随着两份顶层文件的出台，路线图渐次明确，中国启动近一年的碳达峰碳中和行动步入深水区。

10月24日晚，《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》（下称《意见》）发布。这是自去年提出双碳目标（即2030年前碳达峰、2060年前碳中和）后发布的首份纲领性文件，也是中国双碳行动1+N政策体系中的“1”。

这份文件将双碳执行情况纳入地方政府年度考核指标体系；明确了未来10-50年间能源体系中煤炭等化石能源与新能源的结构关系，强化了能源双控力度。

值得注意的是，《意见》首次指出，在推进双碳战略时，需要注意风险防范，提醒地方政府和相关行业管理部门，要处理好减污降碳和能源安全、产业链供应链安全、粮食安全、群众正常生活的关系，有效应对绿色低碳转型可能伴随的经济、金融、社会风险，防止过度反应，确保安全降碳。

两天后，10月26日，在国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》（下称《行动方案》）中，“稳妥有序、安全降碳”被作为指导思想提出。这份方案还提出，要处理好发展和减排、整体和局部、短期和中长期的关系，统筹稳增长和调结构。

近一年来，各地在推进双碳过程中，风电光伏投资大潮再起，产业链上下游矛盾进一步凸显；煤电矛盾再次激化；运动式降碳、一刀切式限电、突击式“双控”屡屡上演，由此滋生的行业波动、价格上涨、用电矛盾等现象，至今仍未消弭。顶层文件与方案的相继出台，不仅是对中国双碳战略的一次路线框定，更有对此前一些地方和行业做法的纠偏意味。

双碳战略即涉及能源结构调整，又牵涉重点行业转型升级，对未来十年的经济发展更是影响深远，可谓牵一发而动全身。

政策相继落地的同时，10月25日，生态环境部下发《关于做好全国碳排放权交易市场数据质量监督管理相关工作的通知》，进一步排查过去两年碳排放数据的真实与有效性。

碳市场体系尚需如何完善？正在延续的新能源投资热潮隐藏着怎样的矛盾？9月底爆发的拉闸限电潮，给双碳战略下的能源结构调整带来了哪些警示？煤炭等传统能源与风电光伏等新能源的关系如何协调？

对这些问题的解答，不仅关乎双碳战略推进的质量与效果，更涉及到对体制机制、政策设计、技术手段、资金来源等关键环节的处理，也将考验地方政府与行业管理部门的智慧。

“风光”：链下隐忧

对“非化石能源消费比重”，《意见》提出：2025年非化石能源消费比重达20%左右；2030年提升至25%左右；至2060年，这一比例将提升至80%以上。

这一目标后来在《行动方案》中被再次明确，并与10月28日晚间中国向联合国正式提交落实《巴黎协定》下的国家自主贡献中提出的单位GDP排放、非化石能源占比、森林蓄积量、风电和太阳能发电装机目标，保持一致。

12亿千瓦的装机目标，挑动了风电光伏制造企业的神经。

在2020年北京国际风能大会上发布的《风能北京宣言》提出，为达到与碳中和目标起步衔接的目的，在“十四五”规划中，须为风电设定与碳中和国家战略相适应的发展空间：保证年均新增装机5000万千瓦以上。2025年后，中国风电年均新增装机容量应不低于6000万千瓦，到2030年至少达到8亿千瓦，到2060年至少达到30亿千瓦。

光伏行业展现出的热情亦然。根据国家能源局测算，“十四五”新增光伏发电装机规模需求，将远高于“十三五”。中国光伏行业协会预计，中国年均光伏新增装机规模将在7000万千瓦到9000万千瓦之间，是当前年均新增装机量的两倍有余。

全国新能源消纳监测预警中心10月29日发布的信息显示，三季度风电装机增速放缓、光伏发电装机增长较快，累计并网装机分别达到3.0、2.8亿千瓦。三季度风电新增装机433万千瓦，同比下降38.1%；光伏新增装机1144万千瓦，同比增长58.9%。前三季度风电、光伏发电量占比11.8%，同比提升1.8个百分点。前三季度，全国风电、光伏累计发电量7180亿千瓦时，同比增长34.9%。

但在近一年的“大干快上”过程中，新能源产业经历了几轮产业链供需的不匹配：光伏产业主要集中在上游光伏玻璃的紧缺以及硅料价格上涨；风电行业主要是整机厂商打响“价格战”，招标价格屡创新低。

9月30日，隆基、晶科、天合、晶澳、东方日升等主要光伏组件企业联合发布呼吁信称：“在硅料价格一路飙升的情况下，很多已签订的组件订单将陷入严重亏损。这种上下游发展的严重失衡，将打破原本稳定有序的产业生态链，严重危害行业健康可持续发展。”

而由于材料供应严重短缺及限电停产等各种因素的综合影响，几家头部光伏组件企业不得不降低产能开工率，预计当前产能的达产率将不超过70%，产能短缺将造成市场装机目标短时间内难以满足，他们希望下游用户能够适当考虑推迟电站安装计划。

即便发展空间巨大，供应链的问题牵一发而动全身。在前端的生产制造环节，光伏和风电厂商似乎不得不慢下来，去解决产业链错配的问题以及微利时代的生存问题。而在新能源的消纳一端，可再生能源的高比例上网，则是涉及资金和技术的新难题。

2021年9月14日，国家能源局网站发布了一则关于“分布式光伏已超局部电网的承受能力，如何规范光伏安装”的咨询回应。

这一问题在7月29日被提出：“随着光伏安装容量的增大，变电站变压器出现故障的可能性升高，出现大面积停电的概率增大，因此光伏的并网接入，应在满足广大居民安全有序用电的基础上进行，目前国家政策是光伏安装按照‘应接尽接’的原则，但部分地区电网已达承受极限”。

这牵出了在双碳目标下，可再生能源更高比例接入电网可能带来的安全问题。国家能源局新能源司对此回应称，电网企业应充分考虑分布式光伏大规模接入的需求，加强配电网升级改造，努力做到应接尽接。

根据10月24日发布的《意见》，“以新能源为主体的新型电力系统”需加速构建，以提高电网对高比例可再生能源的消纳和调控能力。其基础是，以储能和调峰能力为支撑的新增电力装机发展机制的建设。

但对电网企业来说，增量配电网等工作虽是现阶段构建新型电力系统的抓手，但对农网等的改造是一笔新的开支，也需要通过体制机制的改革以及相关政策的引导，理顺这部分成本，形成新的激励。

煤炭：摇摆与坚定

从新能源装机到电网消纳，双碳目标之下，击鼓传花似的，各方关注的问题被传导交接，最后又回到了煤炭。

在煤炭供需失衡造成区域电网几近崩溃之前，煤炭价格以及下游用电企业之间的矛盾存在已久，不过在双碳目标和能源双控之下，固有的矛盾被更长远的难题所掩盖。

对于电力企业来说，火电是双控的一个重要对象，再加上煤炭价格高涨，发电亏损严重，因此电力增发动力明显不足。对于煤炭企业来说，煤炭也是双控对象。粗略讲，能耗双控主要就是控碳消耗、控碳排放的总量和强度，而煤矿和火电厂是碳产生的源头。

正当人们的视线从广东、江苏、东北等地“拉闸限电”背后原因的逻辑链条一步步收束至煤炭供应不足之时，煤价已经走出一条让行业内外甚至产业上下游人士皆呼“意想不到”的曲线：今年6月，动力煤主力合约尚在800元/吨徘徊；至10月19日，已经触及1982元的历史高点。

从10月19日至今，国家发改委密集发布有关整顿煤炭价格的措施：依法干预煤价、召开座谈会、严查资本恶意炒作、赴多地走访调研等。

10月29日上午，国家发改委发文称，在对全国所有产煤省份和重点煤炭企业生产成本进行调查之后，初步汇总结果显示，煤炭生产成本大幅低于目前煤炭现货价格，煤炭价格存在继续回调空间。最新的价格变化是，郑商所动力煤期货主力合约价格回落至9月中旬水平。

电价改革也再迈一步，国家发改委将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为：上下浮动原则上均不超过20%；推动工商业用户进入市场，并取消工商业目录销售电价，开始建立“能长能跌”的市场化电价机制。

在能源转型的过程中，煤炭对于能源安全的价值正在被重估。2021年3月15日召开的中央财经委员会第九次会议就提出，“要加强风险识别和管控，处理好减污降碳和能源安全、产业链供应链安全、粮食安全、群众正常生活的关系”。这样的要求，在《行动方案》中被再次确认。

一位来自传统能源行业的人士评论说，《意见》和《碳达峰方案》是在国内外煤炭、电力、天然气紧缺，实现双碳的意志似乎有所动摇的形势下出台的，足显坚定。

碳市场：自我完善

上位法暂时缺位的情况下，全国碳市场也在修修补补的过程中自我完善。

10月25日，生态环境部下发通知，要求各省级生态环境主管部门开展碳排放数据质量的自查工作——对其行政区域内重点排放单位2019和2020年度的排放报告和核查报告组织进行全面自查，于2021年11月30日前，将整改工作台账和数据质量自查报告报送生态环境部。

省级生态环境主管部门管理对象涵盖排放企业、咨询机构、检验检测机构、核查技术服务机构。通知称，省级生态管理部门对其管理对象负有组织开展碳排放配额分配、核查、企业清缴履约及有关监督管理等重要职责。“亡羊补牢，可喜可贺。”一位能源企业下属碳资产管理公司负责人对经济观察报如是评论。原因在于，近期个别企业和单位碳排放数据弄虚作假扰乱碳市场秩序。而数据核准和配额分配，是开展碳交易的前提。

2021年7月16日，全国碳市场正式上线交易，作为一个政策导向型市场，《碳排放权交易管理暂行条例》至关重要，有关碳市场的种种问题，都需要凭借这一上位法找准“规定动作”和法律保障。《行动方案》明确，要进一步完善配套制度，逐步扩大交易行业范围。建设全国用能权交易市场，完善用能权有偿使用和交易制度，做好与能耗双控制度的衔接。统筹推进碳排放权、用能权、电力交易等市场建设，加强市场机制间的衔接与协调，将碳排放权、用能权交易纳入公共资源交易平台。

据了解，《碳排放权交易管理暂行条例》已纳入国务院2021年度立法工作计划，预计在今年年底或明年初出台。

一场广泛而深刻的系统变革正在发生。