陈宗法：理性看待新能源定位和跃升发展

　“十四五”是落实“双碳”目标的关键期、窗口期。为实现“双碳”目标，我国将构建清洁低碳、安全高效的能源体系以及新型电力系统。“双碳”目标对新能源发展会产生什么影响?在能源保供与新型电力系统中新能源将如何定位?如何理性看待新能源的跃升发展?

　　如果说应对气候变化、能源清洁转型、实现“双碳”目标，能源是主战场(80%)，电力是主力军(40%)，那么新能源就是“劲旅”。同时，新能源也是保障能源安全的“有生力量”、构建新型电力系统的“主体能源”、引领我国经济发展的一个“重要引擎”。

　　在目前能源保供、经济稳增长、实现“双碳”目标及创建世界一流企业等多重目标下，我国新能源之所以出现跃升发展以及新能源战略定位的确立，这是由新能源发展不同于高碳的化石能源，具有时代性、低碳性、经济性、成长性、引领性、主体性，其机遇大于挑战所决定的。

　　一、新能源替代传统能源是能源发展的基本规律。同时，能源绿色低碳转型是全球的普遍共识和一致行动。

　　目前，人类社会对能源的利用已经走过薪柴能源时代，正在走过以煤炭为主到油气为主的化石能源时代，昂首进入以风能、太阳能、水能、核能、地热能、潮汐能等为主的清洁能源时代。本轮能源低碳转型，主要依靠可再生能源替代化石能源，不同于历史上的两次能源转型，即1776—1830年蒸汽机推动煤炭替代薪柴、1880—1930年电力与内燃机推动油气发展。

　　IPCC公布的世界风光发电平均碳排放强度分别只有12克/千瓦时、48克/千瓦时，与高碳的化石能源相比，微乎其微。目前，新能源发展正赶上全球应对气候变化、能源清洁转型、实现“双碳”目标的时代机遇。2021年达成的《格拉斯哥气候协议》，所有国家都同意“逐步减少”使用无碳捕获和储存的煤炭。目前，已有140多个国家和地区明确了碳中和时间表。

　　在俄乌冲突下，2022年即使欧洲发生经济衰退、能源危机，低碳转型仍是大势所趋，不会被短期波动所动摇。欧盟尽管表示成员国可在煤炭上停留更长时间，或对油气采取统一谈判、联合采购、单一市场、配额供应的办法，减少对俄气的依赖，但在9月依然通过了可再生能源发展法案，2030年将可再生能源提升至占终端能源消费比重的45%，“Fit for 55”的目标不变。德国内阁通过“复活节计划”，计划到2030年80%的电力由可再生能源提供(目前约为42%)，到2035年几乎所有的电力均由可再生能源提供。

　　二、我国新能源不仅拥有高光的“主体能源”定位，而且还制定了宏大的“战略目标”，实际发展更是超出预期。

　　我国新能源经过十数年的发展，特别是“十三五”黄金期的跃升发展，对全国电力系统的影响从“微不足道”到目前的“举足轻重”。到2021年底，新能源装机容量为6.4亿千瓦，占全国装机比重的27%;年发电量首次突破1万亿千瓦时(1.14万亿)，基本上相当于全国的居民用电量，占全社会用电量的比重13.7%。党的十八大以来，我国可再生能源年均保持了13%的快速增长，新能源增长速度更快，年均增长实现了28%。我国可再生能源发电装机占全球的1/3，风电装机占到全球的40%，光伏装机占到全球的36%。目前，我国风光发电新增装机容量每年大概占全球的一半。2008年美国最先提出的“新能源革命”首先在中国结出了硕果。

　　未来新能源将在能源保供与新型电力系统中“担当大任”。国家制定的《“十四五”现代能源体系规划》，要求增强能源供应链安全性和稳定性，把供应能力建设摆在首位，其中很重要的一方面就是要做好增量，要把风、光、水、核等清洁能源供应体系建设好，加快实施可再生能源替代行动，持续扩大清洁能源供给。2021年中共中央、国务院印发的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》以及国务院印发的《关于2030年前碳达峰行动方案的通知》，明确我国2030年前将“构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统，推动清洁电力资源大范围优化配置”，2060年前将“构建以新能源为主体的新型电力系统，提高电网对高比例可再生能源的消纳和调控能力”。同时，也确定了各阶段的主要战略目标：到2025年，非化石能源消费比重达到20%左右;到2030年，非化石能源消费比重达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上;到2060年，非化石能源消费比重达到80%以上，碳中和目标顺利实现。

　　按2030年风光发电12亿千瓦以上的装机目标计算，风光电每年新增装机将不低于7400万千瓦。我国风能协会和光伏行业协会建议的“十四五”目标，则是每年新增1.2—1.4亿千瓦装机，2025年新能源将达到11.3—12.3亿千瓦装机。据了解，17家主要能源电力央企制定的“十四五”新增新能源发展目标为6.7亿千瓦，即使不包括其他发展主体，2025年新能源也将达到12亿千瓦。因此，新能源估计每年新增装机1亿千瓦以上将成常态，到2030年风光电12亿千瓦以上的目标极有可能提前实现。而且，根据有关专家预测，到2035年风光电装机将超过总装机容量的50%，2045—2050年风光发电量将超过总发电量的50%，新能源作为“主体能源”的定位将显现。

　　三、新能源具有丰富的资源优势，构建了领先世界的全产业链。

　　据风能协会统计，我国风能资源储量巨大，陆上140米高度技术可开发量超过51亿千瓦、海上水深50米海域100米高度技术可开发量约4亿千瓦。大阳能资源更是取之不尽，全国2/3以上地区年日照时数达2000小时，青藏高原为全国之最。可见，我国可再生能源开发不同于水电，其潜力还很大。

　　特别欣慰的是，我国风电拥有完备的全产业链与集成制造体系，已形成一条覆盖开发建设、设备制造、技术研发、检测认证、配套服务的成熟产业链，并成为全球最大的风电装备制造基地。全球前十大风机制造企业，我国占6家。同样，光伏产业链国际竞争优势更加凸显，光伏各环节的全球市场占有率超过7成，硅片环节高达96%，组件环节达到76%，光伏组件产量连续15年位居全球首位;多晶硅产量连续11年位居全球首位。全球前十大光伏制造企业，我国占7家。

　　四、新能源技术装备水平不断提高，成长性、经济性增强，风光电均具备了与火电同台竞争的优势。

　　风力发电是“可再生能源发电技术中最成熟、最具大规模开发和最有商业化发展前景的发电方式”，已形成低风速、低温、高原、海上多条成熟技术路线，机组大型化趋势明显。风电的主流机型已从2000年750千瓦提升到3兆瓦，海上风电单机容量达到了15兆瓦。目前，有近50款新机型。单机已达全球最大的16兆瓦，最新风轮直径达256米，最高轮毂高度超过170米，并利用IT技术、数字建模着力提高风机运行水平。

　　同样，光伏发电实现了从多晶到单晶，电池效率持续提升，量产的单晶电池转化效率达到了23.1%，多次刷新了世界记录。目前光伏单位千瓦造价4000元左右，只占2010年的20%，上网电价从2008年度电4元降到现在的0.3元，降幅超过90%。

　　与传统煤电、燃机发电相比，除了灵活性，风光电的低碳性、经济性、成长性、引领性优势日益突出，不仅实现了平价上网，而且在电力市场的竞争力越来越强。

　　五、新能源具有多元化的投资主体，较好的投资回报水平。

　　新能源领域，投融资环境宽松，国家政策持续鼓励，市场门槛较低，项目投资不大，相对于煤电、气电等化石能源社会资本参与最广、最多。特别是“双碳”目标提出以来，除了“五大六小”国有能源电力企业外，民营中小企业开发商以及非能源电力开发主体越来越多，显示出主体多元、资本集中、技术创新、市场竞争、跃升发展的良好氛围。

　　近几年的业绩表明，新能源单位千瓦年度创利额仅次于核电，与水电不相上下，明显好于气电、煤电等化石能源。进入“十三五”，新能源利润贡献度显著增加。2016—2020年，五大发电集团新能源利润占同期电力利润的比重由14.4%提高到45.2%，平均达到了43.7%。2021年，新能源成了发电行业最大的利润来源，五大发电集团煤电板块发电供热亏损1360亿元，清洁电源实现利润1232亿元，其中风光电实现利润641亿元，居水电、核电、气电等之首。

　　国家电投的业绩之所以在五大发电集团中实现了“弯道超车”，抵御了煤价上涨的冲击，正是得益于近些年风光发电的迅猛发展。目前，国家电投新能源、可再生能源装机位居世界第一，清洁能源装机占比突破60%，体现了“清洁转型引领者”的竞争优势，也成了发电行业能源清洁转型的“风向标”。

　　六、煤电亏损严重、远景欠佳，倒逼新能源跃升发展。

　　进入“十四五”，由于煤价上涨，电价传导有限，煤电比价关系不顺，全国煤电经营形势严峻。2021年全国煤电企业亏损面最高时接近100%，年末仍达80%以上，亏损额超过3000亿元。2022年上半年有所好转，但亏损持续。由于落实电煤中长期合同“三个100%”及电价疏导20%政策，煤电亏损在2022年上半年较2021年下半年有所好转，但仍比2021年同期增亏减利，煤电亏损面仍超60%，导致负债率高企、现金流短缺、投融资功能减弱、企业信用评级下降。

　　此外，煤电属于高碳能源，绿色信贷融资难;燃料与改造成本快速上升，相对竞争力削弱;煤电亏损，远景不乐观，近期将使一些煤电企业发电意愿、投资意愿“双降”。2021年新增煤电装机2699万千瓦，只增长2.49%;2022年1-8月新增火电1983万千瓦，同比下降911万千瓦。大环境将倒逼以煤电为主的发电集团加速能源清洁转型步伐，新增投资重点转向新能源、水电、核电以及生物质发电，实现可持续发展与“双碳”目标。

　　可见，新能源发展经济性显现、成长性超强、天生绿色低碳、引领能源清洁转型，在未来新型电力系统中具有“主体能源”的战略定位，而且在我国属于战略新兴产业，将拥有时代机遇与更大的发展空间，已成为我国资本市场的“投资热点”、能源清洁转型“主要载体”与稳住经济大盘的“重要引擎”之一。显然，低估能源清洁转型的速度，否定新能源的时代机遇与发展成果，否定新能源对我国清洁转型、能源保供以及支撑经济发展的积极作用，否定新能源的低碳价值、业绩贡献以及保障发电行业可持续发展的作用，是不可取的。当然，高估新能源发展价值，否定煤电近中期在能源保供中的“顶梁柱”“压舱石”作用以及能源清洁转型的“主要调节备用电源”“关键支撑力量”，也是不可取的。

　　因此，我们在看到新能源发展速度、低碳价值与良好前景的同时，也要实事求是分析新能源自身存在的局限以及竞争态势所带来的发展压力和风险挑战。

　　——新能源随机、波动、间歇，能源绿色低碳转型与能源安全可靠供应如何统一、协调，尤其是极端天气下新能源出力不足或为零时。客观地讲，新能源目前以提供清洁电量为主，尚难以承担电力保供重任，易发生新能源低出力与负荷高峰叠加导致电力紧缺。2021年我国电煤供应偏紧、煤电亏损固然是主因，但新能源、水电出力不足也是一个不可忽视的因素。

　　——新能源资源禀赋与能源需求逆向分布，存在发电侧大规模开发与电网侧高比例(跨省)消纳、电力系统安全稳定经济运行之间的不匹配，尤其是“三北地区”。而且电力系统将呈现“双高双峰”特点，电力系统在供需平衡、系统调节、稳定特性、配网运行、控制保护和建设成本等方面都将面临一系列新的变化与挑战。

　　——部分新能源老项目因国家补贴滞后，新项目取消国家补贴，全面进入平价时代，按当地燃煤发电基准价执行，或自愿通过参与市场化交易形成上网电价，将削弱新能源未来的盈利能力与投融资功能，尤其是海上风电。

　　——新能源跃升发展与竞争引发的风险挑战，突出表现为价格战、抢装潮、资源错配、布局失衡、消纳不足、工程阻工、设备组件涨价等，尤其是用地用海限制等问题突出，导致新能源非技术成本增加，影响长远发展。

　　——新能源全面参与电力市场交易大势所趋，如何防范价格、曲线、偏差等“三大风险”，构建与高比例新能源场景相适应的电力市场机制，有效对接碳市场，既承担电力系统运行成本，又能体现绿电价值，需要进一步研究探索。

　　上述新能源的局限性以及面临的各种挑战，迫切需要通过能源电力企业管理创新、技术进步、多能互补与源网荷储一体化发展，进一步完善电力市场机制，稳固国家与地方新能源发展鼓励政策，着力构建新型电力系统加以解决。

　　“十四五”时期我们要抓住机遇，面对挑战，一方面要吸取欧盟能源清洁转型过早去煤、去核、退出煤电、高度依赖国外的经验教训，传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上，必须建立“多能互补、多元保障”能源产供储销体系，将能源的饭碗牢牢端在自己手里;另一方面，必须坚持能源清洁转型的战略方向，保持战略定力，不能因为全球能源短缺、国内局部地区电力供应紧张而产生动摇，必须继续跑出新能源发展“加速度”，实现新能源高质量跃升发展。除了继续坚持集中式与分布式并举、陆上与海上并举、就地消纳与外送消纳并举外，新能源发展要更加突出“单品种开发与多品种互补并举、单一场景与综合场景并举、发电利用与非电利用并举”的发展方针，并以“新能源+煤电”“新能源+储能”耦合发展为方向，以沙戈荒大基地开发为重中之重，通过优化区域布局、多元示范引领、落实“九大行动”，实现大规模、高比例、高质量、市场化发展，积极构建新能源占比逐渐提升的新型电力系统。（陈宗法）