国网冀北电力有限公司承德供电公司 徐丽丽

《中华人民共和国能源法》（以下简称“能源法”）的颁布和实施，标志着我国能源治理体系和治理能力现代化迈入法治化、系统化新阶段。作为国家能源领域的基础性法律，能源法将“推动能源高质量发展、保障国家能源安全、促进经济社会绿色低碳转型和可持续发展”的目标任务纳入法治轨道。河北省承德市作为国家首批碳达峰试点城市，积极建设“清洁能源强市”，打造“国家生态产品价值实现示范区”，探索生态资产权益抵押等金融创新模式，推动产业绿色转型，与能源法的立法宗旨高度契合。本文以承德市绿色低碳发展为研究样本，通过系统梳理其在风电、光伏、氢能等领域的典型实践与创新模式，深入剖析当前面临的政策瓶颈，立足能源法的立法框架与战略导向，结合“双碳”目标要求，对绿色低碳发展的具体实现路径展开系统性探讨，旨在为清洁能源高质量发展提供理论参考与实践借鉴，助力构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系。

能源法与绿色低碳发展的理论关联

（一）能源法的核心定位与战略目标。作为国家能源领域的基础法律，能源法以保障能源安全、优化能源结构、推动能源可持续发展为核心目标。通过明确清洁能源优先发展地位、规范能源开发利用秩序、建立节能减排约束机制，将“双碳”目标与经济社会绿色转型纳入法治化轨道。例如，能源法强调可再生能源在能源体系中的比重提升，要求建立能源消费总量和强度双控制度，为地方绿色低碳发展提供法律遵循。

（二）能源法对绿色低碳发展的驱动机制。能源法通过“约束+激励”双重机制推动绿色低碳转型。在约束层面，明确高耗能产业准入标准，限制煤炭等高碳能源消费，对违规行为设置法律责任；在激励层面，通过财政补贴、税收优惠、绿色金融等政策，鼓励清洁能源技术研发、生态产品价值实现和产业绿色升级。这种刚柔并济的法律设计，为承德等试点城市突破发展瓶颈提供了制度框架。

（三）能源法与承德城市定位的契合性。承德作为京津冀水源涵养功能区、国家生态文明建设示范区、国家可持续发展议程创新示范区和塞罕坝精神发源地，其“生态优先、绿色发展”的战略定位与能源法的立法宗旨高度契合。能源法的实施不仅能巩固承德生态建设成果，还能为其清洁能源强市、生态产品价值实现示范区建设提供法律保障，助力其成为全国绿色低碳转型的标杆城市。

承德绿色低碳高质量发展的经验做法

（一）扩容清洁能源装机规模，构建多元协同供能体系。承德以全域清洁能源资源规划为统领，开发建设集中式风光电项目，因地制宜布局建设分布式新能源，加快建设抽水蓄能电站集群，推动清洁能源发电装机规模持续壮大。截至2024年年底，承德清洁能源总装机达到2200万千瓦（风电1020万千瓦、光伏820万千瓦、抽蓄360万千瓦），全年发电量240亿千瓦时，分别占全市电力总装机和发电量的92%和73%。“十四五”以来，全市新获批风光电项目建设指标1500万千瓦，新增清洁能源发电装机1450万千瓦，新增装机规模较此前历年总和翻一番。

（二）统筹推进电网规划建设，畅通清洁能源输送通道。承德与冀北电网建立了常态化沟通协调机制，共同推进电网工程建设，统筹规划承德特高压、500千伏、220千伏低频输电工程，确保电网建设与清洁能源开发同步进行。截至2024年年底，陆续建成御道口、金山岭（滦平）、承德（承德县）、承德东（宽城）、承德北（丰宁）、牌楼（围场）500千伏站以及金山岭—太平、承德—姜家营、承德东—阳乐500千伏通道，形成“6站3通道”清洁能源电力输送网络；在建及推进前期的有隆化500千伏站、承德东—滦县双回500千伏通道“1站1通道”电网工程；全力推动承德特高压开关站扩建变电站、平泉500千伏站、围场220千伏低频输电通道“2站1通道”电网工程纳规，电网配套保障能力持续增强。 

（三）加快新型储能产业布局，筑牢能源稳定供应屏障。承德坚持源网两侧发力，同步推进新能源配建储能、共享储能、电网侧独立储能项目建设。截至2024年，新能源配建储能规模达90万千瓦/240万千瓦时，全省规模最大的围场航天35.5万千瓦/92万千瓦时共享储能电站、隆化集电30万千瓦/120万千瓦时独立储能电站顺利并网，有力地保障了新能源消纳与电网稳定运行。发挥钒资源优势，引进北京普能、北京绿钒等一批优势企业，推动全钒液流储能电池产业化，截至目前产能达到4吉瓦时，新型储能发展破题突围。

（四）拓展氢能全链产业生态，拓宽绿色能源应用边界。承德积极探索绿氢储能与电网调峰联动机制，构建“绿电+绿氢”协同消纳模式，加速“绿电”向“绿氢”转变。围场大西沟风电制氢、航天围场集中制氢、大唐国际丰宁大河西光伏制氢、国华丰宁风光基地配套制氢等一批氢能产业项目落地，康保—曹妃甸氢气长输管道、国华新能源公司丰宁北油氢混合站等基础设施加快建设，制、储、运、用等氢能产业生态构架基本成型。

（五）探索CCER碳汇市场交易，激活生态价值转化动能。承德积极完善碳汇核算体系，拓展森林、草原、湿地等生态系统固碳领域方法，推进塞罕坝生态开发集团依托森林资源开发碳汇项目，明确交易规模，加强与北京绿交所等机构对接，推动争列CCER（中国核证自愿减排量）核证机构，打通碳汇交易全链条，促进生态价值转化。2017年，塞罕坝造林碳汇项目成功交易16.2万吨，成为当时全国林业系统造林减排量最大的碳汇交易项目。2024年，塞罕坝机械林场出售2015年签发的碳汇量实现交易100.7万元，是全国CCER市场重启后河北省的首笔交易。截至2024年，塞罕坝机械林场和千松坝林场已累计交易27.9万吨、774.8万元。

（六）创新绿色金融产品体系，强化低碳发展资金支撑。承德围绕碳交易市场创新绿色金融产品体系，通过“产品创新+平台赋能”双轮驱动，为低碳发展提供坚实资金支撑。在产品端，推出碳配额质押贷、排污权抵押贷等绿色信贷产品，盘活企业碳资产，开发森林碳汇保险等绿色保险，为碳汇项目风险兜底。在服务端，搭建绿色金融服务平台，整合企业融资需求、金融产品供给及第三方评估服务，实现信息高效对接。2024年，金融机构共为703家企业新发放绿色贷款约170.88亿元。

绿色低碳发展面临的挑战

（一）清洁能源开发建设土地利用难度不断提升。土地正成为影响清洁能源产业发展的关键因素，随着清洁能源发电装机规模不断提升以及用地政策的调整变化，用地约束问题随之显现。清洁能源装机较为集中的山东、河北、内蒙古等省区，土地限制可能导致未来清洁能源发电装机潜力受限。以承德为例，依据“三区三线”划定成果，承德市生态红线、基本农田、城镇开发边界面积占国土总面积近一半，全市森林覆盖率高，草地面积80%划为基本草原，森林公园、自然保护区、风景名胜区较多，随着天然灌木林使用政策的收紧，域内可落地风电、光伏发电项目的土地紧张，对后续资源开发带来较大影响。

（二）清洁能源电力输送受电网条件与政策制约。电网规划与清洁能源项目开发规划衔接不够紧密，电网建设相对滞后于清洁能源发展，清洁能源电力输出受阻问题在全国范围内普遍存在。承德清洁能源发电装机规模增长迅速，预计到2027年清洁能源发电装机将达到2700万千瓦、远期达到5000万千瓦。既有及在建的配套电网送出能力仅为1800万千瓦，难以满足未来发展需求，亟需加快500千伏电网工程、特高压工程规划建设。

（三）传统与新型储能调度响应能力有待提高。受抽水蓄能项目建设周期长、新型储能价格机制不完善、盈利模式不清晰等因素影响，项目建设整体节奏不快，全国储能建设规模仍然存在较大缺口。以承德为例，在建及纳规的总规模约640万千瓦抽水蓄能项目大多在2030年以后建成投产，在风光电大幅增长的“十四五”与“十五五”阶段难以发挥效用。同时，受制于初期投资成本高、盈利模式模糊等因素，新型储能项目难以实现大规模布局，难以满足新能源快速发展的配套需求。由于缺乏统一的调度标准与激励机制，部分已建成的储能设施未能与电网运行实现深度融合，在调峰、调频等电力辅助服务场景中参与度不足，导致设备闲置率高，无法充分发挥“电力稳定器”和“充电宝”的功能。

（四）绿电直连政策细则尚待完善。今年5月30日，国家发展改革委、国家能源局下发了《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，明确按安全优先等原则，支持新增用电、存量出口型及并网受限新能源项目开展绿电直连，规范项目备案、接入电压等级及市场交易机制。但目前仍存在费用分摊机制待细化、绿电溯源认证体系不完善、部分地区市场主体参与受限等问题，制约项目规模化推进。尤其是，电网电价成本使得制氢环节投入居高不下，终端氢气售价仍显著高于传统能源，难以凭借经济性优势打开市场，极大限制了氢能产业规模化发展与商业化应用进程。

（五）造林碳汇CCER登记规则与历史造林贡献矛盾有待破解。现行造林碳汇方法学规定，申请登记CCER的造林项目需于2012年11月8日之后开工建设，减排量需产生于2020年9月22日之后且在产生后的5年内完成项目登记。对于在2012年之前就已实现较高森林覆盖率的地区而言，前期在林地开发和森林培育方面投入了大量的人力、物力和时间，为生态环境改善作出了重要贡献，但在碳汇交易等方面无法获得相应的经济补偿和激励。以承德为例，承德森林覆盖率已超过60%，剩余可造林地块非常有限，且大多分布在干旱、瘠薄的阳坡，全市国土绿化重点已由造林向营林转变。承德符合条件的造林面积只有340.8万亩，按照30%面积可开发估算，开发系数约为0.3，年均减排量仅30万吨。

绿色低碳发展路径与策略建议

（一）突出规划引领作用，科学有序推进资源开发。在土地利用方面，积极探索风光互补、光伏+农业、林业、渔业以及光伏治沙等产业融合发展新模式，最大程度集约使用现有可利用土地。做好清洁能源发展规划与国土空间规划衔接融合，通过技术手段精准规划，不断挖潜资源，尽可能调整资源富集区域用地政策，释放更多用地空间。在配套电网建设方面，优先布局特高压、超高压输电通道，优化中低压配网结构，配套建设清洁能源基地专用输电线路。推广智能电网技术与储能设施应用，增强电网对清洁能源波动的调节能力，提升清洁能源电力外送能力。

（二）加快储能项目建设，保障新型电力系统安全。积极推动政府部门出台相关政策，破解抽水蓄能电站前期工作要求高、审批程序相对较多、建设周期长等推进难题，加大政策性、开发性金融工具等对抽水蓄能项目建设的支持力度，支持社会资本参与抽水蓄能建设，推进抽水蓄能规模加速壮大。完善储能参与电力市场规则，健全调度运行监管机制，加大容量补贴、税收优惠、融资支持力度，鼓励长时储能、共享储能项目建设，推动储能设施资源优化配置，全面提升电力系统灵活性调节能力。

（三）加速应用场景布局，提高清洁能源本地利用率。在应用层面，大力发展城市工商业，逐步提高城市用电负荷，促进清洁能源本地消纳水平；围绕绿色矿山、大数据等高耗能项目和制氢项目，推广清洁能源“源网荷储”示范；围绕新能源汽车推广，合理规划布局充电基础设施，探索清洁能源“发电储充”一体化充电站建设模式。在政策层面，推动出台绿电直连政策实施细则，细化项目准入标准、交易流程及监管机制，破除政策落地中的执行壁垒，简化电力用户与发电主体的直接交易程序，打通绿电直供“最后一公里”。探索构建市场化绿电交易体系，依托电力交易平台建立灵活的价格形成机制，完善绿电计量、结算及消纳保障机制，降低市场主体参与门槛，推动清洁能源就近消纳。

（四）完善法律法规体系，引领和保障碳汇交易市场建设。完善CCER碳汇方法学种类，推动出台营林碳汇方法学，为开发新的林业碳汇项目提供方法指南和标准依据。推动完善全国碳排放权交易市场的政策法规和制度规范，确保政策法规和制度规范的稳定性和延续性，构建职责明确、依法行政的政府治理体系。

审核｜王茜 王婧 渠洋 

校对｜白馗 张雪慧 张波