2020年9月22日，習近平總書記在聯(lián)合國大會上提出我國將努力在2060年實現(xiàn)“碳中和”后， 在全世界引起重大反響，各國給予高度評價。所謂“碳中和”， 是指通過碳減排、碳封存和碳抵消平衡整體經(jīng)濟排放量，從而實現(xiàn)凈零碳排放。其中，大力發(fā)展可再生能源替代化石能源，減少二氧化碳排放，是實現(xiàn)“碳中和”的重要途徑。“十三五”期間，我國可再生能源發(fā)展成效顯著，為碳減排和應(yīng)對氣候變化做出了積極貢獻，但仍然存在一些問題，影響我國可再生能源規(guī)模進一步快速增長，抑制可再生能源“碳減排”效應(yīng)的釋放。全面深化相關(guān)體制改革和新機制構(gòu)建是促進我國“十四五”時期可再生能源發(fā)展的關(guān)鍵。

我國可再生能源發(fā)展取得四方面成績

隨著2003年我國《可再生能源法》頒布實施和可再生能源發(fā)展支持政策的逐漸完善，我國可再生能源開始進入快速發(fā)展期，成績斐然，主要表現(xiàn)在如下四個方面。

我國已成為世界最大的可再生能源消費和生產(chǎn)國

2019年，我國可再生能源(含水電)消費總量達到17.95EJ(1EJ (艾焦)是10的18次方J。1千焦等于34毫克標準煤)，與2000年相比，我國可再生能源(包括水電) 消費總量增長了6.95倍，而同期一次能源消費總量僅增長2.34倍(文中數(shù)據(jù)如果不特別注明，均來自《BP世界能源統(tǒng)計2020》——作者注)。自2005年可再生能源(含水電)消費量超過巴西和美國后，我國就成為全球最大的可再生能源(含水電)消費國，同時也是最大的生產(chǎn)國(可再生能源除了生物質(zhì)能外，太陽能、風能、水能不易儲存，因而消費量與生產(chǎn)量相差不大)。2019年我國占全球可再生能源(含水電)消費量份額高達26.94%。

2.可再生能源發(fā)展為我國碳減排做出重要貢獻

當前和未來的一段時期，我國能源消費總量仍將處于平穩(wěn)爬升期。

2008-2019年,我國能源消費總量從32億噸標準煤增加到48.6億噸標準煤，年均增長3.85%。與能源消費有關(guān)的二氧化碳排放量也具有同樣的特征:2008-2019年，二氧化碳排放量從73.8億噸增加到98.3億噸，年均增長2.6%,占全球排放量的28.8%。

根據(jù)國內(nèi)有關(guān)機構(gòu)的預(yù)測，我國二氧化碳排放將在2030年達峰,峰值在115億噸，這意味著2020—2030年間我國二氧化碳排放量年均增速必須在1.58%以下，相比目前2.6%的年均增速要有大幅度減少。這意味著，除了要通過節(jié)能、提高能效和大幅度降低化石能源消費總量來減排之外，大力發(fā)展可再生能源替代化石能源成為另一個重要途徑。2019年，我國可再生能源發(fā)電量2.02萬億千瓦時，避免的CO?排放量為16.5億噸，占當年我國CO?排放量的16.8%。

3.風力發(fā)電與光伏發(fā)電快速下降，加快補貼政策快速退出

風力發(fā)電與光伏發(fā)電是可再生能源現(xiàn)代化利用技術(shù)進步最快的兩種可再生能源。2010年以來，我國風力發(fā)電和光伏發(fā)電平準化度電成本(LCOE)逐年大幅下降,市場競爭力日益提高。據(jù)國際可再生能源機構(gòu)(IRENA)的數(shù)據(jù)， 2010年以來，我國陸上風電項目的平均LCOE從2010年的0.482元/千瓦時左右降至2019年的0.315元/千瓦時，10年來下降了35%;海上風電項目LCOE由2010年的1.186元/千瓦時降至2019年約0.75元/千瓦時，10年來下降了37%。2019年中國部分海上風電項目LCOE低于0.63 元/千瓦時。光伏發(fā)電的LCOE下降幅度比風電更大。2011—2019年間，我國(非居民屋頂)光伏發(fā)電平均LCOE從1.16元/千瓦時下降到0.44元/千瓦時，下降幅度為62%。目前，我國大部分地區(qū)風力發(fā)電和光伏發(fā)電已經(jīng)具備平價上網(wǎng)條件，2020年底陸上風電和光伏發(fā)電新增項目不再享受上網(wǎng)電價補貼政策。

4.“十三五”期間我國可再生能源發(fā)電繼續(xù)保持高速增長

“十三五”期間我國可再生能源發(fā)電繼續(xù)延續(xù)高速增長勢頭,超額完成“十三五”規(guī)劃目標。我國“十三五”可再生能源發(fā)電裝機規(guī)劃目標是2020年裝機總量67500萬千瓦,其中水電34000萬千瓦、風電21000萬千瓦,光伏發(fā)電10500萬千瓦,太陽能熱發(fā)電500萬千瓦，生物質(zhì)發(fā)電1500萬千瓦。

截至2019年,我國可再生能源發(fā)電裝機達到79400萬千瓦,實際完成率117.6%;其中水電裝機完成率104.7%、風電裝機完成率100%、光伏發(fā)電裝機完成率194%、生物質(zhì)發(fā)電裝機完成率150%、太陽能熱發(fā)電完成率84%。除了太陽能熱發(fā)電沒有完成規(guī)劃目標、風電剛好完成目標外,其余可再生能源發(fā)電裝機都超額完成了規(guī)劃任務(wù)。

現(xiàn)階段我國可再生能源發(fā)展面臨的問題

盡管我國已經(jīng)成為全球可再生能源第一大消費國和生產(chǎn)國，但可再生能源占能源消費總量的比重還不高。2019年，我國可再生能源占一次能源消費的比重為25.3%,與向高比例可再生能源系統(tǒng)轉(zhuǎn)型和碳中和的目標要求還有相當?shù)木嚯x，還存在一些影響可再生能源進一步快速發(fā)展的問題。

風電和光伏發(fā)電的“ 限電率”較高

我國能源轉(zhuǎn)型還處于初級階段,風電與光伏發(fā)電占發(fā)電量比重并不高，但近幾年風電和光伏發(fā)電已經(jīng)出現(xiàn)了大量限電的情況(風力發(fā)電和光伏發(fā)電的“限電”是指可發(fā)電但因各種原因不能實現(xiàn)并網(wǎng)的電量。這部分電量與風光電的發(fā)電量的比值是“限電率”，通常也程“棄風率”“棄光率”)。根據(jù)國家能源局的數(shù)據(jù),2015-2017年我國風電限電率分別高達15.2%、17%和12%;光伏發(fā)電限電率分別為12.1%、10.6%和6%。2018年我國《清潔能源消納行動計劃2018—2020》提出了2020年我國風電和光伏發(fā)電限電率下降到5%的目標后,風電與光伏發(fā)電限電率出現(xiàn)明顯下降。2018年和2019年,風電限電率分別下降為6.2%和4%,光伏發(fā)電限電率分別下降為3%和2%。

根據(jù)歐洲主要國家的經(jīng)驗,當風電與光伏發(fā)電占發(fā)電量比重超過10%時，限電率已經(jīng)下降到1%以下。比如,2011—2013年間,德國發(fā)電量中風光電占比從11.2%增加到13.1%，風光電限電率從0.61%下降到0.15%;意大利風光電占比從6.8%上升到12.4%,風光電限電率從1.29%下降到0.42%。相比之下,2019年我國發(fā)電量中風光電占比僅為8.4%,但風電和光伏發(fā)電限電率仍高達3%和2%。因此,相對于我國可再生能源發(fā)展階段而言,這一限電率仍然偏高意味著我國2019年“浪費”了145億千瓦時的風光電。

2.后補貼時代風力和光伏發(fā)電“非技術(shù)成本”的不利影響將日益凸顯

我國風力和光伏發(fā)電項目建設(shè)中一直存在非技術(shù)因素導(dǎo)致“成本”過高的現(xiàn)象，這類成本甚至占到項目總建設(shè)成本的20%—30%。非技術(shù)性成本的來源主要有幾個方面：一是國土與林業(yè)部門在項目建設(shè)用地政策方面不一致導(dǎo)致項目延誤甚至取消,土地使用費用征收不規(guī)范;二是風電與光伏發(fā)電項目并網(wǎng)工程建設(shè)缺乏競爭導(dǎo)致建設(shè)成本居高不下;三是風電與光伏發(fā)電項目融資信用體系建設(shè)滯后導(dǎo)致融資成本居高不下,融資成本甚至超過歐美國家一倍以上。

已有的可再生能源項目補貼政策實際上起到了“對沖”上述“非技術(shù)性成本”的作用。進入后補貼時代,這些非技術(shù)性成本的不利影響將日益凸顯,成為影響可再生能源,特別是風電和光伏發(fā)電發(fā)展的重要因素,甚至會影響風電和光伏發(fā)電進入“平價上網(wǎng)”時代。

3.政策限制導(dǎo)致生物質(zhì)能現(xiàn)代利用嚴重滯后

生物質(zhì)能一直是人類賴以生存的重要能源之一,是僅次于煤炭、石油、天然氣之后第四大能源，在能源系統(tǒng)中占有重要地位。根據(jù)清華大學(xué)和中國工程院的研究，我國生物質(zhì)能年可利用資源量接近8億—11億噸標準煤，如果能充分利用，將直接替代我國能源消費總量中17%—24%的化石能源，將極大推動我國能源低碳轉(zhuǎn)型,為應(yīng)對全球氣候變化做出巨大貢獻。

生物質(zhì)能的現(xiàn)代利用方式有生物質(zhì)發(fā)電、生物質(zhì)沼氣、生物質(zhì)車用燃料和生物質(zhì)清潔燃燒供熱等。歐盟一直非常重視生物質(zhì)能現(xiàn)代利用。歐盟終端能源消費中有17%來自可再生能源，其中59.2%(1156.9萬噸標準油當量)是生物質(zhì)能貢獻的。這些生物質(zhì)能的終端用途構(gòu)成分別是：12%用于交通生物燃料，13.4%用于生物質(zhì)發(fā)電，74.6%用于供熱。

在生物質(zhì)能現(xiàn)代利用的各種方式中,生物質(zhì)發(fā)電和生物乙醇燃料很早就得到政策支持,但發(fā)展規(guī)模不算大。2006年國家發(fā)展改革委制定了生物質(zhì)發(fā)電標桿電價,到2019年生物質(zhì)年發(fā)電量1111億千瓦時,占可再生能源發(fā)電量的5.4%;2001年我國開始推廣車用生物乙醇燃料試點,但到目前為止,車用生物乙醇燃料和生物柴油的年產(chǎn)量僅占成品油消費量的0.6%。

歐盟實踐所證明的最適合生物質(zhì)能發(fā)展的方向——生物質(zhì)能供暖供熱——在我國一直受到政策限制。國家環(huán)保總局2001年發(fā)布的《關(guān)于劃分高污染燃料的規(guī)定》將直接燃用的生物質(zhì)燃料(樹木、秸稈、鋸末、稻殼、蔗渣等)歸為高污染燃料，限制生物質(zhì)直接燃燒利用。實踐中，各地環(huán)保部門對生物質(zhì)供熱供暖項目基本持否定態(tài)度，即使對政策明確鼓勵的采用生物質(zhì)成型顆粒為燃料的供熱供暖項目也一直從嚴控制。2017年,國家環(huán)保部發(fā)布《高污染燃料目錄》取代《關(guān)于劃分高污染燃料的規(guī)定》。新的《目錄》雖然明確工業(yè)廢棄物和垃圾、農(nóng)林剩余物、餐飲業(yè)使用的木炭等輔助性燃料不屬于管控范圍，但在實踐中環(huán)保部門對生物質(zhì)供熱供暖項目并未全面放開，僅限于在山東陽信、商河等少數(shù)幾個縣范圍內(nèi)進行示范發(fā)展，對全國生物質(zhì)供熱供暖的發(fā)展沒有產(chǎn)生實質(zhì)帶動作用。

4.我國電力系統(tǒng)靈活性不能滿足現(xiàn)階段能源轉(zhuǎn)型的需要

發(fā)電部門是可再生能源發(fā)展最快的領(lǐng)域。隨著波動性風光電比重的上升，傳統(tǒng)上基于化石能源發(fā)電而設(shè)計的電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行將面臨沖擊。從能源低碳轉(zhuǎn)型的要求出發(fā)，正確的策略應(yīng)該是通過提高現(xiàn)有電力系統(tǒng)的靈活性來應(yīng)對風光電的波動性，而不是限制風光電的發(fā)展。

根據(jù)歐洲的經(jīng)驗，提升現(xiàn)有電力系統(tǒng)波動性的常見方法有五種：一是提高除風電和光伏之外其他發(fā)電廠的靈活度;二是加強相鄰國家(區(qū)域)電網(wǎng)的互聯(lián)互通，發(fā)揮相鄰電網(wǎng)的間接儲能系統(tǒng)作用;三是通過市場和技術(shù)手段提高電力負荷的可調(diào)節(jié)性;四是發(fā)展可再生能源供熱，增加儲熱裝置增加電廠靈活度;五是利用多樣化的儲能技術(shù)提高電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)的靈活性。

目前，我國提高電力系統(tǒng)靈活性的主要手段是推動煤電機組的靈活性改造。其余四種途徑，無論是技術(shù)上還是市場制度上變革有限，導(dǎo)致目前電力系統(tǒng)靈活性不高。更重要的是，多年來電源開發(fā)與電網(wǎng)規(guī)劃不匹配，片面追求超臨界、超超臨界等超大煤電機組的做法降低了電力系統(tǒng)的靈活性，最終限制了我國電力系統(tǒng)對波動性風光電的消納能力。

“十四五”期間可再生能源發(fā)展的關(guān)鍵是體制改革與機制重構(gòu)

從能源服務(wù)角度，我國可再生能源利用大致可分為“電”和“非電”兩個領(lǐng)域。在電力領(lǐng)域，可再生能源發(fā)展的主要障礙是電力體制改革進展緩慢，根源是可再生能源發(fā)電企業(yè)與電網(wǎng)的利益沖突;非電領(lǐng)域可再生能源發(fā)展的重點是生物質(zhì)供暖，主要障礙是政策限制，根源是環(huán)保部門對生物質(zhì)能源發(fā)展的認知偏差。因此，“十四五”期間，體制改革與機制重構(gòu)是決定我國可再生能源未來發(fā)展規(guī)模和速度的關(guān)鍵。

加快建設(shè)電力現(xiàn)貨市場與輔助服務(wù)市場，提升電力系統(tǒng)靈活性

隨著能源低碳轉(zhuǎn)型的推進,電力系統(tǒng)中波動性風光電比重的增加，靈活性成為電力系統(tǒng)最稀缺的“資源”。電力系統(tǒng)靈活性包括技術(shù)上的靈活性與制度上的靈活性。技術(shù)上的靈活性是指通過技術(shù)手段來提高系統(tǒng)對生產(chǎn)與負荷波動的反應(yīng)能力和反應(yīng)速度，制度上的靈活性是指電力市場制度使電力市場參與者能夠根據(jù)價格變化來體現(xiàn)這種反應(yīng)能力。德國等歐洲國家在風光電比重大幅增加情況下，沒有出現(xiàn)持續(xù)性的風光電限電率，得益于歐洲各國電網(wǎng)互聯(lián)基礎(chǔ)上的統(tǒng)一市場電力市場建設(shè)。我國可再生能源發(fā)電并網(wǎng)中存在的大多問題，都與電力市場建設(shè)滯后密切相關(guān)。

完善的電力市場包括電力現(xiàn)貨市場與輔助服務(wù)市場，可以使電力市場參與者(發(fā)電商、電網(wǎng)、輔助服務(wù)提供商等)所提供的“服務(wù)”的價值充分體現(xiàn)，電力系統(tǒng)穩(wěn)定高效運行。隨著越來越多波動性風光電進入電力市場，傳統(tǒng)市場參與者所提供的“服務(wù)”對電力系統(tǒng)穩(wěn)定高效運行的“價值”需要重估。同時，波動性風光電比重大幅上升帶來了對新的輔助服務(wù)的需求。因此，在充分考慮波動性電量比重較大的情況下，建立和完善電力現(xiàn)貨市場是促進能源低碳轉(zhuǎn)型的系統(tǒng)成本，是實現(xiàn)電力系統(tǒng)穩(wěn)定高效運行的關(guān)鍵。因此，必須進一步加快我國電力現(xiàn)貨市場和輔助服務(wù)市場建設(shè)，才能為我國可再生能源在“十四五”和今后的快速穩(wěn)定發(fā)展提供可靠的制度保障。

2.增量配電網(wǎng)改革是電力體制改革與能源系統(tǒng)低碳轉(zhuǎn)型的突破口

增量配電業(yè)務(wù)是指目前國家電網(wǎng)和南方電網(wǎng)以外的配電業(yè)務(wù),尤其指企業(yè)經(jīng)營的配電業(yè)務(wù)。我國2016年啟動了增量配網(wǎng)改革，將其視為推動電力體制改革的突破口。一方面希望通過增量配網(wǎng)改革實現(xiàn)輸配電價改革的落地，倒逼電網(wǎng)企業(yè)從購銷差價盈利模式轉(zhuǎn)向收取過網(wǎng)費;另一方面希望通過引入新的配電網(wǎng)經(jīng)營主體，加快配電網(wǎng)建設(shè)，同時使目前兩大電網(wǎng)之外的大量配電資產(chǎn)得到充分有效的利用。

但增量配網(wǎng)改革的意義不僅限于此,它也是推動我國能源系統(tǒng)轉(zhuǎn)型的突破口。隨著能源低碳轉(zhuǎn)型的推進，電力系統(tǒng)至少將產(chǎn)生兩個重大的變化：一是隨著大量分布式光伏、小型生物質(zhì)電站、多能互補的微電網(wǎng)等在用戶側(cè)出現(xiàn),電力系統(tǒng)電能從生產(chǎn)端向消費端的單向流動轉(zhuǎn)變?yōu)殡p向流動(電能產(chǎn)消者(prosumer)的出現(xiàn));二是電網(wǎng)從縱向控制的集中式電網(wǎng)向分布式扁平電網(wǎng)轉(zhuǎn)變。這促使能源轉(zhuǎn)型進程中大量的技術(shù)創(chuàng)新和商業(yè)模式創(chuàng)新在配網(wǎng)范圍內(nèi)產(chǎn)生。

為適應(yīng)能源轉(zhuǎn)型帶來的這些變化，配電網(wǎng)需要加快開放和轉(zhuǎn)型。無論是大量小型的分布式電站“集成”的需要，還是大量儲能設(shè)備、電動汽車等分布式接入對配電網(wǎng)優(yōu)化運行和控制的需要，都需要一個開放的、數(shù)字化、智能化水平高和本地平衡能力強的本地配電網(wǎng)。

我國的輸電網(wǎng)的技術(shù)水平世界領(lǐng)先,但長期以來我國投資都是“重輸輕配”，導(dǎo)致電網(wǎng)結(jié)構(gòu)薄弱,自動化水平低;基礎(chǔ)數(shù)據(jù)分割嚴重無法共享,信息化水平低,遠不能應(yīng)對電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型的過程帶來的挑戰(zhàn),也不能適應(yīng)未來智慧城市和低碳發(fā)展的要求。因此,“十四五”期間必須進一步加快增量配網(wǎng)改革來適應(yīng)能源轉(zhuǎn)型的要求。

3.完善碳定價機制，推動可再生能源與化石能源公平競爭

談到可再生能源與化石能源的競爭力時,常見的做法是計算一種能源利用方式全生命周期的單位成本,但這種度量方法沒有考慮化石能源碳排放的外部成本。換句話說，大力發(fā)展可再生能源替代化石能源的根本原因是人類在利用化石能源時所排放的二氧化碳是導(dǎo)致全球變暖的主要原因,但我們在比較可再生能源與化石能源的成本時卻不考慮化石能源排放二氧化碳的外部成本。因此，必須通過一種機制給排放的“碳”進行定價并且內(nèi)部化,才能在一個公平競爭的環(huán)境下實現(xiàn)可再生能源對化石能源的替代。

從國際實踐看，存在兩種相互補充的碳定價機制：碳排放交易制度與碳稅。以歐盟為例，其碳排放交易制度(EUETS)主要針對電力部門和大工業(yè)部門的化石能源消耗企業(yè)，而碳稅則針對汽車燃料、居民部門和小工業(yè)部門等非ETS排放主體。不過，碳排放交易制度與碳稅也可以同時針對同一主體。因為碳排放交易確定的“碳價”是波動的，當碳價長期處于較低水平時,引導(dǎo)企業(yè)主動減排的效果將受到損害。這時候有的國家會在此基礎(chǔ)上引入碳稅,將碳價提高到社會合理水平,避免因為碳交易價過低而造成減排政策無效。

我國碳排放交易制度在八個省市經(jīng)過五年試點運行，目前正處于全國性碳排放權(quán)交易市場運營前的準備階段，并將于2020年底進入試運行階段。從試點運行情況看，八個省市碳排放市場都不同程度存在碳價過低、對企業(yè)碳減排激勵有限的問題。因此，“十四五”期間需要加快完善我國碳定價機制，為可再生能源發(fā)展和公平競爭創(chuàng)造良好制度環(huán)境。

4.消除生物質(zhì)供熱供暖的發(fā)展障礙，釋放我國生物質(zhì)能利用潛力

生物質(zhì)能在歐盟可再生能源利用將近60%的份額，并且75%,左右的生物質(zhì)能用于供熱供暖。這是因為生物質(zhì)能分布廣泛、利用規(guī)模靈活,直接燃燒供熱供暖是最能發(fā)揮其優(yōu)勢的利用領(lǐng)域。然而,我國生物質(zhì)能供熱供暖受到各種限制，發(fā)展規(guī)模一直較小。因此，“十四五”期間必須消除我國生物質(zhì)供熱供暖的發(fā)展障礙，加快釋放我國生物質(zhì)能發(fā)展?jié)摿Α．吘梗镔|(zhì)能燃燒不排放二氧化碳(碳中性)和硫化物,相比化石能源(包括天然氣)對氣候變化更為友好。

具體地說，可以從如下兩個方面推進：

一是環(huán)保部門應(yīng)消除對生物質(zhì)能供熱供暖的觀念誤區(qū)。雖然國家環(huán)保部2017年發(fā)布的《高污染燃料目錄》把農(nóng)林廢棄物排除在監(jiān)管范圍之外，但由于環(huán)保部門長期以來認為“生物質(zhì)直接燃燒污染大”，在實際工作中對生物質(zhì)供暖供熱項目“一刀切”甚至禁止。而解決這一問題的最好辦法按照實際排放值來決定生物質(zhì)能供熱供暖項目(技術(shù))的準入。同時，制定符合實際的生物質(zhì)能鍋爐燃燒大氣污染物排放指標作為監(jiān)管依據(jù)。

二是改變生物質(zhì)能供熱供暖的補貼方式,促進先進技術(shù)脫穎而出。目前市場上已經(jīng)出現(xiàn)部分燃燒效率高、排放效果好的生物質(zhì)鍋爐,但由于生物質(zhì)能供熱供暖行業(yè)沒有形成一個全國性的競爭市場,而且部分示范地區(qū)以政府招標方式確定生物質(zhì)鍋爐或爐具廠家的做法傾向于低價(也是低技術(shù))中標,好的技術(shù)反而被排擠出局。建議改變目前中標即獲得政府補貼的做法，生物質(zhì)鍋爐排放指標優(yōu)秀的企業(yè)才能獲得補貼。具體地說,投標企業(yè)除了對建設(shè)成本報價,還需要承諾投產(chǎn)后實際運行的具體排放指標。項目投產(chǎn)運行監(jiān)測排放指標符合國家排放標準的,不給予補貼;排放指標優(yōu)于國家標準50%的獲得50%的補貼，優(yōu)于100%的獲得100%的補貼。(參考文獻略)

作者單位：中國社會科學(xué)院工業(yè)經(jīng)濟研究所

文章來源：《中國發(fā)展觀察》2020年第22期