要解决新能源与电网、煤电，能耗“双控”与经济增长，市场化与计划体制之间的矛盾，兼顾稳增长与促转型、保安全与绿色发展之间的平衡，使政策面更加趋向系统性，也带来了理解的复杂度。本文根据读者关心的新能源和储能发展的系列问题，对政策进行梳理，从个人视角提出大致逻辑并对前景进行展望。

 

 

我国仍处于国民经济较快发展阶段，城镇化和产业发展动能长期延续，同时我国特有的产业结构和能源结构，导致一方面单位GDP能耗远高于发达国家，另一方面单位能耗排放强度也显著偏高，两相叠加我国当前碳排放已超美国、欧盟、日本总和。我国碳达峰后实现中和时间仅有30年，碳排放下降速度要求超过西方国家2倍以上，是一个非常艰巨的任务。

 

而从近几年经济、能源发展态势来看，我国能耗总量仍处于较快增长通道，单位GDP能耗降低速度也逐步缩小（如图1）。如果我国产业结构不发生质的调整，经济发展速度不论快慢，都会伴随着能耗的较大幅度增长：经济较快增长阶段，由于能耗强度降低趋缓，能耗增速将超预期，如2021年能耗增长5.2%，强度降低仅2.7%，低于“十四五”期间设定的平均值；而经济增长乏力阶段，国家将出台工业稳增长的政策，基建投资必然重启，其能耗增速仍将保持一定水平，如2020年。而由于非化石能源基数太小，单位能耗排放强度仍未实质性改善，化石能源增长仍带来能源使用排放的较大增加。

 

 

图1 2015-2021年GDP、能耗增长情况

 

 

基于上述原因，设定能耗总量目标可能过早给经济增长加上天花板，为缓解日益尖锐的能耗“双控”（主要是总量控制）与经济发展的矛盾，需要将能耗“双控”向碳排放“双控”转变，但受数据、监测等技术手段限制，碳排放“双控”能够担纲之前，需要采用更加灵活合理的能耗“双控”体系。

 

今年2月10日，发改委、能源局下发的《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（发改能源〔2022〕206号），要求：构建以能耗“双控”和非化石能源目标制度为引领的能源绿色低碳转型推进机制。到2030年，形成非化石能源既基本满足能源需求增量又规模化替代化石能源存量的能源生产消费格局。强化能耗强度降低约束性指标管理，有效增强能源消费总量管理弹性。

 

即不再将能耗总量目标设定为硬约束，但前提是2030年起非化石能源发展速度至少“基本满足”能源需求增量，同时规模化替代化石能源存量。意味着只要非化石能源发展足够快，在碳达峰情况下，能耗仍可不达峰，从而为国民经济发展释放了空间。

 

根据当前能源发展态势，结合多家机构预测，2030年我国能耗总量将达到60亿吨标准煤，其中化石能源约45亿吨。预计2030年我国GDP增速仍将保持4.5%左右，能耗总量需求可能仍高于1%，按照非化石能源“基本满足”增量又规模化替代化石能源存量的要求，当年非化石能源发展目标设定在1.5亿吨标准煤比较合适，作为非化石能源主力的新能源发展目标可能需高于2亿千瓦，但当前来看要实现该目标，需尽快破解电价疏导机制不健全、电力系统配套投入不足等多方面瓶颈。

 

 

（一）从“以新能源为主体”到 “能源开发利用新机制”，新能源“去虚名而获实利”

 

2021年3月，中央财经委员会第九次会议提出“构建以新能源为主体的新型电力系统”至今刚逾一年，但“以新能源为主体”实有“盛名之下、其实难副”之感。截至2021年底，我国新能源累计装机达到6.4亿千瓦，占全国总装机比重约27%，但发电量占比刚迈过10%的关口，而其有效容量低更受到诟病。根据相关数据，区域电网新能源可置信的最小保证出力可能小于5%，省级范围内瞬时最小出力可低至0.1%，没有其他电源或储能同步发展，大比例新能源的电力系统供电保障难度更大。这一年中，根据“主体电源”定位新能源，可能要求其提前承担所要承担的义务，也容易过早遭遇舆论的不宽容，可谓得不偿失。

 

2021年年底开始，虚化“以新能源为主体”早有迹象。今年1月28日，发改委、能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号），已不见“以新能源为主体”的字样，而是“推动形成适合中国国情、有更强新能源消纳能力的新型电力系统。”发改能源〔2022〕206号也提出：建立绿色低碳为导向的能源开发利用新机制、适应新能源电力发展需要制定新型电力系统发展战略和总体规划，新型电力系统是适应可再生能源局域深度利用和广域输送的电网体系。

 

整体来看，虽然不再有“以新能源为主体”的宏大表述，但将服务新能源发展作为新型电力系统建设的主要目标，在继续建设煤电等调节性电源、加大能源输送基础设施建设、优化能源市场体系、加强能源管理的协同机制、降低非技术成本等方面提供了体制机制保障，增添了对新能源的支持筹码，提高了新能源发展所必须的电网调节、安全裕度、电网传输等方面的供给，明确了主要针对新能源绿电的需求来源，降低了新能源非技术成本和安全调节成本，可以实现新能源更低成本、更大规模的发展，可谓“去虚名而获实利”。

 

今年2月18日，发改委、工信部、财政部等12部委联合发布《促进工业经济平稳增长的若干政策的通知》，将光伏产业创新、沙漠戈壁荒漠地区大型风电光伏基地、中东部地区分布式光伏和海上风电发展等新能源相关的装备产业链投资作为保增长投资部分的第一条。表明新能源产业发展，既是实现“双碳”目标的关键路径，也是稳增长的核心要求，从国家经济发展算大账的角度，促进新能源发展的力度只会加强不会削弱。

 

（二）适应新能源的市场机制，核心在于用绿色需求保障新能源电力需求

 

政策要求新能源参与交易的进度大大超出人们的预期。发改体改〔2022〕118号要求：有序推动新能源参与电力市场交易，到2030年新能源全面参与市场交易。建立与新能源特性相适应的中长期电力交易机制；鼓励新能源报量报价参与现货市场，对报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核。

 

以市场化交易替代行政配额制，是新能源实现长远、高质量发展的必由之路。但对新能源而言是一个全新且生死攸关的命题，新能源资产的经营风险显著增加。运营商的经营模式将发生巨大改变，打破了保量保价为主的经营模式。在投资决策过程中，以前相对确定的投资决策和资产评估方式将不适用，新能源企业需要调整项目投资、收购决策模型，根据企业情况设定风险偏好，按照风险收益预期设定合理的收益置信区间，寻找与自身风险防控能力相适应的项目。在运营阶段，新能源在与煤电等可调节电源的竞争中明显处于劣势，一是新能源强相关性强，容易在大发阶段造成“价格踩踏”，新能源的市场策略选择有限，要么作为价格接受者承担低电价，要么参与竞价承担电量损失（对报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核）。二是调节能力差可能承担更多应对偏差的成本。新能源运营商不得不综合考虑市场价格、辅助服务成本、偏差成本，不断提升负荷预测能力和调节能力，时刻接受价格、电量不确定性的挑战。

 

但新能源的劣势并不是没有办法扭转，核心在于将绿色消费需求转变为新能源电力刚性需求，以确保新能源电力的基础价格。根据国家发改委等七部委联合印发的《促进绿色消费实施方案》，要求建立绿色电力交易与可再生能源消纳责任权重挂钩机制，市场化用户通过购买绿色电力或绿证完成可再生能源消纳责任权重。发改能源〔2022〕206号也要求：鼓励各地区通过区域协作或开展可再生能源电力消纳量交易等方式，满足国家规定的可再生能源消费最低比重等指标要求。意味着可再生能源消纳责任权重不会退出，而是成为企业绿色消费的刚性约束，需要企业自主通过采购绿电（绿证）的方式。

 

其中，购买绿证（证电分离）和购买绿电（证电合一）有明显区别：购买绿证尽管操作上便捷，但由于购买的是已发新能源电量对应的绿证，对于促进新能源电力（实时或未来的发电）需求作用不明显；而证电合一保证了获得绿证需要同步消费新能源电力，将改变企业用电习惯，在新能源大发阶段进行生产，从而有利于实现新能源大发时段电力平衡，整体确保新能源电力的基础需求和价格水平，从而实现一举多得。

 

打开新能源发展的天花板，仍需要大规模新型储能的加盟。2021年我国缺电危机，再一次说明保障电力供应是电力系统发展的底线，支撑电力系统有效容量发展且不带来碳排增加，除抽水蓄能外只能依靠新型储能，所以新型储能的核心作用和优势在于解决新型电力系统供电充裕度隐忧和提供电力系统安全保障能力，在常规电源越来越缺失的情况下守住电力系统的保供和安全防线。

 

新能源比例的进一步提高，给新型电力系统带来系列安全问题，新型储能既然主要作为安全保障电源，更加需要向大规模、中长周期、易调度的大型储能电站方向发展，为实现日内充分调节，参照抽水蓄能，一般需配置4小时以上的时长。大型储能电站的发展同时有利于单位建设成本的降低，易于出台针对性技术和设计标准，也易于发挥和监测储能设施在安全保障、调峰、调频等多方面的能力。

 

在电力市场环境下，新型储能的盈利最终可归纳为现货市场、辅助服务市场和容量市场（机制）几种。现货市场中，日电价差额和低价、高价时段持续时长均不确定，新型储能将面临较大的投资风险；辅助服务市场是在电力系统某类安全问题突出时设定的特殊品种，新型储能虽然在调峰、调频和爬坡等品种中具有优势，但辅助服务市场受电力系统运行方式变化每日供需均不同，不足以对一次投入大的主体产生长期激励，同时辅助服务市场份额有限且面临多主体竞争，不足以支撑新型储能大规模发展；我国电力发展具有很强的公益性质，对于电价波动幅度和停电概率容忍度均较低，容量机制可能是支持新型储能、抽水蓄能等电网安全保障电源发展的唯一机制，在容量机制下，将新型储能具有的有效容量（功率上调）、新能源消纳（功率下调）、调频、爬坡、紧急备用等功能，统一通过容量电价机制进行支付，将更加简洁可操作。

 

根据彭博预测，至 2025 年电池储能系统成本将会下降超过40%（快于发改委、能源局发布的《“十四五”新型储能发展实施方案》中30%的目标），4小时配置的储能电站如按照容量机制，容量成本约800元/kW/年（含资金成本），接近抽水蓄能约700-900元/ kW/年的水平，所以以电化学储能为主的新型储能参照抽水蓄能发展模式，用于保证电网发电裕度和整体安全水平具有可行性。至2035年，4小时新型储能电站容量成本约500元/kW/年，低于抽水蓄能成本。

 

根据当前政策条件和电力系统投入，考虑电网消纳能力，2030年新能源及其他电源结构如图1（其他电源已含抽水蓄能），如果新型储能政策没有实质进展，难以满足2030年非化石能源的发展要求。考虑需求响应达到最大负荷5%，2030年供电充裕度仍存在约100GW的缺口，若不考虑需求响应或是严格控制煤电装机不增长的情况下，供电充裕度缺口将在200GW，需要建设100GW以后的新型储能电站。而2060年在大幅退煤的假设下，供电充裕度缺口将达到800GW，对于发展新型储能具有更强烈要求。

 

 

图2 既有情景我国电源结构及最大负荷预测

 

综上预测：2030年全国新型储能总功率将达到1.2亿千瓦，新型储能总投资规模接近万亿。根据推算，随着负荷的增长，每新增1千瓦（4小时）的新型储能，可以带动4-5千瓦的新能源的接入，如果针对新型储能的两部制（电量+容量）电价尽快出台，发展规模将增加6000万千瓦以上，可削减等量煤电增长，促进新能源总量至少多装2亿千瓦。

 

进一步根据2060年供电充裕度缺额推算，2060年电力系统需要4-8亿千瓦（低值为煤电缓慢退出场景，高值为煤电较快退出场景），时长4小时以上的新型储能，低值情况下年总计容量成本为2000亿元，带动全社会电价平均成本上升1.3分钱/千瓦时。