中和目标具有重要意义。 　　二、高目标要求，引领煤电低碳发展 　　《行动方案》综合考虑行业发展现状、技术研发水平，科学设置分阶段降碳目标。到2025年和2027年，煤电低碳化改造建设项目度电碳排放较分别较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低20%左右和50%左右，在实践中拓宽煤电低碳发电技术路线、降低建造和运行成本，为规模化推进煤电低碳转型积累经验。 　　按照《行动方案》要求，2027年煤电低碳化改造建设项目的碳排放应基本达到天然气发电机组水平。天然气发电是国际公认的清洁能源，也是近年来美欧等发达经济体的支撑性电源和煤电替代电源。据统计，2023年美国、欧盟天然气发电量占比分别为43%、17%，而我国天然气发电量占比仅为3.2%。近年来，我国积极推进煤电超低排放改造，现役煤电机组大气污染物排放已普遍达到气电排放水平。在此基础上进一步推动煤电低碳化改造建设，相当于提高了我国清洁能源装机和发电量占比。 　　三、多技术路径，因地制宜改造建设 　　《行动方案》提出了生物质掺烧、绿氨掺烧、碳捕集利用与封存等3种煤电低碳化改造建设技术路线。生物质掺烧方面，综合考虑生物质资源供应、收集半径、锅炉适应性等因素，提出以农林废弃物、沙生植物、能源植物为重点，实施煤电机组耦合生物质发电，并将掺烧比例定在10%以上。绿氨掺烧方面，考虑到可再生能源电力电解水制绿氢，再合成绿氨后入炉掺烧的流程相对较长、环节相对较多，为保障项目稳定运行，《行动方案》提出所在地应具备可靠的绿氨来源，并具有丰富的可再生能源资源以满足绿氨制备需要。碳捕集利用与封存方面，鼓励采用化学法、吸附法、膜法等多种捕集方式，因地制宜实施二氧化碳地质封存、地质利用和化学利用，重点在于进行多技术路线比选，探索差异化的低碳改造和建设路径。与此同时，《行动方案》明确实施煤电低碳化改造建设的机组应满足预期剩余使用寿命长、综合经济性好等基本条件，并提出优先支持采用多种煤电低碳发电技术路线耦合的改造建设项目，以更好发挥项目示范带动作用。 　　四、全方位支持，提升长期运行收益 　　《行动方案》充分考虑煤电低碳化改造建设的政策需求，从资金支持、政策支撑、优化调度、技术创新等方面为项目建设提供全方位支持。资金支持方面，明确利用超长期特别国债等资金渠道对煤电低碳化改造建设项目予以支持，并鼓励各地加大对项目的投资补助力度。政策支撑方面，探索建立政府、企业、用户三方共担的分摊机制，对纳入国家煤电低碳化改造建设项目清单的项目给予阶段性支持。优化调度方面，指导电网企业优化电力运行调度方案，优先支持碳减排效果突出的煤电低碳化改造建设项目接入电网，对项目的可再生能源发电量或零碳发电量予以优先上网。技术创新方面，统筹科研院所、行业协会、骨干企业等创新资源，加快煤电掺烧生物质、低成本绿氨制备、高比例掺烧农作物秸秆等关键技术研发，补齐短板弱项。（作者：姜士宏 电力规划设计总院副院长） 　　专家解读之三 | 精准施策 示范先行 统筹推进煤电低碳化改造建设 　　统筹推进存量煤电低碳化改造和新上煤电低碳化建设，是提升煤炭清洁高效利用水平、加快构建新型电力系统的重要支撑。近日，国家发展改革委、国家能源局印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》（发改环资〔2024〕894号，以下简称《行动方案》），系统提出了对标天然气发电机组碳排放水平，推动煤电低碳化改造建设的主要目标、建设要求和保障措施，对推动能源绿色低碳转型、实现碳达峰碳中和目标具有重要意义。 　　一、深刻认识开展煤电低碳化改造建设的重要意义 　　（一）煤电低碳化改造建设是推动煤电行业转型升级、发展新质生产力的应有之义。长期以来，我国大力推进发电装备技术自主创新发展，推动煤电行业实现了从低效到高效、从进口到国产、从高排放到超低排放的快速跨越，逐步成为我国的主力电源。近年来，我国大力发展可再生能源，加快构建新型电力系统，煤电将由主力电源逐步转向基础保障性和系统调节性电源。对标天然气发电机组碳排放水平，推动煤电低碳化改造建设，既可以更好发挥存量煤电效能，又可以有力支持新能源开发消纳，还可以助推新兴低碳技术和产业发展，是主动适应新型电力系统建设需要、加快能源绿色低碳转型的关键举措。 　　（二）煤电低碳化改造建设是支撑实现碳达峰碳中和目标的必然选择。我国能源领域碳排放占全国碳排放总量的80%以上，其中电力碳排放在能源行业中的占比超过50%，且绝大部分来源于煤电。长期以来，我国积极实施煤电节能改造，“十一五”、“十二五”、“十三五”和“十四五”前三年全国平均供电煤耗分别下降37.0克/千瓦时、17.6克/千瓦时、9.9克/千瓦时和1.6克/千瓦时，煤电机组碳排放水平逐步降低。但随着新能源大规模并网，煤电调峰的深度和频度持续增加，煤电运行条件已经发生深刻变化，亟需通过源端减碳、末端固碳等技术方式进一步推动煤电低碳转型。 　　二、科学开拓煤电低碳化建设新路径 　　面向碳达峰碳中和目标，针对构建新型电力系统有关要求，《行动方案》提出生物质掺烧、绿氨掺烧、碳捕集利用与封存等3种煤电低碳化改造建设方式。 　　（一）实施煤电机组耦合生物质发电。生物质能是重要的低碳、零碳能源，我国生物质资源储量丰富，但资源化利用尚不充分。利用大型燃煤机组掺烧农林废弃物、沙生植物、能源植物等生物质资源，是优化能源资源配置、实现资源循环利用的有力举措。“十三五”以来，我国在山东十里泉、日照等燃煤电厂实施生物质直燃掺烧，有关技术已具备规模化示范的基础。《行动方案》提出在具备长期稳定可获得生物质资源的地区，实施煤电耦合生物质发电，要求改造建设后煤电机组具备掺烧10%以上生物质燃料能力，实现降低燃煤消耗和碳排放水平。 　　（二）实施煤电机组掺烧绿氨发电。利用风能、太阳能等可再生能源制备的绿氢、绿氨，是具备零碳属性的清洁能源和化工原料，也是我国新型能源体系的重要组成部分。以绿氨替代一定比例燃煤进行清洁高效耦合燃烧，可有效降低煤电碳排放水平。掺氨燃烧属于前沿发电技术，近年来我国在广东台山等地进行了工业级燃煤机组掺氨燃烧试验，有关技术已经具备规模化示范基础。《行动方案》提出实施燃煤机组掺烧绿氨发电的低碳化改造建设方式，并明确项目所在地应具备可靠的绿氨来源，并有丰富的可再生能源资源以满足绿氨制备需要。 　　（三）实施烟气碳捕集利用与封存。碳捕集利用与封存是实现碳中和的兜底技术。近年来，我国积极推进燃煤电厂碳捕集利用与封存示范项目建设，捕集的二氧化碳主要用于驱油或地质封存。《行动方案》提出，采用化学法、吸附法、膜法等技术分离捕集燃煤锅炉烟气中的二氧化碳，推广应用二氧化碳高效驱油等地质利用技术、二氧化碳加氢制甲醇等化工利用技术，因地制宜实施二氧化碳地质封存，并要求项目所在地及周边具有长期稳定地质封存条件或二氧化碳资源化利用场景。 　　三、有效激发煤电低碳化改造建设积极性 　　（一）加大资金支持力度。《行动方案》提出通过超长期特别国债等资金渠道对符合条件的煤电低碳化改造建设项目予以支持，并择优纳入绿色低碳先进技术示范工程。鼓励各地区因地制宜制定支持政策，加大投资补助力度。压实项目建设单位主体责任，要求统筹各方资金，加大投入力度，强化项目建设、运行、维护各环节资金保障。 　　（二）强化政策支撑。针对现阶段煤电低碳化改造建设项目运行成本较高的特点，《行动方案》就完善价格、金融支持政策做出明确部署。提出在统筹综合运营成本、实际降碳效果和各类市场收益的基础上，探索建立由政府、企业、用户三方共担的分摊机制，对项目运行给予阶段性支持。鼓励项目实施主体通过发行基础设施领域不动产投资信托基金、绿色债券或申请绿色信贷、科技创新和技术改造再贷款等渠道融资，吸引各类投资主体参与和支持煤电低碳化改造建设。 　　（三）优化电网调度。优化电网运行调度是提升低碳煤电机组运行效能，切实发挥项目降碳成效的保障。《行动方案》提出，研究制定煤电低碳化改造建设项目碳减排量核算方法，推动对可再生能源发电量或零碳发电量予以单独计量。要求电网企业优化电力运行调度方案，优先支持碳减排效果突出的项目接入电网，对项目的可再生能源发电量或零碳发电量予以优先上网。 　　（四）加强技术创新。通过科技创新迭代，推动低碳煤电项目建造和运行成本持续下降，是推动煤电清洁低碳转型的主要动力。《行动方案》指出了煤电低碳化关键技术研发方向，要求强化生物质高比例掺烧、绿氨制备化等技术攻关，加快煤电烟气二氧化碳捕集降耗、吸收剂减损、大型塔内件传质性能提升、捕集—发电系统协同、控制流程优化等技术研发，加快补齐制约煤电低碳化改造建设的薄弱环节。（作者：张琳 中国电力企业联合会规划发展部主任） 　　来源：中国电力报