拉闸限电会影响中国双碳进程吗？
缺电不是生产力问题，而是生产关系问题，新能源唱主角需要整个电力系统更新换代，需要让市场、让价格、让技术进步发挥主导作用
中国的双碳目标提出第一年，就在秋冬之交出现了大范围的停限电现象，东北一度严重至出现拉闸限电。10月以来，在发改委等主管部门的强力调控下，煤炭产量迅速增产，用电形势大为缓解，煤电继续在中国的电力供应中承担着应急保供压舱石的角色。
近日以来的多个场合，高层数次强调能源安全，要求立足能源禀赋以煤炭为主的基本国情做好清洁利用。另一方面，面向双碳目标和应对气候变化，中国以煤为主的能源、电力结构终将变革。长期来看，减少煤炭、煤电在能源供应中的占比，仍是中国实现双碳目标最重要的抓手。
今年是“十四五”第一年，也是落实双碳目标的第一年。这场席卷全国20多个省份的限电危机究竟意味着什么，是否会带来能源政策的大转向。11月24日，国际环保组织绿色和平主办了“新型电力系统底层逻辑思考——双碳目标下如何低碳保供”研讨会，深入研讨了当前面临的形势。
与会者认为，今年的拉闸限电并不是装机不足引起，而是煤炭供应和价格的问题，因此也不会对当前的电力中长期规划有本质影响，但能源安全成了要慎重考虑的优先级问题。与此同时，中国电力行业要实现双碳转型和建设新型电力系统的大目标，这需要从电力行业的体制机制改革、电力市场建设、技术进步等多方着力方能实现。
拉闸限电不影响能源转型大方向
综合多位专家意见来看，当前出现的拉闸限电并不会对当前能源、电力规划产生颠覆性影响。
资深规划专家、电力规划设计总院高级顾问许小东明确表示，拉闸限电对“十四五”规划影响不大，当前的拉闸限电并不是装机不够导致的，而是与煤炭价格过高有关，“十四五”电力平衡测算下来，装机基本是满足要求的。
徐小东还介绍，制定“十四五”能源规划时坚持三个方向，第一是安全保供，优先考虑新能源、水电、核电发展，将可能安排的量充分考虑进去，不够的再把煤电作为托底；第二是清洁低碳，贯彻碳达峰、碳中和要求；第三是能源效率，提高发电侧、电网输送乃至节能的效率。而“电力保供是放在第一位的”。
中国能源研究会研究员、国家能源局西北监管局原局长黄少中也表示，缺电不是装机不够，而是发电企业没有能力发；不是生产力问题，而是生产关系问题，煤价太高，发电企业亏损严重，从这两点来看，不会影响“十四五”规划、能源转型和实现双碳目标的决心。
虽然限电并不影响中国的转型决心，但其反应的问题，也需要引起重视和反思。
国家电网能源研究院副院长蒋莉萍表示，限电带来两个教训值得思考：一是生产力重要，生产关系也很重要，生产关系要是没处理好，生产力问题还是会出现；二是电力供应、乃至新型电力系统建设，不光是电力行业自己的事，而是整个能源体系需要重构。
中国能源研究会理事陈宗法强调，清洁转型是能源电力行业的主方向，不能因为今年出现能源短缺就产生动摇。另一方面，陈宗法也认为限电对一些规划思路造成了影响，一是强调安全保障用电放在第一位；二是反思煤炭托底的角色，规模上有所增加，淘汰煤电停而不拆，转为备用；三是强调大力发展抽水蓄能和新型储能，来保障新能源发展。
煤电的角色和退出节奏始终是各方争议中国能源转型的关键议题，而今年的限电危机无疑又多了一份例证。综合来看，煤电在未来5到10年依然将在电力结构中承担托底保供的主导地位，还将有一定增长。但煤电装机容量的增长和电量的增长要分开来看，二者并不能划等号，也需要市场机制的改革来匹配煤电的新定位。
具体而言，徐小东表示，2030年前，现有煤电装机要替代掉非常困难，每年用电量预计增长在3000亿到4000亿度，“十四五”期间，要尽可能做到超过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年以后考虑替代存量煤电机组。
徐小东说：“喜欢煤电也好，不喜欢也好，还是离不开它，但希望这个时间尽量短。”
蒋莉萍强调，煤电容量与煤电电量一定要分开。煤电电量的比重要下降，碳达峰之后绝对量要下降，这是两个不可动摇的目标，但这与煤电装机容量下降不一定挂钩，这二者如果不解扣，老纠缠在一起，认识就永远是混乱的。
陈宗法认为，国家应该根据煤电新定位推出煤电新政。过去煤电是主力电源，利用小时数很高，而现在利用小时数越来越低，煤炭价格也上涨，如果还是过去的电价，难以生存。要考虑据煤电的容量特点制定容量电价，以及考虑为新能源提供辅助服务，在灵活性补偿方面提供更有力度的政策。“十四五”提出了新的煤电灵活性改造目标，但若政策不变，规划目标可能还是会大打折扣。
双碳目标下，对于各类化石能源的达峰时间表，徐小东认为，煤炭在2025年左右达峰，石油在2030年左右达峰，天然气相对靠后，大概在2040年左右达峰。对于气电在中国能源转型中的角色，徐小东表示，气电可以替代一部分燃煤发电，而且比较稳定，可以调峰，是很好的资源。但另一方面，气电对外依存度持续上升，对国家能源安全是隐患。因长远来看，气电会有增长，但空间不会太大。
针对能源规划工作本身，清华大学能源互联网智库研究中心主任夏清建议，应该把规划交给市场，考虑用中长期市场合同代替规划，通过长期合同来稳定未来价格预期和供给预期，偏差部分由现货市场来平衡。对于线路、电源是否应该建设，由市场主体考虑投资效益来落实。
徐小东对此回应，现有的规划理念是近几十年逐步形成的，要建设新型电力系统，传统的规划理念、规划方法有很多不适用，要进行调整，以适应新型电力系统的需要。引入市场的观点很有价值，需要引入更多好建议，来让规划方法更加成熟。
必须让市场、让价格发挥作用
面对新形势，传统的电力调控运行体系亟需做出改变。徐小东表示，目前的调度方式仍然主要是面向常规电源为主的计划调度方式，比较僵化。未来市场主体将从单一化向多元化转变，电力输送将从发输配用，向源网荷储灵活转变。新的调控运行体系需要适应灵活的市场环境，适应电力市场环境下交易体系的频繁改变，还要适应高比例新能源电网与电价运行方式的频繁变化。
同时，新能源的发展和并网也需要有新范式。黄少中认为，新型电力系统的首要挑战还是消纳问题。要提高新能源发电的利用率，减少弃风弃光率。而新能源的“三性”（随机性、波动性和间歇性）很难维持电网安全，必须有别的措施。
黄少中表示，在消费侧形成良好局面引导用户自愿买绿电，是消纳新能源的好渠道。政府要积极引导、组织资源、牵线搭桥，建立新能源消纳的市场机制，而且要有跨省跨区的市场交易机制，让用户端能享受到好处。现在，主要是因为条件太苛刻，江苏、浙江、广东等用电大省购买绿电的意愿不强烈。如果绿电价格低，量也有保证，就能提高用户购买积极性。此外，还要有机制解决发电侧、输电侧，以及用户利益，才能很好地消纳新能源发电。
夏清也强调，要思考从用户侧下功夫，电力市场改革并不是解决要上多少新能源，而是要让用户有消费新能源的冲动，现在跨国公司积极买绿电，涨价也愿意，需求侧带动供给侧改革效率是最高的。国家战略要落实到需求侧对绿电比例的要求，在需求侧的引导下，可以促使用电行为与新能源匹配度不断提高，减少灵活性电源投资。
电价市场机制是影响电力市场发展的核心因素，新形势下的电价机制将如何改革？夏清说，随着新能源比例越来越高，火电与其他的资源变成灵活资源，与之相关的定价机制面临三个挑战：第一，新能源边际成本几乎是零，如果是零边际成本，就没有价格空间来引导储能行为、用电行为。第二，容量定价困难。容量定价对火电是可以的，但对新能源就不能它给容量定价。第三，新能源波动大，理应谁波动越厉害，谁就承担更多的成本，但目前没有这个市场机制。价格就像一个黏合剂，合理的定价机制源才能让荷源同步起舞。
夏清表示，新型电力系统的含义是：要同时组建新能源市场与灵活性市场，所有常规电源要全放到灵活性市场里面去。可以建立分时容量定价机制，让正向调峰与反向调峰获得不一样的收益，用价格机制去激励新能源安装储能，而不是强迫新能源安装储能设施。对用户也是类似，要用峰谷电价差等市场机制去引导用户自愿安装储能。此外，要有反映灵活性市场不同成本与代价的市场机制。为新能源提供支撑的灵活性电源，需要新能源发电付出相应的成本。建议未来可根据负荷量偏差大小分摊成本，负荷越多分摊越多，偏差越大成本越高，那么用户就越有动力把偏差变小。
按照上述定价机制，电网的新能源占比虽然越来越高，但供电仍可由不确定性变成确定性。夏清说，这是由经济、成本力量驱动的变化，本质上是要解决新能源的波动与储能之间怎么协同，各类电源如何分摊成本的问题。因此，下一步需要建立一整套新的电力定价机制。
华北电力大学国家能源发展战略研究院执行院长王鹏教授认为，电价机制改革关键是要看电力，即能源低碳转型情况下电力有什么样的需求。在此基础上，要处理好两个关系。一是市场与政府的关系。坚持市场化的方向已是改革的共识，要让市场在资源配置中起决定性作用。但同时还要有效发挥政府作用，政府必须要在外部框架上做整体设计，在制度上做安排，而不是和市场去抢作用。
第二个关系就是体制与机制之间的互动。电网的问题不仅关系本身的体制建设，还关系着行政管理体制，行政管理体制里面非常重要的就是央地关系调整，不能一竿子插到底。机制上，要有应对可再生能源大规模并网，应对可再生能源分布式、分散式的一些交易机制。要让体制与机制间形成良好的互动。
新能源唱主角需要整个电力系统更新换代
新能源占比提高也带来了整个系统的变革。北京大学能源研究院副院长杨雷介绍，根据国际能源署的研究，当可再生能源发电量占电网的比例在5%以内时，通过调度可以实现较好的并网。比例在5%至10%之间时，通过抽水蓄能、火电的灵活性改造等提高现有电力系统灵活性的方式，也可完成调度、保证安全，这是传统的线性思维模式。但当可再生能源发电量超过10%之后，老的方式就难以为继了。这就需要电网整体系统的优化，提高源网荷储整体的灵活性。电力的供应与需求的界限越来越模糊，数据是双向的，能源也会变成双向的，这是根本性的变化。
蒋莉萍则表示，新能源发电占比越来越高的情况下更需要电网互济。德国2020年的新能源发电占到33%，跨区通道即整个欧洲的电力系统给了它很大的支持。再例如，我国西北地区风光发电比重比较大，而且大基地比较多，去年西北地区的电网调峰互济达到3万多次，这是非常频繁的调配运行管理措施。
蒋莉萍说，当新能源为主体时，就不应该再讨论新能源消纳问题了，而应讨论新能源为主体的电力系统，如何给用户提供安全可靠、成本更低的电力供应。不是说有多少新能源，就得消纳多少，这个命题是错的,“成年了，该养家了，还要别人去消纳你吗”。
在电力行业新形势下，传统的煤电企业如何应对挑战？陈宗法表示，概括来说就是要多管齐下，持续创新。新型电力系统的特点第一条是绿色低碳，构建以新能源成为电量供应的主体，新能源的占比就要超过50%。传统的电力企业要开展多能互补业务，实现冷热电联通，开展综合能源服务。同时，要建立起一个有效竞争的市场体系，以及智慧高效的电力系统。
另一方面，技术也是影响电力市场改革的一个重要因素。夏清表示，业界需要认真研究未来各种技术的成熟度、成本下降趋势，不能老盯着现在的技术。让技术竞相迸发，不断创造新价值，是体制机制改革最根本的目的。
杨雷也表示，技术进步是推进“双碳”的重要动力。全球除了南非、澳大利亚、智利之外，煤电都不再是最便宜的发电方式。新能源技术进步推动的成本快速降低，是实现能源转型与“双碳”最根本的驱动力，这一点已是全球共识。
但现实距此还有差距，陈宗法也提醒，当前国内存量的新能源项目由于存在补贴，光伏综合加权平均电价约为0.81元/度，风电综合加权平均电价约为0.61元/度，新能源综合加权大约为0.71元/度，远远高于煤电的0.36元/度的水平，最廉价的是水电，大约0.24元/度。陈宗法表示，今年是平价第一年，大家在闷头干，看当前的风电电价水平回报如何，新能源的经济性需要技术进步来进一步降低价格。
