中国去年经历的“电荒”和近期发布的一些能源政策让能源安全，尤其是煤炭供应和煤电再度成为关注焦点。近期紧急开展的电煤保供和稳定煤电输出的行动凸显了中国基载电力供应对煤炭的依赖，从而可能会让外界觉得清洁能源处于不利地位。但是从长远来看，最近几个月推行的一系列着眼于能源安全的改革或许能够帮助推动更大规模的可再生能源利用。
需要注意的是，煤炭价格的波动和供应的不稳定恰恰说明煤电也未必就是可靠的。相比之下，风能和太阳能的出力尽管存在波动性，但价格却相对稳定和安全。旨在优化跨省可再生能源交易的市场改革或可帮助减轻可再生能源波动性带来的挑战，同时也将鼓励企业采购风能和太阳能来对冲化石燃料成本的上升。
可再生能源与能源安全：日益紧密的联系
过去一年，能源供应安全问题已经成为中国能源议题中的头等大事。在12月举行的中央经济工作会议上，高层领导人将能源安全列为重中之重，并将逐步部署可再生能源作为解决方案之一。2021年9月，中国一些地区经历了不同程度的“拉闸限电”。这背后的主要原因在于，某些地区的煤炭供应不足，煤-电价格不匹配，导致许多地区的燃煤电厂实际装机利用率不足50％。
虽然风能和太阳能出力存在波动性，但在近期中国及欧洲化石燃料价格屡创新高的情况下，用它们替代化石燃料能够切实保障供电安全。由于不存在燃料成本，风能和太阳能可以有效对冲化石燃料价格的波动。
国际能源署（IEA）署长法提赫·比罗尔（Fatih Birol）也认同这个观点。他最近撰文指出，扩大可再生能源规模可以解决与化石燃料进口和市场价格波动相关的能源安全问题。因此，他敦促加速可再生能源建设。
太阳能产业不像化石燃料那样存在霍尔木兹海峡或者马六甲海峡这种卡脖子的“咽喉”
据国际可再生能源署（IRENA）估算，自2010年以来，新兴市场可再生能源新增装机每年能够节约大约320亿美元的能源成本，仅2020年新增的风能和太阳能装机在其生命周期内就能为这些经济体节约1500亿美元。随着可再生能源价格下降，节约的成本还会增加，如果化石燃料价格同时上涨的话，节约的成本甚至会更高。
风能和太阳能发电目前仅占中国电力供应的10％左右。这看起来似乎不多，但每年却可以代替大量的煤炭，不仅能够降低温室气体排放，还能将碳留在地下。与化石燃料不同，风能和太阳能的成本主要是资本投资的成本。它们既不会遭受价格波动的影响，也不会经历严重的供应瓶颈。即使多晶硅（太阳能电池板原材料）的价格像去年一样大幅上扬，对光伏发电价格的影响也相对较小。毕竟，太阳能产业不像化石燃料那样存在霍尔木兹海峡或者马六甲海峡这种卡脖子的“咽喉”。
电力市场改革可能会加速中国可再生能源应用
即便是三四年前，中国的风能和太阳能成本仍较高，电力企业需要靠补贴才有意愿进行投资，公司或个人用户也不会自愿购买绿电来对市场施加影响。为此，像很多国家一样，中国通过补贴来推广可再生能源，采取的办法主要是向风能和太阳能发电企业提供固定电价补贴，也叫做“上网电价补贴”。后来，随着可再生能源价格下降，中国逐步退出了上网电价补贴，开始推行其他行政措施，例如省级可再生能源配额制，以及可再生能源竞价交易等，即国有电力公司以等于或低于燃煤标杆电价的价格来竞拍获得一定电量的长期合同。
如今，新建的中国风能和太阳能企业已经可以与煤电进行价格竞争。即便是小规模的分布式屋顶光伏现在也能在价格上具有竞争力。然而，中国的电力市场是围绕传统电厂设计的。2021年底宣布的几项新的政策改革可能会转变市场格局，提高可再生能源的经济效益。
第一项改革针对的是零售电价如何随时间波动的问题。2021年7月，中央出台了新的分时电价（TOU）政策，即按照电力用户一天中的用电时段收取电费的政策。分时电价通常针对的是工商业用户，而不是居民用户，通过在尖峰时段收取更高的电费，引导用户“削峰填谷”。
此前，不同省份和地区采用的分时电价方案各不相同，尖峰时段电价通常是夜间电价的两到三倍。新政策鼓励扩大价格区间，尖峰时段电价最高将是夜间低谷时段的四倍。由于早间峰值电价时段也是每日阳光最充足的时间段，这样的政策通常会让具备光伏发电的用户受益，让许多城市的分布式屋顶太阳能比以前更具有经济性。
第二项影响可再生能源经济性的改革涉及化石燃料的价格。 2021年10月，为解决电力短缺问题，中国将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%，扩大为不超过20%。高耗能高污染的“双高”行业市场交易电价不受上浮20%限制。煤电企业不再享受保障性的发电小时数和固定收购价格，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场进行交易。
同时，针对煤炭和煤电生产企业的新的政策也对煤炭开采企业的价格和利润上限做出了规定，并要求燃煤自备电厂开机时间不得低于往年。虽然这些条款的目标是提高煤炭和煤电供应，但实际却影响了煤炭企业的利润。同时，上网电价，尤其是煤电的价格越高，也会直接提升风能和太阳能的竞争力。
新的电力交易机制可以鼓励可再生能源消费
去年9月推出的绿色电力交易平台说明了可再生能源的竞争力是如何在实践中发挥作用的。迄今为止，这个平台仅进行了一天的交易，但企业当天达成的很多都是多年期可再生能源合同–实际成交价格比当时的燃煤标杆电价高5%-10％。然而，紧随其后发生的电荒使政策制定者上调了燃煤电价。由于绿色电力交易平台的合同电价是固定的，那些成功签署购电合同的企业幸运地锁定了当时的价格。未来，绿色电力交易平台将会更定期地举行交易。
在所有这些电力市场改革中，最重要的可能是省间电力交易机制的发展。多年以来，中国的电网企业一直在建设规模巨大的新型特高压线路，包括一些专门连接可再生能源大省和沿海人口密集地区的线路。省间电力交易对电力安全和不断增长的可再生能源应用至关重要。这是因为当出现电力短缺—如热浪来袭导致的煤电供应中断，或者风速降低影响风电输出—的情况时，相邻省份或甚至更远地区的电力可以用来补充本地供应。在更大的区域内调度可再生能源能够减少其出力的波动，同时也避免煤电机组需要频繁上下调整出力的情况。
如果上述讨论的电力市场改革能够成功，那么可再生能源发电装机速度有可能会继续加快。
2021年11月国家电网印发的《省间电力现货交易规则（试行）》有助于实现这一点。目前为止，中国雄心勃勃的跨省输电计划推进速度要快于各省的电力规划及调度改革。目前，中国大多数电力批发市场签订的都是月度和年度双边合同（时间跨度上并不适合波动性高的风能或太阳能发电），并且大多数要么是省内合同，要么是两省间定向定量的电力供应合同。这种缺乏灵活性的电力合同导致出现了一个双轨体系：一条轨道走稳定的煤电，另一条轨道则给波动的可再生能源。在电力短缺时，例如去年中国东北地区发生的情况，甚至出现了有的省份一边对本地用户拉闸限电，一边还要继续履行中长期合同向其他省份输出电力的情况。
电力现货交易指的是交割期较短（例如一小时）的电力交易。这种方式有可能帮助解决这种灵活性不足的难题。中国大多数省份现在已经建立了电力现货市场试点，不过与上述中长期市场相比交易量较小，而且许多试点的连续运行时间还较短。然而，目前这些试点都只限于省内交易；唯一开展的跨省现货交易就是省间富余可再生能源现货交易。这虽有助于增加可再生能源消纳，但并没有起到推动区域间的余缺互济或构建区域统一电力市场的作用。
如果省间电力现货市场能够成功落地，就会让这种情况得到改变。在一个理想的电力市场中，一省或地区向邻近地区输出的电量应该由每个时刻的相对供应和需求决定—即在某些时段电力可能是输出，而在另外一些时段则可能是输入。这将有助于提高能源安全，使电力供应更具成本效益，减少电价飞涨和拉闸限电的可能性。新政策规定，省间电力交易将覆盖所有电源类型，而不仅仅是“盈余”的可再生能源电力，这不仅意味着这些市场更有可能有足够的交易量来影响价格，还意味着可再生能源可以与煤电展开正面竞争。
跨省可再生电力交易的推进需要一些时间逐步进行，计划是先从少数省份和地区开始试点。省间电力市场化交易对于电力系统的建设规划同样也具有重要意义。目前，输电线路规划设定的前提通常是单向电力输送，并且审批时通常会要求达到固定的利用率。未来，更加一体化的电力系统规划可能会采用欧洲和美国部分地区的模式，新线路规划以其建设所产生的经济和减排效益为依据，而不是其输送的电量。近日，中欧能源合作平台与欧洲输电系统运营商网络（European Network of Transmission System Operators-Electricity，简称“ENTSO-E”）联合发布的一项研究就阐释了这一理念。
改革或将加速能源转型
中国的电力市场改革已经迎来了转折点。最近宣布的各项改革措施有可能发挥越来越大的作用，不仅会加速清洁能源转型，还通过让企业和消费者在市场上以合理的价格购买清洁能源来激发他们推动转型的力量。
过去十年，中国的庞大的制造实力和持续的政策支持（包括上网电价补贴）使它成为了风能和太阳能发电新增装机最多的国家。随着可再生能源成本下降和补贴负担加重，中国政府逐步退出了补贴，并在政府目标中调低了可再生能源年度装机增速。即便如此，只要中国的风电和太阳能装机保持过去三年的增速，就能轻易提前完成到2030年风能与太阳能总装机达到1200吉瓦的目标。
如果上述讨论的电力市场改革能够成功，那么可再生能源发电装机速度有可能会继续加快。可再生能源不仅有可能成为企业对冲化石燃料价格上涨的工具，还会成为各个省份及国有企业实现提升能源安全、参与快速发展的清洁能源市场建设双目标的新途径。随着这一改革快速推进，中国构建以清洁能源为核心的电力系统的路径将变得更加清晰。
本文仅代表作者个人观点。
翻译：Estelle
