增量配电网改革是电力体制改革与能源系统低碳转型的突破口

2020年9月22日，习近平总书记在联合国大会上提出我国将努力在2060年实现“碳中和”后， 在全世界引起重大反响，各国给予高度评价。所谓“碳中和”， 是指通过碳减排、碳封存和碳抵消平衡整体经济排放量，从而实现净零碳排放。其中，大力发展可再生能源替代化石能源，减少二氧化碳排放，是实现“碳中和”的重要途径。“十三五”期间，我国可再生能源发展成效显著，为碳减排和应对气候变化做出了积极贡献，但仍然存在一些问题，影响我国可再生能源规模进一步快速增长，抑制可再生能源“碳减排”效应的释放。全面深化相关体制改革和新机制构建是促进我国“十四五”时期可再生能源发展的关键。

（文章来源：《中国发展观察》2020年第22期  作者：朱彤 作者单位：中国社会科学院工业经济研究所）

我国可再生能源发展取得四方面成绩

随着2003年我国《可再生能源法》颁布实施和可再生能源发展支持政策的逐渐完善，我国可再生能源开始进入快速发展期，成绩斐然，主要表现在如下四个方面。

• 我国已成为世界最大的可再生能源消费和生产国

2019年，我国可再生能源（含水电）消费总量达到17.95EJ（1EJ （艾焦）是10的18次方J。1千焦等于34毫克标准煤），与2000年相比，我国可再生能源（包括水电） 消费总量增长了6.95倍，而同期一次能源消费总量仅增长2.34倍（文中数据如果不特别注明，均来自《BP世界能源统计2020》——作者注）。自2005年可再生能源（含水电）消费量超过巴西和美国后，我国就成为全球最大的可再生能源（含水电）消费国，同时也是最大的生产国（可再生能源除了生物质能外，太阳能、风能、水能不易储存，因而消费量与生产量相差不大）。2019年我国占全球可再生能源（含水电）消费量份额高达26.94%。

2.可再生能源发展为我国碳减排做出重要贡献

当前和未来的一段时期，我国能源消费总量仍将处于平稳爬升期。

2008-2019年,我国能源消费总量从32亿吨标准煤增加到48.6亿吨标准煤，年均增长3.85%。与能源消费有关的二氧化碳排放量也具有同样的特征:2008-2019年，二氧化碳排放量从73.8亿吨增加到98.3亿吨，年均增长2.6%,占全球排放量的28.8%。

根据国内有关机构的预测，我国二氧化碳排放将在2030年达峰,峰值在115亿吨，这意味着2020—2030年间我国二氧化碳排放量年均增速必须在1.58%以下，相比目前2.6%的年均增速要有大幅度减少。这意味着，除了要通过节能、提高能效和大幅度降低化石能源消费总量来减排之外，大力发展可再生能源替代化石能源成为另一个重要途径。2019年，我国可再生能源发电量2.02万亿千瓦时，避免的CO₂排放量为16.5亿吨，占当年我国CO₂排放量的16.8%。

3.风力发电与光伏发电快速下降，加快补贴政策快速退出

风力发电与光伏发电是可再生能源现代化利用技术进步最快的两种可再生能源。2010年以来，我国风力发电和光伏发电平准化度电成本（LCOE）逐年大幅下降,市场竞争力日益提高。据国际可再生能源机构（IRENA）的数据， 2010年以来，我国陆上风电项目的平均LCOE从2010年的0.482元/千瓦时左右降至2019年的0.315元/千瓦时，10年来下降了35%；海上风电项目LCOE由2010年的1.186元/千瓦时降至2019年约0.75元/千瓦时，10年来下降了37%。2019年中国部分海上风电项目LCOE低于0.63 元/千瓦时。光伏发电的LCOE下降幅度比风电更大。2011—2019年间，我国（非居民屋顶）光伏发电平均LCOE从1.16元/千瓦时下降到0.44元/千瓦时，下降幅度为62%。目前，我国大部分地区风力发电和光伏发电已经具备平价上网条件，2020年底陆上风电和光伏发电新增项目不再享受上网电价补贴政策。

4.“十三五”期间我国可再生能源发电继续保持高速增长

“十三五”期间我国可再生能源发电继续延续高速增长势头,超额完成“十三五”规划目标。我国“十三五”可再生能源发电装机规划目标是2020年装机总量67500万千瓦,其中水电34000万千瓦、风电21000万千瓦,光伏发电10500万千瓦,太阳能热发电500万千瓦，生物质发电1500万千瓦。

截至2019年,我国可再生能源发电装机达到79400万千瓦,实际完成率117.6%;其中水电装机完成率104.7%、风电装机完成率100%、光伏发电装机完成率194%、生物质发电装机完成率150%、太阳能热发电完成率84%。除了太阳能热发电没有完成规划目标、风电刚好完成目标外,其余可再生能源发电装机都超额完成了规划任务。

现阶段我国可再生能源发展面临的问题

尽管我国已经成为全球可再生能源第一大消费国和生产国，但可再生能源占能源消费总量的比重还不高。2019年，我国可再生能源占一次能源消费的比重为25.3%,与向高比例可再生能源系统转型和碳中和的目标要求还有相当的距离，还存在一些影响可再生能源进一步快速发展的问题。

• 风电和光伏发电的“ 限电率”较高

我国能源转型还处于初级阶段,风电与光伏发电占发电量比重并不高，但近几年风电和光伏发电已经出现了大量限电的情况（风力发电和光伏发电的“限电”是指可发电但因各种原因不能实现并网的电量。这部分电量与风光电的发电量的比值是“限电率”，通常也程“弃风率”“弃光率”）。根据国家能源局的数据,2015-2017年我国风电限电率分别高达15.2%、17%和12%;光伏发电限电率分别为12.1%、10.6%和6%。2018年我国《清洁能源消纳行动计划2018—2020》提出了2020年我国风电和光伏发电限电率下降到5%的目标后,风电与光伏发电限电率出现明显下降。2018年和2019年,风电限电率分别下降为6.2%和4%,光伏发电限电率分别下降为3%和2%。

根据欧洲主要国家的经验,当风电与光伏发电占发电量比重超过10%时，限电率已经下降到1%以下。比如,2011—2013年间,德国发电量中风光电占比从11.2%增加到13.1%，风光电限电率从0.61%下降到0.15%;意大利风光电占比从6.8%上升到12.4%,风光电限电率从1.29%下降到0.42%。相比之下,2019年我国发电量中风光电占比仅为8.4%,但风电和光伏发电限电率仍高达3%和2%。因此,相对于我国可再生能源发展阶段而言,这一限电率仍然偏高意味着我国2019年“浪费”了145亿千瓦时的风光电。

2.后补贴时代风力和光伏发电“非技术成本”的不利影响将日益凸显

我国风力和光伏发电项目建设中一直存在非技术因素导致“成本”过高的现象，这类成本甚至占到项目总建设成本的20%—30%。非技术性成本的来源主要有几个方面：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导致建设成本居高不下；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,融资成本甚至超过欧美国家一倍以上。

已有的可再生能源项目补贴政策实际上起到了“对冲”上述“非技术性成本”的作用。进入后补贴时代,这些非技术性成本的不利影响将日益凸显,成为影响可再生能源,特别是风电和光伏发电发展的重要因素,甚至会影响风电和光伏发电进入“平价上网”时代。

3.政策限制导致生物质能现代利用严重滞后

生物质能一直是人类赖以生存的重要能源之一,是仅次于煤炭、石油、天然气之后第四大能源，在能源系统中占有重要地位。根据清华大学和中国工程院的研究，我国生物质能年可利用资源量接近8亿—11亿吨标准煤，如果能充分利用，将直接替代我国能源消费总量中17%—24%的化石能源，将极大推动我国能源低碳转型,为应对全球气候变化做出巨大贡献。

生物质能的现代利用方式有生物质发电、生物质沼气、生物质车用燃料和生物质清洁燃烧供热等。欧盟一直非常重视生物质能现代利用。欧盟终端能源消费中有17%来自可再生能源，其中59.2%（1156.9万吨标准油当量）是生物质能贡献的。这些生物质能的终端用途构成分别是：12%用于交通生物燃料，13.4%用于生物质发电，74.6%用于供热。

在生物质能现代利用的各种方式中,生物质发电和生物乙醇燃料很早就得到政策支持,但发展规模不算大。2006年国家发展改革委制定了生物质发电标杆电价,到2019年生物质年发电量1111亿千瓦时,占可再生能源发电量的5.4%;2001年我国开始推广车用生物乙醇燃料试点,但到目前为止,车用生物乙醇燃料和生物柴油的年产量仅占成品油消费量的0.6%。

欧盟实践所证明的最适合生物质能发展的方向——生物质能供暖供热——在我国一直受到政策限制。国家环保总局2001年发布的《关于划分高污染燃料的规定》将直接燃用的生物质燃料（树木、秸秆、锯末、稻壳、蔗渣等）归为高污染燃料，限制生物质直接燃烧利用。实践中，各地环保部门对生物质供热供暖项目基本持否定态度，即使对政策明确鼓励的采用生物质成型颗粒为燃料的供热供暖项目也一直从严控制。2017年,国家环保部发布《高污染燃料目录》取代《关于划分高污染燃料的规定》。新的《目录》虽然明确工业废弃物和垃圾、农林剩余物、餐饮业使用的木炭等辅助性燃料不属于管控范围，但在实践中环保部门对生物质供热供暖项目并未全面放开，仅限于在山东阳信、商河等少数几个县范围内进行示范发展，对全国生物质供热供暖的发展没有产生实质带动作用。

4.我国电力系统灵活性不能满足现阶段能源转型的需要

发电部门是可再生能源发展最快的领域。随着波动性风光电比重的上升，传统上基于化石能源发电而设计的电力系统稳定运行将面临冲击。从能源低碳转型的要求出发，正确的策略应该是通过提高现有电力系统的灵活性来应对风光电的波动性，而不是限制风光电的发展。

根据欧洲的经验，提升现有电力系统波动性的常见方法有五种：一是提高除风电和光伏之外其他发电厂的灵活度；二是加强相邻国家（区域）电网的互联互通，发挥相邻电网的间接储能系统作用；三是通过市场和技术手段提高电力负荷的可调节性；四是发展可再生能源供热，增加储热装置增加电厂灵活度；五是利用多样化的储能技术提高电力系统各环节的灵活性。

目前，我国提高电力系统灵活性的主要手段是推动煤电机组的灵活性改造。其余四种途径，无论是技术上还是市场制度上变革有限，导致目前电力系统灵活性不高。更重要的是，多年来电源开发与电网规划不匹配，片面追求超临界、超超临界等超大煤电机组的做法降低了电力系统的灵活性，最终限制了我国电力系统对波动性风光电的消纳能力。

“十四五”期间可再生能源发展的关键是体制改革与机制重构

从能源服务角度，我国可再生能源利用大致可分为“电”和“非电”两个领域。在电力领域，可再生能源发展的主要障碍是电力体制改革进展缓慢，根源是可再生能源发电企业与电网的利益冲突；非电领域可再生能源发展的重点是生物质供暖，主要障碍是政策限制，根源是环保部门对生物质能源发展的认知偏差。因此，“十四五”期间，体制改革与机制重构是决定我国可再生能源未来发展规模和速度的关键。

• 加快建设电力现货市场与辅助服务市场，提升电力系统灵活性

随着能源低碳转型的推进,电力系统中波动性风光电比重的增加，灵活性成为电力系统最稀缺的“资源”。电力系统灵活性包括技术上的灵活性与制度上的灵活性。技术上的灵活性是指通过技术手段来提高系统对生产与负荷波动的反应能力和反应速度，制度上的灵活性是指电力市场制度使电力市场参与者能够根据价格变化来体现这种反应能力。德国等欧洲国家在风光电比重大幅增加情况下，没有出现持续性的风光电限电率，得益于欧洲各国电网互联基础上的统一市场电力市场建设。我国可再生能源发电并网中存在的大多问题，都与电力市场建设滞后密切相关。

完善的电力市场包括电力现货市场与辅助服务市场，可以使电力市场参与者（发电商、电网、辅助服务提供商等）所提供的“服务”的价值充分体现，电力系统稳定高效运行。随着越来越多波动性风光电进入电力市场，传统市场参与者所提供的“服务”对电力系统稳定高效运行的“价值”需要重估。同时，波动性风光电比重大幅上升带来了对新的辅助服务的需求。因此，在充分考虑波动性电量比重较大的情况下，建立和完善电力现货市场是促进能源低碳转型的系统成本，是实现电力系统稳定高效运行的关键。因此，必须进一步加快我国电力现货市场和辅助服务市场建设，才能为我国可再生能源在“十四五”和今后的快速稳定发展提供可靠的制度保障。

2.增量配电网改革是电力体制改革与能源系统低碳转型的突破口

增量配电业务是指目前国家电网和南方电网以外的配电业务,尤其指企业经营的配电业务。我国2016年启动了增量配网改革，将其视为推动电力体制改革的突破口。一方面希望通过增量配网改革实现输配电价改革的落地，倒逼电网企业从购销差价盈利模式转向收取过网费；另一方面希望通过引入新的配电网经营主体，加快配电网建设，同时使目前两大电网之外的大量配电资产得到充分有效的利用。

但增量配网改革的意义不仅限于此,它也是推动我国能源系统转型的突破口。随着能源低碳转型的推进，电力系统至少将产生两个重大的变化：一是随着大量分布式光伏、小型生物质电站、多能互补的微电网等在用户侧出现,电力系统电能从生产端向消费端的单向流动转变为双向流动（电能产消者（prosumer）的出现）;二是电网从纵向控制的集中式电网向分布式扁平电网转变。这促使能源转型进程中大量的技术创新和商业模式创新在配网范围内产生。

为适应能源转型带来的这些变化，配电网需要加快开放和转型。无论是大量小型的分布式电站“集成”的需要，还是大量储能设备、电动汽车等分布式接入对配电网优化运行和控制的需要，都需要一个开放的、数字化、智能化水平高和本地平衡能力强的本地配电网。

我国的输电网的技术水平世界领先,但长期以来我国投资都是“重输轻配”，导致电网结构薄弱,自动化水平低；基础数据分割严重无法共享,信息化水平低,远不能应对电力系统转型的过程带来的挑战,也不能适应未来智慧城市和低碳发展的要求。因此,“十四五”期间必须进一步加快增量配网改革来适应能源转型的要求。

3.完善碳定价机制，推动可再生能源与化石能源公平竞争

谈到可再生能源与化石能源的竞争力时,常见的做法是计算一种能源利用方式全生命周期的单位成本,但这种度量方法没有考虑化石能源碳排放的外部成本。换句话说，大力发展可再生能源替代化石能源的根本原因是人类在利用化石能源时所排放的二氧化碳是导致全球变暖的主要原因,但我们在比较可再生能源与化石能源的成本时却不考虑化石能源排放二氧化碳的外部成本。因此，必须通过一种机制给排放的“碳”进行定价并且内部化,才能在一个公平竞争的环境下实现可再生能源对化石能源的替代。

从国际实践看，存在两种相互补充的碳定价机制：碳排放交易制度与碳税。以欧盟为例，其碳排放交易制度（EUETS）主要针对电力部门和大工业部门的化石能源消耗企业，而碳税则针对汽车燃料、居民部门和小工业部门等非ETS排放主体。不过，碳排放交易制度与碳税也可以同时针对同一主体。因为碳排放交易确定的“碳价”是波动的，当碳价长期处于较低水平时,引导企业主动减排的效果将受到损害。这时候有的国家会在此基础上引入碳税,将碳价提高到社会合理水平,避免因为碳交易价过低而造成减排政策无效。

我国碳排放交易制度在八个省市经过五年试点运行，目前正处于全国性碳排放权交易市场运营前的准备阶段，并将于2020年底进入试运行阶段。从试点运行情况看，八个省市碳排放市场都不同程度存在碳价过低、对企业碳减排激励有限的问题。因此，“十四五”期间需要加快完善我国碳定价机制，为可再生能源发展和公平竞争创造良好制度环境。

4.消除生物质供热供暖的发展障碍，释放我国生物质能利用潜力

生物质能在欧盟可再生能源利用将近60%的份额，并且75%,左右的生物质能用于供热供暖。这是因为生物质能分布广泛、利用规模灵活,直接燃烧供热供暖是最能发挥其优势的利用领域。然而,我国生物质能供热供暖受到各种限制，发展规模一直较小。因此，“十四五”期间必须消除我国生物质供热供暖的发展障碍，加快释放我国生物质能发展潜力。毕竟，生物质能燃烧不排放二氧化碳（碳中性）和硫化物,相比化石能源（包括天然气）对气候变化更为友好。

具体地说，可以从如下两个方面推进：

一是环保部门应消除对生物质能供热供暖的观念误区。虽然国家环保部2017年发布的《高污染燃料目录》把农林废弃物排除在监管范围之外，但由于环保部门长期以来认为“生物质直接燃烧污染大”，在实际工作中对生物质供暖供热项目“一刀切”甚至禁止。而解决这一问题的最好办法按照实际排放值来决定生物质能供热供暖项目（技术）的准入。同时，制定符合实际的生物质能锅炉燃烧大气污染物排放指标作为监管依据。

二是改变生物质能供热供暖的补贴方式,促进先进技术脱颖而出。目前市场上已经出现部分燃烧效率高、排放效果好的生物质锅炉,但由于生物质能供热供暖行业没有形成一个全国性的竞争市场,而且部分示范地区以政府招标方式确定生物质锅炉或炉具厂家的做法倾向于低价（也是低技术）中标,好的技术反而被排挤出局。建议改变目前中标即获得政府补贴的做法，生物质锅炉排放指标优秀的企业才能获得补贴。具体地说,投标企业除了对建设成本报价,还需要承诺投产后实际运行的具体排放指标。项目投产运行监测排放指标符合国家排放标准的,不给予补贴；排放指标优于国家标准50%的获得50%的补贴，优于100%的获得100%的补贴。（参考文献略）

作者单位：中国社会科学院工业经济研究所

文章来源：《中国发展观察》2020年第22期