摘要：2021年中国经济社会运行快速恢复，能源政策内容重点主要体现在提升清洁能源消纳保障能力、促进传统石化能源更多向与新能源相融合的系统重构方向发展、各类能源定价机制的市场化改革，以及出台碳达峰碳中和统领文件。2022年，碳达峰碳中和“1+N”政策体系中分领域分行业的实施方案和保障细则将继续陆续出台；能耗“双控”制度向碳排放“双控”制度的转变起步；以“双碳”目标为指引的能源市场体制改革进一步推进；维护能源市场稳定运行，加强对重点领域市场监管；着眼创新前沿，加快推动氢能等可再生能源绿色低碳发展。

关键词：碳达峰碳中和目标；碳排放总量和强度“双控”；能源政策；电力机制；油气管网；市场改革；市场监管

01

2021年中国能源政策回顾

服务于“十四五”开局和碳达峰碳中和（即“双碳”）目标，2021年中国能源政策目标的约束性高度显现。其特点主要体现在3个方面：一是在“双碳”目标指引下，提升清洁能源消纳保障能力，从产业各环节入手，重点加强新型电力系统的建设；二是对传统化石能源的政策关注下降，在保障能源供给安全的前提下，传统化石能源更多向与新能源相融合的系统重构方向发展；三是与能源领域改革和发展相适应，能源领域的各类价格市场化机制改革仍是政策重点。

1.1 构建实现“双碳”目标的“1+N”政策体系，顶层设计和统领文件出台

2021年是中国全面贯彻实施“双碳”目标的第一年，同时意味着一场广泛而深刻的包括能源结构转型、新型工业化和新型城镇化等在内的经济社会系统性变革的开始。在面向“双碳”目标的“1+N”政策体系中，《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》（中发〔2021〕36号）将发挥统领作用，是“1+N”政策体系中的“1”。该政策提出了构建绿色低碳循环发展经济体系、提升能源利用效率、提高非化石能源消费比重、降低二氧化碳排放水平、提升生态系统碳汇能力5个方面可计量、可考核的自我约束目标。《意见》明确了“双碳”目标实现的路线图和施工图，坚持系统观念和全面观念，提出了10方面31项重点任务。

美、日、欧等发达国家和地区已经实现碳达峰，而中国仍是发展中国家，能源消费总量在一定时期内仍将保持增长。尽管中国设定实现碳中和的时间略晚于发达国家，但中国从碳达峰到碳中和的时间短于这些国家。既要保证经济增长，又要用尽可能短的时间尽量压低化石能源消费峰值，需要有相对于《意见》更加细化、实化和具体化的政策安排。《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》（国发〔2021〕23号）是落实《意见》中关于实现碳达峰目标的具体行动措施，与《意见》保持有机衔接，聚焦2030年前碳达峰的相关指标和任务，将碳达峰贯穿于经济社会发展全过程和各方面，提出重点实施能源绿色低碳转型行动、节能降碳增效行动等“碳达峰十大行动”。

1.2 发力清洁能源消纳能力保障，政策覆盖面不断扩展

随着风电、光电等清洁能源所占比重的上升，传统能源结构的稳定性受到冲击，提升新能源消纳能力成为能源政策的重点任务。

一是在系统能力建设方面，以构建新型电力系统为目标，《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕280号）、《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》（发改运行〔2021〕1138号）和《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2021〕833号）明确规定，在强调能源安全底线的基础上，更加突出以利益共享为纽带，发挥一体化项目优势，将弃电率决定权交给项目的投资者，发挥市场主体的调节主动性，涉及新能源开发的项目均要求以市场消纳为导向、以保障性并网规模和市场化并网规模相叠加的形式减轻电网消纳压力，鼓励新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价。《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》两个政策文件对新能源、新型储能、负荷侧并网主体等提出了技术指导和管理要求，将提供辅助服务的主体范围从发电厂扩大到了新型储能、自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、聚合商、虚拟电厂等主体，改变了辅助服务市场结构，有助于促进挖掘供需两侧的灵活调节能力。

二是对新型储能技术加强政策支持力度，创新抽水蓄能价格机制。新型储能具有可以突破传统电力供需时空限制、精准控制和快速响应的特点，是应对风、光等新能源发电间歇性、波动性的关键技术之一，且具有选址布局灵活等多方面优势，加快新型储能规模化发展势在必行。《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号）将发展新型储能作为提升能源电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力，支撑新型电力系统建设的重要举措，提出健全电网侧独立储能电站容量电价的新型储能价格机制和“新能源＋储能”项目的激励机制，努力争取到2025年实现从商业化初期向规模化的发展转变，到2030年实现全面市场化发展。在诸多储能技术路线中，抽水蓄能是目前最成熟和经济的储能方式，《抽水蓄能中长期发展规划（2021－2035年）》是抽水蓄能作为一个独立产业的首个全国性发展规划，目标是到2025年抽水蓄能投产总规模达到6200万千瓦以上，到2030年达到1.2亿千瓦左右，实现规模化和市场化发展。《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）一方面完善了抽水蓄能定价机制，以竞争方式形成电量电价，以政府定价方式形成容量电价，并对容量电价核定设定了激励性措施，另一方面健全了抽水蓄能成本回收与分摊机制，明确将抽水蓄能容量电费纳入输配电价回收，并确立了多场景的分摊机制，将有力支持规划的目标实现。

1.3 推进电力市场化改革，推动可再生电力行业发展

2021年，在“双碳”目标指引下，以构建新型电力系统为目标的电力市场建设取得的进展主要体现在以下几个方面。

1）加快价格形成机制的市场化改革。2021年，中国能源需求尤其是电力需求增加超预期，相比之下，煤炭产量和进口量受到环保政策和中国与澳大利亚关系影响而收紧，供需不平衡导致价格大幅上涨，但中国大部分终端电量适用目录电价浮动范围有限，煤电成本无法完全向终端用户疏导，部分省份出现了电力供给不足，突出体现在东北地区的拉闸限电。对此，国家发改委发布了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号），重点明确了三项改革措施：一是有序放开全部燃煤发电电量上网电价，通过市场交易形成上网电价，也可以推动其他类别的电源进入市场。二是扩大市场交易电价上下浮动范围，燃煤发电交易价格上下浮动范围原则上不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。三是有序推动工商业用户全部进入电力市场，同步取消工商业目录销售电价，有利于更好地发掘需求侧相应系统需求的潜力。该《通知》在短期有利于缓解燃煤机组经营困难，中长期有助于完善竞争性环节价格的市场形成机制，支撑新型电力系统的建设。2021年，风光新能源发电上网电价机制持续优化，在现货交易机制方面，《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办体改〔2021〕339号）提出了更加合理的费用疏导机制和容量成本回收机制。在电力定价方面，《关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号）和《关于完善电解铝行业阶梯电价政策的通知》（发改价格〔2021〕1239号）要求加强分时电价机制实施，促进需求侧移峰填谷，将对高耗能、高排放行业形成更强的用能成本约束，有利于产业结构优化和节能减碳。《电网公平开放监管办法》（国能发监管规〔2021〕49号）明确了电网企业应公平无歧视地为电源项目业主提供电网接入服务和互联服务，并明确了相关禁止性行为，有利于风电、光伏电源和不同市场主体公平接入电网，深化新型电力系统建设。

2）推动可再生能源电力发展。以确保2025年非化石能源消费占一次能源消费的比重达到20%左右为目标，《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》（国能发新能〔2021〕25号）、《2021年生物质发电项目建设工作方案》（发改能源〔2021〕1190号）和《关于促进地热能开发利用的若干意见》（国能发新能规〔2021〕43号）等政策，从优化发展环境、发挥地方主导作用，调动投资主体积极性，明确重点任务、资金补贴支持政策等方面进行了部署。《“十四五”循环经济发展规划》（发改环资〔2021〕969号）推动热电联产、分布式能源及光伏储能一体化系统应用。同时，强调加大金融支持力度。《关于引导加大金融支持力度 促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》（发改运行〔2021〕266号）要求金融机构按照市场化、法治化原则自主发放补贴确权贷款，对补贴确权贷款给予合理支持，绿色电力的电能价值与环境价值将通过市场机制更好地凸显。

1.4 鼓励能源领域发展跨行业深度融合

当前，中国经济社会正处于数字化转型的关键时点，《5G应用“扬帆”行动计划（2021－2023年）》（工信部联通信〔2021〕77号）提出面向实体经济主战场，打造5G融合应用新产品、新业态、新模式，其中，在9项行业融合应用深化行动中，能源领域有5G+智能采矿、5G+智慧电力、5G+智能油气3项重点行动。随后，《能源领域5G应用实施方案》（发改能源〔2021〕807号）对此进行了具体部署。5G具有高速率、低时延和大连接等特征，能源领域各行业与5G进行深度融合，是支撑转型的重要战略行动，将有效带动能源生产和消费模式创新，为能源革命注入强大动力。《方案》重点提出5G与智能电厂、智能电网、智能煤矿、智能油气、综合能源的智能制造相结合，以探索可复制、易推广的、有竞争力的商业模式。2021年，以智能化技术装备研发与应用为主的5G+智能采矿行动在煤矿领域加速推进。智能化技术装备是煤矿智能化建设的重要支撑和关键环节，《关于支持鼓励开展煤矿智能化技术装备研发与应用的通知》（国能综通煤炭﹝2021﹞59号）出台后，地方政府和煤炭企业对通过智能化来提升煤矿安全做了有益的尝试和探索，对于提升煤矿安全生产水平、保障煤炭稳定供应具有重要意义。

02

2022年中国能源政策前瞻

以“双碳”目标为指引，在前期实践基础上，2022年政策重点将会按照科学有效的基本原则，统筹有序推进各项工作，碳达峰和碳中和“1+N”政策体系中分领域分行业的实施方案和保障细则将持续出台，政策体系性将会得到不断增强。

2.1 碳达峰和碳中和“1+N”政策体系逐步加快完善

2021年碳达峰碳中和“1+N”政策体系顶层设计《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》已经出台，2022年将重点继续在“N”上做工作，有关部门和单位将根据《意见》制定能源、工业、城乡建设、交通运输、农业农村等领域和能源、钢铁、有色金属、石化化工、建材、交通、建筑等重点行业的碳达峰实施方案，各地区也将按照方案要求制定本地区碳达峰和碳中和行动方案。在科技支撑、碳汇能力、统计核算、督察考核等支撑措施和财政、金融、价格等保障政策方面也会有不同的内容出台。这一系列文件将构建起目标明确、分工合理、措施有力、衔接有序的碳达峰和碳中和“1+N”政策体系。2022年《能源领域碳达峰实施方案》《“十四五”现代能源体系规划》《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》以及分领域规划等政策文件有望陆续出台。需要注意的是，2030年之前“双碳”目标的工作重点不是总量减碳而是达峰，在《意见》指导下，如何对不同领域科学设定不同的碳排放指标显得十分关键，总体原则就是既要在2030年实现二氧化碳排放量达到峰值并实现稳中有降，又不能影响国民经济稳定发展。

2.2 能耗“双控”制度将向碳排放“双控”制度转变

“十三五”期间，能耗“双控”制度（控制能源消费强度和总量）的执行对于提高能效、缓解资源约束、减少环境污染、推进生态文明建设发挥了积极作用。国家发改委发布了《完善能源消费强度和总量双控制度方案》（发改环资〔2021〕1310号），但在实际执行过程中，受疫情后经济形势恢复好于预期、传统能源退出步伐过快而新能源安全可靠替代不足的影响，2021年出现了能源供应紧张、各类能源价格高企和多省市拉闸限电限产的现象，社会生产和生活不同程度受到了干扰。随着在能源结构转型过程中低碳清洁能源逐渐成为主体能源，中国实施的能耗“双控”制度的局限也日益明显，能耗总量控制在限制化石能源使用的同时，也限制了可再生能源的发展，还容易冲击能源供需形势。2021年底召开的中央经济工作会议提出“创造条件尽早实现能耗‘双控’向碳排放总量和强度‘双控’转变”，意味着“双控”的含义将会发生重大变化。由于可再生能源与原料用能均不会产生碳排放，因此会议上提到的“新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制”是对“双控”机制由能耗控制向碳排放强度和总量控制调整的前奏，目的是为在碳排放“双控”政策出台之前将不产生碳排放或少量碳排放的项目从能源消费总量控制范围中移出，提前结束对这些领域的不合理约束。化石能源消费总量控制的主要目标是碳排放总量控制，但随着清洁能源的发展，二者之间的线性相关关系减弱，实施碳排放总量控制可有效避免能源消费总量控制的局限性。同时，这一精神将为新能源发展再次开拓更大空间。对于各地区和企业而言，经济社会发展综合评价体系会有较大调整，消纳更多新能源不会受到碳排放“双控”的限制，有利于经济发展，新能源产供销各环节则在需求带动下发展动力进一步增强，这也会吸引更多社会资金进入到新能源及相关领域的技术创新和投资开发。

2.3 以“双碳”目标为指引，加快推动能源市场体制改革

“双碳”目标给能源行业提出了更高要求，以改革促进“双碳”目标的实现也更具时间紧迫性。按照“双碳”目标要求，加快推进能源市场包括竞争、运行、管理和监督几个根本要素在内的链式系统性体制改革，着力破解制约能源可持续发展和“双碳”目标实现的各种障碍，是2022年乃至今后几年内能源领域改革的重点，主要体现在以下几个方面。

一是持续加快建设全国统一的电力市场体系，积极推进电力市场化交易。新型电力系统是清洁电力的主要载体，也是能源系统最重要的组成部分。2021年中央全面深化改革委员会第二十二次会议指出，要健全多层次统一的电力市场体系，推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，推动形成多元竞争的电力市场格局，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。随着各省电力市场化将深化燃煤发电上网电价市场化改革政策落实到位，按要求放开市场准入和扩大市场交易价格浮动范围，电力市场改革将进入深入推进的阶段。自2015年3月开启新一轮电力体制改革以来，中国电力市场架构建设、市场主体参与、电价机制完善、交易机构组建及规范运行等方面取得了积极进展，但“双碳”目标的提出，要求中国电力市场建设再次进行顶层设计。按照这一要求，新时期顶层设计的指导性文件《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）已经率先发布，目标是到2030年全国统一电力市场体系基本建成，实现电力资源在更大范围内共享互济和优化配置，提升电力系统稳定性和灵活调节能力，推动形成适合中国国情、有更强新能源消纳能力的新型电力系统。同时重点加强中长期市场、现货市场和辅助服务市场等各层次电力市场的协同运行和融合发展，明确要求激励清洁能源参与市场化交易，积极推动电力价格体系建立完善，重申信息披露、市场监管、应急保供等多项配套机制。此外，在并网主体管理、电力系统辅助服务管理等方面，《并网主体并网运行管理规定》和《电力系统辅助服务管理办法》正式稿有望在2022年出台。

二是扎实推进油气管网改革。提升油气管网互联互通水平，深化油气领域市场化改革是2022年能源领域的重要工作之一。目前，全国有21个省成立了约30家省天然气管网公司，但是各省管网公司运行相对封闭，主要针对省内天然气配送，不进行跨省运输。2022年国家将进一步支持引导省级管网以市场化方式融入国家石油天然气管网集团有限公司（简称国家管网集团），积极推进油气干线管道建设和互联互通，推动省级管网运营企业运销分离，鼓励用户自主选择供气路径和供气方。随着管网公平开放的实施，越来越多的下游用户可根据自身用气特点和承受能力自主选择资源和供应商。国内天然气市场将逐渐进入精细化管理阶段，依据用气规模、供气方式、用气时间、可中断性、用气价格等差异性形成不同的细分市场。随着供应主体多元化，下游客户的选择增多，市场竞争程度将进一步提升。

三是完善能源法治体系，能源法治建设提速。中国能源法长期缺位，使得能源单行法之间缺乏统一协调，尤其是在“双碳”目标提出后，能源结构优化发展进程中的各类跃进式的问题频出。为了规范能源开发利用和监督管理，保障能源安全，优化能源结构，提高能源效率，促进能源高质量发展，国家能源局于2020年形成了《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》，经过公开征求意见和修改完善，能源法草案预备2022年提请全国人大常委会审议，有望于2022年加速正式出台，实现能源领域“基本法＋各单行法”的法律体系。政府也将适应市场变化，加快推进《电力法》《煤炭法》和《可再生能源法》的修订出台工作，积极推进石油储备条例制定等工作。

2.4 提升能源监管效能，加强重点领域市场监管

能源领域的监管工作极其复杂，专业性强，既忌讳管得过多，又要防止管得过少，监管的科学性和有效性就显得尤为重要。2022年，中国能源领域监管的政策重点体现在以下几点。

一是深化“放管服”改革。《关于能源领域深化“放管服”改革优化营商环境的实施意见（征求意见稿）》在2021年9月份开始公开征求意见，主要内容是推动行政审批制度改革，促进能源领域“证照分离”改革全覆盖，大力推动照后减证和简化审批。同时，按照全覆盖要求将全部涉企经营许可事项纳入清单管理，依托全国一体化政务服务平台，推动更多能源领域涉企事项网上办理，大力推进减环节、减材料、减时限、减费用，降低制度性交易成本，推动项目在线审批监管平台和各相关审批系统互联互通和数据共享，加强项目立项与用地、规划等建设条件衔接。作为政府服务能源领域的指导文件，该意见已经在2021年末正式发布，着力为能源及相关企业创造良好的市场环境。

二是强化电力市场秩序监管。2022年，深化燃煤机组价格形成机制改革将电力行业的市场化步伐继续向前推进，电力电量的平衡方式也将从完全的计划机制向市场机制转变。充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，要求电力监管工作既要创新、改革、完善规则，又要监督市场主体遵守规则。政府监管要强化电力调度交易与市场秩序监管，规范市场成员自律行为，指导市场运营机构建立，完善电力市场运营监控和风险防控机制。同时加强市场运营机构、市场主体信息披露行为监管，促进信息公开透明。电网作为电力系统的“中间环节”，在电力系统运行中处于重要地位，具有自然垄断属性，需要积极落实《电网公平开放监管办法》，加强电源接入电网、电网之间互联等行为的监管。

三是强化油气管网设施公平开放监管。目前《油气管网设施公平开放监管办法》已经实施了两年多，但存在因上中下游主体不愿承担管网建设而面临管输能力不足、运价不稳、利益不均等风险问题，导致管网建设投资决策复杂化，“X+1+X”体制构建进展缓慢。油气管网仍是国家能源领域建设的重点工程，国家“十四五”规划特别强调了加快全国干线油气管道建设。近几年中国管网建设进展缓慢，会对油气产业的发展造成障碍，国家政策应重点打通管网建设的机制中梗阻，为加快管网基础设施的建设创造政策环境。国家管网集团整合了诸多来自不同企业的油气管道资产，现在急需提高管输服务合同标准化，加强对LNG接收站合同签订和保供履约情况、管网设施运营企业的监管。2022年应继续强化油气管网设施公平开放监管，进一步推进全国油气管网设施的公平开放，扩大覆盖面，对上下游企业的服务要起到更加显著的支撑作用。

2.5 着眼创新前沿，加快氢能等可再生能源绿色低碳发展

从2022年起，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，政策也将加快推动可再生能源替代行动，完善能源绿色低碳转型体制机制，以及各能源分领域的相关规划。在各种新能源中，风电、光伏发电等已经在政策扶持下基本具备了一定的市场竞争力，但能源转型仍面临技术多样性、发展阶段上的差异性等特质导致的不确定性，要求政策更加着眼长远，技术尚不成熟、未进入商业化阶段的氢能会受到政策关注就是一个体现。氢能是新时代的高效清洁能源之一，能够增加未来低碳能源网络的灵活性和稳定性，契合中国在“双碳”目标下对能源安全和碳减排的追求。从目前来看，为在未来的发展中抢得先机，全国绝大多数省份及直辖市已经发布了氢能发展相关政策方案。其中，北京、山东等多个省市出台了专项氢能整体产业发展政策，广东、河南等地出台了氢燃料汽车细分领域专项政策，其他省份在新能源汽车产业、整体能源发展、省“十四五”规划等不同方向纳入氢能相关发展规划，但中国氢能发展的总体设计尚未制定。近年来，世界主要经济体已经陆续颁布了国家氢能战略和氢能发展路线图，明确氢能产业定位及发展重点。中国亦积极推动氢能产业示范经营，并开展商业化探索。事实上，制定中国的国家氢能产业发展规划已经进入了国家发展改革委、工信部等政府部门的议事日程，预计2022年会正式启动制定工作。

原标题： 2021年中国能源政策回顾与2022年调整方向研判