摘要：大力发展可再生能源替代化石能源，是应对气候变化的重要举措，也是能源转型的重要内容。我国可再生能源发展规模已经跃居世界第一，但可再生能源占比仍处于能源转型的初级阶段。随着波动性风光电比重的进一步提高，我国可再生能源发展将面临三大问题和三大挑战。如何应对这些问题和挑战，将关系到我国能源系统低碳转型能否最终实现。
关键词：可再生能源；能源转型；问题与挑战
能源转型最终要实现以化石能源为主导的能源系统向以可再生能源为主导的能源系统转变。与历史上的能源系统转变不同，这一转变是能源系统运行逻辑的变化，不仅与技术创新、观念、组织与商业模式创新密切相关，而且涉及利益关系的调整。因此，准确认识当前我国可再生能源所处的发展阶段、面临的问题与挑战，对于构建有利于可再生能源持续发展的政策与制度环境，从而使我国能源低碳转型得以顺利推进至关重要。
发展阶段
大力发展可再生能源替代化石能源，既是应对气候变化的重要举措，也是实现能源转型的重要内容。可再生能源发展对气候变化的贡献和对能源转型的影响关系密切，但不能混为一谈，可以从两个角度认识我国可再生能源的发展阶段：
1.从发展规模看，我国是全球应对气候变化的领先者
大力发展可再生能源替代化石能源，减少碳排放是应对气候变化的重要举措。从可再生能源发展规模看，我国已经成为世界第一大国。截至2017年底，我国可再生能源总装机约650GW，占全球可再生能源装机总量的29.8%。其中，水电装机(含抽水蓄能)341.2GW，占全球水电装机的29.6%；非水可再生能源电力装机334GW，相当于欧盟28国装机总和（320GW），是美国非水可再生能源电力装机（161GW）的2倍。
（1）从2017年可再生能源发电量全球排名前十位的国家可以看出，2017年我国可再生能源发电量完成1628TWH，占当年全球可再生能源发电量的26.2%。我国可再生能源发电量是美国的2.3倍、德国的7.5倍、日本的9.2倍、英国的16.4倍（见图1）。
图12017年全球可再生能源发电量前十国家
来源：BP世界能源统计2018，下同。
（2）从可再生能源装机增速看，2017年，我国光伏发电新增装机53.1GW，占全球新增光伏发电装机的54%，是第二名美国新增光伏装机（10.6GW）的5倍。风力发电新增装机19.7GW，是第二名美国风电新增装机（7GW）的2.8倍；我国太阳能热水器的使用量占全球71.2%。此外，我国可再生能源投资近年来稳步增长。2017年，我国可再生能源投资达到1266亿美元，比美国（405亿美元）和欧洲（409亿美元）之和还多。
（3）可再生能源规模的快速增长使我国成为全球应对气候变化的先行者。根据REINA的计算，2017年我国可再生能源发展所减少的二氧化碳排放量为1494百万吨，占当年总排放量的16.4%。而同年美国可再生能源发展所减少的二氧化碳排放量仅为493.4百万吨，占当年排放量的9.6%。
2.从份额看，我国还处于能源转型的初级阶段
可再生能源发展规模的领先地位决定了我国在应对气候变化方面的全球先行者角色，但这并不意味着我国在能源转型方面也处于同样的位置。因为能源转型，即从以化石能源为主导的能源系统转向以可再生能源为主导的能源系统，本质上是一个国家内部的能源替代问题。①因此，可再生能源的相对量，即在能源系统中的比重，而不是绝对量更能反映能源转型的阶段。因为随着可再生能源在能源系统中份额提升到不同水平，其发展特征和所面临的问题是不同的。
①IEA的最新研究报告认为，如果通过系统方法优化，即一方面，风光发电站位置（从而并网的地点）从系统角度优化；另一方面，电力系统为适应这种变化而调整优化，波动性可再生能源占比达到45%的电力系统长期不会带来额外成本。由于现实中，伴随着波动性电力比重增加，电力系统的其他部分主动进行调整概率比较小（难度比较大），因此，笔者把一个国家电力系统中波动性风光电量占比15%以下，定义为能源转型的初级阶段或第一阶段，15%-45%定义为中级阶段，45%以上定义为高级阶段。一个国家能源转型的不同阶段，所面临的问题和政策的重点不完全相同。
目前，电力行业是各国能源转型进展最快，从而面临问题最多的领域。我们可以用一个国家发电量中波动性风光发电量的比重来界定能源转型阶段。欧洲经验表明，电网在不增加额外成本的情况下接纳15%-20%的波动性风光电力不会影响电力系统安全运行。因此，笔者把一个国家电力系统中波动性风光电量占比15%以下定义为能源转型的初级阶段，15%-45%定义为中级阶段，45%以上定义为高级阶段。如果用总发电量中可再生能源占比（包括水电）来判断（见图2），全球可再生能源发展规模排名前十位的国家都进入能源转型的中级阶段。而以波动性风光电量比重衡量，中国、美国、日本、印度和加拿大都处于能源转型的初级阶段，而德国、英国、西班牙、意大利和巴西则处于能源转型的中级阶段。一个国家能源转型的不同阶段，所面临的问题和政策重点不完全相同。我国当前应立足于能源转型初级阶段的实际情况，解决问题和制定政策。
图2全球十大可再生能源发展国可再生能源占发电量的比重
面临的问题
我国可再生能源发展面临的问题可以从不同角度、不同层次来概括。从可再生能源未来发展与能源转型的关系角度看，我国可再生能源发展面临的问题突出表现在三个方面：
1.现有体制难以协调可再生能源发展带来的利益冲突
尽管我国能源转型还处于初级阶段，2017年风光等波动性可再生能源发电量占比仅为7.3%，但全国平均风电限电率达到12%，光伏发电限电率为6%。2018年风电限电率下降到6.2%，光伏发电限电率下降到3%。根据欧洲主要国家的经验，在风光电比重在10%左右时，限电率已经下降到了1%以下，并随着风光电渗透率的进一步提升，限电率呈现稳步下降特征。《清洁能源消纳行动计划（2018-2020）》提出，2020年我国（水、风、光）弃电率实现5%的目标，但进一步大幅降低弃风弃光率必然要受到现有体制机制的制约。
现有能源体制难以有效协调能源转型推进中相关方的利益冲突。当前的能源转型以可再生能源替代化石能源为核心内容。当可再生能源规模不大时，这种替代关系导致的利益冲突不明显、不严重，政府支持可再生能源发展的各项政策因为阻力小也能够顺利实施。随着可再生能源规模的进一步扩张，利益冲突越来越大，而政策制定和实施部门难以有效解决这些冲突和矛盾时，能源体制的这一问题就会日益凸显，对可再生能源发展的制约作用就日益突出。随着风电与光伏发电逐渐进入平价时代，2020年后我国将迎来光伏与风电大规模建设高峰。如果当前阻碍波动性风光电并网的体制因素没有得到根本性解决，要实现在既有的电力系统中进一步大幅提高波动性风光电量的比重的目标较难。
2.后补贴时代风力和光伏发电的“非技术成本”的不利影响将日益凸显
在政策支持与技术进步的推动下，我国风电与光伏发电的成本快速下降。目前，在资源条件优良、建设成本低、投资和市场条件好的地区，风电、光伏发电成本已达到燃煤标杆上网电价水平，具备了不需要国家补贴平价上网的条件。预计2020-2022年，全国大部分风电和光伏发电项目将具备发电侧平价上网条件，我国风力与光伏发电将进入“后补贴时代”。我国风力和光伏发电项目建设一直存在非技术因素导致的“成本”过高的现象，这类成本占到项目总建设成本的20%-30%。“非技术性成本”的来源主要有三个方面：一是国土与林业部门在项目建设用地政策方面不一致导致项目延误甚至取消，土地使用费用征收不规范。二是风电与光伏发电项目并网工程建设缺乏竞争。三是风电与光伏发电项目融资信用体系建设滞后导致融资成本居高不下。已有的可再生能源项目补贴政策实际上起到了“对冲”和“非技术性成本”的作用。进入后补贴时代后，这些“非技术性成本”的不利影响将成为妨碍可再生能源，特别是风电和光伏发电发展的重要因素，甚至会影响到风电和光伏发电进入“平价上网”时代。
3.风力与光伏发电的“系统成本”将随着其份额提高而快速增长
发电成本快速下降一直是推动风力发电与光伏发电的重要推动力。根据21世纪可再生能源政策网络（REN21）的数据，全球主要国家2010-2017年光伏发电度电成本下降40%-75%（见表）。其中，我国光伏发电度电成本下降了72%，日本下降了73%，美国下降了40%，德国下降了64%。未来全球风电和太阳能光伏发电成本还有进一步下降空间。多数机构预测，2025年，可再生能源将实现比大多数化石能源电厂更低的运营成本，风力发电与光伏发电加速迈向发电侧“平价上网”时代。
表2010-2017年全球主要国家公用事业级光伏发电度电成本降低幅度
风光等波动性可再生能源发电的度电成本具备与化石能源发电的竞争力，将极大地推动风力发电和光伏发电规模增长。随着波动性风光电量在电力系统中所占比例的快速提升，特别是其在发电量中的份额超过20%以后，风力和光伏发电的“系统成本②”将会呈现明显的上升③。根据英国能源研究中心对英国电网估算，当风光电量占比为30%时，其系统成本大约为10英镑/兆瓦时（约合人民币8.6分/千瓦时）。如果风电光伏发电量占到50%，那么仅备用电源要求这一项所带来的成本就会大幅攀升至45英镑/兆瓦时（合人民币0.39元/千瓦时）。也就是说，随着波动性可再生能源电量份额的进一步提升，其系统成本会上升较快。因此，尽管从技术和度电成本角度考虑足以支持风能与光伏发电规模不断增长，但面向2030年和2050年考虑风能与光伏发电时，需要从系统成本与收益角度来统筹考虑风能与光伏发电的方式。
②所谓“系统成本”是指波动性风能与光伏发电增加所导致的备用电源容量的增加、风光电不能满足电力高峰需求时需要电网提供的额外容量、电网灵活性改造、常规电源电厂为适应间歇性可再生能源发电灵活运行（运行小时数下降）而引起的能源转换效率的降低，以及电网系统惯性（inertia）的减低造成系统的不稳定性等方面的成本。
③电网本身就具备一定调节波动性的能力。欧洲的经验表明，在电网结构优化和灵活电力交易制度下，风光等波动性电量在15%-20%以下不会对电网带来额外冲击。当波动性风光电量比例较大对电网稳定运行带来冲击时，就需要从电力系统稳定运行角度综合考虑风光发电的“系统成本”。
面临的挑战
从现在到2030年前是我国可再生能源发展的关键期，它决定了我国能源转型能否从初级阶段进入中级阶段，进而决定了2050年可再生能源成为我国主体能源的规划能否成为现实。这一转变最大的挑战不是来自技术，而是来自理念与体制。
1.理念的真正转变是首要挑战
我国可再生能源发展成绩显著，鼓励和支持可再生能源发展的政策体系也日益丰富，但能源规划与政策没有完全按照能源转型的逻辑进行梳理和调整，很多基于“旧逻辑”的政策依然以“促进能源低碳转型和可再生能源发展的名义”延续或强化。
在以促进可再生能源发展的名义下，一些不利于提高电力系统运营效率的政策依然大行其道。如中东部大力推进光伏发电与海上风电建设的同时，西部投资建设风电和光伏发电大型基地，以及配套建设特高压长距离送电政策依然延续，而优化区域电联联络、配电网和提高负荷侧响应技术能力等有利于提升电力系统灵活性，从而有利于提升波动性电力消纳能力的投资并没有提升到优先位置；为提高能效和降低排放而关闭30万以下煤电机组的政策，以及要求60万及其以上规模机组进行灵活性改造的政策，没有考虑到随着波动性可再生能源电力份额增加，火电机组运行小时数大幅下降，峰谷负荷差进一步增加的状况。这意味着，尽管能源转型与能源革命已经成为普遍接受的理念，但很多政策并没有真正从能源转型的逻辑做系统的研究和制定，仍然只是从技术层面或单一指标来制定和实施可再生能源发展政策。因此，理念的真正转变是有效推动我国可再生能源发展战略的首要挑战。
2.构建电力系统技术与制度灵活性是关键挑战
随着波动性风光电比重增加到一定程度，灵活性成为电力系统最稀缺的资源，也是影响能源转型的关键。然而，从技术方面与市场制度方面看，目前都存在限制电力系统灵活性释放的障碍。
从技术方面看，无论是电源规模结构、位置、网架结构以及区域电网的连通性、负荷实时监测与调整的技术可行性等构成电力系统各个“元件”的“灵活性”都存在很大的改进空间。从市场制度方面看，现货市场、辅助服务市场以及需求侧响应等相关市场制度缺失导致电力系统“灵活性”供需缺乏有效市场信号和实现机制，不仅导致既有的系统灵活性资源无法充分释放和满足，而且使得部门满足的灵活性需求也是以较高成本的方式来实现的。更重要的是，因为缺乏有效灵活性市场信号，引导灵活性投资的政策方向与方式也存在问题。如一方面强制关闭30万（含）以下的煤电机组的政策，满足了单机的高能耗和超低排放标准，但同时却降低了电力系统的灵活性；另一方面又要求60万的煤电机组进行灵活性改造的政策，满足了能源转型带来的深度调峰的灵活性要求，但同时这些大规模的煤电机组低负荷根本无法满足政策的能耗和排放要求。可见，技术是电力系统的“灵活性”市场有效运行的基础和前提，市场制度是有效运行的关键。因此，无论是对于2035年我国能源转型从初级阶段进入中级阶段，还是2050年可再生能源成为我国的主体能源，能否从技术和制度两个层面构建一个具有足够灵活性的电力系统都是我国可再生能源中长期发展战略能否实现的关键挑战。
3.能源转型政策与能源体制改革的冲突与协调是持续挑战
能源系统向可再生能源转型不是市场和技术自然演进的结果，而是全球应对气候变化的产物，因此，在转型的初期和中期，可再生能源发展必须借助政策支持加以推进。但是，我国与欧洲国家的能源阶段不同导致推进能源转型面临的挑战也不相同。
欧洲国家从20世纪90年代末21世纪初开始实施系统能源转型政策，大力推动可再生能源发展，其能源体制的背景是电力市场化改革基本完成，市场机制已经成为各国电力生产与交易的基础性运行机制。欧洲国家可再生能源发展经验表明，竞争性电力市场能够有效推进可再生能源转型。因为它从制度上提高化石能源系统的灵活性和效率，在相当程度上提高了现有能源系统对波动性、高成本可再生能源的容纳空间，使市场主体对能源转型进程中产生的新需求做出合理的反应，从而降低能源转型成本（如果没有市场制度，转型成本会更高）。而且，在这种情况下，能源转型政策与能源（电力）市场的协调相对容易。
我国能源转型启动时间基本与欧洲国家同期，早在1994年，原国家计委就以“优惠电价”的名义推出了鼓励风电发展的政策，同年原电力部出台了“并网风力发电的管理规定”，对风力发电实行“还本付息加合理利润”的优惠电价政策，并要求电网全额收购风电场所发电量。这虽然不是严格意义上的“FIT（新能源补贴）政策”，但已经具备了FIT政策中“强制上网”“固定价格收购”和“长期合约”三个方面的实质内涵。《中华人民共和国可再生能源法》正式颁布，标志着我国基本形成可再生能源转型的政策与法律体系。
2002年，我国启动了第一次“以效率为导向”的电力市场化改革。国务院发布的《电力体制改革方案》（简称《改革方案》）中提出了“政企分开、厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的目标，但改革止步于政企分开与厂网分离。2015年，中共中央、国务院联合发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（简称《意见》），标志着自2002年《改革方案》以来的市场化改革再度起航。《意见》的突出特征是放弃了《改革方案》以来以“输配分离”为代表的结构分拆路线，转向以促进市场交易为目标的机制改革路线。近年来，国家发改委和国家能源局围绕放开售电、大用户直购、交易中心建立和能源互联网等领域发布了一系列文件推动电力体制机制改革，取得了一定效果，但到目前为止，有效的电力市场竞争尚未实现。
我国因能源转型与电力体制改革叠加所带来的问题，有协调的一方面，但更多的可能是冲突：一些“强制”为特征的可再生能源转型政策可能强化了“计划”的作用，不利于市场的发育，而部分电力市场化改革的推进可能产生不利于可再生能源发展的短期影响。因此，以能源转型为导向的政策和以效率为导向的电力改革之间的冲突与协调将成为一个持续挑战。
朱彤.我国可再生能源的发展阶段与面临挑战[J].中国国情国力,2019(07):8-12.
