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编者按

新冠肺炎疫情以来,国际能源走势上演了一场魔幻剧情:去年4月,美国西德克萨斯轻质中间基原油(WTI)期货价格,历史性地出现了“负油价”;而就在1年半以后的今天,全球油价、天然气价格又开始上演一路飙升的戏码。前后对比,令人惊愕不已。


全球供应链持续动荡,能源领域也不例外。作为人类社会赖以生存和发展的基础物质,相比其他领域,能源动荡给全球经济带来的影响尤其深远。能源供需失衡、全球清洁能源转型阵痛,叠加2021年并不给力的全球气候,让全球能源危机拉响警报——欧洲天然气价格飙涨引发电价翻倍;英国加油站前排起了长龙;印度多家燃煤发电厂关停,酿成了严重的电力危机;我国部分省份也短暂地出现一波“拉闸限电”……


人类历史上数次能源危机,都曾引发严重的经济衰退。能源供给动荡,引发原材料成本上升,企业破产,失业率增加……诸如此类的恶果,曾数次在西方国家出现。对我国而言,面对目前全球能源市场的持续波动,当务之急是做好风险预判,化危为机,平衡好长期发展战略与短期发展需求的矛盾,构建抗风险型电力调节体制,加快建设用能权交易市场。



英国朗科恩一处风力涡轮机(图片来源:视觉中国)


上篇:供需失衡叠加转型阵痛

中篇:“拉闸限电”考问燃“煤”之急

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上篇:供需失衡叠加转型阵痛

半月谈记者 康逸

北半球的冬天刚刚到来,欧美亚多国就已经感受到了彻骨的寒意。9月份肇始于欧洲的能源危机,如今非但没有减弱,反而蔓延至更多国家——全球天然气价格、油价、电价不断飙涨……能源短缺带来的危机持续发酵。


不断攀升的能源成本,已经将危险的信号传导至整个经济领域,威胁到全球工业生产,加剧市场对通胀的担忧。


全球能源危机拉响警报

近段时间以来,全球天然气价格、油价、电价飙涨。欧洲天然气价格大幅上涨,电价攀升至10多年来最高水平。9月德国和西班牙的电价约是2019年、2020年平均价格的3至4倍。


英国还出现了加油站遭恐慌性抢购、部分能源供应商倒闭的情况。德国莱茵电力和天然气公司突然解除与数百家用户的能源供应合同。黎巴嫩因两座主要发电站停摆而举国停电。


印度也出现煤炭供应严重短缺,多个城市面临停电窘境。该国已有多家燃煤发电厂被迫关停,旁遮普邦拉贾斯坦邦等被迫采取限电措施。巴西油价也在不断攀升,导致卡车司机罢工抗议,民众在加油站外排起长队。


供给受限、需求攀升、库存处低位,加上谋求能源转型,多重因素叠加令全球拉响能源危机的警报。


能源储备不足。以欧洲为例,经历去年漫长寒冬,再迎今年高热酷暑,欧洲能源储备水平降至历史低位。欧洲天然气基础设施协会数据显示,当前欧洲区域性天然气库存仅为满负荷水平的74.7%,为10多年来最低水平,冬季能源储备亟待补充。


极端天气频发,对新能源、清洁能源发电造成巨大影响。今年夏季,欧洲风能、水力发电量偏低,一定程度上助推能源价格持续上涨。芬兰输电网公司首席执行官尤卡·鲁苏宁表示,该地区今年夏天降雨量较低,对电力生产至关重要的水资源储备低于正常水平。


受疫情影响,2020年全球能源需求出现下降,继而部分能源生产企业下调了生产预期。但随着全球大放水的持续刺激,以及今年以来疫情局部好转,全球经济复苏刺激能源需求,进一步加剧供需失衡。


欧洲国家加强对碳排放的管理,制定相应减排目标,脱碳之路提高了对低排放能源的需求,供需矛盾更加紧张。以德国为例,尽管能源转型雄心勃勃,但仍面临阶段性挑战和矛盾。一方面,在2022年关闭所有核电站、2038年淘汰煤电、2045年实现碳中和等目标约束下,德国扩大可再生能源供给更加紧迫。另一方面,风能、太阳能等可再生能源供给不足,潜在供应缺口持续影响德国能源供应稳定和安全。



10月9日,车辆在位于罗马的意大利国家电力公司设立的快充站充电 金马梦妮/摄


俄罗斯国家能源安全基金会首席分析师、俄罗斯联邦政府财政金融大学专家伊戈尔·尤什科夫指出,欧洲意在加速向绿色能源转变,能源供应韧性有所下降。当绿色能源产量未达预期时,欧洲无法及时用煤炭等能源代替。他认为,欧盟推进能源转型应保持理性与平稳。


芬兰气候委员会成员、阿尔托大学教授彼得·伦德表示,向环保能源过渡是一个未知时代的飞跃。“我们正在进入能源转型的艰难时期。现在必须加强投资,收益会在以后到来。”

“推动化肥、电力、钢铁等行业成本上升”

能源价格攀升正在加剧市场对通胀的担忧,进而阻碍全球经济复苏进程。分析师警告说,能源价格上涨正转化为高通胀,继而增加生活成本,影响消费者信心指数。


欧盟统计局公布的数据显示,9月份欧元区通胀率达3.4%,高于市场预期,创下13年新高。其中,能源价格同比上涨17.4%,是推升通胀的主因。印度央行行长达斯也指出,天然气、汽柴油价格的上涨,将推动印度通胀压力上行。


根据比利时佛兰芒电力监管局的数据,一个家庭必须支付的平均燃气费已上升至每年1500多欧元,比疫情前多出近500欧元。意大利今年一般家庭的年度电费支出约为631欧元,同比增长30%;一般家庭的燃气费年支出约为1130欧元,比去年增长15%。


随着冬季来临,天然气、煤炭、电力短缺将波及更多领域。国际能源署指出,能源价格上涨可能导致工业活动减少,影响全球经济从疫情中恢复的进程。



10月1日,一名顾客在德国柏林的一处加油站为汽车加油 单宇琦/摄


在生产层面,能源价格上涨将影响到企业的投入成本,进而影响到企业利润和扩张意愿。印度投资讯息和信用评级公司高级副总裁兼集团负责人萨比亚萨奇·马宗达指出,印度天然气价格上涨,将推动化肥、电力、钢铁等行业的成本上升。


在消费层面,企业正在把能源价格上涨的成本转嫁给消费者,推动了零售商品价格上涨。印度最大的汽车制造商印度铃木从9月份开始,提高了所有车型的出厂价格。公司表示,过去1年来,由于各种成本投入增加,车辆制造成本也相应增加,因此必须通过涨价来减少企业损失。


印度媒体援引野村证券印度首席经济学家索纳尔·瓦尔马的观点指出,能源价格上涨,对印度而言是一次经济冲击,它将导致更高通胀、更低增长。


“工具箱”或解一时之急

能源价格高企已引发欧盟层面广泛关注。欧盟委员会制定了“工具箱”,帮助欧洲企业和民众应对当前能源价格的不断攀升。欧盟及其成员国可利用该“工具箱”来应对当前能源价格上涨带来的直接影响,并进一步增强抵御未来冲击的韧性。


这一“工具箱”包括一系列中短期措施。短期措施包括向弱势消费者和家庭提供收入补贴或减税;向企业或行业提供援助;加强国际能源外联以及更广泛地获得可再生能源购买协议等。中期措施包括加大对可再生能源、创新和能效方面的投资;拓展能源储存能力;研究现有电力市场设计利弊;探讨成员国自愿联合购气,以及增强消费者在能源市场中的作用等。


负责能源事务的欧盟委员卡德丽·西姆松说,欧盟十分关切全球能源价格的不断上涨。欧盟委员会正在帮助成员国立即采取措施,减少今年冬季能源价格大涨对家庭和企业的影响,并减少对外部能源的依赖,实现气候变化目标。


欧洲多国政府也在试图通过限价、补贴、减税等手段,尽量减少能源价格高涨对消费者及中小企业的影响。


英国政府已召集本国几家最大的天然气供应和运营企业进行会谈,并表示不会额外上调能源价格上限,以减轻对消费者的影响。同时,政府还将指派其他公司接管已倒闭小型能源公司的用户。法国政府宣布对天然气价格实行限价,通过大幅减税将2022年2月至2023年2月间的电价上涨上限控制在4%,并为低收入家庭提供每户100欧元的特别补贴。意大利政府也已拨款数十亿欧元应对能源涨价潮,给相关企业发放补贴。


“这次能源重大危机,不会是最后一次”

从短期来看,欧洲难以摆脱能源供应紧张的局面,能源价格将维持高位。俄罗斯政府10月6日表示,准备利用出口来稳定全球能源市场,随后天然气价格出现下滑。俄罗斯天然气工业股份公司10月18日发表声明称,“北溪-2”第一条支线的注气工作已经完成,第二条支线的安装调试工作正在进行中。但随后德国又宣布暂停“北溪-2”天然气运营商资格认证程序。分析认为,今冬欧洲“缺气”的局面将难以得到缓解。


据法国能源监督管理委员会预计,今年秋季及冬季天然气价格将继续保持高位,明年春夏季有望好转,2023年恢复正常水平。凯投宏观全球经济服务主管詹妮弗·麦基翁认为,虽然天然气价格将在一段时间内保持高位,但到2022年第二季度会出现回落。


对于石油市场,国际能源署最新发布的报告称,屡创新高的煤炭和天然气价格以及停电促使全球各国电力部门和能源密集型行业转向石油,从而推高了全球石油需求,预测今明两年全球石油需求将分别增长日均550万桶和日均330万桶,至日均9630万桶和日均9960万桶。



10月8日,行人经过比利时布鲁塞尔的一个加油站 郑焕松/摄


国际原油供应量将逐步提高。凯投宏观高级市场经济学家奥利弗·琼斯预计,OPEC+的供应将大幅增加,美国原油产量也将从飓风影响中恢复。


《世界石油》网站刊发的一篇文章认为,在全球能源转型的进程中,未来能源危机或成“常态”——“世界正在经历清洁能源转型的第一次重大能源危机,这不会是最后一次。”

中篇:“拉闸限电”考问燃“煤”之急

半月谈记者 于瑶


前不久,煤炭和电力供应偏紧,导致东北三省、东部沿海、西南地区多个省份加入限电大军,对国内生产造成一定影响,引发社会广泛关注。近期,随着煤炭增产增供、交易电价上浮等政策落地见效,煤炭、电力供应偏紧的状况一定程度得到缓解。但受经济快速增长带来的用电量激增、新能源电力出力不足、进入供暖季等因素影响,区域性、阶段性缺电问题仍较突出。




“两台机组一天就亏损200万元”

早在今年夏天,各地用电负荷持续处于高位运行并屡创历史新高,局部地区电力供应就已经出现季节性、时段性紧张。西安电网负荷多次刷新历史最大负荷记录,由于电网建设滞后,频繁停电给市民生活带来不便。


今年9月,东北多地发布限电通知,对非居民限电后仍有缺口,导致整个电网有崩溃危险,不得不采取对居民限电的措施。


而这一轮“拉闸限电”,不仅仅限于这些地区,“限电”蔓延至江苏、浙江、广东等20多个省份,个别地方甚至将“限电”延伸至居民用电领域。除此以外,西部向外输送电力的省区,今年用电形势也偏紧。一些地区限电频次和规模均创历史新高。有些地区虽然没有拉闸限电,但也采取了提高电价、限制用电、错峰用电等措施,对企业生产和居民生活造成了一定影响。


煤电矛盾加剧,在一定程度上助长了“拉闸限电”。市场煤与计划电之间的矛盾加剧,用煤难、用煤贵问题今年尤为突出。数据显示,煤价涨幅过大,动力煤一度涨到了每吨1700多元。以宁夏为例,之前执行的基准电价为0.2595元每千瓦时,这个价格还是按照每吨不到300元的坑口煤价核定的。在这种情况下,电厂发电越多,亏损也就越多。宁夏一家热电厂相关负责人说,之前企业发一度电亏两毛钱,两台机组运行一天就亏损200万元,资产负债率一度超过110%。


半月谈记者在采访中了解到,一些地区除了煤价高,由于电煤供应持续紧张,发电企业煤炭采购工作也越发困难,部分电厂库存严重低于7天警戒值,不少电厂的机组一度因缺煤或者煤质差而停机。


“六保”政策出台后,国家相关部门、重点企业采取新一轮行动,继续加大煤炭增产稳价力度,实现量价趋稳。近期,煤价开始走跌,加之电价上浮政策支持,电厂压力有所减轻,大面积亏损在一定程度上得到遏制,电力供需紧张形势有所缓解。



11月3日,在国家能源集团湖南永州电厂,工作人员经过1号机组的高压加热器 陈泽国/摄


燃“煤”之急事出多因

一些受访发电企业、用电企业表示,不仅是今年,2019年、2020年我国局部地区电力供应紧张形势就已经出现。另外,除了用煤难、用煤贵因素导致的燃“煤”之急以外,各地经济快速增长导致用电需求量大、电价改革相对滞后、新能源出力不足等多重因素,均对电力供应紧张形势产生很大影响。


——各地经济加快恢复性增长,被压抑的生产、消费需求得到释放,工业、服务业电力需求持续保持刚性增长态势。国家发改委11月16日通报的数据显示,1至10月全国全社会用电量同比增长12.2%,22个省(区、市)用电增速超过10%,9个省(区)增速超过15%。而1至10月全国规模以上工业发电量达67176亿千瓦时,同比增长10%。


——电价改革相对滞后,相关配套政策缺失,导致电价形成机制仍不畅通。一位发电企业负责人坦言,这次紧急出台的电价上浮政策,确实一定程度上缓解了发电企业的生存压力,但让发电企业和用户去谈电价,协商过程中很可能谈不下来。由于中间还有电网调度等各个环节,两者并不联通,如果没有配套政策支撑,仍然很难执行。不少发电企业认为,必须真正“管住中间、放开两头”,使电力回归商品属性,自觉形成销售电价与上网电价的联动机制,将火电生产成本以市场化的方式向用电端输导。


——新能源电力发展堵点多,用地难、消纳难等“老大难”问题依然未解。湖南大学碳达峰、碳中和”研究中心对电力行业多家大型央企在北京、湖南、贵州、江西等地区的分(子)公司进行实地调研后发现,存在新能源电力项目资源配置效率不高、营商环境不够便利、市场交易机制不健全、配套政策不够完备等现象。半月谈记者在采访中了解到,青海、内蒙古、陕西等省区因消纳和外送能力有限,弃光、弃风情况不容忽视。西部省区普遍存在电网调峰能力有限的问题,在新能源集中大发时段,火电机组调峰能力短缺,影响电网安全运行。



10月20日,安徽省宿州市钱营孜煤矿工人在筛分电煤 韩旭/摄



健全多层次统一电力市场体系,推进电价市场化改革


受访专家和企业负责人表示,随着全球经济由局部性复苏走向整体性复苏,未来一段时期用电量还将继续保持稳定增长态势。近期,在相关政策“组合拳”支持下,电力供应紧张局面得到一定程度缓解,但部分地区电力需求超预期增长,电力供应仍将处于“紧平衡”状态,加快构建以新能源为主体的新型电力系统,完善电力辅助服务市场刻不容缓。


统筹考虑“双碳”目标和电力保供。在国家“碳中和、碳达峰”目标要求下,新能源将加快发展,但煤电企业仍然发挥着不可或缺的电力基础保障作用。目前,应让煤电作为能源供应中的“压舱石”角色在电价上体现出来,进而让煤电成为新能源发电的“稳定器”,共同构建成本可接受、资源充沛的电力系统调节体系,推动火电厂加快转型,加大进行火电灵活性改造力度,提升电力系统调节能力。另外,应推动火电厂积极建设新能源发电项目,早日转型为新型绿色电厂。


加大用电高峰时期煤炭对发电的保障力度,适当提高煤炭中的电煤比重。充分发挥进口煤保供稳价的调节作用,协调建立进口煤向发电终端用户倾斜的政策,形成对迎峰度夏、度冬期间国内电煤供应的有力支持。继续解决好煤价过快上涨问题,打破煤炭企业利益联盟,平抑过高的煤价,确保现有火电机组稳定供应。


当然,这并不意味着,我国会重新大上煤电项目。自然资源保护协会气候与能源项目主管黄辉说,从近中期来看,煤电与可再生能源之间并不是简单此消彼长的关系,煤电退出不会一蹴而就,而是一个渐进的过程。“除了依靠技术进步来适应大环境的变化,引导成本下降、以高灵活性保障电力安全的同时让路可再生能源之外,更需要配套的市场和政策体系支持。”



11月9日,国家电网长春供电公司职工在风雪中对变电站进行巡护作业 颜麟蕴/摄


完善新能源消费政策、市场机制,消除就地消纳和跨区域消纳障碍。必须加快研究和制定与清洁能源发展相关的国家标准,出台促进清洁能源消费的价格引导和鼓励政策,打破区域保护,从负荷侧促进清洁能源消纳。另外,拓宽西部新能源电力外送渠道,进一步健全完善市场交易机制,加强跨省区资源优势互补、电力互济,提高外送电新能源占比,进一步扩大现有直流输电通道新能源外送电规模。


加快推进电价市场化改革,加强需求侧管理。11月24日,中央深改委第二十二次会议审议通过了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》,提出要改革完善煤电价格市场化形成机制。不少发电企业负责人认为,燃煤发电市场交易价格标志着电力市场化改革迈出了重要一步,应继续完善电价市场化改革,让更多优质企业获得电力方面的支持。


黄辉说,一方面,通过相关约束和引导政策,促进用户侧实施节能改造,提高设备能效,减少不必要的能耗;另一方面,通过市场化运作机制体现用户侧辅助服务价值,引导用户侧资源参与调节,扩大参与需求响应用户的覆盖面,加大实时需求响应能力建设,削减尖峰负荷,避免盲目增加煤电。


下篇:用能权交易的“能”与“不能”


半月谈记者 杨琳 杨迪 岳德亮


在全球能源危机愈演愈烈、各国碳减排压力持续增大的背景下,对有限的能耗指标进行合理配置,腾出用能空间以保障低能耗、高产出的高质量项目,无疑具有现实意义。早在2016年,我国就确定河南、浙江、福建、四川4省开展用能权有偿使用和交易制度试点。最近一段时间,完善用能权有偿使用和交易制度的要求,出现在多个政策文件中,建设全国用能权交易市场的进程正在加快。

“一个履约周期后,会慢慢找到感觉”

2016年以来,在国家发展改革委的指导下,浙江、河南、四川、福建均出台了省级层面的政策文件,努力探索一条体现地方特色的能源资源市场化配置改革之路。


作为用能权有偿使用和交易试点省份之一,河南把节能市场化机制,作为提升能源利用效率和完成能耗“双控”工作的发力点。河南省发展和改革委员会环资处处长张志祥介绍,截至目前,河南省共完成26笔交易,累计实现交易量3.7万吨标准煤,交易额约419万元。部分能耗、煤炭要素资源也开始向能耗低、产出高的行业和企业流动和集聚。




浙江省以增量交易作为突破口启动用能权交易。单位工业增加值能耗高于0.6吨标准煤/万元的新增用能项目,需通过用能权交易有偿取得用能指标。许多项目在进行初步设计阶段,就将用能权交易成本纳入企业成本中考量。部分高耗能企业由于用能权交易的成本增加,将产业转移至中西部省份。


浙江47个万元增加值能耗高于1.0吨标准煤的高耗能项目,由于受制于用能权交易成本,在开工建设前被否决。


2019年9月26日,四川省用能权有偿使用和交易市场正式启动。目前,四川省已经分两批,将钢铁、水泥、造纸、白酒、建筑陶瓷、化工(仅合成氨)等六大行业共186家重点用能单位纳入用能权交易范围。近期,四川省发展和改革委员会已启动对这些重点用能单位能源消费量的第三方核查,实质性的用能权交易有望年内“落槌”。


“可以说是万事俱备、只等配额。”四川筠连西南水泥有限公司总经理方刚对记者说,作为四川省首批纳入用能权交易的重点用能单位,公司现已安装在线监测设备并接入了统一平台,也在四川联合环境交易所完成了注册开户工作,一旦主管部门核定了用能配额,企业就能到用能权交易市场中去开展交易了。


张志祥说,从试点运行情况来看,通过实施重点用能单位能源消费报告、用能权配额分配、履约清缴等全过程管理,重点用能单位增强了法规意识,完善了能源统计制度,规范了能源消费管理。


“一般来说,市场启动初期,交易活动会比较冷淡;一个履约周期后,交易主体就会慢慢找到感觉。在此过程中,交易主体的资产管理意识也逐步增强,可以像炒股一样‘逢低买入,逢高售出’。这样,整个交易市场就会活跃起来。”四川联合环境交易所董事长何锦峰说。



10月21日,皖能合肥发电有限公司工作人员经过发电机组 刘军喜/摄

用能权交易市场尚存五大掣肘因素

交易活跃度不足,市场化水平有待提高。用能权、碳排放权、排污权和水权,被业内人士称为“环境四权”。其中,用能权、碳排放权、排污权在一些行业互有交叉,令一些纳入试点的企业担心遭遇“多重交易”“多重付费”。


河南省发展和改革委员会环资处副处长王鹏说,河南省第一批用能权试点企业仅4个行业95家企业,行业及企业数量较少,且纳入的企业大都是用能大户,节能技术、能耗标准相似,缺乏差异性,一定程度上影响了交易的活跃度。


目前,浙江省用能权交易制度设计主要基于能源“双控”的政策背景,通过控制新增项目用能推动浙江省能源“双控”目标任务完成,而非用能企业的自主行为,与真正的能源要素市场化配置仍有一定差距。浙江省用能权交易市场整体不活跃,绝大多数交易发生在政府和企业之间。对高耗能行业企业而言,用能权交易将增加企业用能成本,也会一定程度上影响营商环境,导致企业参与积极性不高。


跨区域用能权交易面临掣肘。在当前能耗“双控”的背景下,各省(区、市)均背负着各自的节能降耗目标任务,能耗指标并不只是针对企业,也与所在区域能耗“双控”考核紧密相关,导致跨区域用能权交易难以实现。


从跨省交易来看,2019年,浙江省有关县与其他省积极探索开展用能权跨省交易,合作共建数据中心产业园,发展“飞地经济”,但最终由于统计指标划转等问题无法落地。从省内跨区域交易来看,浙江省将“双控”目标任务层层分解到各县(市、区),由于各区县自身能耗指标紧缺以及能耗“双控”考核压力,目前全省尚未达成一笔跨区县用能权交易。


企业能源统计和核算方法不统一。王鹏说,现有粗放式能源计量和统计,不能满足全面推动用能权交易的需要。特别是在分配企业用能权配额时,难以做到精准、公平,存在“鞭打快牛”现象,不利于调动企业积极性。


“作为天然气化工企业,天然气既是我们的燃料,也是我们的原料,其中80%天然气是用作原料生产成了化肥产品。”四川金象赛瑞化工股份有限公司节能节水中心主任王烨告诉记者,在实际统计中,生产使用的所有天然气都会被纳入能耗统计中,许多业内人士都认为这样计算并不合理。


用能权存量交易实施难度大。在前期设计阶段,浙江省用能权交易体系包括增量交易、存量交易和租赁交易等。目前用能权交易试点工作以增量交易为主,存量交易正在研究谋划当中。浙江省存量企业涉及领域广泛、数量较多,用能权交易制度体系设计庞大、行业范围广且复杂度高。同时,存量企业的用能权确权工作量巨大,确权技术标准尚未统一,第三方机构的确权审核工作需要大量财政资金支持。因此,用能权存量交易短时间内难以开展。


相关配套政策不完善。王鹏说,国家层面未明确用能权会计科目,用能权交易企业在对购买及收入资金进行财务处理时,缺乏会计科目和政策依据,影响企业参与交易的积极性。


目前,4个试点省根据各省实际情况开展了用能权有偿使用和交易实践,在制度设计、交易系统、技术标准等方面均有差异。



全国碳排放权交易实时信息画面。未来,用能权交易与碳排放权交易协同联动,将达到更好的节能减排效果 肖艺九/摄


如何与碳交易联动

“用能权与碳排放权是既有关联又有区别的,因为碳排放不完全是在用能环节产生。”何锦峰认为,全国碳排放权交易市场已经启动,用能权交易市场还在各地试点、摸索。因此,用能权交易市场和碳排放权交易市场目前的交叉还比较少,今后可以通过一些机制设计来使二者联动、融合起来。“用能权与碳排放权的协同,最重要还是要做好顶层设计,避免将两者从机制上割裂。”何锦峰说。


尽快完善相关配套法规政策,坚持奖惩并重、强化约束,增强对企业合理用能的约束力。在法规政策层面,国家尚未出台用能权交易相关法律法规,缺少“上位法”依据以及相关的配套政策文件。在技术规范层面,用能权确权缺乏全国统一的技术规范,各试点地区确权方法不一致将导致跨省交易存在争议。应完善用能权统计制度,制定全国统一的核查统计标准,确保各地用能权核查数据规范统一、真实有效。相关部门应将用能权交易资金纳入无形资产会计科目,明确记账方式和核算程序,为企业交易提供政策依据。


加快建立全国性用能权交易市场。制定全国用能权交易市场建设方案,配套完善能源统计制度,跨区域交易的用能指标跟随考核流转,实现考核与交易联动,通过市场化手段推动能源要素向能耗低、产出高的地区和项目流动、集聚。


全国各地存在资源禀赋差异,全国市场实施统一登记、交易所多点布局,将有利于形成更加良好的行业生态。何锦峰建议,在全国用能权交易市场建设中,要做好地方市场与全国市场的有机衔接。


建立区域性用能权交易中心。综合考量浙江、福建、河南、四川4个试点省的工作基础、区位优势、硬件支撑和市场环境,建设区域性用能权有偿使用和交易中心,推动能耗指标跨省区交易。


突出清洁能源导向。应严格控制化石能源的消费总量和强度,对于非化石能源或清洁能源,在节约用能的前提下提倡多用。在完善能耗“双控”制度和未来全国用能权交易市场建设的过程中,突出清洁能源导向,使能耗“双控”目标更为明晰。

来源:《半月谈内部版》2021年第12期

策划、编辑:李建发

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