全国温室气体自愿减排交易市场启动仪式2024年1月22日上午在北京举行。中共中央政治局常委、国务院副总理丁薛祥出席活动，宣布全国温室气体自愿减排交易市场启动。1月22日上午，全国温室气体自愿减排交易市场启动仪式在北京举行。中共中央政治局常委、国务院副总理丁薛祥出席活动，宣布全国温室气体自愿减排交易市场启动。新华社记者 丁林 摄启动仪式上，丁薛祥和大家一起观看了全国温室气体自愿减排交易市场建设情况主题片和市场交易实况。生态环境部、市场监管总局、北京市人民政府有关负责同志先后发言。河北塞罕坝机械林场、中国广核集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、自然资源部第三海洋研究所等4家项目开发单位负责人签署了自愿减排项目开发和减排量交易合规倡议。有关部门和地方负责同志、碳排放交易机构代表等参加启动仪式。建设全国温室气体自愿减排交易市场，是调动全社会力量共同参与温室气体减排行动的一项制度创新，有利于推动形成强制碳市场和自愿碳市场互补衔接、互联互通的全国碳市场体系，助力实现碳达峰碳中和目标。

我国的锂电池产业起步晚，发展快。自1997年国内建成第1条锂电中试产线以来，经过20余年的发展，我国已成为世界上最大的锂电生产国和消费国。目前，国内锂电市场主要以动力电池（高能量密度，用于电动车）为主，容量占比达70%，储能电池（大规模储能，用于电网“削峰填谷”）次之（22%），消费电池（用于计算机/通信/消费电子等3C器件）最少（8%）。随着双碳战略要求以及电力市场化改革的深入推进，风电、光伏装机量、5G基站建设加快，新能源发电测储能需求快速增长；同时，新能源汽车的推广也使得高能量密度的动力电池得到爆发性增长，自2020年开启了“黄金时代”。预测到2024年，我国锂电市场容量将达到1500GWh左右，是2021年容量的4.6倍。但目前电池行业发展也面临着产能结构性过剩、上游原材料资源缺乏等问题，锂电池企业需着眼产业链的整体化布局，加强技术研发与储备，最不可或缺的一点是重视对退役电池进行回收利用。在当前原材料价格持续上涨、供应链趋于紧张的大环境下，电池回收不仅在降低对于锂、钴、锰、镍等稀有原材料金属资源对外赖，降低成本，还可以减少环境污染，有利于低碳环保。

近日，黑龙江讷河市政府召开“氢绿龙江”百万吨级氢能综合利用项目例会，“氢绿龙江”齐齐哈尔百万吨级氢能综合利用示范基地项目总投资359多亿元，项目规划建设352.5万千瓦离网风电、16.4万吨/年制氢系统，年产30万吨绿色甲醇、40万吨绿色航煤。采取一次规划布置，分两期实施策略。其中“氢绿龙江”讷河100MW风电制氢示范工程建设10万千瓦离网风电、0.5万吨/年制氢系统，年产1万吨绿色航空煤油，项目计划2024年3月全面开工建设。会议强调，各相关部门要充分认识发展氢能产业的重要意义，切实加强领导，高位推动，要深刻了解项目建设的重要性和对我市经济发展的积极作用，按要求完善组织，以争分夺秒，时不我待的精神推动项目前期建设。要加强沟通，密切配合，形成工作合力，进一步提高项目建设的组织规划程度，真正做到一盘棋、一条心、一股劲。要加强与上级部门沟通联系，切实做好项目前期各项工作。要加强部门之间联络，积极主动配合，合力攻坚推进，及时解决项目推进中存在的问题和困难。要加强服务，快速推进，切实变管理者为服务者，在服务项目建设中真作为、快作为、多作为。要与企业共同想办法、找路子，压缩办事时间，简化工作流程，加快办理速度和工作效率，全面提升项目办理进程。要加强督办，及时考核，做好各节点工作，全力以赴推进项目建设顺利实施，为我市高质量发展贡献力量。

根据相关研究，目前我国碳排放的主要来源是煤、石油、天然气等化石能源，占到总排放量的85%。为实现2030年之前将这一占比降低到75%的减排目标，所需投资主要聚焦在六大领域：一是能源结构的转变，需要实现从煤、油、气等传统能源向光、风、核等新能源的转变；二是电力装机容量的扩大，大力提升发电能力和电力供给；三是输电设备的基础设施建设；四是实现从物理储能向化学储能转变；五是固碳技术和能力的提升，如碳捕集、利用和封存；六是消费端降低能耗相关技术的开发等。当前，我国绿色贷款规模为全球第一，且保持快速增长。截至2022年底，本外币绿色贷款余额超22万亿元，同比增长38%，高于各项贷款增速30.7个百分点。其中，投向具有直接和间接碳减排效益项目的贷款分别为8.32万亿元和5.56万亿元，合计占绿色贷款的66.4%。为实现“双碳”目标，预计绿色贷款规模还将持续快速增长。“值得注意的是，目前，我们还需要一个更加统一的标准和行之有效的科学方法，来测量我们到底排了多少碳，在如何治理的方法论和路径上也有一些问题和分歧需要解决。”相关人士说。因此，为应对气候变化展开的各项工作面临的首要挑战是需要一个更加清晰化、透明化的、起总领作用的总量指标体系，以便后续分解出微观目标，指导各部门开展可度量、可计算、可考核的任务。未来应当如何去做？ “要计算我国重点产品的‘碳排放因子’，同时建立各行业及各类产品碳足迹计量认证表示体系十分必要。减碳减排、实现‘双碳’目标，行行有责。” 中国工业经济联合会会长李毅中说，“还要查清碳足迹，直接排放、间接排放、关联排放一并核算。除直接使用化石能源生产的二氧化碳外，还包括了全生命周期中用电、用热、用水、用材、用物所包含的二氧化碳。”“要尽快建立碳排放、碳足迹的计量统计监测评价技术体系，摸清地区、行业、企业的碳排放量、碳足迹、碳分布等，建立碳数据库、碳资产、碳账户，确定碳配额。此外，还要建立‘双碳’工作流程，体系建设要努力与国际通则接轨互认。”与会人士表示，首先要抓住碳排放重点行业和领域。电力、钢铁、有色、建材、石化、化工等高耗能工业行业和道路交通是重点。因业施策，因地制宜，梯次达峰。防止层层加码、盲目攀比、急于求成。未来，要推动金融机构向那些急需转型的‘高碳’企业提供支持。同时，运用ESG融入信用评级和投决策体系，扩大绿色基金、绿色债券、绿色保险等，加大支持力度。

在以绿色低碳为主要特征的新一轮能源转型过程中，发展包括水、风、光电在内的可再生能源成为各国政府的一致行动。笔者认为，市场化机制是促进绿电投资和消纳的重要政策工具，未来，应以发现绿电的环境价值为核心目标，建立绿电市场化机制。绿电市场规模小，价格偏低整体来看，尽管当前绿电市场化交易规模正在快速扩大，政府部门和社会各界期望也较高，但与中国可再生能源发电规模相比，其市场规模总体仍然较小、价格相对偏低。（一）绿电缺乏顶层设计，无法有效统筹从实践层面看，在涉及绿电的市场化机制（如CCER、绿证等）之外，可再生能源专场交易、打捆外送交易等不涉及环境权益交易的交易机制在一些地区依然存在。如不进行有效统筹，这会导致环境权益模糊不清，甚至可能产生环境权益的重复计算。重复建设、多头管理，不仅影响市场规模，还不利于开发更具灵活性和多样化的绿电产品。（二）绿色权益不清，绿电价值无法得到充分体现可再生能源电力消纳保障机制和绿证机制经最新修订后，优化了绿证核发范围、交易方式，明确了市场主体完成责任以自身持有的绿证为主要核算方式，但仍缺乏清晰的绿电权益流转认定和核销机制。在电力市场中，一些电力交易品种也存在“交易了可再生能源的电量，但未交易对应的环境权益”的情况，购售电双方以及电力交易平台对环境权益的认定存在差异。自愿市场中，“一女多嫁”的现象屡见不鲜。比方说，项目同时获取国际绿证和国内补贴，补贴中已支付的大部分环境权益已属于全社会，但其环境权益又通过国际绿证实现了再次变现；分布式绿电碳普惠项目、新设的CCER海上风电项目以及仍未全部用于抵消的旧CCER绿电项目也涉及与绿证覆盖范围的交叉，绿证代表的减碳效益被重复计算。（三）消纳保障机制约束力不足，绿电采购能力需加强一是由于机制运行时间不长，初期为理顺机制，设置的可再生能源消纳责任权重较为宽松，不需要通过市场交易即可完成当地的责任权重，大部分省（区、市）的政府部门无需将配额严格分配至市场主体进行配额交易。二是可再生能源电力消纳保障机制中缺乏对未能履约的惩戒措施，市场主体履约动力不足。三是当前绿电的市场化交易电量规模较小，大部分地区的可再生能源均由电网企业统一采购并分销至市场主体，消纳责任难以通过市场交易落实到绿电消费主体。因此，在政策中明确的部分承担消纳责任的市场主体（如大工业用户、售电公司等）没有实际履约，也未受到考核约束。（四）自愿采购市场产品形式单一、灵活性有限，无法满足多元化需求企业采购绿电的目的各有不同，有的是为了实现自身减排目标，需要实现对多地机构绿电的统一采购；有的是为了突破能耗总量控制目标，仅采购当年新增绿电；有的是为了满足更加严格的产品碳足迹审查要求，需要覆盖项目全生命周期的绿电合同；有的是希望通过采购绿电抵消部分碳排放配额。而当前的绿电交易模式不够灵活，在交易平台选择、采购地域范围、合同时间长度、绿电技术类型等方面均有一定程度的障碍，尤其是跨省跨区交易的大部分电量仍以政府间合同的方式确定，也影响了绿电跨省跨区交易的开展。此外，绿电交易和绿证交易过程中也存在信息不对称、不透明的问题，场内和场外交易信息披露仍有很大进步空间，这些信息包括可再生能源项目信息、绿证挂牌数量和价格、周期性的交易规模、场内场外各类交易的平均成交价等。（五）绿证核发、履约、认证等基础能力仍有欠缺国家能源局电力业务资质管理中心是核发绿证的机构，但绿证是否是体现绿电环境权益的唯一凭证尚待完全落地。尽管绿证交易机构将适时拓展至国家认可的其他交易平台，但交易平台资质要求仍不清晰。可再生能源电力消纳保障机制对于绿证的有效期、履约或核销的方式没有明确。在绿电自愿采购交易方面，绿证追溯体系不健全、第三方认证制度缺乏、相关标准体系缺失等是中国绿证尚无法与国际重要低碳组织和相关倡议标准实现互认的主要原因。 建立绿电市场化机制的基本思路（一）坚持“凭证统一”和“信息归一”绿电的环境权益无法直接在电力的物理系统中识别，因此，需要对绿电进行识别并明确绿电的环境权益，这就需要统一的环境权益凭证，并建立一套围绕绿电环境权益的注册登记、交易结算和追溯系统，保障绿电环境权益的产生、交易和核销等信息的全流程管理。以绿电项目信息为基础，构建起一套包括注册、筛查、核发、追溯、核销、披露的全流程信息体系。 此外，应进一步完善绿证信息，包括：所在地、投产年份、装机规模、累计运行小时数、技术种类等项目信息；电量产生时间、采购方式（是否采用PPA、电证合一或用于替代补贴）、交易时间、交易平台等交易信息；获得经济激励政策信息（电价补贴、投资补贴、保量保价收购等）。（二）高效匹配绿电供需，形成合理价格曲线 首先，要坚持以稳步改善电力供应结构为目标，推进可再生能源电力消纳责任落实到用电主体，在稳步提升绿电消费占比的同时，为自愿采购建立充分反映环境价值的绿证价格。 其次，应加大开发绿电的自愿市场，扩大绿电环境效益的应用场景，为绿电环境价值实现创造更好的市场环境。一是要鼓励各类机构开发与绿证挂钩的产品，包括但不限于100%绿电产品、零碳产品等，充分挖掘绿电的环境价值；二是要做好特殊绿电种类与能耗“双控”核算、CCER、电力市场等机制的衔接，充分反映绿电的额外溢价；三是要加强电力零售市场对用户需求和绿电供给的衔接，鼓励售电企业通过整合电力市场服务、绿电采购和碳市场交易为企业提供集成的能源服务和碳资产管理服务，提升分布式发电和中小电力用户参与绿证市场的积极性。还要加强对绿电市场的监管，规范市场运行。一是要强化市场准入，明确相关产品设计的基本原则、绿证适用基本规范，通过“黑名单”制度约束产品开发和交易行为；二是要加强各个自愿交易品种的信息披露，及时充分反映交易种类、规模、价格和市场主体类型；三是要做好各类市场信息的有效及时衔接，避免“一女多嫁”等现象。最后，通过为绿证设置有效期、建立绿证回购和投放机制等方式，保障市场价格水平的基本稳定。