過去十年，可再生能源帶著綠色“光環”，以迅猛的姿態，發展成為中國乃至全球能源領域一枝獨秀。

從明年起，除海上風電外，我國可再生能源將正式進入平價上網時代。隨著碳達峰、碳中和目標的提出，成本已然大幅下降的可再生能源，將迎來爆發式增長的態勢。

業內普遍預計，如果在2060年前實現碳中和的目標，我國電力系統需再增加60億千瓦的可再生能源裝機。而截至2019年底，我國可再生能源發電總裝機容量只有7.94億千瓦，占全部電力裝機的39.5%。這意味著，未來40年，我國可再生能源總裝機將增長6.5倍左右。

數十年來，在爭議中前行的可再生能源，從未像今天這樣閃耀全球。

但是可再生能源未來的發展之路并非坦途，依然阻力重重。波動性、間歇性、成本高，這些飽受爭議的特點，不僅需要可再生能源通過自身努力進行攻克，更需要新的體制和機制共同解決。

“平價時代，并不意味著可再生能源不需要政策扶持。”可再生能源學會風能專委會委員李鵬近日接受eo記者專訪時指出。李鵬目前供職于國家電力投資集團，同時擔任可再生能源學會風能專委會委員、中國光伏行業協會咨詢專家。

他認為，目前僅僅只是價格和補貼政策的退出，要確保可再生能源又好又快發展，“十四五”時期仍需要政策“扶上馬，送一程”。未來如果政策機制設計得當，可再生能源產業不僅能夠推動我國能源產業實現低碳發展，也能夠為降低經濟社會的用能成本作出突出的貢獻，最終打破能源“不可能三角”——價格低廉、穩定供給、清潔環保，實現人類社會對于能源的終極追求。

“十四五”期間

可再生能源必須要實現跨越式發展

eo：可再生能源發電即將進入平價時代，您認為未來會面臨哪些挑戰？

李鵬：可再生能源成本的下降，從長遠看仍有很大空間，但是短期不能過于樂觀。比如中東部只有部分地區的風電可以做到平價，仍有相當一部分地區無法實現，海上風電短期還沒辦法實現平價。

現在可再生能源發展需要著力解決三個問題：一是降低非技術成本。目前，我國風、光產業技術成本逐年下降，但技術成本的挖掘潛力也愈加收窄，相對的，非技術成本在可再生能源投資中占比愈來愈大，已成為新能源產業發展的頭號大敵。非技術成本會抬升可再生能源消費側的用能成本，最終是由全社會來支付成本，對于降低我國的用能成本極為不利。

二是避免在關鍵時期疊加新的成本。目前的平價政策設計，仍應致力于全國范圍內補貼的平穩退出，不應在平價的關鍵時期再疊加新的成本。例如現在全國有17個省要求新能源發電項目配套5%-20%的儲能，意味著一個5萬千瓦裝機的風電場要增加3000萬元左右的投資成本。同時很多地方只提要求，并未設計成本回收的機制，導致這部分成本只能由開發企業承擔，進一步抬升了可再生能源成本。

三是降低投資的不確定性。要吸引更多的社會資本進入可再生能源行業，需要明晰各種邊界條件，控制各類政策風險，特別是電費收入的不確定性，將直接關系到項目的商業模式能否走得通。

這里面最關鍵的一點就是整個可再生能源產業都必須認識到，平價時代的到來，恰恰徹底打開了可再生能源特別是新能源產業的發展空間。過去的補貼政策下，產業規模被每年征收的可再生能源附加資金的總量徹底限制，規模稍微擴張一點就出現了補貼拖欠，絕大多數企業的現金流極不樂觀，多是賬面利潤，還要背負很大的資金成本。平價時代就徹底解決了這個問題，未來前景可期。

eo：“十四五”期間可再生能源規模是大幅增長還是平穩增長？

李鵬：不管是國務院對于培育戰略性新興產業的要求，還是實現碳達峰、碳中和目標的要求，“十四五”期間可再生能源必須要實現跨越式發展，“十三五”期間的發展規模已無法滿足新的形勢要求。

過去，為了鼓勵資本進入可再生能源領域，國家通過價格補貼等政策將項目的邊界進行明確，包括最近幾年的平價項目，也有明確的投資邊界，比如執行煤電標桿指導電價，要求用戶和平價項目簽訂20年的長期購售電協議（PPA）。

下一步國家應考慮采用新的組合政策工具，讓企業在投資新能源項目時，能夠建立明確的投資收益和風險模型。要實現“30·60”碳達峰、碳中和的目標，每年需要投入大量資金。為了吸引更多資本進入，價格政策退出之后，還需要新的產業政策介入。政府需要把握好度，不該做的事情不做，但該做的事情要做好。

應引入價格補貼之外的產業政策

eo：您認為哪些是該做的？

李鵬：首先要做的是加強對非技術成本的監管。非技術成本導致項目投資具有很大不確定性，這就需要加強監管，特別是對于各類規定之外收取的費用，要嚴格采取措施進行監管。

其次是要為分布式電源的發展掃除機制障礙。考慮到新能源的資源稟賦，分布式能源一定是未來的主要開發模式。但是現在各種體制機制障礙，致使分布式能源發展受到限制。而集中式可再生能源建設的潛力較為有限。如果分布式可再生能源發展不起來，我國能源轉型的目標就無法實現。因此，需要政府在政策設計上積極給予鼓勵。

最后要為綠色消費創造良好的氛圍。推動能源消費革命是貫徹落實“四個革命、一個合作”能源安全新戰略的核心內容之一。十九屆五中全會也明確提出“廣泛形成綠色生產生活方式”。因此，“十四五”時期可以考慮通過擴大能源綠色消費的市場帶動能源生產革命。現在用戶側綠色消費的意識逐漸熱起來，但是交易的手段十分有限。這需要進一步豐富綠色電力消費的產品開發和供給，全面放開用戶側的交易，使用戶的選擇權在未來的市場上得到充分保障。

eo：“十四五”甚至更遠的未來，中央和地方政府在推動可再生能源發展中各自應該發揮怎樣的作用？

李鵬：中央可能需要管好三件事：一是加強對清潔能源占比目標，以及碳達峰、碳中和目標的考核。二是加強監管，尤其是對違背市場規律的行為進行監管。這是產業持續健康發展的保障，也體現了政府角色的轉變。三是要簡政放權，減少不必要的行政審批。

中央政府不再決定每個地方是發展光伏還是風電，是發展本地電源還是接受外來電，那么地方政府就要在微觀決策中“補位”，這是地方政府應該負起的責任。地方政府的規劃需要明確，為了實現碳達峰、碳中和的目標，應重點發展何種能源，在五年規劃里甚至應該把主要項目進行明確，也可以自主出臺支持政策。

這樣才能建立起足夠明確的藍圖，消除不確定性，讓更多的資金進入可再生能源行業。現在中東部省份實現非化石能源消費占比的目標，面臨很大壓力。地方政府還有很大的努力空間，要充分發揮各省區的主觀能動性，又快又好地把新能源產業發展起來。

eo：地方政府往往傾向以資源換產業，更重視規模而忽略消納，以后還會出現這種傾向嗎？

李鵬：如果落實好“30·60”碳排放目標，以后不會出現這種情況。因為無論是碳達峰還是碳中和，都是從消費層面提出的，也就是綠色能源消費的需求越來越多。如果可再生能源項目只是建得多，但是消費不夠，最后政府或企業等消費主體仍然需要購買綠證或者碳排放配額，才能完成綠色消費任務，這樣就會產生額外的成本，地方政府也會考慮這種支出是否合理。

eo：您曾提到過，配額制的本質是創造一個綠色消費市場，那么配額指標的設定就很關鍵，過高完不成，過低沒有意義，如何設定合理的指標鼓勵綠色能源消費？

李鵬：在全國層面，配額指標不存在高或低，不管是非化石能源消費占比還是碳達峰、碳中和，都已經有具體目標了。除了自發自用，理論上從電網買的每一度電是分不清楚誰發的，碳排放強度是一樣的，配額指標應該跟化石能源的消耗量掛鉤。從落實的角度來說，下一步還要強化配額的約束力。

不應把系統安全性

和供電可靠性概念混為一談

eo：增加綠色能源消費，如何考慮經濟成本？

李鵬：從全世界范圍來看，只要機制和產業政策設計得當，新能源可以滿足既清潔又經濟的要求。我們的最終目標是達到雙贏，而不是大量使用新能源帶來電價飆升。

實際上，我們有理由對綠色能源的未來充滿信心。從當前看，光伏和儲能兩項技術成本下降的路徑非常清晰，而且學習曲線并未出現拐點。風電也同樣還有降本的空間。目前新能源的發電成本實現了與化石能源的標桿電價平價，但只完成了補貼退出的過程，即財政不再支付額外成本，這是一個偉大的成就，但還遠遠不夠，未來依然可期。

一旦新能源發電成本與化石能源成本的差價，大于在系統內購買相應的靈活性成本時，新能源的發展就會進入純經濟性驅動的新階段。那時，綠電消費越多，全社會用能成本就下降得越快，可再生能源產業發展就徹底進入良性循環的過程。

eo：目前能源轉型成本似乎還沒有得到有效疏導？

李鵬：此前業內研究曾得出的結論是，能源轉型是有成本的。當時光伏價格高達1.3元/千瓦時左右，但是現在招標價格已經降至0.2—0.3元/千瓦時。現在，全國火電價格大部分都超出這個價格。所以綠色轉型不一定會推高用能成本。

對于整個系統成本，需要面向未來看。根據一些專家的判斷，要實現碳中和目標，我國非化石能源電量占比要達到80%以上。這說明非化石能源的裝機規模要超出負荷很多倍。隨著電動汽車的普及，未來電網的物理架構和運行邏輯將會重構，加上數字化技術的廣泛應用，未來的電力系統將是一個全新的、智能化的電力系統，能效比現在高，供能成本比現在低，清潔能源比重比現在高。

我們不能在面對一個即將產生巨變的時代，還延續過去的線性思維。比如過去要滿足多少人的看病需求，相應就需要建多少醫院。現在互聯網醫療出現了，就改變了醫院的工作模式，許多常見病在網上就可以解決，醫生的技術附加值也可以合理變現。電力系統也要改變思路，原來為了剛性滿足用戶的用電需求，提高系統靈活性就要增加投資，最后導致全社會都不能承受，而換一種思路或許就能破解這個問題。

eo：隨著可再生能源比重逐步提高，如何保障電力系統的安全性？

李鵬：安全分成兩種：一種是能源供給安全。電不存在這個問題，主要是油氣的對外依存度高，因此未來要更多使用電，減少對油氣的剛性依賴。

二是系統運行安全。大系統的穩定性和供電可靠性不一定正相關。可以用市場化的方式，把供電可靠性變成可以交易的靈活性，實際上用戶對可靠性的需求是不同的。比如傳統觀點認為電解鋁廠供電可靠性應達到99.99%，但其實電解槽停電半個小時至一小時并沒有什么問題，為什么不可以利用這種需求側響應進行獲利？如果用戶側的靈活性得以釋放，系統安全穩定就會得到很大保障，不要把系統安全性和供電可靠性兩個概念混為一談。尤其是未來，有大量的電動汽車“掛”在網上，如果電動汽車和電網能夠雙向互動，系統的柔性會大大增強。

電力市場化改革對新能源發展至關重要

eo：如果電力市場化改革的進程不及預期，是否會成為可再生能源發展的約束？您怎么看待這個問題？

李鵬：不僅會約束可再生能源的發展，還會約束我國能源轉型。原有的調度和交易體系，完全無法適應高比例可再生能源并網運行的需求，必須要重構物理網絡和運行規則。所以一定要盡快、盡早地落實電改“9號文”，建立一個多買多賣的電力市場。

但是也不能完全借鑒國外的經驗。我們現在面對的是一個有5G、超大功率電動汽車、發電側和用戶側擁有大量新能源的全新的電力系統。特別是萬物互聯時代下電力產業數字化進程驟然提速，交易手段不斷豐富，儲能裝置爆發式增長，這是英國、美國、德國等已經建立較為完善電力市場的國家，從來沒有經歷或面對過的情形。他們可能在市場理念上較為先進一些，但是面對泛在電力物聯網，卻處于同樣的起點，所以我們要有信心。

尤其要注意的是，電力市場設計一定要單目標導向，還原電的商品屬性，實現整個能源體系的降本增效。不要追求多頭目標。清潔能源的清潔屬性由綠證體現，火電的外部環境成本由碳排放市場解決，電力市場面對的就是最簡單的電。

eo：您認為應該如何看待改革過程中的市場風險？

李鵬：如果相信市場是有效的，希望市場機制在資源配置中起決定性作用，就不要總擔心這個出問題、那個出問題。如果不相信市場是有效的，為什么要搞市場化改革？

山東的不平衡資金，就是因為改革才暴露出來的問題。如果不改革就發現不了問題。改革肯定會面臨短期的局部的市場風險，這個風險是完全可控的。但是不改革我們將面臨更加嚴重的系統性風險。

首先是碳達峰和碳中和的目標可能無法完成，其次是能源成本不能持續下降，能源使用效率不能快速提升，能源作為基礎設施對于經濟社會發展的保駕護航作用無法體現。這才是更大的不可控的風險。

現在的改革實際上是在摸石頭過河，已經取得了很好的成效。比如現在的廣東現貨市場，相比幾年前，不管是生產方還是消費方都成熟了很多，規則也更加公平明確。這就使浙江等試點省在設計最新的現貨市場機制時，有了一個更高的起點，規則也更加完善。我國電力體制長期是統購統銷的供銷社體制，不管是生產者還是消費者都缺乏足夠的市場意識，所以必須要經受市場機制的洗禮。誰學游泳不嗆幾口水？但是從廣東到山東再到浙江，我們有理由對電力市場化改革的未來充滿期待。

eo：當下可再生能源消納的系統成本問題，應該如何傳導？

李鵬：這需要建立完備的現貨市場，新能源相關的系統成本都在市場里進行定價。關鍵是要通過新的機制將用戶側的靈活性充分發揮出來。目前我國電力系統靈活性主要由發電側提供。隨著系統內不穩定電源逐漸增多，系統的柔性越來越差。事實上，系統的靈活性并非完全沒有潛力可挖。接下來的選擇應該是，通過現貨市場將用戶側的靈活性充分發掘出來，這部分靈活性主要來自于邊際效益，潛力很大但是成本相對較低。這可以支撐很長一段時間系統靈活性的需求。很多時候，我們實際上高估了新能源項目對靈活性的需求，同樣以5萬千瓦的風電場為例，一般時段出力都不超過3萬千瓦，再加上功率預測如果到位，預測準確率達到80%以上的話，實際上對于系統靈活性的需求也就6000千瓦，并不是5萬千瓦的風電就必須在系統內對應配置5萬千瓦的動態調節資源。

對于儲能的配置，特別是靜態儲能，應該是最后的選擇。在發電側靈活性還未挖掘充分，用戶側的靈活性沒有發揮作用之前，就一步跨越到大范圍配置儲能，一定會帶來巨大的投資浪費，最終推高整個系統的用能成本。當然，最核心的一點是，所有提供靈活性的市場參與方能夠有收益，而不是當“楊白勞”，這就需要放開電價管制，特別是不能設計單邊的只降不升的所謂的現貨市場。局部區域、局部時段的高電價并不可怕，他們的存在反而最終會降低系統整體的供電成本。

這里需要強調兩件事，一個就是現貨市場并不是可再生能源的敵人，新能源的邊際效益恰恰可以在現貨市場得到非常好的體現，最核心的一點就是要能夠在市場上隨時購買到合理價格的輔助服務和靈活性資源。特別是靈活性資源在未來不存在供給問題，不能只由煤電來提供。從邏輯上說，煤電提供靈活性的系統成本實際上非常高，高參數低排放的煤電資源更應該承擔基荷的責任，這樣才最有助于節能減排，靈活性的需求應該優先通過用戶側滿足，但是需要相關的機制來保障。如果機制設計好了，通過用戶側靈活性支撐可再生能源“十四五”時期的發展是沒問題的。第二就是放松對于新能源項目限電的考核，新能源的限電率實際上是產業發展規模的杠桿基數，限電考核在10%還是5%，產業最終的發展規模差異會非常大，而且在現貨市場的條件下，如果算不過來賬，企業可以選擇不發電，之前的限電也變成了系統調節的手段，這就大大減輕了系統調節的壓力。

可再生能源電價與綠色屬性

應分開考慮

eo：如果可再生能源電價和綠色屬性實現分離，電價在市場中形成，綠證體現清潔屬性，企業能否依靠這一機制做出投資決策？

李鵬：在純電力市場中，企業的投資依據可能是根據事先簽訂的長協價格或者中長期交易市場的平均價格，以此做財務測算。企業的技術管理水平和營銷策略都會影響收益，比如報價策略好、運維模式更先進、功率預測更準的企業，其收益就會更高。這是公平的，對所有的電源都一樣。

未來綠證和碳交易市場，會為新能源發電企業帶來一定的額外收益，但是側重點不同。綠證的核心是標志電力屬性，主要用做營銷手段，促進中長期購售電協議的簽訂。如果用戶和風電場簽訂中長期的PPA協議，投資的確定性就有了。但如果一年一簽，價格波動太大，企業的投資決策就很難做。而碳交易主要用于讓綠電的環境效益變現，會帶來額外的度電收益。這些都有助于提升企業投資新能源項目的積極性。

eo：許多省份已經出臺了可再生能源電力交易方案，但同時也在執行保障消納，如何在市場中體現可再生能源的真實成本？

李鵬：新能源已經成年，必須盡快進入到現貨市場接受洗禮，以徹底夯實經濟性的優勢，之前的一些過渡性政策可能也要隨之調整。對增量的項目進入現貨市場，其實產業界已經有足夠的心理準備，等到有一天存量項目也進入市場，成交價格自然就會體現可再生能源的真實成本。

eo：您認為應該如何處理新能源存量項目？

李鵬：需要考慮存量項目的歷史貢獻。風電用了15年時間，光伏用了8年時間，就實現了平價。現在有5億千瓦的可再生能源存量項目，新政策需要考慮過去的承諾。這是當時的法律法規要求，存量項目不能在生命周期內突然出現政策變動。

但是如果考慮到政策的延續性，也可以考慮采取兩種可能的措施：一種是對平價前的項目繼續執行煤電指導價。雖然會造成市場割裂，但是隨著合理小時數的確定，這些項目可以實現逐步的政策退出，最終實現完全的市場交易。

另一種是允許新能源項目零報價，但按照系統內同時段最低的化石能源報價一次出清。這也是國際通行的做法。存量新能源項目即使進入現貨市場交易，也不要過于焦慮，因為對新能源存量項目發電量的需求是長期存在的。在部分國家，新能源已經進入市場多年，也沒有出現大規模虧損退出的情況。在市場中，實際上存量項目的競爭對手，不是新的新能源項目，而是火電。除了極端情況，新能源機組在每個時段的報價，不需要“砸”到地板價，只需要與煤電價格持平即可。因為對于用戶而言，同樣的價格，可再生能源有綠證加持，顯然更有吸引力，這就實現了同等優先。

所有政策里面最關鍵的就是創造一個足夠大的偏緊缺的需求市場，按照市場的原則，只要有需求，就一定會催生供給來填補空白，而且供需雙方的博弈，會達成一個最終的平衡。只要配額的設置適度超前，那就會極大地增強存量新能源項目的議價能力，不會出現一些人所擔心的價格坍塌的情況。

eo：像西電東送這些納入國家層面的規劃，市場機制該怎么起作用？

李鵬：未來在規劃上和交易上，會更多考慮送受兩端的意愿，尤其是受端的意愿，而不是由中央政府“拉郎配”。越來越多的地方政府正意識到綠電是一種資源，全社會對于綠電的需求也將迎來爆發式的增長，所以我對此并不悲觀。

比如一些直流項目，最早受端不想要新能源，結果過去兩年，有的受端省主動去找到送端省，想要消納更多的風電，類似的變化估計會越來越多。其中，最關鍵的政策是對地方政府進行能源消費總量考核的時候，一定要把實際消費的非化石能源消費量扣除，以此作為激勵，鼓勵地方政府更多地使用非化石能源。