所谓碳中和，是指每年的排放量与减排量互相抵消，二氧化碳零排放。

气候变化已是国际政治的核心议题，这是《巴黎协定》签订五年之后，中国首次承诺提高自主贡献力度。对中国而言，改变以煤炭为主的高碳能源、电力结构，转向清洁能源为主的低碳能源结构，是大势所趋和必由之路。业界相信，在新的气候变化承诺下，在规模上已经领跑全球的中国新能源产业，还将迎来更快速的增长。

风电、光伏产业对未来十年年均新增装机规模预测分别为5000万-6000万千瓦和7000万-9000万千瓦。这一预测下，届时新能源装机规模将大大超过12亿千瓦的国家承诺下限，达到17亿千瓦以上。增速也将显著超过“十三五”时期。过去5年，风电年均新增约3000万千瓦（其中2020年新增超过7000万千瓦），光伏年均新增约5000万千瓦。即便是第三方机构，给出的风光合计年均装机预测也普遍达到1亿千瓦以上。

资本市场已经提前开始狂欢，由于有着更积极的规模增长预期，光伏概念标的在过去半年市值大涨。1月29日收盘，光伏上游龙头企业隆基股份（601012.SH）市值4057亿元，超过煤炭巨头中国神华的3277亿元，逼近中国石化的4565亿元。但若对比2020年前三季度营收，隆基只有神华的五分之一，中国石化的五十分之一。

气氛一片乐观，但前路并不平坦。

新的挑战主要并不在于新能源的发展规模，相反，2030年装机规模显著超过国家承诺的12亿千瓦下限已是共识。挑战在于，现有的能源电力体制需要做出重大改变，方能承接新能源的大发展，确保“碳达峰、碳中和”的大目标。

中国同时迎来了能源结构转型、电力体制改革、电力供需变化，中国也是全球主要经济体中唯一一个电力需求仍有显著增长的大国。毫无疑问，未来风光等新能源将从配角上升为主角，这给传统电力系统带来了从技术、成本、市场、安全等多方面的挑战，如果后者无法应对这些挑战，前者的发展也将后继无力。

2020年末，个别省份重新出现限电，限电最为严重的湖南，可再生能源比例也位居国内前列，这是能源绿色转型面临的典型困难。如何应对高比例新能源带来的新问题，兼顾能源转型和能源安全，矛盾已经无法回避。

事实上，“十四五”并非新能源的收割期，而是播种期，电力市场、碳市场、绿证等多种市场化的制度设计需要协同并进，为新能源大发展打下体制基础。

国家应对气候变化战略研究和国际合作中心首任主任、学术委员会主任李俊峰告诫，风电、光伏行业不要着急实现超快速的发展，“十四五”的核心任务是解决机制问题。构建清洁、低碳、高效的能源体系，各界必须对这个目标达成共识，才能制订相关的技术、标准、价格、市场等方面的政策。同时，新能源也要摆脱多年单兵突进带来的惯性，建立系统性思维模式，自觉融入能源系统，为“十四五”之后的大发展做好准备。

“中国能否成功实现能源转型，关键就在‘十四五’。”中国社会科学院工业经济研究所能源经济室主任朱彤对《财经》记者说，当务之急是要让体制改革的步伐跟上技术进步的速度。

中国人民大学应用经济学院院长郑新业有一个广为流传“能源不可能三角”模型，即很难同时确保“既有能源用、又没有污染、价格还便宜”。体制机制改革的背后，是决策者对能源三角优先级的考量，碳达峰、碳中和已是国家承诺，能源安全也没有退步余地，能源价格势必面临更多的变量。

风光电消纳隐忧

弃风弃光一度是困扰中国新能源发展的关键问题，2016年前后，部分省份弃风率一度超过30%，2017年之后虽然迅速缓解，但在未来更高比例的新能源装机下，消纳隐忧依然挥之不去。

国家能源局下属研究机构中电能源情报研究中心发布的《能源发展回顾与展望（2020）》报告称，未来五年，中国风电、光伏发电等新能源装机占比将由五分之一提升至三分之一，发电量占比迈过10%。届时，电力系统调节能力将严重不足，负荷尖峰化加剧，消纳能力将成为新能源开发的前置条件。

2020年12月的中国光伏协会年会上，国家能源局新能源司副司长任育之对光伏企业界人士表示，随着光伏发电未来大规模高比例地接入电网，消纳将变得越来越困难。“我相信在座的各位今天已有这些感受，明天你们会感受更深。”

业界已开始对此忧虑。全球最大的光伏组件企业晶科能源（JKS.US）副总裁钱晶对《财经》记者表示，十四五前期，产业链的供应能力是行业发展的关键，而电网消纳力则是对光伏行业后续发展影响最大的因素。

新能源一有消纳矛盾，电网公司常常是众矢之的，这与中国的电力体制有关。在过往的电力体制下，电网公司是电力统购统销的主体，因而也承担了新能源的消纳责任。消纳问题本质上是匹配供需，最终消纳新能源的仍是电力用户，中国电力需求的增长也是消纳问题转好的重要原因。

面向“十四五”及更远的未来，除了消纳通道、电力需求这些影响消纳因素之外，由于新能源发电“靠天吃饭”，自身是不稳定的波动性电源，需要其他电源配合新能源的波动来维持电力系统的稳定。而电力系统中灵活性电源的比例偏低、以及缺乏相应的市场机制，是当前应对消纳亟需解决的结构性问题。

回顾《电力发展“十三五”规划》，风电、光伏实际装机数据远超过当初规划的2.1亿和1.1亿千瓦目标，分别达到2.8亿和2.5亿千瓦。而灵活性电源方面，规划“三北”地区灵活性改造约1.33亿千瓦，纯凝机组改造约8200万千瓦，抽蓄电站装机达到4000万千瓦，气电装机达到1.1亿千瓦。最终抽蓄电站装机约为3000万千瓦，气电装机不足1亿千瓦，而火电灵活性改造方面，截至2019年5月，三北地区完成5078万千瓦，仅占规划目标的24%。

新能源发展远超预期，而灵活性电源发展却明显低于规划。“十三五”期间尚且通过外送通道建设、电力需求增长和推动新能源参与市场化交易来帮助消纳，但这一结构性问题正日益突出。

中电联2019年12月发布的《煤电机组灵活性运行政策研究》显示，欧美国家的灵活电源比重普遍较高，西班牙、德国、美国占比分别为34%、18%、49%，而中国占比不到6%。在中国新能源资源富集的三北地区，风电、太阳能发电装机分别占全国的72%、61%，但灵活调节电源还不足3%。

灵活电源此前主要包括抽水蓄能和燃气发电两类，煤电则在近几年逐渐成为了辅助新能源调峰的主要灵活电源。中电联上述报告称，煤电灵活性改造技术成熟，经济合理，是提高系统调节能力的现实选择。煤电灵活性改造，单位千瓦调峰容量成本约在500元—1500元之间，低于抽水蓄能、气电、储能电站等其他系统调节电源。

灵活性电源的回报机制缺乏，是建设速度滞后的原因。目前大部分地区灵活性电源调峰仅获得少量辅助服务的补贴或补偿，缺乏可持续发展的商业模式。中电联上述报告显示，中国辅助服务补偿水平偏低，2018年，全国辅助服务补偿费用占上网电费总额的0.83%，远低于美国的2.5%、英国的8%。

在2020年11月20日举行的电力系统低碳转型研讨会上，华北电力大学教授袁家海表示，如果当前不加快部署灵活电源，曾经高弃风弃光率的情况还将重演。灵活电源参与调峰这项辅助服务是电力系统的公共产品，成本应传导到电力用户，其价格机制应该向市场化并轨。

不仅风光大基地面临消纳隐忧，分布式项目亦面临同样的困扰。不愿具名的龙头民营光伏电站运营商对《财经》记者表示，“十四五”时期，开发光伏电站所需的空间和电网消纳指标将越来越紧张。工商业分布式电站可以实现就地消纳，但如果没有电网侧改革的持续推进，让隔墙售电政策广泛落地，那么工商业分布式电站就会变成鸡肋。

隔墙售电是指分布式发电项目所发电量不仅自用，还能在其附近地区进行市场化交易。国家发改委、国家能源局于2017年宣布将试点“隔墙售电”政策，允许分布式光伏电站通过配电网将电力直接销售给周边用户。但直到2020年1月初，首个隔墙售电项目才在江苏落地。

对此，电价专家、中国人民大学兼职教授侯守礼对《财经》记者分析，高电压等级的输电成本低，低电压等级的配电成本高，输电电价与配电电价应有明显差异。目前两者的价格虽已有所调整，但差异仍然不够明显。未来应进一步拉大输配电电价差异，才能让电网有动力推进配电区域内的自平衡机制。

对于新能源业界常诟病的电网公司对消纳新能源发电态度消极，国家能源“十四五”规划专家委员会副组长周大地认为，这其实是市场政策的问题。目前没有对电网消纳新能源的激励政策，电网公司作为企业，自然难有积极性，而且消纳比例也不是电网公司自己说了算。目前的调度模式和经济政策都是与集中式大发电模式配套的，整个电力体系现在都需要转变思路，主动适应高比例新能源发电时代的到来。

新能源仍然昂贵

过去十年，光伏和风电的度电成本分别下降了约八成和四成，且仍有进一步下降空间。

隆基股份总裁李振国曾对《财经》记者表示，到2035 年和2050年，中国的光伏发电成本会比当前分别下降50%和70%，达到0.20元/千瓦时和0.13元/千瓦时的水平。

远景能源高级副总裁田庆军对《财经》记者说，“十四五”期间预计每台风机的发电量可提升30%，风电场的建设成本可下降30%，再加上良好的运维和风机质量，风电的度电成本最低可降至0.1元/千瓦时。目前，三北地区风电度电成本约为0.2元/千瓦时，中东南部约为0.3元-0.35元/千瓦时。

据国际能源咨询公司伍德麦肯兹近期发布的报告，未来十年，火电的成本还将上升，光伏、风电则有40%—50%的成本下降空间。2035年是一个分水岭，届时中国所有可再生能源发电的成本都将比煤电低。如果再加上为碳排放支付的费用，煤电成本将高出10%—15%。

但新能源平价上网不等于平价利用。新能源的上网/度电成本的下降，并不意味着其利用成本同步下降。相反，新能源比例越高，消纳成本越高，很可能推高电价。而当前的机制设计中，新能源的消纳成本还难以有效传导出去，这是面向“十四五”新能源发展亟需解决的问题之一。

国家电网能源研究院研究员张晋芳对《财经》记者表示，过去十年新能源发电成本快速下降，为实现“十四五”风电、光伏等补贴退出，全面进入“平价上网”时代提供了强有力的支撑。但新能源出力的随机性和波动性，对电力系统也在影响持续加深，使得系统需要同时应对来自电源侧和负荷侧的“双重”波动，将为消纳新能源付出更多的系统成本。相关研究表明，新能源电量渗透率超过10%到15%之后，系统成本将会呈现快速增加趋势。

张晋芳表示，结合国内外相关研究，从电力系统系统角度评估新能源利用成本，包括新能源场站成本和系统成本两部分，其中系统成本包括灵活性电源投资/改造成本、系统调节运行成本、大电网扩展及补强投资、接网及配网投资等4类。未来随着新能源装机和发电量增加，系统成本各项组成部分将持续保持扩大趋势，其中调节运行成本增幅最大。而调节运行成本主要由系统内的其他可调节型电源予以承担，包括因平衡新能源波动增加的火电深度调峰运行成本和抽蓄、电化学储能等运行成本。

一位发电集团人士对《财经》记者直言，一些制造企业为了炒概念，只强调上网电价的成本，给公众造成很不好的预期，这是不对的。

宋枫基于Ueckerdtet al． （2013）修改提出

中国人民大学应用经济学院副教授宋枫总结，新能源的出力特性和负荷特性匹配度不高、自身的波动性，以及中国新能源资源禀赋和需求的空间差异，导致新能源在消纳时还要考虑匹配成本、平衡成本和电网建设成本，这些成本加上额外的系统性成本，构成了新能源的消纳成本。

消纳成本很可能导致电价上涨。

宋枫在今年1月人民大学的学术研讨会上所做的报告中指出，尽管技术手段能够在一定程度上缓解消纳难题、提升新能源渗透率，但实证研究和国际经验均表明，新能源全系统消纳成本随渗透率提升而增加；估算结果表明，若中国2030年达到20%-30%的风光渗透率，可能带来全社会度电成本增加0.031-0.059元。宋枫还对《财经》记者强调，新能源消纳成本估算很重要，结果也会受到方法、假设、参数不同的影响，希望有更多相关研究来互相参考。

芝加哥大学能源与环境政策研究所（EPIC）2020年11月发布的一份研究显示，在美国实施可再生能源配额制（RPS）政策的29个州和哥伦比亚特区，7年后可再生能源电量比例提高了2.2%，同时零售电价提高了11%，12年后可再生能源电量比例提高5%，零售电价提高了17%，主要是新能源电网接入成本所致。

未来，新能源发电成本的下降速度能否快过系统成本上升的速度，将决定新能源利用成本能否继续下降，这一点并不乐观。

张晋芳表示，从电力系统总体发展来看，预计在“十四五”、“十五五”期间，新能源场站成本减少量不能完全对冲系统成本增加量，新能源“平价”利用面临挑战，但合理控制发展节奏，将有利于缓减新能源利用成本上升。同时也需要通过市场竞争机制，推动全社会共担绿色发展成本。

多位受访的专家都谈到，新能源的消纳成本要有传导出去的机制。中电联专职副理事长王志轩撰文表示，对与电网连接的电源来讲，只计算发电端的电量成本并以此衡量是否“平价”，无法估计电力转型成本和艰难程度，也不利于防范电力转型中的风险。没有将电能全成本传导到用户，不利于用户认识低碳发展的艰巨性，不利于强化节能意识，也会间接影响到碳价格，进而影响到碳市场的正常运行。

中国各电源平准化发电成本（US$/MWh）

全球风电、光伏基准度电成本