未来10年电力零碳增长政策建议
毫无疑问，中国从现在开始不再建设新的燃煤电厂，并通过零碳电源满足未来新增电力需求，这在技术和经济上都是可行的。这一战略将推动中国按计划实现2060年碳中和目标。反之，如果仍然投资煤电，新增煤电资产将很有可能在未来被迫在使用寿命结束前关闭，造成投资浪费，带来重大资产搁浅风险，增加实现碳中和目标的难度。因此，确保十四五规划等政策与碳中和长期目标相一致至关重要，其关键在于：
• 提出明确的量化目标，允许更加多样的可再生能源电力采购形式，为可再生电力开发主体提供长期确定性，推动成本持续下降。
• 通过进一步完善电力市场建设、提高技术规范要求以及加大数据公开透明力度，高效地挖掘系统灵活性，实现瞬时、 日内和季节性供需平衡。
通过明确的量化指标与政策来确保目标的达成
在全球范围内，可再生能源发电的成本正降至低于火电的水平，并且随着投资规模继续扩大，其成本还将进一步下降。因此，对补贴（售电价格预计高于火电价格的部分）的需求已经或即将消失。
但这并不意味着完全自由化的市场在现阶段是最合理的，因为中国仍需要通过不断推动可再生能源投资的增长，降低相关投资风险，确保项目投资回报，促进可再生能源成本持续、 快速下降。因此，有效的电力市场政策应将明确的量化指标与能促进降低成本的机制相结合，并注重降低并网难度，鼓励长期市场化合同。
2030年和十四五量化目标量化目标
将推动中国风电和光伏项目开发和产业链实现降低成本的规模经济和学习曲线效应。未来十年和五年目标都很重要：
• 十年目标的重要性体现在，它可以避免在十三五后期多个省份出现过的由于提前完成装机目标，可再生能源发展速度放缓的情况。因此，应确立“所有新建装机都来自零碳电源”的指导性方针，并将其转化为零碳电力消纳率的具体目标，如图2所示的53%。
• 但同样重要的是，为十四五制定可再生能源消纳和装机容量增长目标，将其分解为每年的指标并对每个省份提出具体的要求。
要实现“所有新建发电装机都来自零碳来源”这一目标，装机容量目标应与图2所示的结果基本保持一致，包括：
• 风电和光伏装机都以每年50-60GW速度增长，到2030年各自达到800GW以上；
• 核电与水电也按照现有计划继续增长，到2030年分别达到120GW左右和440GW；
• 除已经在建的燃煤电厂外，停止新增煤电投资。
实现目标所需的政策
为了确保可再生能源的快速发展和成本的进一步下降，有必要通过多样的采购形式继续为可再生能源发电企业的大部分发电量提供长期稳定的价格保障。具体采购形式包括：
• 继续现行的平价制度以标杆煤电价为并网的光伏/风电项目提供价格保证。随着风电和光伏发电经济性的不断改进，签订标杆煤电价合约的陆上风电和光伏项目将获得越来越高的溢价，激励短期内的快速部署。
• 沿用竞价机制来确保激烈的竞争。中国也应考虑对特定规模的风电和光伏开发项目采用竞争性机制，给中标者相当一部分发电量提供确定的固定价格。随着时间的推移，竞价价格将逐步下降，渐渐低于目前标杆煤电电价。如果其他两项政策下装机量不足以实现省级目标，就应启用此类竞价机制。
• 鼓励长期市场化合同。在大多数国家，上述两类政府组织的采购形式一直都是可再生能源发展的主要推动力。但在一些国家，特别是美国，市场化的长期电力合同（PPA）也发挥着较大作用。因此，最优政策也应激励大型市场化电力用户直接与发电企业签订长期电力合同，作为公开竞价机制的补充。可再生能源消纳责任制（通常称为“RPS”）将有助于推动市场化长期电力合同机制在中国的发展。
以上所有建议均需结合明确可再生能源并网规则，优化并网过程、降低并网成本。
通过市场和电网改革来支持灵活性电力供给
随着可再生能源发电成本的下降及其渗透率的提高，电力系统面临的关键挑战已从降低发电成本转变为本报告第四章节讨论的问题——如何在小时、日和季节时间范围内实现电力供 需平衡。在某种程度上，这是一个技术问题，可以通过技术创 新和投资来提高火电厂和水电厂的潜在灵活性。但最重要的 是市场和电网管理的改革，以及更透明的数据公开，以实现所 有资源的灵活使用。
• 推进实时能源批发市场建设。目前，实时价格信号缺失和经济激励不足，导致火电和水电运行缺乏灵活性。时间精度更高的日前和实时市场能发挥更大的作用，可以更好的将可再生能源出力的变化在市场价格中体现出来，并刺激所 有系统资源通过跟踪价格信号来响应系统需求。国际经验已证明了这一潜力，中国也自2019年6月起在8个省份开展了现货市场试点。xvii 但为了平衡众多利益相关方的利益和 减少阻力，很大一部分机组或电量仍然遵循着原有的计划 调度和标杆电价模式，这将会阻碍系统实现最优化和灵活 运行的目标，放缓低碳化的步伐。
• 向所有参与者公平开放市场。电力能量市场和辅助服务市场也应面向所有技术类型的机组公平开放。 种类机组或部分电量的开放市场将可能破坏市场的有效仅涵盖部分性，无法实现真正的优化调度。它还可能阻碍电力系统平衡技术的创新发展，而随着2030年以后清洁能源发电比例增长到较高水平，系统对这些技术的需求将越来越高。目前， 电池储能只能在少数省份获得辅助服务的补偿，需求响应 等需求侧资源能够日常参与的市场机制也尚未建立。
• 相互协调且灵活的跨省调度及区域市场。正如本报告第四章所讨论的，如果中国作为一个统一的电力系统运行，到 2030年，实现零碳投资情景的电力平衡将不会面临巨大挑战；由于只有两家大型电网公司作为电力系统的主要运营者，中国比起其他国家地区更具备建立区域市场或协调跨省交易的优势。但目前缺乏灵活性的跨省年度交易和执行方式，将大大增加高比例可再生能源系统实现平衡的难度。 要解决这一问题，应考虑：
• 短期内，在当前调度结构下要求跨省交易和调度能够更好响应省级的价格信号，并与省级供需动态进行更加即时的协调。而不是采用目前作为边界排出省级市场、以年为单位固定价格和送电安排的方式。
• 在中长期，应坚持扩大调度平衡区域范围并发展高度协调的跨系统调度。
• 对技术中性容量市场的潜在需求。良好运作的能量市场本身就能够提供足够的激励来帮助系统获得灵活性 （这应是发展的重点），灵活性不断增加的火电厂也可以通过容量费用来获得补偿。尽管天然气电厂只在每年非常少的时间内才开启，能量市场将促进该领域的投资。但需要注意的一点 是，容量市场的必要性和合理性应基于能量市场的稳定运行。同时，容量市场应面向所有可以提供所需服务和具备相关功能的技术类型机组开放，包括未来需求会逐渐增加的电池和氢能等。
• 数据披露及公开获取。多样化的市场参与和公平的竞争可 以提供低成本的灵活性资源并推动创新。保证市场参与主体对重要基本信息（如负荷分布和负荷预测等）的平等访问权，也是市场运行最重要的基础。目前只有少数几家主要公司拥有和控制专有数据，新的参与者很难有效参与竞争。因此，制定披露行业数据类型、精细度和频率的标准将是非常重要的。
优化电力规划流程以支持可再生能源项目的开发
更精细的预测和公开也是指导电网规划和引导投资所必须的。
• 全面且精细的负荷预测。电力公司/电网公司目前会发布电力负荷分布和预测，但这通常只包括典型负荷曲线，和未来最大负荷或年用电需求的增长。目前在美国也激发大量讨论，认为这种只公布最大负荷预测，而不明确尖峰需求频率和时长的方式，很可能会造成对火电投资的偏好而不利于其他储能及需求侧调峰选项。公开全年实际每日负荷曲线的详细数据，以及对这些数据将如何随需求增长而变化的预测，将有助于推动清洁资源更高效的开发和布局。
• 电网规划与可再生能源装机增长协调发展。随着非水可再生能源渗透率的增长，应确保输电级和配电级电网升级规划都与长期可再生能源量化目标相协调。此外，透明地公开评估未来可再生能源并网消纳能力的方法学，将使可再生能源发电企业对未来的发展规划有更清晰的预判，从而制定长期的发展计划，降低可再生能源开发的非技术成本。
支持电网瞬时平衡管理的技术方法和市场机制
如本报告第二章节所述，要在2030年实现非水可再生能源比例远高于图2提到的28%，技术上显然也是可行的。但这将需要：
• 有效的辅助服务市场，如调频辅助服务。就如同能量现货市场和容量市场，这些市场应都建立在“技术中性”的基础上。
• 技术管理升级。本报告第三章描述的技术规范、并网要求和管理流程对于保证系统稳定，支持可再生能源高速增长十分重要，具体包括：
• 优化非水可再生能源出力预测，减少弃风弃光，同时减少 对系统备用的需求。
• 对风电出力施加严格的规定，控制风电出力的大幅变化， 减少对系统平衡的影响。
• 强制要求非水可再生能源机组具备高电压穿越能力，提升在系统发生扰动时的运行性能，进而避免连锁故障。
• 实现对系统惯性的量化和管理，保障可再生能源比例增加时的系统可靠性。
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