2021年是“十四五”開(kāi)局之年，中(zhōng)國的新能源産業迎來了前所未有的發展空間。習近平主席在2020年9月和12月兩次表态，定下(xià)了中(zhōng)國二氧化碳排放(fàng)2030年前達到峰值、2060年前實現碳中(zhōng)和，以及2030年非化石能源占一(yī)次能源消費(fèi)比重達到25%、風電(diàn)、太陽能發電(diàn)裝機達到12億千瓦以上的新目标。
所謂碳中(zhōng)和，是指每年的排放(fàng)量與減排量互相抵消，二氧化碳零排放(fàng)。
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(zhōng)國首次承諾提高自主貢獻力度。對中(zhōng)國而言，改變以煤炭爲主的高碳能源、電(diàn)力結構，轉向清潔能源爲主的低碳能源結構，是大(dà)勢所趨和必由之路。業界相信，在新的氣候變化承諾下(xià)，在規模上已經領跑全球的中(zhōng)國新能源産業，還将迎來更快速的增長。
風電(diàn)、光伏産業對未來十年年均新增裝機規模預測分(fēn)别爲5000萬-6000萬千瓦和7000萬-9000萬千瓦。這一(yī)預測下(xià)，屆時新能源裝機規模将大(dà)大(dà)超過12億千瓦的國家承諾下(xià)限，達到17億千瓦以上。增速也将顯著超過“十三五”時期。過去(qù)5年，風電(diàn)年均新增約3000萬千瓦（其中(zhōng)2020年新增超過7000萬千瓦），光伏年均新增約5000萬千瓦。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(zī)本市場已經提前開(kāi)始狂歡，由于有着更積極的規模增長預期，光伏概念标的在過去(qù)半年市值大(dà)漲。2021年1月29日收盤，光伏上遊龍頭企業隆基股份（601012.SH）市值4057億元，超過煤炭巨頭中(zhōng)國神華（601088.SH）的3277億元，逼近中(zhōng)國石化（600028.SH）的4565億元。但若對比2020年前三季度營收，隆基隻有神華的五分(fēn)之一(yī)，中(zhōng)國石化的五十分(fēn)之一(yī)。（注：三家公司最新的市值爲隆基股份（601012.SH）3795億元，中(zhōng)國神華（601088.SH）5227億元，中(zhōng)國石化（600028.SH）4847億元）
氣氛一(yī)片樂觀，但前路并不平坦。
新的挑戰主要并不在于新能源的發展規模，相反，2030年裝機規模顯著超過國家承諾的12億千瓦下(xià)限已是共識。挑戰在于，現有的能源電(diàn)力體(tǐ)制需要做出重大(dà)改變，方能承接新能源的大(dà)發展，确保“碳達峰、碳中(zhōng)和”的大(dà)目标。
中(zhōng)國同時迎來了能源結構轉型、電(diàn)力體(tǐ)制改革、電(diàn)力供需變化，中(zhōng)國也是全球主要經濟體(tǐ)中(zhōng)唯一(yī)一(yī)個電(diàn)力需求仍有顯著增長的大(dà)國。毫無疑問，未來風光等新能源将從配角上升爲主角，這給傳統電(diàn)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，前者的發展也将後繼無力。
2020年末，個别省份重新出現限電(diàn)，限電(diàn)最爲嚴重的湖南(nán)，可再生(shēng)能源比例也位居國内前列，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，矛盾已經無法回避。
事實上，“十四五”并非新能源的收割期，而是播種期，電(diàn)力市場、碳市場、綠證等多種市場化的制度設計需要協同并進，爲新能源大(dà)發展打下(xià)體(tǐ)制基礎。
國家應對氣候變化戰略研究和國際合作中(zhōng)心首任主任、學術委員(yuán)會主任李俊峰告誡，風電(diàn)、光伏行業不要着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(tǐ)系，各界必須對這個目标達成共識，才能制訂相關的技術、标準、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，爲“十四五”之後的大(dà)發展做好準備。
“中(zhōng)國能否成功實現能源轉型，關鍵就在‘十四五’。”中(zhōng)國社會科學院工(gōng)業經濟研究所能源經濟室主任朱彤對《财經》記者說，當務之急是要讓體(tǐ)制改革的步伐跟上技術進步的速度。
中(zhōng)國人民大(dà)學應用經濟學院院長鄭新業有一(yī)個廣爲流傳“能源不可能三角”模型，即很難同時确保“既有能源用、又(yòu)沒有污染、價格還便宜”。體(tǐ)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(zhōng)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。
風光電(diàn)消納隐憂
棄風棄光一(yī)度是困擾中(zhōng)國新能源發展的關鍵問題，2016年前後，部分(fēn)省份棄風率一(yī)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(xià)，消納隐憂依然揮之不去(qù)。
國家能源局下(xià)屬研究機構中(zhōng)電(diàn)能源情報研究中(zhōng)心發布的《能源發展回顧與展望（2020）》報告稱，未來五年，中(zhōng)國風電(diàn)、光伏發電(diàn)等新能源裝機占比将由五分(fēn)之一(yī)提升至三分(fēn)之一(yī)，發電(diàn)量占比邁過10%。屆時，電(diàn)力系統調節能力将嚴重不足，負荷尖峰化加劇，消納能力将成爲新能源開(kāi)發的前置條件。
2020年12月的中(zhōng)國光伏協會年會上，國家能源局新能源司副司長任育之對光伏企業界人士表示，随着光伏發電(diàn)未來大(dà)規模高比例地接入電(diàn)網，消納将變得越來越困難。“我(wǒ)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(kāi)始對此憂慮。全球最大(dà)的光伏組件企業晶科能源(JKS.US)副總裁錢晶對《财經》記者表示，十四五前期，産業鏈的供應能力是行業發展的關鍵，而電(diàn)網消納力則是對光伏行業後續發展影響最大(dà)的因素。
新能源一(yī)有消納矛盾，電(diàn)網公司常常是衆矢之的，這與中(zhōng)國的電(diàn)力體(tǐ)制有關。在過往的電(diàn)力體(tǐ)制下(xià)，電(diàn)網公司是電(diàn)力統購統銷的主體(tǐ)，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(diàn)力用戶，中(zhōng)國電(diàn)力需求的增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(diàn)力需求這些影響消納因素之外(wài)，由于新能源發電(diàn)“靠天吃飯”，自身是不穩定的波動性電(diàn)源，需要其他電(diàn)源配合新能源的波動來維持電(diàn)力系統的穩定。而電(diàn)力系統中(zhōng)靈活性電(diàn)源的比例偏低、以及缺乏相應的市場機制，是當前應對消納亟需解決的結構性問題。
回顧《電(diàn)力發展“十三五”規劃》，風電(diàn)、光伏實際裝機數據遠超過當初規劃的2.1億和1.1億千瓦目标，分(fēn)别達到2.8億和2.5億千瓦。而靈活性電(diàn)源方面，規劃“三北(běi)”地區靈活性改造約1.33億千瓦，純凝機組改造約8200萬千瓦，抽蓄電(diàn)站裝機達到4000萬千瓦，氣電(diàn)裝機達到1.1億千瓦。最終抽蓄電(diàn)站裝機約爲3000萬千瓦，氣電(diàn)裝機不足1億千瓦，而火(huǒ)電(diàn)靈活性改造方面，截至2019年5月，三北(běi)地區完成5078萬千瓦，僅占規劃目标的24%。
新能源發展遠超預期，而靈活性電(diàn)源發展卻明顯低于規劃。“十三五”期間尚且通過外(wài)送通道建設、電(diàn)力需求增長和推動新能源參與市場化交易來幫助消納，但這一(yī)結構性問題正日益突出。
中(zhōng)電(diàn)聯2019年12月發布的《煤電(diàn)機組靈活性運行政策研究》顯示，歐美國家的靈活電(diàn)源比重普遍較高，西班牙、德國、美國占比分(fēn)别爲34%、18%、49%，而中(zhōng)國占比不到6%。在中(zhōng)國新能源資(zī)源富集的三北(běi)地區，風電(diàn)、太陽能發電(diàn)裝機分(fēn)别占全國的72%、61%，但靈活調節電(diàn)源還不足3%。
靈活電(diàn)源此前主要包括抽水蓄能和燃氣發電(diàn)兩類，煤電(diàn)則在近幾年逐漸成爲了輔助新能源調峰的主要靈活電(diàn)源。中(zhōng)電(diàn)聯上述報告稱，煤電(diàn)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(diàn)靈活性改造，單位千瓦調峰容量成本約在500元—1500元之間，低于抽水蓄能、氣電(diàn)、儲能電(diàn)站等其他系統調節電(diàn)源。
靈活性電(diàn)源的回報機制缺乏，是建設速度滞後的原因。目前大(dà)部分(fēn)地區靈活性電(diàn)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(shāng)業模式。中(zhōng)電(diàn)聯上述報告顯示，中(zhōng)國輔助服務補償水平偏低，2018年，全國輔助服務補償費(fèi)用占上網電(diàn)費(fèi)總額的0.83%，遠低于美國的2.5%、英國的8%。
在2020年11月20日舉行的電(diàn)力系統低碳轉型研讨會上，華北(běi)電(diàn)力大(dà)學教授袁家海表示，如果當前不加快部署靈活電(diàn)源，曾經高棄風棄光率的情況還将重演。靈活電(diàn)源參與調峰這項輔助服務是電(diàn)力系統的公共産品，成本應傳導到電(diàn)力用戶，其價格機制應該向市場化并軌。
不僅風光大(dà)基地面臨消納隐憂，分(fēn)布式項目亦面臨同樣的困擾。不願具名的龍頭民營光伏電(diàn)站運營商(shāng)對《财經》記者表示，“十四五”時期，開(kāi)發光伏電(diàn)站所需的空間和電(diàn)網消納指标将越來越緊張。工(gōng)商(shāng)業分(fēn)布式電(diàn)站可以實現就地消納，但如果沒有電(diàn)網側改革的持續推進，讓隔牆售電(diàn)政策廣泛落地，那麽工(gōng)商(shāng)業分(fēn)布式電(diàn)站就會變成雞肋。
隔牆售電(diàn)是指分(fēn)布式發電(diàn)項目所發電(diàn)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、國家能源局于2017年宣布将試點“隔牆售電(diàn)”政策，允許分(fēn)布式光伏電(diàn)站通過配電(diàn)網将電(diàn)力直接銷售給周邊用戶。但直到2020年1月初，首個隔牆售電(diàn)項目才在江蘇落地。
對此，電(diàn)價專家、中(zhōng)國人民大(dà)學兼職教授侯守禮對《财經》記者分(fēn)析，高電(diàn)壓等級的輸電(diàn)成本低，低電(diàn)壓等級的配電(diàn)成本高，輸電(diàn)電(diàn)價與配電(diàn)電(diàn)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(yī)步拉大(dà)輸配電(diàn)電(diàn)價差異，才能讓電(diàn)網有動力推進配電(diàn)區域内的自平衡機制。
對于新能源業界常诟病的電(diàn)網公司對消納新能源發電(diàn)态度消極，國家能源“十四五”規劃專家委員(yuán)會副組長周大(dà)地認爲，這其實是市場政策的問題。目前沒有對電(diàn)網消納新能源的激勵政策，電(diàn)網公司作爲企業，自然難有積極性，而且消納比例也不是電(diàn)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(zhōng)式大(dà)發電(diàn)模式配套的，整個電(diàn)力體(tǐ)系現在都需要轉變思路，主動适應高比例新能源發電(diàn)時代的到來。
新能源仍然昂貴
過去(qù)十年，光伏和風電(diàn)的度電(diàn)成本分(fēn)别下(xià)降了約八成和四成，且仍有進一(yī)步下(xià)降空間。
隆基股份總裁李振國曾對《财經》記者表示，到2035 年和2050年，中(zhōng)國的光伏發電(diàn)成本會比當前分(fēn)别下(xià)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《财經》記者說，“十四五”期間預計每台風機的發電(diàn)量可提升30%，風電(diàn)場的建設成本可下(xià)降30%，再加上良好的運維和風機質量，風電(diàn)的度電(diàn)成本最低可降至0.1元/千瓦時。目前，三北(běi)地區風電(diàn)度電(diàn)成本約爲0.2元/千瓦時，中(zhōng)東南(nán)部約爲0.3元-0.35元/千瓦時。
據國際能源咨詢公司伍德麥肯茲近期發布的報告，未來十年，火(huǒ)電(diàn)的成本還将上升，光伏、風電(diàn)則有40%—50%的成本下(xià)降空間。2035年是一(yī)個分(fēn)水嶺，屆時中(zhōng)國所有可再生(shēng)能源發電(diàn)的成本都将比煤電(diàn)低。如果再加上爲碳排放(fàng)支付的費(fèi)用，煤電(diàn)成本将高出10%—15%。
資(zī)料來源：伍德麥肯茲
但新能源平價上網不等于平價利用。新能源的上網/度電(diàn)成本的下(xià)降，并不意味着其利用成本同步下(xià)降。相反，新能源比例越高，消納成本越高，很可能推高電(diàn)價。而當前的機制設計中(zhōng)，新能源的消納成本還難以有效傳導出去(qù)，這是面向“十四五”新能源發展亟需解決的問題之一(yī)。
國家電(diàn)網能源研究院研究員(yuán)張晉芳對《财經》記者表示，過去(qù)十年新能源發電(diàn)成本快速下(xià)降，爲實現“十四五”風電(diàn)、光伏等補貼退出，全面進入“平價上網”時代提供了強有力的支撐。但新能源出力的随機性和波動性，對電(diàn)力系統也在影響持續加深，使得系統需要同時應對來自電(diàn)源側和負荷側的“雙重”波動，将爲消納新能源付出更多的系統成本。相關研究表明，新能源電(diàn)量滲透率超過10%到15%之後，系統成本将會呈現快速增加趨勢。
張晉芳表示，結合國内外(wài)相關研究,從電(diàn)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(fēn)，其中(zhōng)系統成本包括靈活性電(diàn)源投資(zī)/改造成本、系統調節運行成本、大(dà)電(diàn)網擴展及補強投資(zī)、接網及配網投資(zī)等4類。未來随着新能源裝機和發電(diàn)量增加，系統成本各項組成部分(fēn)将持續保持擴大(dà)趨勢，其中(zhōng)調節運行成本增幅最大(dà)。而調節運行成本主要由系統内的其他可調節型電(diàn)源予以承擔，包括因平衡新能源波動增加的火(huǒ)電(diàn)深度調峰運行成本和抽蓄、電(diàn)化學儲能等運行成本。
一(yī)位發電(diàn)集團人士對《财經》記者直言，一(yī)些制造企業爲了炒概念，隻強調上網電(diàn)價的成本，給公衆造成很不好的預期，這是不對的。
宋楓基于Ueckerdt et al. (2013)修改提出
中(zhōng)國人民大(dà)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(zhōng)國新能源資(zī)源禀賦和需求的空間差異，導緻新能源在消納時還要考慮匹配成本、平衡成本和電(diàn)網建設成本，這些成本加上額外(wài)的系統性成本，構成了新能源的消納成本。
消納成本很可能導緻電(diàn)價上漲。
宋楓在今年1月人民大(dà)學的學術研讨會上所做的報告中(zhōng)指出，盡管技術手段能夠在一(yī)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随滲透率提升而增加；估算結果表明，若中(zhōng)國2030年達到20%-30%的風光滲透率，可能帶來全社會度電(diàn)成本增加0.031-0.059元。宋楓還對《财經》記者強調，新能源消納成本估算很重要，結果也會受到方法、假設、參數不同的影響，希望有更多相關研究來互相參考。
芝加哥大(dà)學能源與環境政策研究所（EPIC）2020年11月發布的一(yī)份研究顯示，在美國實施可再生(shēng)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(shēng)能源電(diàn)量比例提高了2.2%，同時零售電(diàn)價提高了11%，12年後可再生(shēng)能源電(diàn)量比例提高5%，零售電(diàn)價提高了17%，主要是新能源電(diàn)網接入成本所緻。
未來，新能源發電(diàn)成本的下(xià)降速度能否快過系統成本上升的速度，将決定新能源利用成本能否繼續下(xià)降，這一(yī)點并不樂觀。
張晉芳表示，從電(diàn)力系統總體(tǐ)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完全對沖系統成本增加量，新能源“平價”利用面臨挑戰，但合理控制發展節奏，将有利于緩減新能源利用成本上升。同時也需要通過市場競争機制，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(qù)的機制。中(zhōng)電(diàn)聯專職副理事長王志(zhì)軒撰文表示，對與電(diàn)網連接的電(diàn)源來講，隻計算發電(diàn)端的電(diàn)量成本并以此衡量是否“平價”，無法估計電(diàn)力轉型成本和艱難程度，也不利于防範電(diàn)力轉型中(zhōng)的風險。沒有将電(diàn)能全成本傳導到用戶，不利于用戶認識低碳發展的艱巨性，不利于強化節能意識，也會間接影響到碳價格，進而影響到碳市場的正常運行。
中(zhōng)國各電(diàn)源平準化發電(diàn)成本 (US$/MWh)
全球風電(diàn)、光伏基準度電(diàn)成本
如何參與電(diàn)力市場？新能源最大(dà)的挑戰
無論是靈活性電(diàn)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。
當前已經有少量新能源電(diàn)量參與交易，以西北(běi)地區新能源裝機容量比較高、消納困難的省份爲主。這些地區的地方政府會限定保障利用小(xiǎo)時或者電(diàn)量，保障内的新能源電(diàn)量由電(diàn)網公司保量、保價收購，保障外(wài)的電(diàn)量就要去(qù)市場競争消納，其電(diàn)價一(yī)般低于補貼的标杆電(diàn)價。
陝西省發改委在今年1月出台的《陝西省2021年新能源發電(diàn)企業參與市場化交易方案》，2021年風電(diàn)、光伏保障利用小(xiǎo)時數分(fēn)别爲1700小(xiǎo)時和1250小(xiǎo)時，超出部分(fēn)進入市場，市場化的新能源電(diàn)量約占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(diàn)量爲137億度，超出的部分(fēn)全部進入市場。甘肅一(yī)年新能源的發電(diàn)量超過380億度，超過60%的新能源電(diàn)力進入市場。
交易模式上，主要包括三種：其一(yī)是在北(běi)京交易中(zhōng)心進行的跨省區外(wài)送省間交易，通過雙邊協商(shāng)、挂牌、集中(zhōng)競價等方式參與，以及與火(huǒ)電(diàn)打捆外(wài)送交易，以中(zhōng)長期爲主，也包含現貨市場交易；其二是在省内交易平台上的電(diàn)力交易，同樣以中(zhōng)長期爲主，開(kāi)展現貨試點的省份也有現貨交易；其三是與火(huǒ)電(diàn)及其他電(diàn)源進行的發電(diàn)權交易，通過與火(huǒ)電(diàn)企業協商(shāng)，将火(huǒ)電(diàn)企業的發電(diàn)權置換給新能源，二者協商(shāng)分(fēn)攤電(diàn)價收益。
電(diàn)網公司在市場交易中(zhōng)扮演了重要角色。無論是省間市場，還是省内現貨試點，省級電(diàn)網公司常常是唯一(yī)的買方，承擔了可觀的新能源消納責任和維持電(diàn)價水平責任，以省電(diàn)網公司爲主體(tǐ)參與市場購電(diàn)，當前有一(yī)定的合理性，但未來推動新能源企業和用戶直接交易是大(dà)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(xià)，跨省的電(diàn)力交易也越來越頻(pín)繁，緩解了新能源比例較高地區的消納壓力。北(běi)京交易中(zhōng)心披露的數據顯示，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(diàn)量839億千瓦時，同比增長3.5%。
進入市場的新能源也依然享受補貼。2020年10月，财政部、發改委、能源局聯合發布“《關于促進非水可再生(shēng)能源發電(diàn)健康發展的若幹意見》有關事項的補充通知(zhī)”，其中(zhōng)明确了對存量項目各類資(zī)源區風電(diàn)、光伏全生(shēng)命周期的補貼小(xiǎo)時數上限，并明确其補貼額度爲标杆上網電(diàn)價與燃煤上網基準價的差額。
華能集團新能源部主任李來龍對《财經》記者表示，這一(yī)政策雖然對發電(diàn)集團減了一(yī)部分(fēn)利，但減量并不大(dà)，并且解決了原來超裝的矛盾，總體(tǐ)很合理。
這樣的機制下(xià)，新能源進入市場呈現“價補分(fēn)離(lí)”的特點。度電(diàn)補貼按照批複電(diàn)價與燃煤基準價的差額來确定，保證了存量新能源的基本收益，同時參與市場競争，形成價格信号。
對新能源而言，盡管補貼還未徹底消失，但進一(yī)步的市場化意味着投資(zī)更大(dà)的不确定性。2020年，中(zhōng)國風電(diàn)新增裝機達到了創紀錄的7167萬千瓦，幾乎接近此前四年的總和，這一(yī)方面體(tǐ)現了中(zhōng)國風電(diàn)産業鏈的能力，另一(yī)方面也顯示出投資(zī)者在奮力搭上補貼的末班車(chē)。
“十四五新能源最大(dà)的風險就是如何參與市場，市場是最大(dà)的不确定因素”，李來龍對《财經》記者感歎。他表示，此前高補貼時期，一(yī)般在補貼周期末段投産的項目收益率較好，降價後新補貼周期頭段的項目相對差一(yī)些。“十四五”期間要看市場政策如何制定，整體(tǐ)上投資(zī)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，光伏參與電(diàn)力市場與煤電(diàn)等傳統能源公開(kāi)競争，目前還存在較大(dà)難度。但業界必須要清醒的認識到，随着電(diàn)力市場改革的不斷深入，光伏風電(diàn)等新能源必将逐步參與市場，這是大(dà)勢所趨。如何成功參與電(diàn)力市場，是“十四五”期間各方必須要共同研究和破解的問題。
随着電(diàn)改進一(yī)步推進，現貨市場試點将從8個省份逐步推開(kāi)到全國，參與市場的電(diàn)量也将進一(yī)步提高。綜合發電(diàn)、電(diàn)網多位熟悉交易、市場的專家觀點來看，中(zhōng)長期與現貨市場的銜接機制，已經是當前電(diàn)力市場改革亟需考慮的問題，對新能源來說，由于其波動性高和可預測性差，這一(yī)矛盾更加突出。
2020年11月，發改委、能源局聯合發布關于做好2021年電(diàn)力中(zhōng)長期合同簽訂工(gōng)作的通知(zhī)，其中(zhōng)要求年度簽約電(diàn)量不低于前三年平均值的80%，後續通過月度合同保障簽約電(diàn)量不低于前三年平均值的90%-95%，并且鼓勵交易主體(tǐ)分(fēn)時段簽訂電(diàn)量電(diàn)價，即帶曲線簽訂合同。
已經進入市場的新能源也将同樣受此約束，其年度電(diàn)量簽訂尚可滿足比例要求，但由于新能源自身的波動性和預測精度低，帶曲線簽訂中(zhōng)長期合同完全沒有可能執行。中(zhōng)長期合同電(diàn)量曲線如何通過市場化方式形成，是新能源進入市場要面臨的新問題。
一(yī)位相關專家對《财經》記者表示，目前新能源出力的預測精度比較低，以單日96點分(fēn)時段曲線的預測精度來看，新能源日前單點預測精度不到40%，而日内提前一(yī)兩小(xiǎo)時預測精度可以達到80%以上。這也就意味着對新能源而言，參與日内市場是最合适的，因此，交易機構交易品種的建設要跟上，建立連續開(kāi)市的交易機制。這樣年度的合約在執行過程中(zhōng)，如果發電(diàn)能力超出了，可以在短期現貨市場迅速尋找買家，如果發電(diàn)能力不足，可以把合同賣給其他電(diàn)廠。
有相關專家認爲，将來交易中(zhōng)心的中(zhōng)長期交易應該不隻有年度、月度的形式，中(zhōng)長期交易也會連續長期開(kāi)放(fàng)，這樣市場主體(tǐ)可以不停的在中(zhōng)長期市場中(zhōng)買賣合同。通過這種滾動的買賣，越逼近日前就越能知(zhī)道預測曲線，最終通過交易形成曲線。
大(dà)唐甘肅公司趙克斌在《南(nán)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(yī)是中(zhōng)長期曲線分(fēn)解至關重要；二是新能源功率預測準确性非常重要。如果有問題，那一(yī)定是新能源功率預測不準的問題；如果還有問題，那一(yī)定是中(zhōng)長期電(diàn)量曲線分(fēn)解的問題。由于日前預測不準，日内出現風小(xiǎo)或者無風的情況，導緻新能源日發電(diàn)出現負收入的現象，在甘肅的現貨實踐中(zhōng)已經屢見不鮮。
除了中(zhōng)長期電(diàn)量曲線如何形成，一(yī)位熟悉市場交易的專家對《财經》記者總結，随着高比例可再生(shēng)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(yī)是價格波動。當前試點的8個現貨市場都對價格波動設定了上下(xià)限，而現貨市場一(yī)般采用邊際成本出清統一(yī)價格，新能源發電(diàn)的邊際成本爲0，這使得新能源大(dà)發時，現貨市場價格直接打到地闆價，而新能源出力缺乏時，價格又(yòu)會漲到天花闆，市場實際不能給出正确的價格信号。未來需要完善市場機制，允許更大(dà)的波動。
其次，要增加輔助服務交易品種。當前的輔助服務主要是以備用和調頻(pín)爲主。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産品。
第三，需要加快全國市場建設。随着新能源比例提高，必須擴大(dà)市場範圍，并且不僅僅是全國範圍的中(zhōng)長期市場，而是需要像歐洲一(yī)樣，将各省市場耦合，可以通過市場靈活引導資(zī)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，如何做到全國市場和省市場的銜接。盡管困難重重，但大(dà)方向必去(qù)做，而且歐洲是可行的樣闆。“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(diàn)網能源研究院副總工(gōng)程師馬莉表示，中(zhōng)國能源供需逆向分(fēn)布的特點，決定了能源資(zī)源必須在更大(dà)範圍内進行配置。電(diàn)力市場有助于打破省間壁壘，在風光新能源快速發展的情況下(xià)，亟需建成一(yī)個全國統一(yī)的電(diàn)力市場。不管是中(zhōng)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(diàn)、需求側、儲能等放(fàng)在一(yī)起，構建更靈活的交易系統。
盡管當前市場建設仍在初期，也碰到了如雙軌制下(xià)産生(shēng)的不平衡資(zī)金等各種各樣的問題。但接受《财經》記者采訪的多位市場相關人士都認爲，現貨市場試點的确讓企業明顯感受到市場引導價格發現機制，尤其是對電(diàn)力産品，市場能夠體(tǐ)現季節性、時段性差異下(xià)電(diàn)力的價格和價值，“再不需要人爲去(qù)定（價格）了”。
從長遠來看，完全市場化交易的電(diàn)力市場更有利于風光新能源的發展。朱彤表示，電(diàn)力現貨市場的競價規則是邊際成本定價，而風、光發電(diàn)的邊際成本是零，未來其一(yī)定是優先上網。因此，加快統一(yī)的電(diàn)力現貨市場和電(diàn)力輔助服務市場建設，是可再生(shēng)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(diàn)力系統而言，平衡是核心問題，諸多前述讨論的輔助服務、容量市場等機制上缺乏的問題，都圍繞電(diàn)産品本身的平衡相關特性來展開(kāi)，也凸顯了新能源利用成本和消納成本的差别。
但電(diàn)力産品不隻具備這些電(diàn)本身的屬性。有專家認爲，電(diàn)作爲一(yī)個産品，可以分(fēn)解爲容量、電(diàn)量、輔助服務和綠色屬性四個部分(fēn)。火(huǒ)電(diàn)具備容量、電(diàn)量和輔助服務，新能源具備電(diàn)量和綠色屬性。
顯然，在電(diàn)力市場中(zhōng)，僅考慮前三項屬性，新能源還無法和火(huǒ)電(diàn)競争。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(zhōng)體(tǐ)現。
碳市場是最先啓動的。2021年1月5日，生(shēng)态環境部出台《碳排放(fàng)權交易管理辦法（試行）》。按照該辦法，2021年将成爲全國碳市場的第一(yī)個履約周期，未來主要的交易産品将包括碳排放(fàng)配額和中(zhōng)國核證自願減排量（CCER）。
高碳排放(fàng)的煤電(diàn)項目是全國碳市場的首個管控對象，零碳排放(fàng)的風電(diàn)光電(diàn)項目則不屬于碳市場管控的對象。在碳市場環境下(xià)，煤電(diàn)項目将背上越來越沉重的碳排放(fàng)負擔，降低其對風光新能源項目的競争力。同時，風光新能源還可通過CCER機制直接從碳市場獲得經濟效益。
不過，在全國碳市場啓動初期，CCER的交易将暫緩實施。制定CCER具體(tǐ)交細則的《溫室氣體(tǐ)自願減排交易管理暫行辦法》尚處于修訂之中(zhōng)。CCER項目的審批目前處于暫停狀态，何時重啓待定。
目前，國内已經開(kāi)展的碳市場試點對于火(huǒ)電(diàn)成本的影響還不明顯。《南(nán)方能源觀察》今年1月發表的一(yī)篇碳市場對電(diàn)力交易的分(fēn)析文章中(zhōng)測算，當前廣東碳市場成交機制和價格下(xià)，碳交易成本僅占火(huǒ)電(diàn)機組正常發電(diàn)成本的0.5%左右，基本不會對目前火(huǒ)電(diàn)機組運行成本造成影響；如果配額比例5%、碳交易價格達到300元，将占發電(diàn)成本6%左右，成爲火(huǒ)電(diàn)機組在電(diàn)力市場報價的重要因素之一(yī)。
在碳市場探索長達15年的歐洲，在2018年進一(yī)步收緊碳配額之後，其碳價在過去(qù)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(diàn)發電(diàn)成本增加22歐元，這顯著拉低了煤電(diàn)的綜合競争力。
碳市場之外(wài)，可再生(shēng)能源消納保障機制是政策上對于綠電(diàn)消納的另一(yī)大(dà)支持措施。中(zhōng)國政府2019年5月發布《關于建立健全可再生(shēng)能源電(diàn)力消納保障機制的通知(zhī)》，于2020年開(kāi)始實施可再生(shēng)能源消納保障機制。該機制包含的可再生(shēng)能源電(diàn)力消納責任權重指标，是目前對各地消納風光新能源唯一(yī)具有強制性和約束力的考核指标。
根據上述通知(zhī)，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(diàn)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測評價，對未履行消納責任權重的市場主體(tǐ)要求限期整改，将可再生(shēng)能源消納量與全國能源消耗總量和強度“雙控”考核挂鈎。
彭博新能源财經2020年7月發布的報告稱，2019年，在非水電(diàn)可再生(shēng)能源電(diàn)力消納方面，中(zhōng)國有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(diàn)再生(shēng)能源最低消納權重目标。
根據相關規定，無法實現目标的消納責任主體(tǐ)有兩種履約渠道：一(yī)是自願認購可再生(shēng)能源綠色電(diàn)力證書(shū)（下(xià)稱綠證）；二是向超額完成年度消納量的市場主體(tǐ)購買其超額完成的可再生(shēng)能源電(diàn)力消納量。
2020年是消納保障機制考核的第一(yī)年，可再生(shēng)能源電(diàn)力消納量的交易即将開(kāi)展。2021年1月26日，北(běi)京電(diàn)力交易中(zhōng)心發布《北(běi)京電(diàn)力交易中(zhōng)心可再生(shēng)能源電(diàn)力超額消納量交易規則（試行）》，将在近期開(kāi)展省間超額消納交易量。根據該規則，每1兆瓦時消納量産生(shēng)一(yī)個可再生(shēng)能源超額消納憑證，采用雙邊協商(shāng)、集中(zhōng)競價、挂牌和滾動撮合的方式進行交易，原則上隻進行年度交易，在每年年度電(diàn)量結算工(gōng)作完成後的第二周開(kāi)展。此外(wài)，綠證交易結果每月同步至電(diàn)力交易中(zhōng)心，不再重複在超額消納量市場中(zhōng)參與交易。
綠證的進展則不盡如人意。綠證的推出原來希望通過市場交易綠證來取代部分(fēn)政府補貼的壓力，出售綠證的新能源電(diàn)量不再享受政府補貼電(diàn)價，這也導緻了綠證的價格高昂，并且越晚開(kāi)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，并非“強制”，買方“用愛發電(diàn)”，昂貴的綠證價格下(xià)，對于有消納考核的主體(tǐ)來說，自己投資(zī)綠電(diàn)、購買綠電(diàn)或者購買超額的可再生(shēng)能源消納量，都比買綠證更有動力。
綠證的交易因此也并不活躍，中(zhōng)國的綠證自願認購從2017年7月1日起開(kāi)展，中(zhōng)國綠證認購平台的數據顯示，截至2020年1月28日，總共隻有2510名認購者認購了72438個綠證（1兆瓦時新能源電(diàn)量生(shēng)成一(yī)個綠政）。而在歐美，在強制配額制、成熟的電(diàn)力市場支持下(xià)，用電(diàn)方與新能源發電(diàn)企業長期購電(diàn)協議（PPA）越來越流行，PPA一(yī)方面确保了市場主體(tǐ)能夠以穩定的價格購買電(diàn)力，同時滿足對綠色電(diàn)力配額的考核要求。
國家能源局在2020年9月23日答複解決光伏發電(diàn)補貼拖欠問題時稱，正在加快建設綠證和可再生(shēng)能源電(diàn)力超額消納量市場化交易的技術支持體(tǐ)系，将持續完善綠證交易制度，擴大(dà)其市場規模和交易範圍，确保兩者的有序銜接。
李俊峰認爲，該機制目前對各地實施的壓力并不夠，各地完成當前的指标難度太小(xiǎo)。未來應該完善該機制，縮小(xiǎo)地區間責任權重指标差異，拓寬完成該消納權重指标的市場交易方式。讓各地承擔均衡的消納權重，以達到提高全國消納水平的目标。
落基山研究所電(diàn)力部門高級咨詢師劉秉祺對《财經》表示，可再生(shēng)能源電(diàn)力消納保障機制主要是制定了可再生(shēng)能源消納的下(xià)限和短期目标，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(shēng)能源發展目标以及碳中(zhōng)和目标相一(yī)緻的發展規劃，與碳市場交易機制聯動等。
據《财經》記者了解，随着風光新能源發展目标的提升，各地的消納責任權重指标也将相應調整。相關研究機構不願具名的人士對《财經》記者表示，權重指标在發揮中(zhōng)長期引領作用的同時也會根據發展實際進行動态調整。按照碳達峰和碳中(zhōng)和的最新目标，中(zhōng)國可再生(shēng)能源發展相比“十三五”期間将顯著提速，2021年以後分(fēn)解到各地的消納指标将會以上述目标作爲重要測算邊界。
新能源挑戰電(diàn)網穩定性
對電(diàn)力系統運行而言，高比例的可再生(shēng)能源正在帶來新的挑戰。
傳統的電(diàn)力系統是一(yī)個電(diàn)源随着負荷波動運行的系統，而新能源加入之後，電(diàn)源側不可控的随機波動性也增大(dà)，要求其他電(diàn)源也要平抑新能源的波動。而新能源比例越高，波動越大(dà)，其他調節電(diàn)源需要作出的調整越大(dà)。
此外(wài)，新能源的出力曲線往往與負荷曲線并不匹配，極端情況下(xià)甚至呈現相背的特點。光伏“晚峰無光”，風電(diàn)“極熱無風”，以及冬季常見的陰雨寡照、靜穩霧霾和低溫冰凍天氣，往往造成新能源在冬夏用電(diàn)高峰時“臨陣脫逃”。2020年8月14、15日，美國加州在高溫大(dà)負荷期間，就因晚峰時段新能源減發導緻大(dà)規模停電(diàn)。在國内，新能源比例較高地區多次出現發電(diàn)低于預測，被迫對工(gōng)業用戶實施有序用電(diàn)措施。
此前一(yī)度引起廣泛關注的今冬湖南(nán)大(dà)範圍限電(diàn)，是能源轉型和電(diàn)力供應安全矛盾的典型縮影。截止2019年底，湖南(nán)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(zhōng)水電(diàn)、風電(diàn)、光伏裝機分(fēn)别爲1744萬千瓦、427萬千瓦和344萬千瓦，裝機比例全國第七。清潔能源電(diàn)量962億度，比例51.6%，這一(yī)比例位居中(zhōng)東部第一(yī)，全國第四，超過一(yī)半的電(diàn)量來自清潔能源。
湖南(nán)的電(diàn)量和負荷保持高增速，此前已經出現限電(diàn)情況。在此次冬季負荷高峰矛盾進一(yī)步爆發，湖南(nán)水電(diàn)處在枯水期，風光出力不穩定，難以頂峰支撐電(diàn)網長時間高負荷運行。而作爲兜底的煤電(diàn)在湖南(nán)生(shēng)存條件艱難，由于可再生(shēng)能源占比提高，湖南(nán)省内煤電(diàn)利用小(xiǎo)時數長期在不足4000小(xiǎo)時數的低位運行，并且逐年下(xià)降，從2018年的3885小(xiǎo)時降低至2020年的不足3700小(xiǎo)時，加之本省是煤炭輸入省份，原料價格較高，發電(diàn)企業并無投資(zī)煤電(diàn)的動力，2016年到2019年煤電(diàn)裝機容量減少了約60萬千瓦。
煤電(diàn)利用小(xiǎo)時數和裝機雙雙下(xià)降，可再生(shēng)能源裝機和電(diàn)量提高，外(wài)送能力方面又(yòu)面臨西北(běi)冬季風光出力下(xià)降和華中(zhōng)地區普遍迎峰度冬供應緊張，結果是湖南(nán)最終出現嚴重的限電(diàn)情況。
今年冬季以來，寒潮影響下(xià)電(diàn)力需求激增。1月7日，國網經營區域負荷達到9.6億千瓦，創曆史新高，其中(zhōng)11個省網負荷創曆史新高；1月11日，南(nán)網用電(diàn)負荷達到1.97億千瓦，與夏季峰值相當。氣候影響下(xià)，居民負荷在峰值負荷時期占比提高，且夏季負荷與冬季負荷峰值相當，是電(diàn)力系統的新特點。
另一(yī)大(dà)風險與電(diàn)力系統本身的運行技術特點有關。
對電(diàn)力系統而言，必須将交流電(diàn)壓的幅值、頻(pín)率以及通過輸變電(diàn)設備的電(diàn)流維持在限額之内，才能安全有效傳輸電(diàn)能。這需要電(diàn)力系統中(zhōng)的電(diàn)源能夠爲系統運行提供足夠的旋轉備用、電(diàn)壓支撐和轉動慣量，以應對各種設備故障。水火(huǒ)電(diàn)等同步發電(diàn)機性質的電(diàn)源，因轉子質量大(dà)、慣性大(dà)，在電(diàn)壓和頻(pín)率小(xiǎo)幅波動時可穩定運行，所以能夠可靠有效地提供上述三種輔助服務。新能源因源端獲取的能量波動不穩、或以直流電(diàn)流形式輸出，所以必須通過由電(diàn)力電(diàn)子器件構成的變頻(pín)器、逆變器方能并網運行，電(diàn)力行業稱之爲“電(diàn)力電(diàn)子化電(diàn)源”。受此技術特性影響，新能源難以向電(diàn)力系統提供與其發電(diàn)功率相應的旋轉備用和轉動慣量，能夠提供的火(huǒ)電(diàn)機組爲了讓出電(diàn)能消納空間，不能開(kāi)機并網。
因此，從目前的技術水平來看，未來的電(diàn)力系統必然是“雙高”的，即并網運行的設備中(zhōng)新能源比例高、電(diàn)力電(diàn)子化比例高。“雙高”電(diàn)力系統如何安全穩定運行目前還是“無人區”，全世界的電(diàn)力系統運行者都還在探尋摸索。
最近的典型案例是英國2019年8月9日下(xià)午發生(shēng)的大(dà)停電(diàn)。這次停電(diàn)造成了包括倫敦在内的100萬電(diàn)力用戶受到影響，事故當時新能源大(dà)發，但一(yī)起電(diàn)力系統運行中(zhōng)常見的線路接地故障，卻在英國最大(dà)的海上風電(diàn)場導緻大(dà)量機組變頻(pín)器因無法承受電(diàn)壓波動跳閘，功率缺失後系統頻(pín)率小(xiǎo)幅下(xià)滑，又(yòu)引發各地配電(diàn)網的分(fēn)布式光伏因逆變器耐頻(pín)性能不足、無序脫網，進一(yī)步拉低系統頻(pín)率；而此時并網常規電(diàn)源較少，無力提供足額的旋轉備用和轉動慣量，遏制系統頻(pín)率一(yī)步步下(xià)滑，直到跌至48.9HZ，引發配電(diàn)網中(zhōng)爲防止系統頻(pín)率崩潰而設置的低頻(pín)減載自動裝置動作，切除了大(dà)量負荷，造成大(dà)面積停電(diàn)，才穩住系統頻(pín)率跌勢，阻止了英國電(diàn)力系統的全面崩潰。發生(shēng)大(dà)停電(diàn)的英國，其可再生(shēng)能源裝機比例約爲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(diàn)源充分(fēn)并不意味着能夠應對系統缺乏轉動慣量的問題。
類似風險在國内也有征兆。熟悉電(diàn)網運行的專家對《财經》記者指出，在東部直流電(diàn)網輸入省份，直流輸入功率較大(dà)，發生(shēng)擾動故障時，會導緻電(diàn)網頻(pín)率突然下(xià)降，過去(qù)一(yī)般依靠火(huǒ)電(diàn)旋轉備用來應對。在如今大(dà)量風電(diàn)、光伏接入電(diàn)網後，發現很大(dà)的問題就在風電(diàn)、光伏的涉網能力不足，在電(diàn)壓、頻(pín)率發生(shēng)波動時容易脫網，出現類似前述英國大(dà)停電(diàn)的連鎖反應。
該專家表示，以前新能源比例小(xiǎo)，是家裏的小(xiǎo)弟(dì)弟(dì)小(xiǎo)妹妹的時候，性能差一(yī)點，火(huǒ)電(diàn)大(dà)哥大(dà)姐可以幫你扛，現在新能源長大(dà)了，以後還要成爲主體(tǐ)能源，擠走了大(dà)哥大(dà)姐，就不能再撒嬌，要承擔起助力電(diàn)源應負的責任和義務。
更高比例的新能源裝機前景下(xià)，相關的标準正在改變。2020年7月1日，新版《電(diàn)力系統安全運行導則》生(shēng)效，這是該導則過去(qù)19年以來的首次更新，其中(zhōng)對新能源明确提出了新的要求，如并網電(diàn)源應具備一(yī)次調頻(pín)、快速調壓、調峰能力，新能源廠站及分(fēn)布式電(diàn)壓電(diàn)源和頻(pín)率耐受水平原則上與常規同步機一(yī)緻。
2020年12月，中(zhōng)電(diàn)聯組織的國家标準GB/T 19963《風電(diàn)場接入電(diàn)力系統技術規定第一(yī)部分(fēn)：陸上風電(diàn)》送審稿通過審查會審查，這一(yī)标準的修訂曆經三年博弈，一(yī)度交鋒激烈，引發風電(diàn)業界不少反對聲音。最終送審稿中(zhōng)，在原有版本上新增了一(yī)次調頻(pín)、慣量響應、高電(diàn)壓穿越等電(diàn)力系統亟需的技術要求和性能指标。
劉秉祺表示，一(yī)些風電(diàn)光伏比例較高的國家已通過技術改造讓電(diàn)網更好地消納波動能源，比如要求具備高電(diàn)壓穿越能力、主動向系統提供調頻(pín)服務、甚至提供虛拟轉動慣量等。這些技術手段使可再生(shēng)電(diàn)源對電(diàn)網系統更加友好，對建立長期的良性系統生(shēng)态是有益且必要的。雖然目前在一(yī)定程度上會影響可再生(shēng)能源的經濟性，但随着技術的進步，成本将持續下(xià)降。
面對越來越高的新能源裝機，中(zhōng)電(diàn)聯專職副理事長王志(zhì)軒在2020年底撰文提醒，實現碳中(zhōng)和，要謹防“灰犀牛”“黑天鵝”。在王志(zhì)軒看來，新能源大(dà)規模應用後，兩類風險驟然加大(dà)。一(yī)是大(dà)概率“灰犀牛”事件風險，指風光波動性、不穩定性、随機性對電(diàn)力安全穩定帶來的影響，大(dà)比例可再生(shēng)的發展，導緻發生(shēng)大(dà)面積電(diàn)力系統崩潰的概率增大(dà)；二是小(xiǎo)概率自然現象引發能源安全大(dà)風險的“黑天鵝”事件，指大(dà)面積、持續性長時間的陰天、雨天、靜風天對光伏、風電(diàn)爲主體(tǐ)的電(diàn)力系統造成重大(dà)電(diàn)力斷供風險。
王志(zhì)軒表示，“灰犀牛”風險電(diàn)網方面已有高度認知(zhī)，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(tǐ)，對這種風險性質的認識仍停留在技術層面，認爲是電(diàn)力系統甚至是電(diàn)網的技術性問題。對于大(dà)面積、長時間天氣原因造成的新的能源電(diàn)力安全風險，僅靠電(diàn)力系統、電(diàn)網企業是不可能獨立防範的。
在不可能三角中(zhōng)抉擇
相比其他主要經濟體(tǐ)，中(zhōng)國仍處在經濟和電(diàn)力需求發展時期，碳達峰和碳中(zhōng)和的壓力巨大(dà)。
生(shēng)态環境部國家應對氣候變化戰略研究和國際合作中(zhōng)心戰略規劃部主任柴麒敏對《财經》記者表示，中(zhōng)國從碳達峰到碳中(zhōng)和的時間隻有短短30年，不到其他發達國家的一(yī)半。因此，中(zhōng)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(diàn)力領域作出非常大(dà)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。能源系統的改造将面臨一(yī)場大(dà)的變革，需要供給者、消費(fèi)者等多方共同參與。在經濟性成本如何分(fēn)攤方面，不應是增加一(yī)毛錢、兩毛錢的概念，而是要重新組織架構，形成社會成本分(fēn)攤的新模式。
柴麒敏說，從目前大(dà)部分(fēn)研究結論來看，在2040-2045年，中(zhōng)國的電(diàn)力系統要實現近零碳排放(fàng)，才能到2050年左右，實現整個能源系統實現近零碳排放(fàng)。發電(diàn)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(kāi)始就不能再建高排放(fàng)的項目了。如果要建，也要考慮做一(yī)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(diàn)，是關注氣候變化領域的專家和電(diàn)力領域專家激烈争論的焦點，并且常常難以理解對方。
關注環境的專家一(yī)般認爲，煤電(diàn)建設會擠占新能源的發展空間，繼續上煤電(diàn)意味着新能源的空間變少；煤電(diàn)廠壽期一(yī)般在30年到40年，當前新建的煤電(diàn)意味着未來很長一(yī)段時間都會帶來碳排放(fàng)，與中(zhōng)國減排目标相背；煤電(diàn)利用小(xiǎo)時數下(xià)降，未來也面臨投資(zī)難以回收的風險；傳統能源企業由于自身的路徑依賴，沒有動力投資(zī)新能源。
而在電(diàn)力領域專家看來，反對煤電(diàn)建設的觀點缺乏對電(diàn)力系統運行基本常識的認知(zhī)，隻關注電(diàn)量替代的競争關系，忽略了電(diàn)力瞬時平衡的特點。此外(wài)，煤電(diàn)裝機容量的提高，更多是爲了調節新能源服務，它的利用小(xiǎo)時數仍會持續降低，因而裝機容量的提高并不一(yī)定等于煤電(diàn)電(diàn)量的提高和碳排放(fàng)的增加。而煤電(diàn)的生(shēng)存困難，恰恰是現在以電(diàn)量價格爲主的市場機制，缺乏對它爲電(diàn)力系統提供服務的回報。他們也擔心，立刻停止煤電(diàn)建設，會出現更多如湖南(nán)的限電(diàn)危險。
一(yī)個事實是，新能源開(kāi)發的主力早已變成電(diàn)力央企。在發電(diàn)集團看來，火(huǒ)電(diàn)的角色必然會發生(shēng)變化。華能集團董事長舒印彪就在内部表示，傳統火(huǒ)電(diàn)一(yī)定是要思考如何爲消納新能源服務做貢獻。
煤電(diàn)争議的背後，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”。
随着新能源比例提高，前述電(diàn)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(tǐ)現，通過合理的市場機制來傳導轉型的真實成本。而另一(yī)方面，降低電(diàn)價、降低工(gōng)商(shāng)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(kāi)始關注探讨轉型的成本和節奏問題，中(zhōng)國人民大(dà)學應用經濟學院助理教授郭伯威的研究認爲，技術進步、能源效率提升、産業結構調整、人力資(zī)本提升将降低減排成本。中(zhōng)國實現“碳中(zhōng)和”目标的同時要解決好經濟增長與碳排放(fàng)之間的矛盾以及代際社會公平性的矛盾。過于激進的減排政策不利于社會公平，并有可能給消費(fèi)者帶來沉重的經濟負擔。考慮到當前中(zhōng)國消費(fèi)者對高能源價格的承受力更低、代際不平等問題突出，因此現階段不适合過于激進的減排政策，而宜将大(dà)部分(fēn)減排壓力留至後期。
如同光伏、風電(diàn)發電(diàn)成本的快速下(xià)降支撐能源轉型一(yī)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(lí)不開(kāi)合适的市場機制給予激勵。
電(diàn)源結構的争論之外(wài)，并非沒有第三種選擇。
清華大(dà)學電(diàn)機系教授夏清表示，中(zhōng)國下(xià)一(yī)步的發展就是要喚醒沉睡的資(zī)源，出台有吸引力的價格機制，讓具有強大(dà)響應能力的用戶參與峰谷差的調峰。
平衡問題是電(diàn)力系統的基本問題。傳統的解決方式是“源随荷動”，即讓各類具備調節能力的電(diàn)源跟随負荷的變化而變化。而高比例新能源背景下(xià)，“荷随源動”越來越成爲趨勢。
虛拟電(diàn)廠就是從負荷側着手的一(yī)種解決方案。所謂虛拟電(diàn)廠，是指通過智能調控系統，将用戶的負荷變成可調節的資(zī)源，以應對電(diàn)力系統的平衡需求，并可以在市場中(zhōng)獲利。
2019年12月開(kāi)始投運的冀北(běi)虛拟電(diàn)廠示範工(gōng)程是國内首個經國家能源局批複、以市場化方式運營的虛拟電(diàn)廠，參與京津唐地區輔助服務市場。該市場在每年11月至4月運行，應對區域内超過1700萬風電(diàn)在冬季的填谷需求，由風電(diàn)承擔輔助服務費(fèi)用。
冀北(běi)電(diàn)力交易中(zhōng)心公司總經理王宣元對《财經》記者介紹，2019年啓動的虛拟電(diàn)廠接入容量是16萬千瓦，包括蓄熱式鍋爐、智慧樓宇、可調節工(gōng)商(shāng)業等多種用戶，可提供的調節容量爲5萬千瓦，與發電(diàn)側同台競價，整體(tǐ)技術指标可以達到與傳統火(huǒ)電(diàn)機組一(yī)樣的響應時間和響應速率，首次實現電(diàn)力系統的實時閉環運行控制。
2020年11月，新的輔助服務市場開(kāi)始運行，在去(qù)年成功參與市場的情況下(xià)，虛拟電(diàn)廠規模已經擴大(dà)，可參與的調節容量達到50萬千瓦。此外(wài)，去(qù)年虛拟電(diàn)廠由冀北(běi)綜合能源服務公司一(yī)家來牽頭試點，今年提高的容量裏，也有第三方和用戶來打造虛拟電(diàn)廠參與輔助服務。
更重要的是，虛拟電(diàn)廠運行的背後離(lí)不開(kāi)數字技術的支撐，王宣元介紹，虛拟電(diàn)廠的建設利用了工(gōng)業物(wù)聯網雲管邊端的體(tǐ)系，搭建虛拟電(diàn)廠智能管控平台，在用戶側要新增采集傳輸控制設備，未來用戶可以來開(kāi)發微應用，對用戶側做更精細的用戶畫像。
一(yī)個可調容量50萬千瓦的虛拟電(diàn)廠，幾乎意味着減少了一(yī)個同等容量的火(huǒ)電(diàn)機組以及電(diàn)網配套設備投資(zī)。而這個虛拟電(diàn)廠能夠運行的背後，一(yī)方面是當地的輔助服務市場機制，一(yī)方面是不可缺少的數字技術投資(zī)。
“能源不可能三角”是中(zhōng)國人民大(dà)學應用經濟學院院長鄭新業最先提出的概念，即很難同時确保“既有能源用、又(yòu)沒有污染、價格還便宜”。中(zhōng)國的電(diàn)價在全世界屬于最低之列，僅相當于歐盟各國平均電(diàn)價的三分(fēn)之一(yī)。在碳達峰、碳中(zhōng)和已是國家承諾，保障用能也沒有退步餘地的情況下(xià)，電(diàn)價上漲是中(zhōng)國社會必須面對的現實。
朱彤認爲，促進可再生(shēng)能源良性發展的新體(tǐ)制構建問題尚未被提上日程，技術、利益、體(tǐ)制問題交織在一(yī)起，使得中(zhōng)國的能源轉型之路必然比歐洲國家更曲折。