2020年9月22日，国家主席习近平在第75届联合国大会上宣布，我国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。其中，碳达峰是指承诺在2030年前二氧化碳的排放不再增长，达到峰值之后逐步降低；碳中和，是指通过植树造林、节能减排等形式以抵消自身产生的二氧化碳排放量，实现二氧化碳“零排放”。我国成为全球主要排放国里首个设定碳中和目标期限的发展中国家，这也是我国在《巴黎协定》承诺的基础上，在碳排放达峰时间和长期碳中和问题上自我加压，设立的更高目标。我国2060碳中和目标的宣布，必将对电力行业未来40年的发展带来深刻而巨大的影响。需要指出的是，当技术经济水平一定情况下，经济、可靠和清洁是不可能三角，在保持能源供应可靠的情况下，进行用能清洁化改革，难免要付出额外的经济代价，但是如何提高转型路径的性价比，是可以探讨的问题。

碳中和如何影响电力行业

碳中和在现有技术经济条件下，不会改变我国大电网的基本格局，但是会对发、输、配、售、用各环节的发展产生巨大的影响。

1、供给侧将迎来可再生能源的倍速发展

据中电联统计，截止2020年底，我国发电装机为22亿千瓦，其中煤电装机为11亿千瓦，风电、光伏装机约5.3亿千瓦。为在2030年实现碳达峰这一战略目标，未来十年风电、光伏累计需要完成12亿千瓦的目标，也就是说还需至少7.2亿千瓦的增长。据此测算，风电、光伏接下来每年的新增装机将不低于7200万千瓦。而煤电机组则需要在未来40年逐步让出空间给可再生能源发电，才能保证到2060年可再生能源发电量占比至少达到70%以上，以实现电力的真正低碳化。伴随着高比例的可再生能源发展而来的是灵活调节资源稀缺化。传统电力系统平衡中通常只考虑负荷的变化率，灵活调节资源的配比非常容易得到满足，但是高比例可再生能源电力系统中的“净负荷”（用电负荷减去新能源发电出力，即常规电源的出力曲线）短时波动量、波动速率出现了量级的增加。在光伏装机比较大的地区，由于光伏发电出力时段固定、同时率高、不可调节，“净负荷”呈现“鸭型曲线”特性，在光伏发电出力曲线两端短时间内系统净负荷快速减少和增加的情况将十分明显，系统中具备高速变出力能力、负荷灵活跟踪能力的灵活调节资源变得十分稀缺。传统的系统运行机制以电力平衡为核心，而高比例可再生能源并网的电力系统，其运行机制要求更具弹性，且将以灵活性资源供需平衡为核心，意味着随着可再生能源的技术进步，其固定投资成本虽然会继续降低，但是由灵活性资源和电网可靠性成本决定的消纳成本将出现大幅上升。

2、大电网仍是现阶段可再生能源的消纳主要方式

风光发电出力不可控的波动性和随机性造成风光发电出力曲线与电力系统负荷曲线不符甚至相反。为了有效解决风光新能源的波动影响用户电力使用平稳的问题，在日平衡的维度上，目前解决平衡消纳的手段主要有大电网和储能两种。从储能技术目前发展情况来看，除了尚不成熟的储能技术，较为成熟就是抽水蓄能和化学电池储能。两种技术都存在投资成本过大和运行成本高的缺陷，抽水蓄能电站的综合效率一般为65%至75%，而化学储能目前的度电成本大致在0.6元至0.9元每千瓦时，且都不具备日以上的存储能力。如果考虑季节性的电力电量平衡，储能技术的经济性就更无法与大电网同日而语。考虑到储能技术突破的周期通常为20至30年，达成“30·60目标”不能寄希望于储能技术快速解决其经济劣势。因此，现阶段实现风光发电消纳的唯一选择仍是大电网方式的能量调配手段。

3、源-荷的角色划分和界限更加模糊

传统电力系统中，接入配网的需求侧一般不含有电源，也不含有正常运行状态下直接接受系统指令的负荷设施。未来的电力系统，需求侧将引入电力汽车、分布式储能、需求响应等广泛应用的设施和技术。借助于现代通信、量测和控制手段，需求侧将出现大量可参与系统运行的资源，有利于进一步促进电网碳中和发展。近年来，面向碳中和的多元需求侧资源参与系统运行的关键技术发展很快，通过分析需求侧资源运行特性和碳排放特性，以碳中和为目标，研究电动汽车、需求侧储能、分布式电源以及柔性可调负荷等与系统交互的市场机制、互动策略和系统优化方法，将为现代电力系统的绿色发展提供有效的技术支撑，也使电力使用者和生产者的界限日益模糊。必须要看到的是，这些碳中和需要的需求侧资源，依靠传统固定时段和增减幅值的峰谷分时目录电价难以发挥作用，需要直接反映即时供需形势的电力现货价格才能够引导其发展。

综上，随着碳达峰和碳中和目标的落地，我国可再生能源装机将持续增长，伴随而来的是电力系统运行愈加多变和复杂，电力系统的生态环境也将发生巨大变化。原有计划手段已难以应对，需要充分发挥电力市场发现价格信号的作用，调动更多的市场主体主动响应系统要求，例如通过需求侧响应等方式增强消纳能力，以应对可再生能源的波动性和不确定性。此外，从日前到日内再到实时，随机性、波动性的新能源也需要传统电源为其为其提供容量备用，特别是季节性的容量备用，有效容量的价值是传统核价体系难于考虑的，必须结合电力现货市场建设顶层设计统筹考虑。

碳中和进程对电价的影响因素

依靠大电网方式实现用能清洁化，保持用电足够的可靠性，必然要在电能量的经济性上做出一定妥协，这是世界范围一般性的经济规律。发达国家的用能绿色化的“模范生”和我国都将遵守这一规律。

1、以用能清洁化的“模范生”德国为例

看可再生能源增长对终端电价的影响

尽管电力现货市场建设挤出了德国电力系统最后的低效成分，通过竞争选用了性价比最高的电力系统调节能力和容量备用，但是随着十年风电光伏的发展速度明显增快，在风光发电成本大幅降低的背景下，德国终端用户（居民和小工业）电价仍然随之明显上升，在批发市场中日前市场的价格波动也更加剧烈，同时负电价及尖峰电价出现的概率随之增大（如图1、图2所示）。

图 1德国风光装机变化与居民和小工业电价的变化情况（2008-2019）

图 2 德国日前电力市场价格（2010-2021，单位：欧元/MWh）

图3所示，德国近20年批发市场的基准价分别从2000年的每兆瓦时17.2欧元上涨到2019年的42.2欧元，尖峰价格更是在2008年冲到了129欧元，近十年基本保持在30至70欧元之间。从图4可看出，从1998年至2019年电价78%的涨幅中，发电和输电、配电成本只增长了11%，各种税费上涨近293%。德国的居民电价里，各种税费（再生能源补贴、增值税、电力税、公共土地费）贡献了超过一半。其中，再生能源补贴就占了电价的21-23%，该项补贴从2006年的约0.8欧分/千瓦时增至2019年每千瓦时6.405欧分/千瓦时。

图 3 德国近20年现货市场基准价格及尖峰价格（单位：欧元/MWh）

图 4 德国近20年电价变化

同时，电网的接入成本大幅上涨。德国四大电网运营商表示，考虑到2030年可再生能源将占德国电力结构的65%，这将导致成本的大幅上涨。主要来源于电网的接入成本，包括需要延伸至可再生能源站点的新电网（连接南部工业区和北部风电场的输电线路）的建设费用。其中陆上新建线路的支出约为520亿欧元，连接海上风电场约为180亿~270亿欧元。预计未来十二年内，电网费用将使德国消费者承担700亿~790亿欧元的额外支出，该费用约占电费账单的四分之一。

此外，系统平衡成本也在上涨。2016年德国的再调度措施约耗资2.226亿欧元，到2018年再调度成本已达到3.88亿欧元，虽然2019年较2018年减少了，但是系统总补偿成本却持续增加，从2016年的3.7亿欧元增长到2019年的7.09亿欧元。此外，电网还有一些额外的成本来自传输系统的数字化和地下线路的增加。

图 5 德国近年系统平衡成本

2、可再生能源发展对我国电价的直接影响因素

尽管德国的市场化体制和程度与我国现状有较大区别，但是风光快速发展对电价影响因素基本上是一样的。电力价格按照电力生产经营环节分为上网电价、输配电价和销售电价。考虑我国现阶段大部分用户仍在执行政府定价，即目录电价，暂不考虑对销售电价的影响（压力尚无法传导），只重点分析对电网侧电价和电源侧电价的影响，特别是电源侧被强制承担的成本，这也是我国调节性机组大面积亏损的根本原因。

从电网侧来看，输配电价即电网使用费率，应包括电源接入电网费用、电网输电费用和配电网费用。相比以火电机组为主的电源结构，高比例的风电光伏将大幅度拉升电网的投资改造费用。由于新能源具有装机规模小、分散接入等特点，相较于大型火电厂而言，相同装机容量的新能源电站所需接入及改造费用相对常规火电机组来说存在“倍增效应”。除此之外，还涉及包括调度运行控制、安全保障、营销计量采集等在内的多项技术支持系统改造费用。

从电源侧来看，上网电价包括电源本身的成本，还应考虑为系统提供可靠性容量的成本。建立适应高比例可再生能源发展的新型电力系统，就需要有充足的可以提供容量备用的可靠电源类型，一方面在保证可再生能源发电出力充足的时候可以减少出力以保证其消纳，另外一方面可以在可再生能源无法发电的时候为电力系统提供必要的电力。保持这样稳定的电力系统运行，电源侧的成本必然会相应增加。主要涉及三个方面，一是灵活性调节电源投资成本。为适应新能源出力间歇性、波动性，保障电力安全可靠供应，必须要配置一定比例的灵活性调节电源作为重要支撑，这将进一步增加抽蓄、储能、具有灵活性调节能力的火电等机组的投资，以及存量火电机组的灵活性改造成本，该部分机组不能依靠生产电力回收投资，必须额外给与补贴，即可再生能源随着建造成本降低所降低的投资补贴，不会消失，而是转移到了调节性电源的投资身上。二是因新能源装机大幅增加导致火电机组的功能转向提供调节能力，火电机组自然运行时间的负荷率下降，火电机组在低负荷工况下单位煤耗上升造成燃料成本的增加。三是为满足实时发用电平衡，火电机组额外承担了更多的调峰、调频、备用等辅助服务任务，造成设备磨损而大幅增加的检修成本。

3、碳中和背景下引起电价可能上涨的估算

由于考虑2060年技术发展的不确定性，根据电力系统消纳风光发电相关技术的突破周期，可以假定2025年技术经济条件与目前相近，据此情景分析“十四五”由于可再生能源发展所增加的各项成本。

从电源侧来看：一是新增投资成本。根据各机构对我国十四五期间电力需求的预测，预计2025年我国电力需求预计达9.5万亿千瓦时，年均增速4.7%。经测算，如果按照2020年各类型装机保持不再增长的情况下，煤电机组的利用小时由4000小时提高至5800小时，就可以满足全社会用电量增长需求。因此，我们可以认为2025年新增的装机都是为满足电力系统绿色转型和系统平衡所发生的额外成本。各类型电源新增装机情况见表1。综合考虑各类型电源目前和未来有可能降低的单位造价情况，这部分电源新增的投资总计约为3.2万亿元，如果按照20年投资回收期、8%回报率来计算，那么平均每年的额外新增成本是3259亿。

二是由于新增装机后电源出力不足而增加以及提供各类辅助服务的成本。按照煤电装机75%出力煤耗上升10g和近10年环渤海动力煤平均价格590元/吨计算，那么每年新增的运行成本约为320亿元。

从电网侧来看：根据公开资料显示，电网公司“十四五”期间投资约为6万亿，按照输电网投资占50%计算是3万亿，这部分投资基本上认为是与可再生能源消纳所需增加的输电线路建设及相关费用，如果按照20年投资回收期、8%回报率来计算，那么平均每年的额外新增成本是3055亿元。另据粗略测算，同等容量可再生能源的接入成本为常规能源接入成本的2到3倍，还将进一步推高电网投资。

如果将电源侧和电网侧新增的成本全部传导至用户侧，那么必然会引起终端用户电价的上涨。经估算，到“十四五”末电价上涨约度电7分（不考虑通货膨胀因素）。

电价上涨的影响与减缓措施

电力是支撑我国国民经济和社会发展的基础性产业和公用事业。随着过去几十年国民经济的快速发展，人民生活水平的不断提高，对电力的依赖程度也越来越高，电力行业的发展对我国经济的影响程度也是与日俱增。电价的上涨将会影响到国民经济到居民生活的方方面面。电力用户主要有三类，居民、工商业者以及农业用电，对于以电力资源为生产要素的工商业，电价的上升将直接造成企业运营成本的提高，特别是对电力资源依赖较大的高耗能产业，巨大的成本压力会使得企业面临亏损的风险，并最终反映到终端商品价格中，导致成本推动型通货膨胀，若经济发展趋势承压，电价上涨很有可能引起经济滞胀，此时通胀率不断提高，而实际经济却会处于下滑态势。电力资源作为接下去几十年间使用范围最广的基础能源，其价格的波动将对实际通胀水平带来较大的影响。同时，电价的波动也会直接导致居民的消费结构发生变化。但是从过去20年的经验来看，电价的上涨往往伴随电力需求的增大，使得电力行业收益增加，利润的提高促使电力投资加速。

尽管从世界范围来看，随着可再生能源占比提高，电力批发市场价格波动性增强，终端用户电力价格不可避免的会上涨，但是我们仍然可以从三个方面采取措施来减缓电价上涨，尽量减少可再生能源快速发展对社会经济带来的电价上涨压力。

一是建立健全电力市场机制。首先是要完善可再生能源参与电力市场的顶层设计。在保证碳中和战略目标落地的前提下，需要考虑对可再生能源发展政策的延续性，以积极稳妥的方式推动可再生能源参与电力市场。以市场化的机制代替计划手段支持可再生能源的发展，挤出可再生能源发展过程中的“水分”，避免“泥沙俱下”式的低效发展。其次要建立符合可再生能源运行特点的市场交易体系。进一步缩短交易周期、增加交易频次，给可再生能源更多的调整空间，充分反映不同类型、不同可再生能源由于与供需曲线契合程度不同，产生的不同收益，建立适应可再生能源生产特性的交易体系，尽可能保护对用户友好的可再生能源收益，鼓励其发展，引导其向正确的方向努力。再次，要充分考虑电力系统可靠性的要求。现有技术条件下，“煤电机组是保证电网稳定可靠的“中流砥柱”，但是未来煤电机组将由电量提供主体向容量提供主体转变，提供稳定的容量将是未来煤电机组投资回收的主要渠道，因此应当制定出台容量补偿相关政策以保证系统容量的充裕性。最后，为适应高比例可再生能源的电力系统，应鼓励有更多“性价比高”的可调节性电源存在。比如科学评判负荷中心煤电机组的服役年限，将满足国家安全环保标准的煤电机组服役期尽可能延长。

二是运用科学手段做好规划。“十四五”规划需要在系统可靠性和经济性之间寻找最佳平衡。随着电力市场化改革的推进，规划工作应当考虑高可再生能源占比的电力系统所需要的系统可靠性，要比之前传统能源为主的电力系统要求更高，维持这一可靠性标准的成本也就更高。从国外经验来看，分布式光伏的有效负荷带载能力仅为其额定容量的8%，而集中式并网的光伏发电约为20%以下。由于地区间不同资源构成情况、不同地理位置的风光出力特性、电力负荷特性、风光在电力系统中的占比以及该区域输电系统的输电能力都是不同的，运用传统的电力电量平衡已很难满足规划要求，典型场景法易忽视负荷和供应侧的“灰犀牛”和“黑天鹅”，极端场景法又容易造成经济代价过大，因此，应当采用8760小时连续仿真模型进行计算，确保在需要时建设新的发电资源并确保短期电源充裕度计划，并且使总资源组合为性价比最高，以满足清洁、可靠和经济三个目标的最优“妥协”。

三是合理控制可再生电源投资节奏。实现2030年风电、光伏装机累计达到12亿千瓦的目标并不意味着要把7.2亿的新增装机平均分配到这十年。相反，考虑到技术进步会使风电和光伏造价进一步降低，因此新增装机规模应当“先慢后快”，把更多的增长空间留给更低成本的可再生电源。此外，还要考虑电网输电通道建设和经济性问题，以保证可再生能源的高质量发展的同时，将可再生能源建设的“人为成本”控制到合理和可承受的范围内。

碳达峰、碳中和是我国对世界的庄严承诺。当清洁与可靠的目标已定，如何选择最经济的实现路径正在考验着能源行业从业者的智慧与勇气。不仅要对困难和风险有充分认识和准备，还要以冷静和思辨的态度去进行决策，这都将有助于我国以最低的经济成本的实现“30·60目标”。相信通过不懈努力，我们一定能够在电力市场化和清洁化的两个考场上取得优异成绩。

参考资料：

彭博新能源财经

Monitoring Energie Bundesnetzagentur

http://www.nengyuanjie.net/article/29862.html