文｜华夏能源网

中国风光新能源发展之快，领衔全球。在提前6年多实现了装机12亿千瓦的宏伟目标后，接下来要以怎样的节奏去持续发展新能源，新型电力系统到底要怎样去建设，成为各方高度关注的焦点。

系统的问题，不是对单个点“拔拔高”就能解决的，例如：新能源接网和消纳困难、新能源消纳的系统成本上升，为新能源配备的储能设施利用率较低，“源网荷储一体化”系统协调不畅，煤电依赖等等，都需要系统的解决方案。

针对新型电力系统中的机制体制痛点、堵点问题，在一年一度的SNEC储能展开幕论坛上，国家电投集团原董事长钱智民谈了自己的深入思考和意见建议。

钱智民根据现有数据预测，到2030年，中国风电、光伏装机将达到27亿千瓦，储能装机将达到3亿千瓦。调峰靠煤电是不可为继的，靠储能才能满足。而发展储能一个重要的痛点、堵点问题，可能还在于更加市场化的电价改革。

钱智民是新能源、煤电电力领域的“沙场老将”，曾长期担任绿电先锋——国家电投集团董事长一职，目前任职第十四届全国政协常委、人口资源环境委员会副主任。

钱智民在第九届（2024）国际储能和电池技术及装备大会上（SNEC）

其针对煤电依赖、电价改革、碳市场改革的看法，不仅思考深入，且句句都触碰到了新型电力系统建设的痛点、堵点，其思考建议不仅有远见，亦颇具针对性、可操作性。

煤电依赖“不可为继”

钱智民在演讲中谈及了新能源发展中的煤电依赖问题。

钱智民表示，目前，中国正在进行“沙戈荒”大基地和大型海上风电基地建设，每个项目都是上千万千瓦。而为了使电网能够平稳输送如此大规模的项目，调峰“靠煤电是不可为继的，靠储能才能满足。”

由于新能源具有随机性、间歇性、波动性的特性，风光电难以实现一天24小时“全天候”独立供电，这就需要为其配备调节性电源。现行的调节性电源主要靠火电、储能。

尽管国内的“源网荷储一体化”模式近来十分火热，但是目前能够为新能源充当调节角色的主要还是煤电，煤电几乎扛起了电力调峰的全副重担。

《“十四五”现代能源体系规划》明确提出，到2025年，灵活调节电源占比达到24%左右。截至2023年底，中国发电装机容量29.2亿千瓦，其中灵活性电源装机容量约为4.96亿千瓦，这一部分主要就是煤电。

有电力央企人士将煤电调峰、发展新能源的“风光火”打捆模式总结为，原来是1.2千瓦的煤电能为1千瓦的用户供电，但“风光火”打捆模式的新型电力系统下，需要“1.2千瓦的新能源+1千瓦的煤电”，来对应1千瓦的用户。

过去几年的“双碳”实践中，上述“风光火”打捆模式进一步得到了巩固。这是因为，“双碳”目标提出后，一些地方曾出现了“运动式”减碳的做法，错误认为能源转型可以“七手八脚把煤电干掉”，结果造成了电荒。而作为纠偏措施，煤电的电力保供“压舱石”功能重又得到各方确认。

既然煤电仍是“压舱石”，那为什么钱智民说“靠煤电是不可为继”呢？

这是因为，从长远来看，中国的“双碳”进程要想持续降碳，就要逐步摆脱对煤电的过度依赖。2023年，中国二氧化碳排放123亿吨，其中，电力系统排碳为51亿吨左右。无论是短期内电力系统的减碳，还是远期实现碳中和，电力系统都需要逐步摆脱对煤电的依赖。

当然，在电力系统摸爬滚打几十年、对煤电市场极为熟悉的钱智民，从来也没有主张过要“七手八脚把煤电干掉”。但钱智民还是在煤电电力保供的基础上，提出了未来煤电向何处去的问题。

钱智民强调，“运动式”减碳、“运动式”去煤电固然是不切实际，且非常有害；可各地在建设新型电力系统的过程中，也不能从一个极端走向另一个极端——只强调煤电的兜底保供功能，不去促进绿电代煤。最终实现双碳目标的路径，还是要逐步减少对煤电的过度依赖。

日前，国家发改委已经公布了《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》。该行动方案旨在推动煤炭与生物质掺烧、与绿氨掺烧，以及碳捕集、利用和储存（CCUS）三种工程方案的应用，以降低煤电行业的排放量。

在煤电低碳化改造的同时，要逐步实现绿电代煤、逐步摆脱对煤电的过度依赖，最主要的还是要大力发展新能源，并千方百计促进新能源的消纳。只有新能源发电量越来越多了、供电越来越稳定可靠了，煤电发电量占比越来越少了，碳中和最终才能得以实现。

电价改革“痛点”要医

那么，摆脱对煤电的过度依赖，可行的方式又有哪些呢？

钱智民提到要发挥储能的作用，“现在大基地和海上风电基地正在迅猛发展，如果不配储能，恐怕是没办法满足用户需求的。”

中国新型储能装机，已经从十年前的8万千瓦，快速增长至2023年的3139万千瓦，而截至2024年6月底，中国储能装机已经迅速增长至4800万千瓦，全球占比近五成。钱智民预计，2030年中国储能装机将超过3亿千瓦。

但是，中国的储能也存在“大而不强”的问题。这突出表现在，储能的利用率尤其是源侧强制配储的利用率比较低，储能的效益远未得到激发，户用储能在中国还没有大规模应用，中国80%以上的户用储能产品还是销往欧洲。

在钱智民看来，中国户用储能起不来，储能的效益没有充分发挥出来，这当中一个重要的痛点、堵点，可能就是电价。

钱智民分析称，中国历史上电力现货交易最高的价格是2.3元，可是很多省份到了1元就要干预。而美国最高的电价到了63元，德国最高的电价达到过22元。如果中国能够拉大峰谷电价差，就能够有力推动储能的发展，有力推动绿色低碳产业的发展。

从实践上看，电价价差对储能发展确实至关重要。

以浙江省为例，工商业储能两充两放效益很好，这有赖于当地1.1元的充放电价差。而实际上，目前除了中东部一些省份的工商业储能够通过赚取充放电价差存活下来，其他类型的储能利用率都不佳。未来，“源网荷储一体化”模式要想真正跑通，电价改革是必要的。

钱智民说，电价改革拉大峰谷价差，能够推动整个低碳产业的发展。其实，不仅仅储能对价格敏感，就是度电成本已经下降至两三毛钱、已经跑通商业模式的风电、光伏，其持续发展也需要合理电价的有效支撑。

以风光大基地为例，目前西北五省新能源结算电价已经在向0.2元下滑，大基地项目覆盖成本的电价需要达到0.26-0.3元。这样的低电价走势，显然是不利于低碳产业发展的。

但是，电价改革并不容易，这需要克服来自各方面的阻力。一大阻力来自地方政府，地方政府为了保地方经济发展、保招商引资，一直在努力压低电价；另一大阻力（也是更加难以克服的阻力），是蔓延于政府和民众头脑中的“惯性思维”，比如认为民众接受不了价格改革，保民生、维护低收入群体的利益，就需要厉行价格保护。

实际上，这样的思维带来的后果是，拖了市场化改革的后腿。

不久前，央行原行长周小川谈及电价改革时分析指出，从国际经验教训来看，包括电价在内的价格保护这类做法大多并不成功（见华夏能源网此前报道《进一步全面深化能源改革，价格改革是“牛鼻子”》）。

周小川指出，在中国改革史上，有一些比电价更重要更敏感的民生价格，如粮价、菜价、猪肉价，在放开后并未造成民生困境，反而带来供需两旺。周小川据此认为，启动电价改革、理顺电价，可以避免扭曲，调动各市场主体的积极性，进而大大提高整体资源配置的效率。

碳市场巨大潜力待挖掘

作为五大发电集团前掌门人，钱智民没有“避嫌”回避敏感问题，他在演讲中特别谈到了碳价和碳市场。

钱智民将中欧碳市场进行了比较：中国碳市场前期是先行纳入了2257家的发电企业，覆盖了51亿吨二氧化碳排放量，已经是全球规模最大的碳市场。而欧洲碳市场仅覆盖了16.8亿吨排放量，规模不及中国。

但中、欧市场在交易量、交易价格上均存在显著差距。钱智民介绍，要论碳市场交易量，中国仅有2亿吨，欧洲是78亿吨；要论交易价格，中国是68元，而欧洲最高达到600元。

此外，欧洲碳交易在拍卖市场、二级市场活跃度更高。现阶段的换手率，中国是4.16，欧洲则达到了了515；交易规模上，中国是144亿元，而欧洲是6万亿元。

通过比较分析，钱智民得出的结论是，碳市场建设的好，能为中国双碳发展带来现实好处。

首先，如果中国碳市场的交易价格、换手率、交易主体能够发展到欧盟的程度，年交易额大概会是18万亿人民币左右。也就是说，如果能够发展到欧洲市场的活跃度，中国未来碳市场将是全球石油交易量的两倍，届时，中国将有望与欧盟等一起参与制定全球碳规则。

第二，碳市场的高度发达，还将为中国的能源转型插上翅膀。

就拿储能产业来说，如果碳价的成本能够真正让发电企业感到“肉疼”，那发电企业就可能主动去考虑如何配置储能，这远比“强制配储”的效果要好。碳市场一旦实现了扩容，其他污染行业也会考虑是否要装光伏以及配置储能。

测算表明，按中国电力系统现阶段的煤电依赖程度，如果火电厂需为每吨二氧化碳排放支付高达50美元的费用，那它们无疑会很有动力将资金投向新能源领域，从而极大加速能源转型。

第三，更加有价值的是“排碳有价”。在价格机制的驱动下，所有排污行业都要主动去考虑要怎么减碳。

企业排碳付费，还将为中国的能源转型提供融资。根据各方测算，中国碳中和将需要二三百万亿元的海量投资。这么大一笔钱从哪儿来，现在还没有一个总体的规划。而如果中国碳市场年交易额能够达到18万亿元，资金持续滚动投入到新能源开发、新能源消纳中去，那将有效推动中国的能源转型。

对上述话题，北大博雅特聘教授、环境与能源经济研究中心主任徐晋涛等人的研究也表明，比强制碳市场作用和空间更大，是全面征收“碳税”。

目前国内的碳交易市场已经扩展至钢铁、水泥等其他高排放行业，但总体目标仍局限于4000余家企业。值得注意的是，中国实际拥有5000万余家企业，其中可能有一半企业存在不同程度的排放。

鉴于如此庞大的企业基数，将所有企业纳入碳交易体系显然不现实。因此，即便是设计碳交易市场的专家也普遍认同，对于小型企业而言，实施碳税可能更为适宜。

一旦将阻碍中国碳市场发挥作用的痛点、堵点全部打通，企业需要付费排碳，煤电依赖、新能源发展后劲不足的问题就能得到解决。同时，这一过程还将为中国的能源转型进行持续融资，中国碳中和的底气也就更足了。