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。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)國神華的3277億元，逼近中(zhōng)國石化的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)。

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%。

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Ueckerdtet 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