实现碳中和，要谨防“灰犀牛”和“黑天鹅”！

原标题：实现碳中和，要谨防“灰犀牛”和“黑天鹅”！

2021年是“十四五”开局之年，中国的新能源产业迎来了前所未有的发展空间。习近平主席在2020年9月和12月两次表态，定下了中国二氧化碳排放2030年前达到峰值、2060年前实现碳中和，以及2030年非化石能源占一次能源消费比重达到25%、风电、太阳能发电装机达到12亿千瓦以上的新目标。

气候变化已是国际政治的核心议题，这是《巴黎协定》签订五年之后，中国首次承诺提高自主贡献力度。对中国而言，改变以煤炭为主的高碳能源、电力结构，转向清洁能源为主的低碳能源结构，是大势所趋和必由之路。业界相信，在新的气候变化承诺下，在规模上已经领跑全球的中国新能源产业，还将迎来更快速的增长。

风电、光伏产业对未来十年年均新增装机规模预测分别为5000万-6000万千瓦和7000万-9000万千瓦。这一预测下，届时新能源装机规模将大大超过12亿千瓦的国家承诺下限，达到17亿千瓦以上。增速也将显着超过“十三五”时期。过去5年，风电年均新增约3000万千瓦（其中2020年新增超过7000万千瓦），光伏年均新增约5000万千瓦。即便是第三方机构，给出的风光合计年均装机预测也普遍达到1亿千瓦以上。

资本市场已经提前开始狂欢，由于有着更积极的规模增长预期，光伏概念标的在过去半年市值大涨。1月29日收盘，光伏上游龙头企业隆基股份市值4057亿元，超过煤炭巨头中国神华的3277亿元，逼近中国石化的4565亿元。但若对比2020年前三季度营收，隆基只有神华的五分之一，中国石化的五十分之一

气氛一片乐观，但前路并不平坦。

新的挑战主要并不在于新能源的发展规模，相反，2030年装机规模显着超过国家承诺的12亿千瓦下限已是共识。挑战在于，现有的能源电力体制需要做出重大改变，方能承接新能源的大发展，确保“碳达峰、碳中和”的大目标。

中国同时迎来了能源结构转型、电力体制改革、电力供需变化，中国也是全球主要经济体中唯一一个电力需求仍有显着增长的大国。毫无疑问，未来风光等新能源将从配角上升为主角，这给传统电力系统带来了从技术、成本、市场、安全等多方面的挑战，如果后者无法应对这些挑战，前者的发展也将后继无力。

2020年冬季，个别省份重新出现限电，限电最为严重的湖南，可再生能源比例也位居国内前列，这是能源绿色转型面临的典型困难。如何应对高比例新能源带来的新问题，兼顾能源转型和能源安全，矛盾已经无法回避。

事实上，“十四五”并非新能源的收割期，而是播种期，电力市场、碳市场、绿证等多种市场化的制度设计需要协同并进，为新能源大发展打下体制基础。

国家应对气候变化战略研究和国际合作中心首任主任、学术委员会主任李俊峰告诫，风电、光伏行业不要着急实现超快速的发展，“十四五”的核心任务是解决机制问题。构建清洁、低碳、高效的能源体系，各界必须对这个目标达成共识，才能制订相关的技术、标准、价格、市场等方面的政策。同时，新能源也要摆脱多年单兵突进带来的惯性，建立系统性思维模式，自觉融入能源系统，为“十四五”之后的大发展做好准备。

“中国能否成功实现能源转型，关键就在‘十四五’。”中国社会科学院工业经济研究所能源经济室主任朱彤对记者说，当务之急是要让体制改革的步伐跟上技术进步的速度。

中国人民大学应用经济学院院长郑新业有一个广为流传“能源不可能三角”模型，即很难同时确保“既有能源用、又没有污染、价格还便宜”。体制机制改革的背后，是决策者对能源三角优先级的考量，碳达峰、碳中和已是国家承诺，能源安全也没有退步余地，能源价格势必面临更多的变量。

风光电消纳隐忧

弃风弃光一度是困扰中国新能源发展的关键问题，2016年前后，弃风率一度超过30%，2017年之后虽然迅速缓解，但在未来更高比例的新能源装机下，消纳隐忧依然挥之不去。

国家能源局下属研究机构中电能源情报研究中心发布的《能源发展回顾与展望（2020）》报告称，未来五年，中国风电、光伏发电等新能源装机占比将由五分之一提升至三分之一，发电量占比迈过10%。届时，电力系统调节能力将严重不足，负荷尖峰化加剧，消纳能力将成为新能源开发的前置条件。

2020年12月的中国光伏协会年会上，国家能源局新能源司副司长任育之对光伏企业界人士表示，随着光伏发电未来大规模高比例地接入电网，消纳将变得越来越困难。“我相信在座的各位今天已有这些感受，明天你们会感受更深。”

业界已开始对此忧虑。全球最大的光伏组件企业晶科能源(JKS.US)副总裁钱晶对记者表示，十四五前期，产业链的供应能力是行业发展的关键，而电网消纳力则是对光伏行业后续发展影响最大的因素。

新能源一有消纳矛盾，电网公司常常是众矢之的，这与中国的电力体制有关。在过往的电力体制下，电网公司是电力统购统销的主体，因而也承担了新能源的消纳责任。消纳问题本质上是匹配供需，最终消纳新能源的仍是电力用户，中国电力需求的增长也是消纳问题转好的重要原因。

面向“十四五”及更远的未来，除了消纳通道、电力需求这些影响消纳因素之外，由于新能源发电“靠天吃饭”，自身是不稳定的波动性电源，需要其他电源配合新能源的波动来维持电力系统的稳定。而电力系统中灵活性电源的比例偏低、以及缺乏相应的市场机制，是当前应对消纳亟需解决的结构性问题。

回顾《电力发展“十三五”规划》，风电、光伏实际装机数据远超过当初规划的2.1亿和1.1亿千瓦目标，分别达到2.8亿和2.5亿千瓦。而灵活性电源方面，规划“三北”地区灵活性改造约1.33亿千瓦，纯凝机组改造约8200万千瓦，抽蓄电站装机达到4000万千瓦，气电装机达到1.1亿千瓦。最终抽蓄电站装机约为3000万千瓦，气电装机不足1亿千瓦，而火电灵活性改造方面，截至2019年5月，三北地区完成5078万千瓦，仅占规划目标的24%。

新能源发展远超预期，而灵活性电源发展却明显低于规划。“十三五”期间尚且通过外送通道建设、电力需求增长和推动新能源参与市场化交易来帮助消纳，但这一结构性问题正日益突出。

中电联2019年12月发布的《煤电机组灵活性运行政策研究》显示，欧美国家的灵活电源比重普遍较高，西班牙、德国、美国占比分别为34%、18%、49%，而中国占比不到6%。在中国新能源资源富集的三北地区，风电、太阳能发电装机分别占全国的72%、61%，但灵活调节电源还不足3%。

灵活电源此前主要包括抽水蓄能和燃气发电两类，煤电则在近几年逐渐成为了辅助新能源调峰的主要灵活电源。中电联上述报告称，煤电灵活性改造技术成熟，经济合理，是提高系统调节能力的现实选择。煤电灵活性改造，单位千瓦调峰容量成本约在500元