（一）能源绿色转型遭遇全球逆流
全球不同程度受到能源短缺以及俄乌冲突的影响，一向被认为是能源绿色转型明灯的欧盟在飙升的能源价格中风雨飘摇，在推进碳边境调节机制（CBAM）、EU-ETS改革、可再生能源指令等重大法案过程中，多方利益冲击下的欧盟更显出“散装”的特质。“碳中和”于欧洲，除了政治正确需要，以及打压他国竞争力需求，绿色发展的本质已存在很大程度的褪色。
而中国实现双碳目标面临着更加复杂的矛盾，需要做出更加系统小心的权衡，需要经历多轮的妥协和回流。去年年底以来电煤紧缺和煤价飞涨，叠加遭遇南方降雨骤减等极端天气，开始给能源体系的脆弱性进行全面预警。“先立后破”、能源保供成为压倒其他的政治任务，煤电进入新轮扩张已成定局。在煤电强势发展的惯性下，如何扭转其定位，真正向保障性调节性电源转变，不是简单说说就能做到的，这涉及深层次的利益分配。
该背景下新能源发展必然承压。尽管，煤电的增长有利于提高电力系统的调节能力，能实现更多的新能源消纳。但在同等终端电量的条件下，煤电的增长降低了新能源、储能发展的必要性，也使有限的利益被更加摊薄。在经济下行周期，脆弱的经济难以同时扛住煤电、新能源同时发展的高昂成本。
（二）新能源并网运行的大罗网悄然编织中
得益于能源主管部门非全容量并网的背书，以及资本市场的继续追捧，当前的统计数据仍显示新能源的快速增长。但电网侧投入没有显著增加，以及对电网侧储能没有有效支持情况下，新能源的快速发展对电网消纳支撑能力是在“寅吃卯粮”。尽管当前没有足够数据支撑新能源消纳可能恶化，但青海等地区新能源消纳水平正在下降，也带来了集中式电站建设放缓。全局性的消纳能力不足的问题，相对于投资热潮存在时间的滞后，但全民投资风光的大潮下，风光装机过剩和电量消纳难题迟早重回历史视野。
所以，对于加强新能源并网适应性的要求更加迫切，根据国家能源局《电力并网运行管理规定》的规定，各区域都出台了新的两个细则，不同程度上对新能源的功率预测能力、功率波动速率、功率调节能力以及稳定支撑能力提出了更严的要求。随着新能源渗透率的持续提高，维护电网安全将成为煤电和新能源共同的责任，将大幅增加并网运行方面的难度，提高安全运行方面的投入。
（三）电力市场问题纷杂难解
如何解决煤电与新能源的协同，以及建立储能等新型市场主体商业模式，解决之道总会归结到电力市场改革和价格机制革新这一焦点上。尽管电力市场不是万能，但市场的不健全确是很多问题的症结所在。虽然2022年全国统一电力市场、现货市场建设的文件层出不穷，但大环境上能源短缺和电价飞涨压缩了改革的腾挪空间，行政命令对电价干预仍不自觉伸手， 今年的市场化改革并未取得期望的突破。
同时令人困惑的是，政策文件总是站位宏观却模糊了具体执行的方向。对于一些具体的问题，总能翻到众多的表述完备、原则统一、又三令五申的词句，却鲜能找到特定的、可执行的实施细则。然而，没有明确的具体细则出台，分布式可再生能源交易、绿电消费抵消用户侧碳排放、电网侧替代性储能实施容量电价等愿望，最后仍只能是空中楼阁。
（四）碳市场建设晦暗不明
自全国碳排放权交易市场走过一个履约周期之后，碳市场建设早已淡出热点话题。《碳排放权交易管理暂行条例》仍在待审过程中；全国碳市场行业扩维仍无时间表；CCER市场依然值得大家期待。估计未来很长一段时间，上述曾经的热点话题仍无须进行进度更新。
对碳市场的关注早已转移到欧盟碳边境调节机制（CBAM）上面。对于2026年将开始征收的CBAM，将如何影响我国的产业经济？我国的碳市场如何促进行业扩维、推行有偿配额以及收紧配额总量，以有效应对CBAM的挑战？在当前我国碳市场发展目标以及部门协同等方面仍晦暗不明的阶段，这些现实的问题也只能停留在理论研究的层面了。
二、关于2023年的展望
终于要跟2022年说再见了，面对2023年“祸福难料”的前景，依然有几分信心在我们心中。毕竟新的一年，将迎来以下新变化：
（一）中央定调全力发展经济
2022年底迎来新冠的最重一击，但随着新冠的干扰快速消散，2023年将是心无旁骛搞经济的一年。12月6日召开的政治局会议分析研究2023年经济工作，会议强调“推动经济运行整体好转”，要求稳定发展预期、提振市场信心，2023年经济触底反弹的局面基本确定。
12月14日，中共中央、国务院印发《扩大内需战略规划纲要（2022—2035年）》，高层将扩大内需作为经济疲软困境的破局点，《纲要》提出提升传统消费、培育新型消费、扩大服务消费和适当增加公共消费，以增强国民经济的内生动力和内生韧劲。
其中，《纲要》提到：大力推广新能源汽车和绿色电力交易，以积极壮大绿色低碳消费市场； 加强能源基础设施投资，建设大型风电、光伏基地，有序建设跨省跨区输电通道重点工程，推动构建新型电力系统，提升清洁能源消纳和存储能力；壮大新能源、新能源汽车、绿色环保等战略新兴产业。可以想见，由于新型电力系统、新能源及储能在我国特有的产业优势地位，以及高投资、高产业链带动特性，将成为扩大内需、稳经济增长的重要支撑点。
（二）成本下降带来下游压力释放
2022年的新能源市场饱受硅料、碳酸锂以及电价高企的困扰，新能源、储能项目单位投资不降反升，一度中止了新能源行业的成本下降趋势。可以预见新的一年，硅料价格大幅下降将带来光伏项目投资快速下降，锂电材料价格回归合理以及钠电池开始规模替代使储能价格重回下降通道，海上风电技术提升也可能带来一定的降本空间。2023年主流新能源设备成本的下降，应能重振新能源投资的动力，也增强国际出口竞争力。
当然，过去几年产能无序扩张带来的过剩将成为2023年新能源产业的显著问题，但价格倾轧下的重新洗牌，将带动新能源技术发展和成本下降进入一个新的阶段，这可能是发展过程中不得不付出的代价。
（三）电力体制机制改革将取得点状突破
尽管电力市场改革的全面推进仍存在较大阻力，但对电力商品的普遍认识已经建立，一些广为关心的热点问题将取得进展。
1.电力时段价值更加受到重视。尽管第一批现货市场试点仍未取得完全的成功，但通过现货交易发现电力时空价值已取得一定成果，不同时段电力价值差异已深入人心。尽管现货市场尚未普遍推广，但2023年围绕电力分时价值进行发用电管理，促进可控负荷、用户侧储能、电动汽车参与电力系统调节，将形成更多的业态创新，现货市场推广的环境也更加具备。
2.分布式主体参与电力交易将是大势所趋。从最早的增量配电网改革，到蓬勃兴起的分布式发电，以及2022年内蒙等地推出的自成一体式“源网荷储”，无不表明了市场主体打破配售电侧利益格局，争取对等地位的愿望和决心。尽管几度折戟沉沙，但在分布式电源日益壮大的进程中，分布式主体参与市场化交易的大潮已不可阻挡。当然，分布式发电参与市场交易并非没有代价，首先需要厘清其需要分摊的系统备用等成本，电网企业才能以开放的态度接受其对等主体地位。
3.新型储能商业模式创新不断推进中。2022年，一份中电联的调研报告揭露了新能源强制配储能运行效果的真相，实际上行业关于此的争论一直没有停止过。笔者认为，2022年是各省建立相关机制，将电源侧储能从获取新能源指标的“路条”，转变成有效运行的电力系统灵活性资产的起步之年。其中，山东、广东、河南、内蒙、重庆、广西等省（市、区）都出台了支持储能发展的支持政策。2023年，将有更多省份跟进，以现货市场、辅助服务市场、容量补偿等方式建立新型储能的商业模式，以最大限度激励新型储能调节效果的发挥。也许现阶段新型储能由于其高昂的成本难以完全通过市场行为获利，但未来在电力系统容量和灵活性稀缺到一定程度时，同时建立一定的补偿机制下，新型储能的成熟商业模型必将建立。
4.绿电和绿证的环境价值将凸显。尽管2022年绿电和绿证广受关注，但新能源的绿色环境价值仍没有建立定价之锚，绿电市场上环境溢价被简单认为是绿电价格与煤电基准价之差。2022年，绿电购买者基本来源于绿色供应链管理要求以及履行社会责任的觉悟。但形成普遍的绿电消费需求，一定要靠绿电环境价值的市场体现，只有在全国碳市场纳入用电客户并形成良好的碳市场-电力市场联动后，才能真正形成绿电溢价的定价基础。同时，随着非水可再生能源消纳责任权重部分分解至企业，也将带来绿电（绿证）购买需求的提升，也将打开新能源环境溢价的上涨空间。2023年，或许新的绿电（绿证）溢价机制可以得到建立！
