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經濟
2021 年是 “ 十四五 ” 起始之年（中華人民共和國國民經濟和社會發展第十四個五年規劃綱要），中國的新能源產業迎來了前所未有的發展空間。習近平在 2020 年 9 月和 12 月兩次表態，定下了中國二氧化碳排放 2030 年前達到峰值、 2060 年前實現碳中和，以及 2030 年非化石能源佔一次能源消費比重達到 25% 、風電、太陽能發電裝機達到 12 億千瓦以上的新目標。
氣候變化已是國際政治的核心議題，這是《巴黎協定》簽訂五年之後，中國首次承諾提高自主貢獻力度。對中國而言，改變以煤炭為主的高碳能源、電力結構，轉向清潔能源為主的低碳能源結構，是大勢所趨和必由之路。業界相信，在新的氣候變化承諾下，在規模上已經領跑全球的中國新能源產業，還將迎來更快速的成長。
風電、太陽能光電產業對未來十年年均新增裝機規模預測分別為 5,000 萬～ 6,000 萬千瓦和 7,000 萬～ 9,000 萬千瓦。這一預測下，屆時新能源裝機規模將大大超過 12 億千瓦的國家承諾下限，達到 17 億千瓦以上。成長也將顯著超過 “ 十三五 ” 時期。過去 5 年，風電年均新增約 3,000 萬千瓦（其中 2020 年新增超過 7,000 萬千瓦），太陽能光電年均新增約 5,000 萬千瓦。即便是第三方機構，給出的風光合計年均裝機預測也普遍達到 1 億千瓦以上。
資本市場已經提前開始狂歡，由於有著更積極的規模成長預期，太陽能光電概念標的在過去半年市值大漲。 1 月 29 日收盤，太陽能光電上游龍頭企業隆基股份（ 601012.SH ）市值 4,057 億元（人民幣，下同），超過煤炭巨頭中國神華（ 601088.SH ）的 3277 億元，逼近中國石化（ 600028-CN ）的 4565 億元。但若對比 2020 年前三季度營收，隆基只有神華的五分之一，中國石化的五十分之一
氣氛一片樂觀，但前路並不平坦
新的挑戰主要並不在於新能源的發展規模，相反， 2030 年裝機規模顯著超過國家承諾的 12 億千瓦下限已是共識。挑戰在於，現有的能源電力體制需要做出重大改變，方能承接新能源的大發展，確保 “ 碳達峰、碳中和 ” 的大目標。
中國同時迎來了能源結構轉型、電力體制改革、電力供需變化，中國也是全球主要經濟體中唯一一個電力需求仍有顯著成長的大國。毫無疑問，未來風光等新能源將從配角上升為主角，這給傳統電力系統帶來了從技術、成本、市場、安全等多方面的挑戰，如果後者無法應對這些挑戰，前者的發展也將後繼無力。
2020 年冬季，個別省份重新出現限電，限電最為嚴重的湖南，可再生能源比例也位居中國國內前列，這是能源綠色轉型面臨的典型困難。如何應對高比例新能源帶來的新問題，兼顧能源轉型和能源安全，矛盾已經無法迴避。事實上， “ 十四五 ” 並非新能源的收割期，而是播種期，電力市場、碳市場、綠證等多種市場化的製度設計需要協同並進，為新能源大發展打下體制基礎。
國家應對氣候變化戰略研究和國際合作中心首任主任、學術委員會主任李俊峰告誡，風電、太陽能光電產業不要著急實現超快速的發展， “ 十四五 ” 的核心任務是解決機制問題。構建清潔、低碳、高效的能源體系，各界必須對這個目標達成共識，才能製訂相關的技術、標準、價格、市場等方面的政策。同時，新能源也要擺脫多年單兵突進帶來的慣性，建立系統性思維模式，自覺融入能源系統，為 “ 十四五 ” 之後的大發展做好準備。
“ 中國能否成功實現能源轉型，關鍵就在’十四五’。 ” 中國社會科學院工業經濟研究所能源經濟室主任朱彤對《財經》記者說，當務之急是要讓體制改革的步伐跟上技術進步的速度。
中國人民大學應用經濟學院院長鄭新業有一個廣為流傳 “ 能源不可能三角 ” 模型，即很難同時確保 “ 既有能源用、又沒有污染、價格還便宜 ” 。體制機制改革的背後，是決策者對能源三角優先級的考量，碳達峰、碳中和已是國家承諾，能源安全也沒有退步餘地，能源價格勢必面臨更多的變量。
風電、光電消納隱憂
棄風棄光一度是困擾中國新能源發展的關鍵問題， 2016 年前後，棄風率一度超過 30% ， 2017 年之後雖然迅速緩解，但在未來更高比例的新能源裝機下，消納隱憂依然揮之不去。
國家能源局下屬研究機構中電能源情報研究中心發布的《能源發展回顧與展望（ 2020 ）》報告稱，未來五年，中國風電、太陽能光電發電等新能源裝機佔比將由五分之一提升至三分之一，發電量佔比邁過 10% 。屆時，電力系統調節能力將嚴重不足，負荷尖峰化加劇，消納能力將成為新能源開發的前置條件。
2020 年 12 月的中國太陽能光電協會年會上，國家能源局新能源司副司長任育之對太陽能光電企業界人士表示，隨著太陽能光電發電未來大規模高比例地接入電網，消納將變得越來越困難。 “ 我相信在座的各位今天已有這些感受，明天你們會感受更深。 ”
業界已開始對此憂慮。全球最大的太陽能光電組件企業晶科能源（JKS.US）副總裁錢晶對《財經》記者表示，十四五前期，產業鏈的供應能力是產業發展的關鍵，而電網消納力則是對太陽能光電產業後續發展影響最大的因素。
新能源一有消納矛盾，電網公司常常是眾矢之的，這與中國的電力體制有關。在過往的電力體制下，電網公司是電力統購統銷的主體，因而也承擔了新能源的消納責任。消納問題本質上是匹配供需，最終消納新能源的仍是電力用戶，中國電力需求的成長也是消納問題轉好的重要原因。
面向 “ 十四五 ” 及更遠的未來，除了消納通道、電力需求這些影響消納因素之外，由於新能源發電 “ 靠天吃飯 ” ，自身是不穩定的波動性電源，需要其他電源配合新能源的波動來維持電力系統的穩定。而電力系統中靈活性電源的比例偏低、以及缺乏相應的市場機制，是目前應對消納亟需解決的結構性問題。
回顧《電力發展 “ 十三五 ” 規劃》，風電、太陽能光電實際裝機數據遠超過當初規劃的 2.1 億和 1.1 億千瓦目標，分別達到 2.8 億和 2.5 億千瓦。而靈活性電源方面，規劃 “ 三北 ” 地區靈活性改造約 1.33 億千瓦，純凝機組改造約 8,200 萬千瓦，抽蓄電站裝機達到 4,000 萬千瓦，氣電裝機達到 1.1 億千瓦。最終抽蓄電站裝機約為 3,000 萬千瓦，氣電裝機不足 1 億千瓦，而火電靈活性改造方面，截至 2019 年 5 月，三北地區完成 5,078 萬千瓦，僅佔規劃目標的 24% 。
新能源發展遠超預期，而靈活性電源發展卻明顯低於規劃。 “ 十三五 ” 期間尚且透過外送通道建設、電力需求成長和推動新能源參與市場化交易來幫助消納，但這一結構性問題正日益突出。
中電聯 2019 年 12 月發布的《煤電機組靈活性運作政策研究》顯示，歐美國家的靈活電源比重普遍較高，西班牙、德國、美國占比分別為 34% 、 18% 、 49% ，而中國占比不到 6% 。在中國新能源資源富集的三北地區，風電、太陽能發電裝機分別佔全中國的 72% 、 61% ，但靈活調節電源還不足 3% 。
靈活電源先前主要包括抽水蓄能和燃氣發電兩類，煤電則在近幾年逐漸成為了輔助新能源調峰的主要靈活電源。中電聯上述報告稱，煤電靈活性改造技術成熟，經濟合理，是提高系統調節能力的現實選擇。煤電靈活性改造，單位千瓦調峰容量成本約在 500 元～ 1500 元之間，低於抽水蓄能、氣電、儲能電站等其他系統調節電源。
靈活性電源的回報機制缺乏，是建設速度滯後的原因。目前大部分地區靈活性電源調峰僅獲得少量輔助服務的補貼或補償，缺乏可持續發展的商業模式。中電聯上述報告顯示，中國輔助服務補償水平偏低， 2018 年，全中國輔助服務補償費用佔上網電費總額的 0.83% ，遠低於美國的 2.5% 、英國的 8% 。
在 2020 年 11 月 20 日舉行的電力系統低碳轉型研討會上，華北電力大學教授袁家海表示，如果目前不加快部署靈活電源，曾經高棄風棄光率的情況還將重演。靈活電源參與調峰這項輔助服務是電力系統的公共產品，成本應傳導到電力用戶，其價格機制應該向市場化並軌。
不僅風光大基地面臨消納隱憂，分佈式項目亦面臨同樣的困擾。不願具名的龍頭民營太陽能光電電站營運商對《財經》記者表示， “ 十四五 ” 時期，開發太陽能光電電站所需的空間和電網消納指標將越來越緊張。工商業分佈式電站可以實現就地消納，但如果沒有電網側改革的持續推進，讓隔牆售電政策廣泛落地，那麼工商業分佈式電站就會變成燥枯無味。
隔牆售電是指分佈式發電項目所發電量不僅自用，還能在其附近地區進行市場化交易。國家發改委、國家能源局於 2017 年宣布將試點 “ 隔牆售電 ” 政策，允許分佈式太陽能光電電站透過配電網將電力直接銷售給周邊用戶。但直到 2020 年 1 月初，首個隔牆售電項目才在江蘇落地。
對此，電價專家、中國人民大學兼職教授侯守禮對《財經》記者分析，高電壓等級的輸電成本低，低電壓等級的配電成本高，輸電電價與配電電價應有明顯差異。目前兩者的價格雖已有所調整，但差異仍然不夠明顯。未來應進一步拉大輸配電電價差異，才能讓電網有動力推進分佈式發電的隔牆售電。
對於新能源業界常詬病的電網公司對消納新能源發電態度消極，國家能源 “ 十四五 ” 規劃專家委員會副組長周大地認為，這其實是市場政策的問題。目前沒有對電網消納新能源的激勵政策，電網公司作為企業，自然難有積極性，而且消納比例也不是電網公司自己說了算。目前的調度模式和經濟政策都是與集中式大發電模式配套的，整個電力體系現在都需要轉變思路，主動適應高比例新能源發電時代的到來。
新能源仍然昂貴
過去十年，太陽能光電和風電的度電成本分別下降了約八成和四成，且仍有進一步下降空間。隆基股份總裁李振國曾對《財經》記者表示，到 2035 年和 2050 年，中國的太陽能光電發電成本會比目前分別下降 50% 和 70% ，達到 0.20 元／千瓦時和 0.13 元／千瓦時的水平。
遠景能源高級副總裁田慶軍對《財經》記者說， “ 十四五 ” 期間預計每颱風機的發電量可提升 30% ，風電場的建設成本可下降 30% ，再加上良好的營營運維修修和風機質量，風電的度電成本最低可降至 0.1 元／千瓦時。目前，三北地區風電度電成本約為 0.2 元／千瓦時，中東南部約為 0.3 元～ 0.35 元／千瓦時。
據國際能源諮詢公司伍德麥肯茲近期發布的報告，未來十年，火電的成本還將上升，太陽能光電、風電則有 40% ～ 50% 的成本下降空間。 2035 年是一個分水嶺，屆時中國所有可再生能源發電的成本都將比煤電低。如果再加上為碳排放支付的費用，煤電成本將高出 10% ～ 15% 。
但新能源平價上網不等於平價利用。新能源的上網／度電成本的下降，並不意味著其利用成本同步下降。相反，新能源比例越高，消納成本越高，很可能推高電價。而目前的機制設計中，新能源的消納成本還難以有效傳導出去，這是面向 “ 十四五 ” 新能源發展亟需解決的問題之一。
國家電網能源研究院研究員張晉芳對《財經》記者表示，過去十年新能源發電成本快速下降，為實現 “ 十四五 ” 風電、太陽能光電等補貼退出，全面進入 “ 平價上網 ” 時代提供了強有力的支撐。但新能源出力的隨機性和波動性，對電力系統影響持續加深，使得系統需要應對來自電源側和負荷側的 “ 雙重 ” 波動，將為消納新能源付出更多的系統成本。相關研究表明，新能源滲透率超過 10% 到 15% 之後，系統成本將會呈現快速增加趨勢。
張晉芳表示，從電力系統系統角度評估新能源利用成本，包括新能源場站成本和系統成本兩部分，其中系統成本包括靈活性電源投資／改造成本、系統調節運作成本、大電網擴展及補強投資、接網及配網投資等 4 類。隨著新能源裝機增加，系統成本各項組成部分將持續保持擴大趨勢，其中調節運作成本增幅最大。而調節運作成本主要由系統內的其他可調節型電源予以承擔，包括因新能源增加的火電深度調峰運作成本和抽蓄、電化學儲能等運作成本。
一位發電集團人士對《財經》記者直言，一些製造企業為了炒概念，只強調上網電價的成本，給大眾造成很不好的預期，這是不對的。
中國人民大學應用經濟學院副教授宋楓總結，新能源的出力特性和負荷特性匹配度不高、自身的波動性，以及中國新能源資源禀賦和需求的空間差異，導致新能源在消納時還要考慮匹配成本、平衡成本和電網建設成本，這些成本加上額外的系統性成本，構成了新能源的消納成本。
消納成本很可能導致電價上漲
宋楓在今年 1 月人民大學的學術研討會上所做的報告中指出，儘管技術手段能夠在一定程度上緩解消納難題、提升新能源滲透率，但實證研究和國際經驗均表明，新能源全系統消納成本隨滲透率提升而增加；估算結果表明，若中國 2030 年達到 20% ～ 30% 的風光滲透率，可能帶來全社會度電成本增加 0.031 ～ 0.059 元。
芝加哥大學能源與環境政策研究所（EPIC） 2020 年 11 月發布的一份研究顯示，在美國實施可再生能源配額制（RPS）政策的 29 個州和哥倫比亞特區， 7 年後可再生能源電量比例提高了 2.2% ，同時零售電價提高了 11% ， 12 年後可再生能源電量比例提高 5% ，零售電價提高了 17% ，主要是新能源電網接入成本所致。
未來，新能源發電成本的下降速度能否快過系統成本上升的速度，將決定新能源利用成本能否繼續下降，這一點並不樂觀。
張晉芳表示，從電力系統總體發展來看，預計在 “ 十四五 ” 、 “ 十五五 ” 期間，新能源場站成本減少量不能對沖系統成本增加量，新能源難以實現 “ 平價 ” 利用，但合理控制發展節奏，將有利於緩減新能源利用成本上升。同時也需要透過市場競爭機制，推動全社會共擔綠色發展成本。
多位受訪的專家都談到，新能源的消納成本要有傳導出去的機制。中電聯專職副理事長王志軒撰文表示，對與電網連接的電源來講，只計算發電端的電量成本並以此衡量是否 “ 平價 ” ，無法估計電力轉型成本和艱難程度，也不利於防範電力轉型中的風險。沒有將電能全成本傳導到用戶，不利於用戶認識低碳發展的艱鉅性，不利於強化節能意識，也會間接影響到碳價格，進而影響到碳市場的正常運作。
如何參與電力市場？新能源最大的挑戰
無論是靈活性電源改造不及預期，還是消納成本難以傳導，亦或是輔助服務缺乏合理的回報機制，深析原因，都聚焦在缺乏市場機制上。目前已經有部分新能源電量參與交易，以西北地區新能源裝機容量比較高、消納困難的省份為主。這些地區的地方政府會限定保障利用小時或者電量，保障內的新能源電量由電網公司保量、保價收購，保障外的電量就要去市場競爭消納，其電價一般低於補貼的標杆電價。
陝西省發改委在今年 1 月頒布的《陝西省 2021 年新能源發電企業參與市場化交易方案》， 2021 年風電、太陽能光電保障利用小時數分別為 1700 小時和 1250 小時，超出部分進入市場，市場化的新能源電量約佔 15% 。而新能源裝機比例更高的甘肅省，其保障收購的新能源電量為 137 億度，超出的部分全部進入市場。甘肅一年新能源的發電量超過 380 億度，超過 60% 的新能源電力進入市場。
交易模式上，主要包括三種：其一是在北京交易中心進行的跨省區外送省間交易，透過雙邊協商、掛牌、集中競價等方式參與，以及與火電打捆外送交易，以中長期為主，也包含現貨市場交易；其二是在省內交易平台上的電力交易，同樣以中長期為主，開展現貨試點的省份也有現貨交易；其三是與省內火電企業進行的發電權交易，透過與火電企業協商，將火電企業的發電權置換給新能源，二者協商分攤電價收益。
電網公司在市場交易中扮演了重要角色。無論是省間市場，還是省內現貨試點，省級電網公司常常是唯一的買方，承擔了可觀的消納責任和降電價責任，以省電網公司為主體參與市場購電，目前有一定的合理性，但未來推動新能源企業和用戶直接交易是大勢所趨，也需要更周全的市場設計。
在新能源比例越來越高的情況下，跨省的電力交易也越來越頻繁。北京交易中心揭露的數據顯示， 2020 年 1 至 11 月，已經組織 571 筆省間市場化交易，新能源省間交易電量 839 億千瓦時，與上期相比成長 3.5% 。
進入市場的新能源也依然享受補貼。 2020 年 10 月，財政部、發改委、能源局聯合發布 “ 《關於促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》有關事項的補充通知 ” ，其中明確了對存量項目各類資源區風電、太陽能光電全生命週期的補貼小時數上限，並明確其補貼額度為標杆上網電價與燃煤上網基準價的差額。
以甘肅為例，甘肅當地火電標杆電價約為 0.3 元／度，一個批復電價為 0.49 元／度的補貼風電項目，其參與市場的交易電價很可能低至 0.1 元／度。此時，市場電量部分最終的電價收益包括 0.1 元／度的市場電和 0.19 元／度的補貼電價。總的電價收益為 0.29 元／度，而不是標杆電價的 0.49 元／度。
華能集團新能源部主任李來龍對《財經》記者表示，這一政策雖然對發電集團減了一部分利，但減量並不大，並且解決了原來超裝的矛盾，總體很合理。
這樣的機制下，新能源進入市場呈現 “ 價補分離 ” 的特點。度電補貼按照批復電價與燃煤基準價的差額來確定，保證了存量新能源的基本收益，同時參與市場競爭，形成價格訊號。
對新能源而言，儘管補貼還未徹底消失，但進一步的市場化意味著投資更大的不確定性。 2020 年，中國風電新增裝機達到了創紀錄的 7167 萬千瓦，幾乎接近先前四年的總和，這一方面體現了中國風電產業鏈的能力，另一方面也顯示出投資者在奮力搭上補貼的末班車。
“ 十四五新能源最大的風險就是如何參與市場，市場是最大的不確定因素 ” ，李來龍對《財經》記者感嘆。他表示，先前高補貼時期，一般在補貼週期末段投產的項目報酬率較好，降價後新補貼週期頭段的項目相對差一些。 “ 十四五 ” 期間要看市場政策如何制定，整體上投資回報會在合理水平，明顯高的項目肯定會越來越少。
任育之表示，太陽能光電參與電力市場與煤電等傳統能源公開競爭，目前還存在較大難度。但業界必須要清醒的認識到，隨著電力市場改革的不斷深入，太陽能光電風電等新能源必將逐步參與市場，這是大勢所趨。如何成功參與電力市場，是 “ 十四五 ” 期間各方必須要共同研究和破解的問題。
隨著電改進一步推進，現貨市場試點將從 8 個省份逐步推開到全中國，參與市場的電量也將進一步提高。綜合發電、電網多位熟悉交易、市場的專家觀點來看，中長期與現貨市場的銜接機制，已經是目前電力市場改革亟需考慮的問題，對新能源來說，由於其波動性高和可預測性差，這一矛盾更加突出。
2020 年 11 月，發改委、能源局聯合發布關於做好 2021 年電力中長期合約簽訂工作的通知，其中要求年度簽約電量不低於前三年平均值的 80% ，後續透過月度合約保障簽約電量不低於前三年平均值的 90% ～ 95% ，並且鼓勵交易主體分時段簽訂電量電價，即帶曲線簽訂合約。
已經進入市場的新能源也將同樣受此約束，其年度電量簽訂尚可滿足比例要求，但由於新能源自身的波動性和預測精度低，帶曲線簽訂中長期合約完全沒有可能執行。中長期合約電量曲線如何分解，是新能源進入市場要面臨的新問題。
一位相關專家對《財經》記者表示，目前新能源出力的預測精度還遠遠不足，以單日 96 點分時段曲線的預測精度來看，新能源日前預測精度不到 40% ，而日內提前兩三個小時預測精度可以達到 80% 以上。這也就意味著對新能源而言，參與日內提前兩三個小時的日內市場是最合適的，歐洲的新能源也大量參與日內即時市場。
因此，該專家建議，交易的精細化是必須的，交易機構交易品種的建設要跟上，建立連續開市的交易機制。這樣年度的合約在執行過程中，如果發電能力超出了，可以在短期現貨市場迅速尋找買家，如果發電能力不足，可以把合約賣給其他電廠。
有相關專家認為，將來交易中心的中長期交易應該不只有年度、月度的形式，中長期交易也會連續長期開放，這樣市場主體可以不停的在中長期市場中買賣合約。透過這種滾動的買賣，越逼近日前就越能知道預測曲線，最終透過交易形成曲線。
大唐甘肅公司趙克斌在《南方能源觀察》上撰文總結甘肅的現貨市場試點時提到，甘肅的現貨實踐讓新能源企業非常清楚地意識到兩個問題：一是中長期曲線分解至關重要；二是新能源功率預測準確性非常重要。
如果有問題，那一定是新能源功率預測不准的問題；如果還有問題，那一定是中長期電量曲線分解的問題。由於日前預測不准，日內出現風小或者無風的情況，導致新能源日發電出現負收入的現象，在甘肅的現貨實踐中已經屢見不鮮。
除了中長期電量曲線如何形成，一位熟悉市場交易的專家對《財經》記者總結，隨著高比例可再生能源進入市場，未來市場機制還有幾個關鍵問題需要考慮。
其一是價格波動。目前試點的 8 個現貨市場都對價格波動設定了上下限，而現貨市場一般採用邊際成本出清統一價格，新能源發電的邊際成本為 0 ，這使得新能源大發時，現貨市場價格直接打到地板價，而新能源出力缺乏時，價格又會漲到天花板，市場實際不能給出正確的價格訊號。未來是否要考慮放開限價，允許更大的波動。
其次，要增加輔助服務交易品種。目前的輔助服務主要是以調峰和調頻為主。未來新能源比例提高之後，要根據新能源的特點增加如快速爬坡、轉動慣量等交易品種。比如在新能源裝機比例較高的美國加州，其輔助服務市場就設置了靈活爬坡產品。
第三，需要加快全中國市場建設。隨著新能源比例提高，必須擴大市場範圍，並且不僅僅是全中國范圍的中長期市場，而是需要像歐洲一樣，將各省市場耦合，可以透過市場靈活引導資源配置和新能源消納。而這背後不僅僅要打破省間壁壘，還需要非常精細的市場機制設計，如何做到全中國市場和省市場的銜接。儘管困難重重，但大方向必去做，而且歐洲是可行的樣板。 “ 新能源比例不高時，這個問題還不突出，但比例越來越高之後，這個問題會非常突出 ” 。
國家電網能源研究院副總工程師馬莉表示，中國能源供需逆向分佈的特點，決定了能源資源必須在更大範圍內進行配置。電力市場有助於打破省間壁壘，在風光新能源快速發展的情況下，亟需建成一個全中國統一的電力市場。不管是中長期還是現貨，市場交易機制都需要考慮新能源如何參與。例如，可以把新能源發電、需求側、儲能等放在一起，構建更靈活的交易系統。
儘管目前市場建設仍在初期，也碰到了如雙軌制下產生的不平衡資金等各式各樣的問題。但接受《財經》記者採訪的多位市場相關人士都認為，現貨市場試點的確讓企業明顯感受到市場引導價格發現機制，尤其是對電力產品，市場能夠體現季節性、時段性差異下電力的價格和價值， “ 再不需要人為去定（價格）了 ” 。
從長遠來看，完全市場化交易的電力市場更有利於風光新能源的發展。朱彤表示，電力現貨市場的競價規則是邊際成本定價，而風、光發電的邊際成本是零，未來其一定是優先上網。因此，加快統一的電力現貨市場和電力輔助服務市場建設，是可再生能源發展最重要的保障機制。
碳市場、綠證市場作用幾何
對電力系統而言，平衡是核心問題，諸多前述討論的輔助服務、容量市場等機制上缺乏的問題，都圍繞電產品本身的平衡相關特性來展開，也凸顯了新能源利用成本和消納成本的差別。
但電力產品不只具備這些電本身的屬性。一位專家對《財經》記者分析，電作為一個產品，可以分解為容量、電量、輔助服務和綠色屬性四個部分。火電具備容量、電量和輔助服務，新能源具備電量和綠色屬性。
顯然，在電力市場中，僅考慮前三項屬性，新能源還無法和火電競爭。但它具備的綠色屬性，需要在碳市場、綠證、碳稅等可能的市場、價格機制中體現。
碳市場是最先啟動的。 2021 年 1 月 5 日，生態環境部頒布《碳排放權交易管理辦法（試行）》。按照該辦法， 2021 年將成為全中國碳市場的第一個履約週期，未來主要的交易產品將包括碳排放配額和中國核證自願減排量（CCER）。
高碳排放的煤電項目是全中國碳市場的首個管控對象，零碳排放的風電光電項目則不屬於碳市場管控的對象。在碳市場環境下，煤電項目將背上越來越沉重的碳排放負擔，降低其對風光新能源項目的競爭力。同時，風光新能源還可透過CCER機制直接從碳市場獲得經濟效益。
不過，在全中國碳市場啟動初期，CCER的交易將暫緩實施。制定CCER具體交細則的《溫室氣體自願減排交易管理暫行辦法》尚處於修訂之中。CCER項目的審批目前處於暫停狀態，何時重啟待定。
目前，中國國內已經開展的碳市場試點對於火電成本的影響還不明顯。《南方能源觀察》今年 1 月發表的一篇碳市場對電力交易的分析文章中測算，目前廣東碳市場成交機制和價格下，碳交易成本僅佔火電機組正常發電成本的 0.5% 左右，基本不會對目前火電機組運作成本造成影響；如果配額比例 5% 、碳交易價格達到 300 元，將佔發電成本 6% 左右，成為火電機組在電力市場報價的重要因素之一。
在碳市場探索長達 15 年的歐洲，在 2018 年進一步收緊碳配額之後，其碳價在過去半年數次突破 30 歐元的高點。以 28 歐元估算，則每兆瓦時煤電發電成本增加 22 歐元，這顯著拉低了煤電的綜合競爭力。
碳市場之外，可再生能源消納保障機制是政策上對於綠電消納的另一大支持措施。中國政府 2019 年 5 月發布《關於建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》，於 2020 年開始實施可再生能源消納保障機制。該機制包含的可再生能源電力消納責任權重指標，是目前對各地消納風光新能源唯一具有強制性和約束力的考核指標。
根據上述通知，各省級能源主管部門負責本省級行政區域的消納責任權重落實，電網企業承擔經營區消納責任權重實施的組織責任。國務院能源主管部門對各省級行政區域消納責任權重完成情況進行監評測價，對未履行消納責任權重的市場主體要求限期整改，將可再生能源消納量與全中國能源消耗總量和強度 “ 雙控 ” 考核掛鉤。
彭博新能源財經 2020 年 7 月發布的報告稱， 2019 年，在非水電可再生能源電力消納方面，中國營 15 個省（區、市）未達到最低消納責任權重。 2020 年，預計有 5 到 8 個省（區、市）達不到非水電再生能源最低消納權重目標。
根據相關規定，無法實現目標的消納責任主體有兩種履約渠道：一是自願認購可再生能源綠色電力證書（下稱綠證）；二是向超額完成年度消納量的市場主體購買其超額完成的可再生能源電力消納量。
2020 年是消納保障機制考核的第一年，可再生能源電力消納量的交易即將開展。 2021 年 1 月 26 日，北京電力交易中心發布《北京電力交易中心可再生能源電力超額消納量交易規則（試行）》，將在近期開展省間超額消納交易量。
根據該規則，每 1 兆瓦時消納量產生一個可再生能源超額消納憑證，採用雙邊協商、集中競價、掛牌和滾動撮合的方式進行交易，原則上只進行年度交易，在每年年度電量結算工作完成後的第二週開展。此外，綠證交易結果每月同步至電力交易中心，不再重複在超額消納量市場中參與交易。
綠證的進展則不盡如人意。綠證的推出原來希望透過市場交易綠證來取代部分政府補貼的壓力，出售綠證的新能源電量不再享受政府補貼電價，這也導致了綠證的價格高昂，並且越晚開發的新能源項目綠證越便宜。更重要的是，綠證目前是自願購買，並非 “ 強制 ” ，買方 “ 用愛發電 ” ，昂貴的綠證價格下，對於有消納考核的主體來說，自己投資綠電、購買綠電或者購買超額的可再生能源消納量，都比買綠證更有動力。
綠證的交易因此也並不活躍，中國的綠證自願認購從 2017 年 7 月 1 日起開展，中國綠證認購平台的數據顯示，截至 2020 年 1 月 28 日，總共只有 2510 名認購者認購了 72438 個綠證（ 1 兆瓦時新能源電量產生一個綠證）。而在歐美，在強製配額制、成熟的電力市場支持下，用電方與新能源發電企業長期購電協議（PPA）越來越流行，PPA一方面確保了市場主體能夠以穩定的價格購買電力，同時滿足對綠色電力配額的考核要求。
國家能源局在 2020 年 9 月 23 日答复解決太陽能光電發電補貼拖欠問題時稱，正在加快建設綠證和可再生能源電力超額消納量市場化交易的技術支持體系，將持續完善綠證交易制度，擴大其市場規模和交易範圍，確保兩者的有序銜接。
李俊峰認為，該機制目前對各地實施的壓力並不夠，各地完成目前的指標難度太小。未來應該完善該機制，縮小地區間責任權重指標差異，拓寬完成該消納權重指標的市場交易方式。讓各地承擔均衡的消納權重，以達到提高全中國消納水平的目標。
落基山研究所電力部門高級諮詢師劉秉祺對《財經》表示，可再生能源電力消納保障機制主要是製定了可再生能源消納的下限和短期目標，對長期高速發展的引導和激勵尚不足。長遠來看，該機制需要與其他長效激勵政策機制有效結合，形成強有力的發展激勵和約束保障。比如，制定與 2030 年可再生能源發展目標以及碳中和目標相一致的發展規劃，與碳市場交易機制聯動等。
據《財經》記者了解，隨著風光新能源發展目標的提升，各地的消納責任權重指標也將相應調整。相關研究機構不願具名的人士對《財經》記者表示，權重指標在發揮中長期引領作用的同時也會根據發展實際進行動態調整。按照碳達峰和碳中和的最新目標，中國可再生能源發展相比 “ 十三五 ” 期間將顯著提速， 2021 年以後分解到各地的消納指標將會以上述目標作為重要測算邊界。
新能源挑戰電網穩定性
對電力系統運作而言，高比例的可再生能源正在帶來新的挑戰。
傳統的電力系統是一個電源隨著負荷波動的系統，而新能源加入之後，電源的波動性也增大，要求其他電源也要平抑新能源的波動。而新能源比例越高，波動越大，其他調節電源需要作出的調整越大。
此外，新能源的出力曲線往往與負荷曲線並不匹配，極端情況下甚至呈現相背的特點。新能源出力往往呈現 “ 極熱無風、極寒無光、晚峰無光 ” 的特點，而極寒、極熱和晚高峰時段恰恰是需要電源加大出力的時候，風光卻往往頂不上。一位電網公司專家（國網調度中心水電與新能源處馬珂）介紹，在 2020 年 12 月中旬寒潮期間某日，全網太陽能光電利用小時數不到 1 小時，直接導致當天煤耗大增。
先前一度引起廣泛關注的今冬湖南大範圍限電，是能源轉型和電力供應安全矛盾的典型縮影。截止 2019 年底，湖南清潔能源裝機容量達到 2594 萬千瓦，清潔能源裝機比例達到 54.8% ，其中水電、風電、太陽能光電裝機分別為 1744 萬千瓦、 427 萬千瓦和 344 萬千瓦，裝機比例全中國第七。清潔能源電量 962 億度，比例 51.6% ，這一比例位居中東部第一，全中國第四，超過一半的電量來自清潔能源。
湖南的電量和負荷保持高成長，先前已經出現限電情況。在此次冬季負荷高峰矛盾進一步爆發，湖南水電處在枯水期，風光出力不穩定，難以頂峰支撐電網長時間高負荷運作。
而作為兜底的煤電在湖南生存條件艱難，由於可再生能源佔比提高，湖南省內煤電利用小時數長期在不足 4000 小時數的低位運作，並且逐年下降，從 2018 年的 3885 小時降低至 2020 年的不足 3700 小時，加之本省是煤炭輸入省份，原料價格較高，發電企業並無投資煤電的動力， 2016 年到 2019 年煤電裝機容量減少了約 60 萬千瓦。
煤電利用小時數和裝機雙雙下降，可再生能源裝機和電量提高，外送能力方面又面臨西北冬季風光出力下降和華中地區普遍迎峰度冬供應緊張，結果是湖南最終出現嚴重的限電情況。
今年冬季以來，寒潮影響下電力需求激增。 1 月 7 日，國網經營區域負荷達到 9.6 億千瓦，創歷史新高，其中 11 個省網負荷創歷史新高； 1 月 11 日，南網用電負荷達到 1.97 億千瓦，與夏季峰值相當。氣候影響下，居民負荷在峰值負荷時期佔比提高，且夏季負荷與冬季負荷峰值相當，是電力系統的新特點。
另一大風險與電力系統本身的運作技術特點有關。
對電力系統而言，除了傳輸電能量之外，還需要在一個穩定的電磁場環境中運作，要求電網的頻率、電壓等特性維持穩定，有 “ 轉動慣量 ” 的概念。傳統電源透過發電機發電，能夠為系統提供轉動慣量，而新能源透過逆變器並網，無法為系統提供轉動慣量。
在電網看來，未來的電力系統特點是 “ 雙高 ” ，除了高比例可再生能源，還有高比例電子電子器件。而大電網的 “ 雙高 ” 是一個 “ 無人區 ” ，它會呈現怎樣的運作特點，全世界的電力系統運作者都還在摸索階段。
最近的典型案例是 2019 年 8 月 9 日的英國大停電。這次停電造成了包括倫敦在內的 100 萬電力用戶受到影響，事故起初是由於海上風電涉網耐頻性能不足，在電網頻率出現波動時大規模脫網，而係統轉動慣量不足，導致頻率迅速下降到 48.9HZ ，超過允許範圍，於是電網迅速切除了部分負荷，導致停電，但也阻止了事故進一步惡化。
發生大停電的英國，其可再生能源裝機比例約為 47% ，同時具備良好調節性能的天然氣裝機比例超過 40% ，但調節電源充分並不意味著能夠應對系統缺乏轉動慣量的問題。
類似風險在中國國內也有徵兆。熟悉電網運作的專家（國家電網國家調度中心水電與新能源處馬珂）對《財經》記者指出，在東部直流電網輸入省份，直流輸入功率較大，發生擾動故障時，會導致電網頻率突然下降，過去一般安排火電旋轉備用來應對。在如今大量風電、太陽能光電接入電網後，發現很大的問題就在風電、太陽能光電的耐頻能力不足，在頻率發生變化時容易脫網。
該專家表示，在新能源比例小，是家裡的小弟弟小妹妹的時候，性能差一點，大哥大姐可以幫你扛，以後新能源要成為主體能源，擠走了大哥大姐，就不能再撒嬌，要承擔更多責任。
更高比例的新能源裝機前景下，相關的標準正在改變。 2020 年 7 月 1 日，新版《電力系統安全運作導則》生效，這是該導則過去 19 年以來的首次更新，其中對新能源明確提出了新的要求，如並網電源應具備一次調頻、快速調壓、調峰能力，新能源廠站及分佈式電壓電源和頻率耐受水平原則上與常規同步機一致。
2020 年 12 月，中電聯組織的國家標準GB／T 19963 《風電場接入電力系統技術規定第一部分：陸上風電》送審稿透過審查會審查，這一標準的修訂歷經三年博弈，一度交鋒激烈，引發風電業界不少反對聲音。最終送審稿中，在原有版本上新增了一次調頻、慣量響應、高電壓穿越等電力系統亟需的技術要求和性能指標。
劉秉祺表示，一些風電太陽能光電比例較高的國家已透過技術改造讓電網更好地消納波動能源，比如要求具備高電壓穿越能力、主動向系統提供調頻服務、甚至提供虛擬轉動慣量等。這些技術手段使可再生電源對電網系統更加友好，對建立長期的良性系統生態是有益且必要的。雖然目前在一定程度上會影響可再生能源的經濟性，但隨著技術的進步，成本將持續下降。
面對越來越高的新能源裝機，中電聯專職副理事長王志軒在 2020 年底撰文提醒，實現碳中和，要謹防 “ 灰犀牛 ” “ 黑天鵝 ” 。在王志軒看來，新能源大規模應用後，兩類風險驟然加大。一是高機率 “ 灰犀牛 ” 事件風險，指風光波動性、不穩定性、隨機性對電力安全穩定帶來的影響，大比例可再生的發展，導致發生大規模電力系統崩潰的機率增大；二是小機率自然現象引發能源安全大風險的 “ 黑天鵝 ” 事件，指大規模、持續性長時間的陰天、雨天、靜風天對太陽能光電、風電為主體的電力系統造成重大電力斷供風險。
王志軒表示， “ 灰犀牛 ” 風險電網方面已有高度認知，還處在破解難題階段。而 “ 黑天鵝 ” 風險常常被忽視。他提醒，不同主體，對這種風險性質的認識仍停留在技術層面，認為是電力系統甚至是電網的技術性問題。對於大規模、長時間天氣原因造成的新的能源電力安全風險，僅靠電力系統、電網企業是不可能獨立防範的。
在不可能三角中抉擇
相比其他主要經濟體，中國仍處在經濟和電力需求發展時期，碳達峰和碳中和的壓力巨大。
生態環境部國家應對氣候變化戰略研究和國際合作中心戰略規劃部主任柴麒敏對《財經》記者表示，中國從碳達峰到碳中和的時間只有短短 30 年，不到其他已開發國家的一半。因此，中國的綠色低碳轉型必須是躍遷式、變革式的發展。
這需要能源電力領域作出非常大的結構性變化，不僅是靠某些領域的技術創新、效率提高就可以實現。能源系統的改造將面臨一場大的變革，需要供給者、消費者等多方共同參與。在經濟性成本如何分攤方面，不應是增加一毛錢、兩毛錢的概念，而是要重新組織架構，形成社會成本分攤的新模式。
柴麒敏說，從目前大部分研究結論來看，在 2040 ～ 2045 年，中國的電力系統要實現近零碳排放，才能到 2050 年左右，實現整個能源系統實現近零碳排放。發電項目的設施壽命期往往在 30 ～ 40 年，按照這個時間尺度倒推，從現在開始就不能再建高排放的項目了。如果要建，也要考慮做一些末端處理的措施，比如像CCUS （碳捕集利用封存技術）。
是否繼續新建煤電，是關注氣候變化領域的專家和電力領域專家激烈爭論的焦點，並且常常難以理解對方。
關注環境的專家一般認為，煤電建設會擠占新能源的發展空間，繼續上煤電意味著新能源的空間變少；煤電廠壽期一般在 30 年到 40 年，目前新建的煤電意味著未來很長一段時間都會帶來碳排放，與中國減排目標相背；煤電利用小時數下降，未來也面臨投資難以回收的風險；傳統能源企業由於自身的路徑依賴，沒有動力投資新能源。
而在電力領域專家看來，反對煤電建設的觀點缺乏對電力系統運作基本常識的認知，只關注電量替代的競爭關係，忽略了電力瞬時平衡的特點。
此外，煤電裝機容量的提高，更多是為了調節新能源服務，它的利用小時數仍會持續降低，因而裝機容量的提高並不一定等於煤電電量的提高和碳排放的增加。而煤電的生存困難，恰恰是現在以電量價格為主的市場機制，缺乏對它為電力系統提供服務的回報。他們也擔心，立刻停止煤電建設，會出現更多如湖南的限電危險。
一個事實是，新能源開發的主力早已變成電力央企。在發電集團看來，火電的角色必然會發生變化。華能集團董事長舒印彪就在內部表示，傳統火電一定是思考如何為消納新能源服務做貢獻。
煤電爭議的背後，是能源的安全、廉價、綠色難以兼得的矛盾，也就是所謂的 “ 能源不可能三角 ” 。
隨著新能源比例提高，前述電力市場、碳市場、綠證、消納交易等市場機制的亟待改革，某種程度上都是對轉型成本的體現，透過合理的市場機制來傳導轉型的真實成本。而另一方面，降低電價、降低工商業用能成本的國家政策已經持續三年，未來價格的矛盾會更加突出。
也已經有學者開始關注探討轉型的成本和節奏問題，中國人民大學應用經濟學院助理教授郭伯威的研究認為，技術進步、能源效率提升、產業結構調整、人力資本提升將降低減排成本。中國實現 “ 碳中和 ” 目標的同時要解決好經濟成長與碳排放之間的矛盾以及代際社會公平性的矛盾。
過於激進的減排政策不利於社會公平，並有可能給消費者帶來沉重的經濟負擔。考慮到目前中國消費者對高能源價格的承受力更低、代際不平等問題突出，因此現階段不適合過於激進的減排政策，而宜將大部分減排壓力留至後期。
如同太陽能光電、風電發電成本的快速下降支撐能源轉型一樣，技術進步始終是求解矛盾的關鍵因素，而技術進步的速度，離不開合適的市場機制給予激勵。
電源結構的爭論之外，並非沒有第三種選擇
清華大學電機系教授夏清表示，中國下一步的發展就是要喚醒沉睡的資源，頒布有吸引力的價格機制，讓具有強大響應能力的用戶參與峰谷差的調峰。
平衡問題是電力系統的基本問題。傳統的解決方式是 “ 源隨荷動 ” ，即讓各類具備調節能力的電源跟隨負荷的變化而變化。而高比例新能源背景下， “ 荷隨源動 ” 越來越成為趨勢。
虛擬電廠就是從負荷側著手的一種解決方案。所謂虛擬電廠，是指透過智能調控系統，將用戶的負荷變成可調節的資源，以應對電力系統的平衡需求，並可以在市場中獲利。
2019 年 12 月開始投運的冀北虛擬電廠示範工程是中國國內首個參與輔助服務市場的虛擬電廠。京津唐地區輔助服務市場在每年 11 月至 4 月運作，應對區域內超過 1700 萬風電在冬季的填谷需求，由風電承擔輔助服務費用。
冀北電力交易中心公司總經理王宣元對《財經》記者介紹， 2019 年啟動的虛擬電廠接入容量是 16 萬千瓦，包括分佈式太陽能光電、空氣熱泵、電動汽車等多種用戶，可提供的調節容量為 5 萬千瓦，與發電側同台競價，整體技術指標可以達到與傳統火電機組一樣的響應時間和響應速率，首次電力系統的即時運作。
2020 年 11 月，新的輔助服務市場開始運作，在去年成功參與市場的情況下，虛擬電廠規模已經擴大，可調容量達到 50 萬千瓦。此外，去年虛擬電廠由冀北綜合能源服務公司一家來牽頭試點，今年提高的容量裡，也有第三方和用戶來打造虛擬電廠參與輔助服務。
更重要的是，虛擬電廠運作的背後離不開數字技術的支撐，王宣元介紹，虛擬電廠的建設利用了工業物聯網雲管邊端的體系，搭建虛擬電廠智能管控平台，在用戶側要新增採集傳輸控制設備，未來用戶可以來開發微應用，對用戶側做更精細的用戶畫像。
一個可調容量 50 萬千瓦的虛擬電廠，幾乎意味著減少了一個同等容量的火電機組。而這個虛擬電廠能夠運作的背後，一方面是當地的輔助服務市場機制，一方面是不可缺少的數字技術投資。
“ 能源不可能三角 ” 是中國人民大學應用經濟學院院長鄭新業最先提出的概念，即很難同時確保 “ 既有能源用、又沒有污染、價格還便宜 ” 。中國的電價在全世界屬於最低之列，僅相當於歐盟各國平均電價三分之一。在碳達峰、碳中和已是國家承諾，保障用能也沒有退步餘地的情況下，電價上漲是中國社會必鬚麵對的現實。
朱彤認為，促進可再生能源良性發展的新體制構建問題尚未被提上日程，技術、利益、體制問題交織在一起，使得中國的能源轉型之路必然比歐洲國家更曲折。
《虎嗅網》授權轉載
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