气候变化和全球变暖日益紧迫，2020年中国政府承诺争取于2060年实现碳中和，将建设以清洁电力为主体的能源系统。一方面，人类面临越来越不稳定的气候；而另一方面，由于可再生能源占比逐步上升，电力系统的不稳定性将是一个技术上和经济上的挑战。然而，安全、稳定、保障供应是中国清洁转型的基本原则，因此必须看到碳中和对中国目前经济系统与能源系统的重大挑战。

　　绿色电力消纳问题的背景

　　中国不断尝试碳排放更低的能源转型方案，并在清洁能源领域进行了大量投入。目前非化石能源因其清洁无污染的特征也被称为绿色电力，例如水电、核电、近年来迅速发展的风电光伏，以及比例很小的生物质发电等。但国内大水电资源开发已经基本完成，尚未开发的水电边际成本也会进一步提升，资源禀赋与成本的双重因素限制了水电进一步大规模发展。核电目前占总发电量的5%，但受限于安全和地点布局问题，其发展“天花板”估计在140座，也就是在2025年70座的基础上再翻一倍。

　　因此，今后绿色电力发展主要指风电光伏发展，而某种意义上说，绿色电力市场主要也与风电光伏相关。近年来中国的可再生能源开发利用产业链日益成熟完善，具有非常好的竞争力。可再生能源的装机容量也在经历了爆发式增长后进入快速提升的阶段。2020年中国风电和光电的总装机容量分别达到了280GW 和250GW，合计占中国电力装机总容量的24%以上，但实际风电光伏发电量仅占当年发电总量的9%左右。水电则面临潜能限制和生态环保等多方面的压力。在风电光伏装机容量不断增加的同时，如何利用消纳已经成为可再生能源发展的重要问题。

　　目前中国可再生能源电力存在供需发展不平衡问题，供给侧通过国家政策以及补贴，基本形成了较为良好的生产结构。但需求侧，中国绿色电力市场仍然处于起步阶段。因此，从可再生能源发电发展至今，消纳问题一直是制约可再生能源发电的一个重要因素。

　　可再生能源（绿色电力）的消纳能力是指电力系统调用各种资源配合可再生能源运行，在不显著增加系统成本的前提下接纳可再生能源的容量，其影响因素包括产业链（电源侧、电网侧、负荷侧）以及市场和政策等方面。2006年颁布的《可再生能源法》促成了中国光伏和风电的快速发展，全球占比从2006年的3.5%增长到了2015年的33.4%，并在2015年超过了美国和德国成为全球风电光伏排名第一的大国。高速发展的背后是政府补贴政策的支持，高额补贴引爆了风力发电和光伏发电的投资，但却给政府财政资金造成巨大压力，还带来了不断加剧的弃风弃光等问题。之后，可再生能源消纳问题显露了出来。在国家尚未进行调节管控之前，全国弃风弃光等问题非常严重。2015年全国平均弃风率15%、弃光率10%，造成了极大的能源浪费。尽管截至2020年，弃风弃光问题已经得到较好的控制，但如何合理解决可再生能源发电的消纳问题，依然是可再生能源发展的重中之重。

　　绿色电力消纳面临的问题

　　从供给侧来讲，绿色电力消纳主要面临三个问题。

　　首先是成本问题。过去可再生能源电力的高成本是制约发展的重要原因，使它无法与技术成熟且大规模投运的火电竞价上网。然而，近年来可再生能源发电的技术进步以及规模效应带来了成本大幅下降。2010年至今，最具竞争力的两种可再生能源电力——光伏和风电成本分别降低了82%和39%。根据IRENA报告，如果仅仅从发电侧而言，到2021年光伏和陆上风电的成本将可能低于那些竞争力较差的燃煤发电。目前无论从经济还是环境的角度，可再生能源电力都具备了大规模推广的条件。如果可再生能源电力成本持续下降，即使目前成本依然不能与传统火电竞争，碳中和背景下可再生能源大规模替代火电的路径也是可行的。

　　其次是技术问题。远距离大容量输电能力的不足以及电网调峰能力不足是制约区域新能源消纳的关键问题。中国可再生能源资源分布不均衡，光伏资源主要分布在西北部地区以及部分中部地区例如山西北部、河北北部；陆上风能主要分布在东北和西北地区。而这些地区大部分不属于经济发展迅速且人口密集的区域，因此造成了资源禀赋与电力消费成逆向分布。现实中，那些可再生能源贮藏丰富的省份，也常常是弃光弃风问题较为严重的省份。

　　西北区域弃风弃光的两个主要原因就是电网调峰能力不足以及远距离传输容量有限。针对远距离输电问题，应有规划地进行特高压电网建设，打破省间电力输送的壁垒，达成跨省份跨地区的电力输送。而应对可再生能源发电调峰能力不足的问题，主要解决方案是在光伏电站和风电站的上网关口增加发电侧储能设施，作为调峰容量使用。另外，可以通过电力市场的建设，将调峰的功能转向用户侧，利用峰谷电价、电动汽车充电站等需求侧措施，完成部分调峰任务。

　　最后是电网可靠性的问题。从电网可靠性及电网结构来说，大容量的绿色电力尤其是分布式能源的上网，对于地区的电网稳定性是一个巨大的技术和成本考验。光伏和风电的输出不稳定性和一定的不可预测性，在大负荷期间，高比例的不稳定负荷可能造成电网的停电事故甚至电网解裂。2020年美国大选期间，美国加利福尼亚州电力运营商因负荷压力决定采用滚动式停电的方式来保证电网安全，致使加州电力系统出现了大面积的“轮停”事件。除了疫情和高温带来的影响外，风电和光伏的大面积接入应该也是造成加州电网压力的原因。

　　另一方面，中国对电网可靠性的要求较欧美国家更高，一是因为中国采用的是区域大电网的模式，电网连接紧密，一旦发生地区频率失调，事故影响的范围可能更大。二是中国政府对电网可靠性提出了最高的要求，几乎不允许此类停电事故的发生。

　　大型的可再生能源发电厂出力不均衡，对电网调频提出了更高的要求。而分布式新能源上网尽管对电网潮流冲击较小，但是却对电网的二次安全自动装置的要求更高，尤其在设备故障或者停电检修的情况下，给电网调度部门增加了很大的困难。因此，为保证绿色电力的有效利用，电网应该加强负荷侧灵配置结构的灵活性，例如配置调峰机组，增加电网侧储能设备，通过电价政策平滑负荷曲线等。而针对分布式电源的上网，电网应当合理制定规范，加强对其接口的控制并对其设备进行审批，在合理利用的同时有效保证分布式电源上网的安全性。

　　从需求侧来说，目前绿色电力市场发展的首要问题就是如何利用市场机制促进可再生能源电力的消纳。绿色电力市场应该成为保证绿色电力有效利用的基础，美国应该是世界上绿色电力发展较早的国家，起源于上世纪90年代，经过二十年的发展与完善，基本形成了一个强制市场与自愿市场并存的绿色电力市场体系，配额制就是强制市场，其目的是达成可再生能源电力的消纳指标，这部分市场是绿色电力市场的主体。据专家估计，2000~2016年，美国可再生能源的装机增长120GW，其中56%是由配额制消纳的。自愿交易市场指一些企业和消费者出于环境或其他偏好，自愿选择使用可再生能源电力的市场。

　　碳中和背景下绿色电力市场的复兴

　　中国需求侧绿色电力市场的起步较晚。2020年5月，《各省级行政区域2020年可再生能源电力消纳责任权重》的通知发布，首次发布了各省份的可再生能源电力消纳指标，标志着中国可再生能源电力配额制进入正式实施阶段。在此之前，国家每年均有发布相关指标的检测结果，但是并未强制实施。根据国家能源局对该通知的解读，消纳权重的核算主要遵循三个原则，首先是确保实现非化石能源的占比。这也是设定责任权重的基本前提。其次是逐年增加各省消纳责任权重的目标比例，保证其在合理范围内稳步上升。再次是做到留有余地，松紧适度，合理确定各地的消纳责任，在逐年增加的同时，也不盲目增加任务，确保可再生能源消纳任务的有序平稳实施。

　　上述通知规定了各省总量消纳权重以及非水电消纳权重，其中，四川和云南的总量消纳权重最高，均要求新能源电量占比80%，主要原因是四川和云南水电丰富，水电在发电结构中占比本身就很高。另外有8个省份要求最低总量消纳责任权重超过30%。而非水电消纳责任权重中，北京市、山西省、内蒙古自治区、吉林省、黑龙江省、云南省、甘肃省、青海省、宁夏回族自治区共9各省市，非水电消纳责任权重超过15%，相对来说责任较重。根据国家能源局数据，2020年全国非水电可再生能源消费占比将达到10.8%，2016年的可再生能源“十三五”计划提出了“2020年非化石能源占一次能源消费比重15%”的目标。目前看来，截至2020年底指标已经完成。

　　除配额制外，绿色电力的自愿交易市场也是支撑可再生能源电力需求侧发展的重要组成部分。居民对于绿色电力的认可和支持能够增加可再生能源电力的竞争力，对于减少政府补贴和改善绿色电力市场中的价格扭曲有很大的好处。2003年上海市正式启动绿色电力市场建设，成为中国首个示范城市。并在2005年开放了企业认购，2006年开放了居民认购。但之后绿色电力市场的发展并不理想，其主要原因为绿色电力需要额外用电成本，每100度电为一个单位，居民需多支付53元的电费。但这部分电费却并不能说明居民使用的是绿色电力，而仅仅是从电费中体现绿色电力的部分。另外，政府对绿色电力市场的宣传也不够，购买的群体很小，居民和企业将绿电的购买认为是一种捐赠行为。最重要的是，2006年中国居民的年度可支配收入远远低于西方发达国家，因此出于自愿选择绿色电力的居民占比很低，这也是制约绿色电力自愿交易的最主要原因。

　　促进绿色电力市场发展的政策建议

　　可再生能源电力的发展是从源头端减少碳排放，是实现碳中和目标的有效途径。为了达成2060年的碳中和目标，加大可再生能源电力的利用和消纳，绿色电力市场的建立、发展和完善刻不容缓。针对绿色电力市场的布局和发展，笔者提出以下政策建议：

　　1.加强对可再生能源电力的成本分析。

　　可再生能源发展的经济学成本分析对于新能源的发展至关重要，尤其是针对可再生能源可持续发展的成本和时空分析。然而目前中国的数据分析最艰难的一部分就是数据的来源问题。政府应该对可再生能源电力数据进行系统收集整理，替换陈旧的数据，以便于更深入正确地了解可再生能源技术的成本趋势，为绿色电力市场的建立奠定基础。

　　2.改革和完善电价机制。

　　中国正在进行新一轮电力市场改革。目前中国的电价机制不利于绿色电力成本的分摊，电力市场改革还在完善过程中，电价并非完全市场化，电力公司难以将可再生能源上网的成本转移给消费者。因此，放开售电端的市场是绿色电力市场发展的基础。而绿色电力市场的建立，又可以通过市场竞争，建立分时电价机制，引导用户在高峰时间减少用电，在低谷时间增加用电，平滑负荷曲线，减少可再生能源输出波动性给电网带来的影响。

　　3.消费者必须是碳中和的积极参与者。

　　在市场经济环境下，企业需要千方百计卖产品，改变消费者行为倒逼产业结构调整。对于碳中和目标，消费侧可能更重要，政策之所以倾向于在生产侧发力，只是因为生产侧政策执行力更强些。消费者对碳中和目标以及绿色电力消费的行为认知，以及对绿色电力消费的支付意愿等，很可能是实现碳中和目标的决定性因素。由于绿色电力的消纳和绿色电力市场发展的相关性，政府的减排政策设计需要兼顾消费侧。

　　4.加强绿色电力的宣传。

　　不管从政府层面还是从发电及电网公司层面，对绿色电力的宣传一直在进行，但反馈却不是很理想。其主要原因是没有进行有针对的宣传。笔者认为，首先绿色低碳观念的形成并非一朝一夕，因此需要加强青少年对绿色电力的认知和接受度，是实现绿色电力普及的基础。其次，在成本问题没有完全解决的前提下，绿色电力的消费在目前看来，主要针对人群依然是部分企业以及大多数的高收入人群。因此，有目标、有针对性地宣传和营销才能达到更好的效果。例如针对企业及个人的适当减税以及给予其他荣誉认可等。

　　5.绿色电力市场与碳交易市场的结合。

　　碳交易产品的不足将限制碳市场交易量，应该促进碳交易衍生品的发展，提高碳市场产品多样性。中国开启的碳交易市场应该有益于绿色电力市场的发展。未来的碳交易市场应该根据碳中和目标的需要增加更多的选择性，将绿色交易和碳排放市场有机结合起来，让市场更加充满活力，促进碳交易市场交易量水平的提升，有利于企业和个人节能减排和碳中和目标的实现。
 

（第一财经）