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“碳中和”既是我国的发展目标，也是全球主要国家的发展目标。在各个国家碳中和的目标下，各国电力公司也在积极应对和作为。世界主要电力企业纷纷提出碳中和时间表，通过大力发展风能和太阳能等新能源推动净零排放目标的达成。西班牙伊维尔德罗拉公司提出2030年实现碳中和，届时新能源装机容量将超过3300万千瓦，主要为风电和光伏。德国莱茵公司则制订了2040年碳中和战略，并不断加大风能和太阳能项目的开发。东京电力公司计划到2050年实现碳中和，核电和海上风电是其发展重点。美国杜克能源公司制订了2050年前碳中和计划，计划将太阳能发电能力翻倍，并进一步宣布到2030年将其天然气业务中的甲烷排放量减少至“净零值”。同时为实现碳中和目标，世界主要电力企业积极布局制氢、储运、加氢站等多个环节，推进各自的氢能项目落地。根据对德国意昂公司、德国莱茵公司、法国电力公司、意大利国家电力公司、西班牙伊维尔德罗拉公司、东京电力公司、韩国电力公司、美国杜克能源公司等世界主要电力企业战略的分析，可再生能源、氢能产业、电能替代、数字化转型均是世界主流电力企业应对碳中和的积极措施 ［12］ 。
除积极努力实现碳中和外，响应政府环保约束和激励政策也是国外电力企业需要面临的重要问题。环保表现是这些电力企业关注的重点，包括限制二氧化硫和其他关键污染物的排放等。环境问题在近年来也得到了越来越多的关注，美国许多州在应对气候变化方面的政策规定正变得越来越严格。目前，可再生能源成本的持续下降和分布式微小电网服务机遇的扩大也正在彻底改变电力公司业务的传统设定。因此，以经济可行且能够创造价值的方式追求持续性的深度减排，是全球所有电力公司面临的机遇和挑战。以美国为例，可再生能源配额制、能效资源标准、碳价、建设储能设施的强制要求、负荷峰值标准、交通电气化、建筑部门电气化等是电力企业发展面临的挑战。
（1）可再生能源配额制
可再生能源配额制（RPS）要求电力公司售电额度中的特定比例或特定电量必须来自于可再生能源资源。全美有29个州和华盛顿特区实施了可再生能源配额制，还有8个州设置了可再生能源目标，如夏威夷州、纽约州、加利福尼亚州。
（2）能效资源标准
能效资源标准（EERS）设定了电力公司或非电力公司项目管理者必须通过用户能效项目实现的特定、长期节能目标。全美已有26个州设定了节能目标，如马萨诸塞州、佛蒙特州、伊利诺伊州。
（3）碳价
美国一些州、地区和城市启用了碳税、碳排放总量管制与交易机制，以此作为市场化碳减排手段，如科罗拉多州博尔德市、加利福尼亚州。
（4）建设储能设施的强制要求
多个州都通过立法和法规规定了储能设施建设和采购的目标，如俄勒冈州、加利福尼亚州、马萨诸塞州。
（5）负荷峰值标准
各州可以将降低负荷峰值作为目标纳入它们的能效战略。各州也在寻求在负荷高峰时段提高可再生能源发电应用的方法，如马里兰州、亚利桑那州。
（6）交通部门电气化
各州和地方政府使用了各种政策支持交通部门电气化。这些政策包括电动汽车（EV）部署目标、补贴、税收减免、政府用车电气化以及支持电动汽车基础设施建设等，如华盛顿州、科罗拉多州博尔德市。
（7）建筑部门电气化
与交通部门类似，各州和城市也在通过不同的方式支持建筑部门电气化。这些政策包括电气化技术资金补助、优势性电费设计、需求响应/弹性计划、建筑规范和电器标准等，如加利福尼亚州、罗得岛州。 ［13］
通过对国外电力企业的转型布局以及政府政策约束分析，可以得到我国未来低碳之路的重要启示：在全球碳中和目标下，政府环保约束和激励政策是电力企业未来业务创新和价值实现的重要基础。
实现“双碳”目标需要具体的约束性与激励性政策，“双控”工作则是当下最有代表性的政策工具。具体而言，“双控”又分为能耗“双控”与碳“双控”。“双控”作为“双碳”目标的政策手段，其本质是服务于高质量发展经济的目标。2021年12月中央经济工作会议指出：“要科学考核，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，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。”电力消费是用户能源消耗与碳排放核算的主要源头，作为直接面向用户提供电力的主体，配售电业态深刻理解“双控”内涵，才能有效满足“双控”下用户的实际需求，为用户创造更多绿色低碳价值。
能耗“双控”指的是能源消费强度和能源消费总量控制，碳“双控”指的是碳强度和碳排放总量控制，考核对象既可针对一定区域的GDP，又可针对企业用户。追溯能耗“双控”与减碳工作的关系，其起源恰缘于我国对于国际社会自愿减排的承诺。2006年在气候谈判的过程中，我国主动提出了第一个自愿减排目标，即2010年单位GDP能耗要比2005年下降20%左右，我国在“十一五”规划中首次提出把单位GDP能耗降低作为约束性指标。因此可以看出，能耗“双控”目标的本质仍然是对碳排放的控制。过去十几年，能耗“双控”对于促进我国经济低碳发展发挥了重要作用，但是在新的外部环境下，能耗“双控”也逐步显示出其不适应性：一方面是颇具争议的原料用能；另一方面近些年可再生能源的大力发展以及未来可预计更大规模的可再生能源，能源消费量与碳排放量的相关性将越来越小。于宏观角度而言，当化石能源仍然占据绝对比重时，能源消费总量与二氧化碳排放总量存在高度的正相关关系；但当可再生能源发展到一定规模以后，其相关性就越来越小。因此，在某些场景下特别是未来化石能源占比逐步降低的场景下，能耗“双控”和碳“双控”指标之间的正相关关系将发生改变。
结合目前能源消费结构以及变化趋势，碳总量考核意义大于能源消费总量，能耗强度和碳强度则相互补充。碳总量反映的是碳排放绝对量的问题，其重要性不言而喻；以可再生能源为主的场景下，能源消费总量的高低并不能代表碳排放量的高低，且在GDP作为变量的情况下也无法与能耗强度挂钩；能耗强度反映的是生产活动对于能源使用效率的问题，无论是否存在绿色能源替代，提高效率、降低能耗强度都是节能提效的重要措施；只有在能耗强度降低的基础上，加之低碳能源替代，才会让碳强度指标具备实际考核意义。因此，当起源于减碳为目标的能耗“双控”并不能完全起到初衷效果时，就需要重视对碳“双控”的考核。但能耗“双控”向碳“双控”转变需要一定的时间，对配售电行业而言，通过认清能耗“双控”与碳“双控”的内涵与关系，制定符合社会和用户价值需求的企业发展策略，服务好“双碳”战略背景下地方经济的高质量发展。
《国务院关于印发“十四五”节能减排综合工作方案的通知》（国发〔2021〕33号）明确指出，对能耗强度降低达到国家下达的激励目标的地区，其能源消费总量在当期能耗双控考核中免予考核。由此也能看出，能耗强度下降的意义是大于控制能源消费总量的。同时该文件也明确，“各地区‘十四五’时期新增可再生能源电力消费量不纳入地方能源消费总量考核。原料用能不纳入全国及地方能耗双控考核”。这也对各地应对能耗双控提出了科学的控制措施。
能耗双控政策对于我国过去十几年的能效提升发挥了重要作用。除能耗双控政策以外，“十三五”期间我国开始的绿证与绿电配额制也是我国积极应对能源转型的重要政策措施，也是配合能耗双控政策发挥更大效果的有效手段。
我国2017年起开始实施绿证制度，其目的主要是减轻新能源补贴压力和引导绿色电力消费观，促进清洁能源利用。绿证的全称为“绿色电力证书”，是指国家可再生能源信息管理中心按照国家能源局相关管理规定，依据可再生能源上网电量通过国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台向符合资格的可再生能源发电企业颁发的具有唯一代码标识的电子凭证。国家可再生能源信息管理中心负责复核企业所属项目的合规性和月度结算电量，按照1个证书对应1MWh结算电量标准，向企业核发相应证书。每个证书具有唯一编码，并体现项目的基本情况。认购参与人通过认购平台提交指令，并按本规则进行认购。认购参与人不允许以自身为对手方进行认购。认购参与人购买可再生能源绿证后，不得再次出售。补贴目录内的陆风和集中式光伏以及平价项目均可以申请，但需要注意的是，风电、光伏发电企业出售可再生能源绿证后，相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴 ［14］ 。由于绿证目前采取自愿交易，且只允许交易一次，因此整个绿证交易市场并不活跃，处于有量无市的静默阶段。
可再生能源消纳责任权重（绿电配额制）出台主要是为解决我国可再生能源中长期发展责任问题，从需求侧入手促进新能源行业发展。2019年，《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号）文件发布，意味着可再生能源绿电配额制正式在我国开始实施。承担消纳责任的主体主要有两类，第一类市场主体为各类直接向电力用户供/售电的电网企业、独立售电公司、拥有配电网运营权的售电公司；第二类市场主体为通过电力批发市场购电的电力用户和拥有自备电厂的企业。各承担消纳责任的市场主体以实际消纳可再生能源电量为主要方式完成消纳量，同时可通过两种补充（替代）方式完成消纳量：一是向超额完成年度消纳量的市场主体购买其超额完成的可再生能源电力消纳量，双方自主确定转让（或交易）价格；二是自愿认购可再生能源绿证，绿证对应的可再生能源电量等量记为消纳量。
一方面，在绿电配额制的强制考核约束下，自愿认购的绿证制度有了更大价值和市场需求；另一方面，绿电配额制协同绿证制度，共同对能耗双控的有效实施发挥了激励性作用。相关政策文件规定 ［15］ ，对于实际完成消纳量超过本区域激励性消纳责任权重对应消纳量的省级行政区域，超出激励性消纳责任权重部分的消纳量折算的能源消费量不纳入该区域能耗“双控”考核。对纳入能耗考核的企业，超额完成所在省级行政区域消纳实施方案对其确定完成的消纳量折算的能源消费量不计入其能耗考核。
2011年10月，国家发展改革委办公厅发布《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》（发改办气候〔2011〕2601号），正式拉开我国碳市场建设帷幕。2013年6月，深圳率先开展交易，其他试点地区也在2013~2014年先后启动市场交易。2016年1月，国家发展改革委办公厅发布《关于切实做好全国碳排放权交易市场启动重点工作的通知》，全国市场预备启动。2021年1月，生态环境部印发了《碳排放权交易管理办法（试行）》，对二氧化碳排放达峰目标和碳中和愿景的重要宣示，进一步加强了对温室气体排放的控制和管理，为新形势下加快推进全国碳市场建设提供了更加有力的制度保障，规定符合“属于全国碳排放权交易市场覆盖行业”和“年度温室气体排放量达到2.6万吨二氧化碳当量”两项条件的，应当列入温室气体重点排放单位（简称重点排放单位）名录。2021年7月，全国碳排放权交易在上海环境能源交易所正式启动。其中首笔全国碳交易通过撮合交易成功，交易价格为52.78元/吨。
全国碳交易市场首个履约期仅纳入发电企业（共2162家）。通过对2019年、2020年的碳配额进行清缴履约，这些企业履约完成率为99.5%。截至2021年12月31日，碳配额累计成交量1.79亿吨，成交额76.61亿元。2021年12月31日收盘价54.22元/吨，较2021年7月16日首日开盘价上涨13%。总体而言，自全国碳市场启动以来，整个2021年价格（挂牌价）较为稳定，整体在40~60元之间，成交量在进入履约期，才从平稳的趋势快速上升，2021年12月成交量达到整体交易量的76%。
未来随着更多控排行业进入全国碳市场以及免费碳配额的收紧，全国碳市场交易活跃度以及碳价预计将进一步上升。
相比配售电企业自身而言，能耗“双控”与碳“双控”对区域内生产用户（特别是高耗能和控排企业用户）影响更大。区域用户获取低碳电力的需求是显而易见的，一是减少企业综合能源消费量，确保企业生产足够的能耗指标；二是降低碳排放总量与产品碳强度，应对碳强度考核的同时，提升产品国内外市场的竞争力。“双碳”目标下，用户用电需求已经从安全、经济两个维度转变为低碳、安全、经济三个维度，显然这对所有供电企业都带来严峻挑战。配售电企业相比其他供电企业或者一般售电企业，拥有更大的优势。
一是它以第二类售电公司的身份，既能够供电，又能够市场化购电与售电。
二是电改基因决定了接入增量配电网内部的分布式电源和可再生能源电站能够自由地与用户交易和结算。
三是电流电压监测、电表计量、电力购售电合约、用户报装等能源数据优势能够成为配售电企业开展用户节能、碳管理等综合能源服务业务的基础。
四是它拥有相对独立的计量和核算边界，能够清晰测算区域内绿电使用情况，便于政府对其单独考核与激励。
基于上述优势，为提升用户低碳价值，配售电企业在以下几个方面大有可为。
（1）积极接入可再生能源，建设“源网荷储一体化”配电网
2021年，“中发36号文”指出“明确以消纳可再生能源为主的增量配电网、微电网和分布式电源的市场主体地位”，这既是对增量配电网提出的要求，又是为增量配电网大规模发展和消纳可再生能源奠定的政策基础。由于不需要考虑外部电网的输配电价，在增量配电网内大规模消纳可再生能源对于提升增量配电网经济性、降低网内用户用电成本具有显著效果，同时以“源网荷储一体化”建设增量配电网又是对新型电力系统最好的支撑。
在以新能源为主体的新型电力系统建设中，必须以经济低成本的方式解决新能源大规模发展带来的稳定性和安全性问题，专家学者提出“源网荷储一体化”的解决方案。虽然增量配电网并不是“源网荷储一体化”必须的技术条件，但增量配电网却是局部区域内高效实施“源网荷储”互动的有效载体。国家发展改革委、国家能源局印发《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），该文件也强调了“在工业负荷大、新能源条件好的地区，支持分布式电源开发建设和就近接入消纳，结合增量配电网等工作，开展‘源网荷储一体化’绿色供电园区建设。”通过增量配电网内的用户负荷与可再生能源直接交易与互动，利用储能设施进行平衡调节，这种直接接入增量配电网消纳可再生能源的模式减少了电源长距离传输的电网建设成本与输送网损，还能以类似“虚拟电厂”的技术特点对外部电力系统进行功率支撑。如此一来，配售电企业通过“源网荷储一体化”模式为以新能源为主的新型电力系统贡献了最简单直接的解决方案。
（2）开拓市场化绿电交易业务，满足区域低碳用电需求
对于不具备大规模接入可再生能源（含分布式可再生能源）的增量配电网，应充分发挥售电公司市场化交易的优势，通过绿电采购方式消纳外部的可再生能源。2021年9月《绿色电力交易试点工作方案》的批复，意味着我国正式明确了绿色电力交易定义和交易方式。但绿色电力交易刚起步，相关交易规则仍有待进一步完善，绿电市场与外部市场也有待进一步衔接。但并不妨碍配售电企业提前做好趋势研判和布局，逐步开展市场化绿电交易业务，彻底满足区域内用户的绿电需求以及配电网低碳发展需求。
（3）以降碳为目标，创新低碳综合能源服务
过往仅以“降低用能成本”为目标的综合能源服务为用户带来的价值有限，用户接受度并不算太高。而在国内碳排放政策性约束以及产品出口国外遭遇碳税和碳强度要求的市场压力下，用户更加重视“低碳”能源供应方式。通过配电网切入用户侧综合能源服务，是多数配售电企业的选择。以前由于用户对综合能源服务价值认知有限，也导致了一些配售电企业在推广节能、屋顶光伏等综合能源服务业务时吃了“闭门羹”。而如今，碳中和以及“双控”压力已经深入用户认知，以低碳为目标的综合能源服务有了更广阔的市场空间。通过节能提效帮助企业应对能耗双控，并结合用户内部绿电生产和增量配电网绿电供应降低企业碳排放和碳强度，同时在供电服务的基础上探索碳资产管理业务，全面解决用户低碳需求。
（4）以“双控”为导向，利用激励性政策获取更多能耗指标
能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”的转变仍需一段时间，当下各主体仍然要面临能耗“双控”的考核。配售电企业帮助地方经济应对“双控”考核拥有天然有利的政策环境和技术环境。《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号）指出“承担消纳责任的第一类市场主体为各类直接向电力用户供/售电的电网企业、独立售电公司、拥有配电网运营权的售电公司（简称“配售电公司”，包括增量配电项目公司）”，并同时指出“超额完成消纳量不计入‘十三五’能耗考核”。配售电企业作为被考核主体，同时也享受被考核的激励性政策。以配电区域作为考核边界能够清晰统计出区域内部绿电消纳权重，在配售电企业大规模接入可再生能源、同步开展绿电采购的措施以后，可大幅提高内部绿电消纳权重、甚至达到百分之百消纳绿电。由此可见，以政策优势和技术优势化解“双控”能耗指标压力，配售电企业大有可为。
在以碳中和为全社会目标的背景下，为支持低碳发展，未来配售电也将涌现以下三种典型形态：
1）以增量配电网为基础的“源网荷储一体化”。
2）以解决非增量配电网区域低碳经济用电为目标的“隔墙售电”。
3）以解决更末端低碳、高效、安全供电为目标的微电网。
其中，以增量配电网为基础的“源网荷储一体化”微小电网无论从调度控制、交易机制、利于节能角度的输配电价、绿电配额考核、碳考核边界等方面都兼具优势，是低碳配售电体系的一种理想模式。
另外，在未实施增量配电改革的区域，虽然配电网与输电网由省级电网公司统一管理无法做到如增量配电网般的相对独立，并且在绿电配额考核、碳考核时也存在一些边界的模糊性，但仍然可以通过“隔墙售电”的模式激励这些区域的可再生能源能够就近利用与环保属性的确权。“隔墙不能售电”将导致用户侧可再生能源并网线路的增加以及潮流迂回后电网网损的增加，也将限制用户就近以最简单、最经济的方式获得低碳电力的可能。“隔墙售电”指的是分布式能源项目通过配电网将电力直接销售给周边的能源消费者，电网公司就输配电服务仅收取“过网费”，旨在就近利用清洁能源资源，同时由于有市场合约的保障，该部分绿电的环保属性能够非常清晰地与交易用户确权，能够激励末端的可再生能源发展和有效利用。未来，从有利于节能角度的输配电价机制创新将是此类模式有效发展的关键。
最后，在更末端的供电环节，即配电网或者增量配电网无法延伸进入的用户红线区域内的供电行为，例如商业综合体这类转供电业务，线损高、用户互动性差、用电成本是制约转供电服务应对未来低碳发展的主要问题。未来，一个专业的、合法的第三方主体显得尤为必要，而微电网恰是这类主体身份和模式发展的优选项。一方面，将微电网定位为更末端的供电环节，能够给此类主体一个更加合法的身份，并且能与增量配电网错位发展，让两者在未来新型电力系统里有更清晰的功能定位，一个在一定配电区域内形成“源网荷储”互动，另一个在配电网无法延伸的多用户内部区域形成更小范围的“源网荷储”互动；另一方面，如此一来微电网的特征更能符合市场真实需求，虽然微电网诞生之初的技术特征是微小、清洁、自平衡以及孤网运行，但在城市配电网覆盖区域，上述特征并不完全被需要，末端更加需要的是结合用户侧分布式能源和储能的用户管理与互动能力，而非完全百分百的自平衡。因此以解决更末端低碳、高效、安全供电为目标的微电网既符合未来市场需求，也是配电网末端最后一公里实现低碳的关键。
上述三种配售电形态相互补充，将成为未来助力用户获得绿色、安全、经济电力的有效保障，也是助力用户实现低碳价值的重要措施。
可以预见，在碳达峰、碳中和的战略目标下，伴随新能源的快速发展和电力体制改革的深入，配售电体系将发生颠覆性的变革。电力系统将以低碳为目标，同时遵循经济、高效的理念，创新与重构将是未来配售电业态的关键词。