中國的雙碳目標提出第一年，就在秋冬之交出現了大范圍的停限電現象，東北一度嚴重至出現拉閘限電。10月以來，在發改委等主管部門的強力調控下，煤炭產量迅速增產，用電形勢大為緩解，煤電繼續在中國的電力供應中承擔著應急保供壓艙石的角色。

近日以來的多個場合，高層數次強調能源安全，要求立足能源稟賦以煤炭為主的基本國情做好清潔利用。另一方面，面向雙碳目標和應對氣候變化，中國以煤為主的能源、電力結構終將變革。長期來看，減少煤炭、煤電在能源供應中的占比，仍是中國實現雙碳目標最重要的抓手。

今年是“十四五”第一年，也是落實雙碳目標的第一年。這場席卷全國20多個省份的限電危機究竟意味著什么，是否會帶來能源政策的大轉向。11月24日，國際環保組織綠色和平主辦了“新型電力系統底層邏輯思考——雙碳目標下如何低碳保供”研討會，深入研討了當前面臨的形勢。

與會者認為，今年的拉閘限電并不是裝機不足引起，而是煤炭供應和價格的問題，因此也不會對當前的電力中長期規劃有本質影響，但能源安全成了要慎重考慮的優先級問題。與此同時，中國電力行業要實現雙碳轉型和建設新型電力系統的大目標，這需要從電力行業的體制機制改革、電力市場建設、技術進步等多方著力方能實現。

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拉閘限電不影響能源轉型大方向

綜合多位專家意見來看，當前出現的拉閘限電并不會對當前能源、電力規劃產生顛覆性影響。

資深規劃專家、電力規劃設計總院高級顧問許小東明確表示，拉閘限電對“十四五”規劃影響不大，當前的拉閘限電并不是裝機不夠導致的，而是與煤炭價格過高有關，“十四五”電力平衡測算下來，裝機基本是滿足要求的。

徐小東還介紹，制定“十四五”能源規劃時堅持三個方向，第一是安全保供，優先考慮新能源、水電、核電發展，將可能安排的量充分考慮進去，不夠的再把煤電作為托底；第二是清潔低碳，貫徹碳達峰、碳中和要求；第三是能源效率，提高發電側、電網輸送乃至節能的效率。而“電力保供是放在第一位的”。

中國能源研究會研究員、國家能源局西北監管局原局長黃少中也表示， 缺電不是裝機不夠，而是發電企業沒有能力發；不是生產力問題，而是生產關系問題，煤價太高，發電企業虧損嚴重，從這兩點來看，不會影響“十四五”規劃、能源轉型和實現雙碳目標的決心。

雖然限電并不影響中國的轉型決心，但其反應的問題，也需要引起重視和反思。

國家電網能源研究院副院長蔣莉萍表示，限電帶來兩個教訓值得思考： 一是生產力重要，生產關系也很重要，生產關系要是沒處理好，生產力問題還是會出現；二是電力供應、乃至新型電力系統建設，不光是電力行業自己的事，而是整個能源體系需要重構。

中國能源研究會理事陳宗法強調，清潔轉型是能源電力行業的主方向，不能因為今年出現能源短缺就產生動搖。另一方面，陳宗法也認為限電對一些規劃思路造成了影響，一是強調安全保障用電放在第一位；二是反思煤炭托底的角色，規模上有所增加，淘汰煤電停而不拆，轉為備用；三是強調大力發展抽水蓄能和新型儲能，來保障新能源發展。

煤電的角色和退出節奏始終是各方爭議中國能源轉型的關鍵議題，而今年的限電危機無疑又多了一份例證。綜合來看， 煤電在未來5到10年依然將在電力結構中承擔托底保供的主導地位，還將有一定增長。但煤電裝機容量的增長和電量的增長要分開來看，二者并不能劃等號，也需要市場機制的改革來匹配煤電的新定位。

具體而言，徐小東表示，2030年前，現有煤電裝機要替代掉非常困難，每年用電量預計增長在3000億到4000億度，“十四五”期間，要盡可能做到超過50%的增量由新能源提供，“十五五”大部分增量由新能源提供，2030年以后考慮替代存量煤電機組。

徐小東說：“喜歡煤電也好，不喜歡也好，還是離不開它，但希望這個時間盡量短。”

蔣莉萍強調， 煤電容量與煤電電量一定要分開。煤電電量的比重要下降，碳達峰之后絕對量要下降，這是兩個不可動搖的目標，但這與煤電裝機容量下降不一定掛鉤，這二者如果不解扣，老糾纏在一起，認識就永遠是混亂的。

陳宗法認為，國家應該根據煤電新定位推出煤電新政。過去煤電是主力電源，利用小時數很高，而現在利用小時數越來越低，煤炭價格也上漲，如果還是過去的電價，難以生存。要考慮據煤電的容量特點制定容量電價，以及考慮為新能源提供輔助服務，在靈活性補償方面提供更有力度的政策。“十四五”提出了新的煤電靈活性改造目標，但若政策不變，規劃目標可能還是會大打折扣。

雙碳目標下，對于各類化石能源的達峰時間表，徐小東認為， 煤炭在2025年左右達峰，石油在2030年左右達峰，天然氣相對靠后，大概在2040年左右達峰。對于氣電在中國能源轉型中的角色，徐小東表示，氣電可以替代一部分燃煤發電，而且比較穩定，可以調峰，是很好的資源。但另一方面，氣電對外依存度持續上升，對國家能源安全是隱患。因長遠來看，氣電會有增長，但空間不會太大。

針對能源規劃工作本身，清華大學能源互聯網智庫研究中心主任夏清建議， 應該把規劃交給市場，考慮用中長期市場合同代替規劃，通過長期合同來穩定未來價格預期和供給預期，偏差部分由現貨市場來平衡。對于線路、電源是否應該建設，由市場主體考慮投資效益來落實。

徐小東對此回應，現有的規劃理念是近幾十年逐步形成的，要建設新型電力系統，傳統的規劃理念、規劃方法有很多不適用，要進行調整，以適應新型電力系統的需要。引入市場的觀點很有價值，需要引入更多好建議，來讓規劃方法更加成熟。

02

必須讓市場、讓價格發揮作用

面對新形勢，傳統的電力調控運行體系亟需做出改變。徐小東表示，目前的調度方式仍然主要是面向常規電源為主的計劃調度方式，比較僵化。未來市場主體將從單一化向多元化轉變，電力輸送將從發輸配用，向源網荷儲靈活轉變。新的調控運行體系需要適應靈活的市場環境，適應電力市場環境下交易體系的頻繁改變，還要適應高比例新能源電網與電價運行方式的頻繁變化。

同時，新能源的發展和并網也需要有新范式。黃少中認為，新型電力系統的首要挑戰還是消納問題。要提高新能源發電的利用率，減少棄風棄光率。而新能源的“三性”（隨機性、波動性和間歇性）很難維持電網安全，必須有別的措施。

黃少中表示，在消費側形成良好局面引導用戶自愿買綠電，是消納新能源的好渠道。政府要積極引導、組織資源、牽線搭橋，建立新能源消納的市場機制，而且要有跨省跨區的市場交易機制，讓用戶端能享受到好處。現在，主要是因為條件太苛刻，江蘇、浙江、廣東等用電大省購買綠電的意愿不強烈。如果綠電價格低，量也有保證，就能提高用戶購買積極性。此外，還要有機制解決發電側、輸電側，以及用戶利益，才能很好地消納新能源發電。

夏清也強調， 要思考從用戶側下功夫，電力市場改革并不是解決要上多少新能源，而是要讓用戶有消費新能源的沖動，現在跨國公司積極買綠電，漲價也愿意，需求側帶動供給側改革效率是最高的。國家戰略要落實到需求側對綠電比例的要求，在需求側的引導下，可以促使用電行為與新能源匹配度不斷提高，減少靈活性電源投資。

電價市場機制是影響電力市場發展的核心因素，新形勢下的電價機制將如何改革？夏清說，隨著新能源比例越來越高，火電與其他的資源變成靈活資源，與之相關的定價機制面臨三個挑戰：第一，新能源邊際成本幾乎是零，如果是零邊際成本，就沒有價格空間來引導儲能行為、用電行為。第二，容量定價困難。容量定價對火電是可以的，但對新能源就不能它給容量定價。第三，新能源波動大，理應誰波動越厲害，誰就承擔更多的成本，但目前沒有這個市場機制。價格就像一個黏合劑，合理的定價機制源才能讓荷源同步起舞。

夏清表示，新型電力系統的含義是：要同時組建新能源市場與靈活性市場，所有常規電源要全放到靈活性市場里面去。可以建立分時容量定價機制，讓正向調峰與反向調峰獲得不一樣的收益， 用價格機制去激勵新能源安裝儲能，而不是強迫新能源安裝儲能設施。對用戶也是類似，要用峰谷電價差等市場機制去引導用戶自愿安裝儲能。此外，要有反映靈活性市場不同成本與代價的市場機制。為新能源提供支撐的靈活性電源，需要新能源發電付出相應的成本。建議未來可根據負荷量偏差大小分攤成本，負荷越多分攤越多，偏差越大成本越高，那么用戶就越有動力把偏差變小。

按照上述定價機制，電網的新能源占比雖然越來越高，但供電仍可由不確定性變成確定性。夏清說，這是由經濟、成本力量驅動的變化，本質上是要解決新能源的波動與儲能之間怎么協同，各類電源如何分攤成本的問題。因此，下一步需要建立一整套新的電力定價機制。

華北電力大學國家能源發展戰略研究院執行院長王鵬教授認為，電價機制改革關鍵是要看電力，即能源低碳轉型情況下電力有什么樣的需求。在此基礎上，要處理好兩個關系。一是市場與政府的關系。堅持市場化的方向已是改革的共識，要讓市場在資源配置中起決定性作用。但同時還要有效發揮政府作用，政府必須要在外部框架上做整體設計，在制度上做安排，而不是和市場去搶作用。

第二個關系就是體制與機制之間的互動。電網的問題不僅關系本身的體制建設，還關系著行政管理體制，行政管理體制里面非常重要的就是央地關系調整，不能一竿子插到底。機制上，要有應對可再生能源大規模并網，應對可再生能源分布式、分散式的一些交易機制。要讓體制與機制間形成良好的互動。

03

新能源唱主角需要整個電力系統更新換代

新能源占比提高也帶來了整個系統的變革。北京大學能源研究院副院長楊雷介紹，根據國際能源署的研究， 當可再生能源發電量占電網的比例在5%以內時，通過調度可以實現較好的并網。比例在5%至10%之間時，通過抽水蓄能、火電的靈活性改造等提高現有電力系統靈活性的方式，也可完成調度、保證安全，這是傳統的線性思維模式。但當可再生能源發電量超過10%之后，老的方式就難以為繼了。這就需要電網整體系統的優化，提高源網荷儲整體的靈活性。電力的供應與需求的界限越來越模糊，數據是雙向的，能源也會變成雙向的，這是根本性的變化。

蔣莉萍則表示，新能源發電占比越來越高的情況下更需要電網互濟。德國2020年的新能源發電占到33%，跨區通道即整個歐洲的電力系統給了它很大的支持。再例如，我國西北地區風光發電比重比較大，而且大基地比較多，去年西北地區的電網調峰互濟達到3萬多次，這是非常頻繁的調配運行管理措施。

蔣莉萍說，當新能源為主體時，就不應該再討論新能源消納問題了，而應討論新能源為主體的電力系統，如何給用戶提供安全可靠、成本更低的電力供應。不是說有多少新能源，就得消納多少，這個命題是錯的,“成年了，該養家了，還要別人去消納你嗎”。

在電力行業新形勢下，傳統的煤電企業如何應對挑戰？陳宗法表示，概括來說就是要多管齊下，持續創新。新型電力系統的特點第一條是綠色低碳，構建以新能源成為電量供應的主體，新能源的占比就要超過50%。傳統的電力企業要開展多能互補業務，實現冷熱電聯通，開展綜合能源服務。同時，要建立起一個有效競爭的市場體系，以及智慧高效的電力系統。

另一方面，技術也是影響電力市場改革的一個重要因素。夏清表示，業界需要認真研究未來各種技術的成熟度、成本下降趨勢，不能老盯著現在的技術。讓技術競相迸發，不斷創造新價值，是體制機制改革最根本的目的。

楊雷也表示，技術進步是推進“雙碳”的重要動力。全球除了南非、澳大利亞、智利之外，煤電都不再是最便宜的發電方式。 新能源技術進步推動的成本快速降低，是實現能源轉型與“雙碳”最根本的驅動力，這一點已是全球共識。

但現實距此還有差距，陳宗法也提醒，當前國內存量的新能源項目由于存在補貼，光伏綜合加權平均電價約為0.81元/度，風電綜合加權平均電價約為0.61元/度，新能源綜合加權大約為0.71元/度，遠遠高于煤電的0.36元/度的水平，最廉價的是水電，大約0.24元/度。陳宗法表示，今年是平價第一年，大家在悶頭干，看當前的風電電價水平回報如何，新能源的經濟性需要技術進步來進一步降低價格。

本文來自微信公眾號 “財經十一人”（ID：caijingEleven），作者：不止十一人，36氪經授權發布。