陈宗法：关于我国新能源战略定位与跃升发展的思考

“十四五”是落实“双碳”目标的关键期、窗口期。那么，“双碳”目标对新能源发展会产生什么影响？在能源保供与新型能源体系、新型电力系统中新能源将如何定位？又怎样理性看待新能源的跃升发展？多年来一直争议不断。

个人认为，在“双碳”目标下，新能源发展机遇大于挑战，而且在清洁转型、能源安全、经济发展中具有极其重要的战略地位。如果说应对气候变化、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”。而且，新能源是促进发电行业迭代升级的“基本途径”、构建新型电力系统的“主体能源”，是保障我国能源安全的“有生力量”，也是作为战略性新兴产业引领我国经济发展的一个“新的增长引擎”。

在目前能源保供、经济稳增长、实现“双碳”目标、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。

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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、潮汐能等可再生能源为主的清洁能源时代。而且，本次能源低碳转型，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。

以风光电为代表的新能源属于绿色低碳的可再生能源，IPCC公布的世界风光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，新能源发展正赶上了全球应对气候变化、能源清洁转型、共同实现“双碳”目标的时代机遇。2021年达成的《格拉斯哥气候公约》，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，最早是2030年，我国是2060年。

在俄乌冲突下，2022年即使欧洲发生经济衰退、能源危机，清洁转型仍是大势所趋，不会被暂时的波动所动摇。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、配额供给的办法，以减少对俄气依赖，但在9月依然通过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，在全国电力系统中，新能源从当初的“微不足道”到目前的“举足轻重”。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%。“十三五”新能源发展远超预期，2025年达到 5.3亿千瓦，是规划目标的1.66倍。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%。目前，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%。我国风光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，国务院印发的《关于2030年前碳达峰行动方案的通知》，明确“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”；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》，明确将“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，国家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年风光电12亿千瓦以上的目标保底计算，风光电每年新增装机将不低于7400万千瓦。我国风能协会、光伏协会建议的“十四五”目标，则是每年新增1.2-1.4亿千瓦，2025年新能源将达到11.3-12.3亿千瓦。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，即使排除其他发展主体，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1亿千瓦以上将是常态，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，我国新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。2020年陆上风电综合指导电价0.37元/千瓦时，比2009年0.56元/千瓦时平均下降34%，其中一类下降43%。

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3毛，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、引领性的优势日益突出，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，与水电不分上下，但明显好于煤电、气电等化石能源。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、气电等利润之首。

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”，抵御了煤价暴涨的巨大冲击，正是得益于近年来向现代清洁低碳能源企业转型，全力发展风光电。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”，由于煤价大幅度上涨，电价传导有限，煤电比价关系严重扭曲，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%，煤电亏损比去年下半年有所好转，但仍比去年同期增亏减利，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；煤电战略定位改变，国家配套政策滞后；煤电亏损垫底，远景不乐观，近期将不可避免地导致一些煤电企业发电意愿、投资意愿“双降”。2021年仅新增火电装机4779万千瓦（煤机2699万千瓦）；2022年1-9月，新增火电装机2358万千瓦（煤机1193万千瓦），同比减少888万千瓦。个人判断，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，将拥有明显的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“增长引擎”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，否定新能源的绿色价值、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的高速度、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、目前“白热化”竞争态势带来的发展压力以及参与电力市场交易面临的风险挑战。

——新能源随机、波动、间歇、不可控，有效容量较低，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，极易发生新能源低出力与负荷高峰叠加导致电力缺口问题。2021年我国发生拉闸限电，电煤供应短缺、煤电全面亏损固然是主因，但新能源、水电出力不足也是一个不可忽视的因素。同样，今年四川由于极端气象条件引发拉闸限电，即高温干旱导致用电负荷激增，水电、风电出力锐减，四川作为水电大省，其电源结构单一、靠天吃饭、缺乏本地电源支撑、与外省电网互联不足的问题凸显。

——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矛盾，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。

——部分新能源老项目国家补贴迟滞（前10家新能源开发企业合计3770亿元），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“白热化”竞争引发的风险挑战，突出表现为无序竞争、价格战、抢装潮、资源错配、布局失衡、消纳不足、工程阻工、生态红线，尤其是设备组件涨价、用地用海限制、电网接入送出滞后、地方要求配套产业等问题突出，导致新能源非技术成本增加，影响长远发展。

——新能源2030年前全面参与电力市场交易大势所趋，如何防范价格踩踏、曲线波动、偏差考核“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“靠天吃饭”的局限性以及面临的各种风险挑战，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”，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、高度依赖国外以及我国运动式减碳的经验教训，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，将能源的饭碗必须牢牢端在自己手里；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、国内局部地区拉闸限电而产生动摇，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，积极构建以新能源为主体的新型电力系统。

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