11月15日，《区域全面经济伙伴关系协定》（RCEP）正式签署。15个成员国纵跨南北半球两大洲，覆盖资源禀赋国和技术禀赋国，其经济体量、人口总量和贸易总额均占全球的三分之一。RCEP的签署不仅给区域贸易自由化和全球化提振了信心，对中国能源市场的发展也有十分重要的意义。

RCEP国家形成互补

从各国能源生产与消费来看，东盟十国是资源禀赋国。《BP世界能源统计年鉴2019》显示，东盟国家化石能源生产量超过消费量，其中印尼煤炭、天然气资源更为丰富。东盟还拥有着丰富的生物质能、水能、太阳能等清洁可再生能源，但受技术的限制，清洁能源有待开发。

日、韩是能源资源极为匮乏的国家，化石能源依赖进口，其中石油消费占总能源消费的40%以上。但韩国技术水平领先，石化产业发展成熟，石油制品日产量超过300万桶，并长期出口至邻国。

澳大利亚是能源生产大国，2018年煤炭、天然气产量分别为301.09、111.9百万吨油当量，而其国内能源消费远不止于此，丰富的资源让澳大利亚成为世界第三大能源出口国。

中国既是能源生产大国，又是消费大国。2018年，中国化石能源生产和消费量分别为2156.8、2791百万吨油当量，煤炭消费占总能源消费近80%，由于国内需求旺盛，煤炭、天然气长期向澳大利亚进口。

但值得期待的是，随着中国环境战略的发展，清洁能源替代不断增长，2018年消费比重达22.1%，并成为世界水电、风电、太阳能发电装机第一大国。

由于经济发展和资源禀赋的差异，RCEP国家形成了一定的资源和技术互补，这将有利于各国利用禀赋参与国际贸易，发挥各自的比较优势。

新一轮能源领域的贸易合作开启了我国新的能源之路。RCEP对我国能源系统也将产生诸多积极的影响。

优化我国能源结构

近几年，我国经济增速放缓除了受到逆全球化的影响外，更重要的是我国自身经济的发展质量并不高，这在能源行业体现为传统能源的产能过剩和清洁能源转型升级遇到瓶颈。

RCEP战略的实施可以优化我国的能源结构。一方面，能源转移是化解产能过剩的一个主要手段，把我国过剩产业转移到东盟一些欠发达、产业发展还未饱和的国家，可以实现去产能的目标。另一方面，使用更多清洁绿色能源，加快能源转型。我国天然气资源匮乏，每年需要向澳大利亚进口至少2100万吨天然气。随着RCEP的推进，天然气进口有望增加，周期进一步拉长。

与东盟十国类似，我国清洁可再生能源丰富，但是技术开发水平亟待提高。RCEP合作伙伴关系的建立，可以促进产业政策和技术标准的完善，加强关键技术装备联合攻关，为我国开发水电、风电等清洁绿色能源创造了时机。

进一步保障能源安全

在国际形势日益复杂的背景下，我国面临的能源安全问题越来越突出，RCEP可以维护我国能源市场的供需稳定、提高能源可获得性。

能源市场的供需平衡是国家能源安全的基础。RCEP的签署表明各成员均承诺降低关税、减少标准壁垒，这有助于降低各国贸易的成本。东盟国在煤炭、天然气、镍、不锈钢等产业有出口优势，目前也与中国建立友好的合作关系，RCEP则有利于进一步加强双方的贸易合作，解决国内能源供应紧张的问题。

RCEP贸易伙伴中，最大的亮点是中日韩贸易区的建立。日韩在机电产品、运输设备和化工产品方面具有出口优势，并成为我国主要的进口来源国。韩国石化产业发达，石脑油等石油制品也长期出口到中国，但目前这些产品的进口关税较高，未来一旦关税减免甚至取消，成本减少、进口量增加，就可以弥补国内供给的缺口。

RCEP还拉动他国对我国优势产业的需求，缓解国内产能过剩的问题。比如，我国光伏产业具有相对成本和技术优势，在东盟市场上占有一定的市场份额。而韩国对我国光伏企业的低碳资质一直持怀疑态度，并设置了较高的非关税壁垒。RCEP将有助于两国友好贸易关系的建立，减少贸易摩擦，推动光伏企业在国际市场的开拓。

能源可获性是能源安全的必要条件，这需要从能源运输能力和能源基础设施建设两方面进行考察。虽然“一带一路”沿线国家是我国能源资源的主要供给方，但是国家之间能源运输通道的安全体系还不够健全。我国与中东地区距离较远，这对管道的运输能力和维护能力都提出了很高的要求。而RCEP国家中很多位于东亚、东南亚，与我国领土接壤、政局稳定，可确保能源运输的安全与便捷。

此外，能源贸易发展到今天越来越重视以基础设施为核心的互联互通。2019年，日本对东盟六国实现基建投资3670亿美元，对中国投资2550亿美元，中国对印尼投资达930亿美元。地区之间加强能源基础设施建设，以产业合作带动各能源投资合作，能提高能源的可获性。

推动能源核心技术合作

作为我国能源战略调整的重要一环，能源技术是加强国际合作的基础，是实现“十四五”时期发展战略性新兴产业目标的支撑。近年来，我国新能源汽车、新能源发电技术发展迅速，但电池、核心电子零部件等技术发展遇到瓶颈，RCEP给我国创造了合作的契机。

海关数据表明，2019年中国已经成为日韩机电产品的最大需求者，两国对中国的出口构成中，机电产品占比超过40%。随着RCEP战略合作伙伴关系的建立，中国可向日韩两国学习更多先进技术，提高新能源中风力发电机组、太阳能电池板等的产出能力，缩小与发达国家的差距，增强国际竞争力。

另外，RCEP对知识产权保护也有相关承诺和限制。中日韩在知识产权的交流中一直处于不平衡的状态。日韩在中国的申请数量远远超过中国在日韩的申请量，这与日韩对中国设置较高的贸易壁垒有关。RCEP可以解决历史遗留问题，增加我国能源技术层面的国际认可度，从而提高我国能源企业的国际地位。

增强我国能源系统韧性

能源系统的韧性体现在抵御风险的能力上。近年来，在逆全球化的影响下，我国能源系统受到了威胁。能源供应渠道较为单一，如石油进口超过65%源自中东地区，对能源进口的依赖阻碍了我国能源市场的长期可持续发展。RCEP使我国减少对美欧、中东市场的依赖，促进能源供应渠道多元化、进口产品多元化，提高能源的替代性，增加抵御风险的能力。

不仅如此，RCEP还促成了区域能源系统的健康发展，加强产业上中下游的流通，促成国际分工与合作，充分发挥资源禀赋国和技术禀赋国的优势，有效增加区域能源系统的韧性。各国企业在区域内合理配置要素资源也有利于增强产业链、供应链的韧性，拉动经济疫后复苏。

能源企业“走出去”挑战犹存

虽然RCEP为中国带来了新的发展机遇，但也带来了挑战。目前日韩澳新是我国的贸易逆差国，未来一段时间贸易逆差依旧存在并可能扩大。贸易开放还会增加对低成本材料的进口，但这不仅挤占了国内企业的市场份额，还将迫使低效率企业退出市场。此外，作为发展中国家，中国与日韩等发达国家存在差距，能源开发技术水平低、国际认可度低等问题将成为我国企业走向国际化的阻碍……

今后，我国能源企业要牢牢地抓住RCEP战略合作的机遇，使用优质的清洁能源，继续发展优势产业，打造中国特有的国际能源品牌，提高全球市场份额。通过“引进来”“干中学”，弥补技术短板，促进我国能源企业“走出去”。

    “今年9月，中国宣布将‘努力争取2060年前实现碳中和’的目标。尽管面临巨大的困难和挑战，这也是推动生产方式、生活方式、消费模式加速转型的极好机遇，可以倒逼绿色低碳转型，技术和政策创新，向市场主体传递清晰信号，引导未来的资金技术投向绿色低碳循环发展领域。”近日在谈及“碳中和”带来的机遇时，生态环境部气候变化事务特别顾问解振华这样说。

　　解振华称，联合国有关机构测算，实现《巴黎协定》确定的全球温升控制目标，全球预计需要投资90多万亿美元，可能增加上千万甚至上亿个有尊严的就业岗位。“其中，中国的市场投资、消费、就业、产业发展的潜力可想而知。”

　　“低碳发展不是影响经济，

　　而是促进经济与环境实现双赢”

　　事实上，自2013年碳市场陆续开市以来，北京、上海等7个试点已形成各自的碳交易体系，并积极探索碳期货等金融业务。截至今年8月底，7个试点累计成交量4.06亿吨、成交额约92.8亿元。此外，全国还备案了9家自愿减排交易机构，累计成交额超过20亿元，市场活跃度保持在较高水平。

　　对此，国家应对气候变化战略研究和国际合作中心相关负责人表示，从试点到全国碳市场的建立，为在全国范围内形成统一、真实的碳价提供了条件。该价格信号也将倒逼我国产业结构低碳发展，引导资金从高碳向低碳行业倾斜。“市场资金流动方向的转变，为低碳企业带来一定经济激励，改变成本结构与外部融资环境，为银行等金融机构增大投资提供更高可能性。”

　“2005到2019年，中国GDP增长约4倍，同期单位GDP二氧化碳排放下降48.1%，非化石能源占一次能源的比重从7.4%提高到15.3%，相当于减少56亿吨二氧化碳排放，实现经济社会发展与碳排放初步脱钩。”解振华也肯定了碳减排所产生的多重效应。“实践证明，应对气候变化行动，不但不会阻碍经济发展，而是有助于提高经济增长的质量，培育带动新的产业和市场，实现协同发展。”

 　 中国工程院院士杜祥琬进一步指出，到2030年，应对气候变化行动预计可创造26万亿美元的经济效益、带动6500万个新增低碳就业岗位。“低碳发展不是影响经济，而是将助推新型经济增长方式，促进经济与环境实现双赢。”

　　“零碳”成价值投资新方向

　　能源行业的投资机会在哪儿？据中国投资协会和落基山研究所联合预测，包括再生资源利用、能效、终端消费电气化、零碳发电技术、储能、氢能及数字化等热门领域在内，2050年市场规模将达15万亿元。2020-2050年，上述七大领域还将撬动绿色基础设施投资约70万亿元。

　　落基山研究所常务董事兼北京代表处首席代表李婷表示，碳中和愿景推动“零碳”成为价值投资的新风向标。越来越多的投资者认识到，化石能源行业正面临日益增长的资产搁浅风险，重新思考投资组合及优先顺序，甚至撤离化石能源相关领域。取而代之的是，以新能源为代表的零碳产业加速发展。

　　“对气候变化行动力度不断提高，为绿色投资创造良好的政策环境。在零碳指引下，越来越多的投资主体跨越技术及商业成熟度在小周期内的不确定性，更愿意在大方向、大周期内寻找新价值。这些投资还将直接或间接拉动基础设施建设，包括大量的光伏和风电装机、容量持续增长的跨区输电通道、数千万量级的5G基站、加氢站及电动汽车充电站等。”李婷称。

　　七大领域也将催生一系列关键技术创新。“比如，我国拥有全球72%的太阳能组件、69%的锂离子电池、45%的风机生产能力，还有许多对新能源发展至关重要的矿物金属提炼产业。这些优势叠加丰富的应用场景、多元的市场层次，将有效支撑新一代低碳能源技术的创新，成熟及融合部署。”解振华称。

　　李婷举例称，氢能是碳减排的突破口之一，但目前，产业整体处于早期增长阶段，相关应用技术也在萌芽期。“未来10年是氢能投资的关键期，应注重核心技术发展及应用示范，在完整生命周期培育和基础设施建设，为产业提供战略引领。”

　　“谨慎预估政策环境风险”

　　风险与机遇并存。“此前很长一段时间内，气候投融资项目的定义和边界并不清晰。究竟哪些是、哪些不是，管理和评判标准相对滞后，行业监管也缺乏政策指南。此外，这类项目的特点是风险相对较高、投资回报较慢，实际推行并不容易。”一位金融行业人士告诉记者，投资者既要寻找机会，也要充分预估不确定性。

　　李婷认为，上述七大领域所处的发展阶段不同，技术成熟度、市场预期及挑战也不一样。投资者要识别每个阶段的特点及关键任务，分析主要突破口、趋势走向和核心驱动。“发展初期，技术和产业受政策制约相对较大，投资者需谨慎预估政策环境风险。对于蓬勃发展的行业，更应警惕由于快速扩张而引发的低质量发展，未来可能面临的泡沫破裂。”

　　多位业内人士还提出，由于零碳产业具有资本价值大、技术以硬件为主、技术路线惯性大及投资回报周期长等特点，目前仍离不开政府的支持作用。“前期要循序渐进、环环相扣的政策行动，鼓励、引导产业政策，并通过建立行业标准等措施，指引产业的整体发展。到了发展中后期，市场是主要推动力，需要长期协调部署生产效率提升、产品优化、应用场景拓展和辅助服务设施。”李婷称。

　　记者了解到，生态环境部、国家发改委及中国人民银行等机构已于近期发布《关于促进应对气候变化投融资的指导意见》，要求加快构建气候投融资政策体系。按照目标，到2022年，启动气候投融资地方试点并初见成效；到2025年，促进应对气候变化政策与投资、金融、产业、能源和环境等领域政策协同高效推进，投入应对气候变化领域的资金规模明显增加。

政策明确所有合规光伏电站可进入补贴清单，全容量并网时间解决方案出台。 11月 25日，财政部发布《关于加快推进可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》，指出自 2006年后建设的所有合规光伏项 目都可申请进入补贴清单。根据财政部3月发布的《关于开展可再生能 源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》， 上一批清单仅截止到 2017年7月底并网的普通光伏项目和2019年底并网的领跑者项目， 本次政策出台实现所有合规有补贴光伏项目的确权。此外，政策要求项目执行 全容量并网时间的上网电价，对分批次并网的项目，应按每批次全容量并网实际时间分别确定上网电价。若地方能源监管机构及电网企业都无 法认定全容量并网时间，则项目可依据同时出台的《可再生能源发电项 目全容量并网时间认定办法》进行认定。 

光伏发电补贴拖欠问题严重拖累电站运营企业的财务表现及估值。 根据 我们测算，截至 2019年末，光伏发电累计补贴拖欠已达 1621亿元， 预计 2020年将达到 2067亿元。截至 2019年底， 17家上市公司光伏 发电补贴拖欠总规模约 636.6亿元， 平均补贴拖欠规模约 37.5亿元。 其中， 应收补贴拖欠金额占公司市值比例超过 40%的有 7家， 占总资产 比例超过 40%的有 3家，占营收比例超过 100%的有 5家，占归母净利 润比例超过 500%的有 8家。补贴拖欠显著影响电站运营企业估值， A 股光伏电站运营企业 PB（ MRQ） 1.24倍，显著低于 A 股传统能源电站 运营企业 2.43倍 PB 估值水平；港股光伏电站运营企业 PB（ MRQ） 估 值 0.64倍，显著低于港股传统能源电站运营企业 1.17倍 PB 估值水平。 

全部光伏项目补贴资金总额实现收口，补贴拖欠问题解决或再迎推进。随着所有合规有补贴电站确权以及“合理利用小时数”明确，全部光伏项目补贴资金总额也将实现收口，为下一步通过金融等办法全面解决补贴问题创造了条件。 根据政策规划， 2021年国内新增光伏项目有望实现完全平价， 新增项目不再存在补贴拖欠。按现有政策，我们预计到2022年未纳入补贴清单的项目装机占比将低于20%； 假设光伏补贴决算年增 长 8%，预计光伏累计拖欠补贴有望于2028年达峰， 2037年清零。 我们认为如果补贴问题解决，将有望带来光伏电站现金流显著改善，推动 电站资产价值重估及光伏板块估值提升。

业内认为，广东近日发布的交易方案在一定程度上类似于国外可再生能源的“购电协议”，可以看作是可再生能源参与市场化交易的第一步。

11月24日，山东省发改委、山东省能源局、国家能源局山东监管办公室联合印发《关于做好2021年全省电力市场交易有关工作的通知》，称自2021年起，集中式新能源发电企业将进入电力市场参与交易。就在不久前，广东省能源局发布文件，明确风电、光伏发电可参与现货结算。

近年来，政策力推可再生能源实施全额保障性收购，“风光”被列入现行优先发用电制度行列。但随着可再生能源快速发展， 优先发用电制度与市场化交易摩擦不断，“风光”全额保障性收购困难重重。为解决上述难题，助力实现2030年前碳达峰和2060年前碳中和的目标，“风光”参与市场化交易成大势所趋。

优先发电试水市场化交易

山东、广东可再生能源参与电力市场，是否意味着优先发电开始试水市场化交易？远景能源高级副总裁田庆军告诉记者，“其实在甘肃和蒙西电力现货试点区，新能源已经开始尝试参与现货交易，即使部分时段出现增发不增收的局面，大家还是尽可能参与这个开放的市场。”

国网能源研究院副总工程师马莉认为，广东近日发布的文件中，交易方案在一定程度上类似于国外可再生能源的“购电协议”，可以看作是可再生能源参与市场化交易的第一步。

一位不愿具名的业内人士表示，现行优先发用电制度与电力现货市场建设矛盾升级，不论山东还是广东，新能源参加现货市场， 目的都是减少不平衡资金的产生。

记者了解到，目前广东现货市场“以用定发”，在这种模式下，市场化机组为不平衡资金买单，其以高电价买入电量，再以低价的基数电量价格卖给电网，达到所谓的平衡。山东今年10月发布的《关于做好我省第三次电力现货市场结算试运行结算工作的通知》，公布了9508万元不平衡电费资金的分摊方案，新能源分摊电费占比23%。

“风光”可再生能源进入现货市场将造成什么影响？马莉表示，从目前情况来看，风电、光伏仅参与广东中长期市场，且总量规模不大。随着可再生能源比例进一步提高，由于可再生能源边际成本几乎为零，参与现货市场后可能将拉低现货市场价格，进而影响火电企业收益。

有利于新能源消纳

中国循环经济协会可再生能源专委会政策研究部主任彭澎认为，目前能够参与现货市场的“风光”为超出合理利用小时数之外的超额电量，平价上网部分合理利用小时数以内的电量仍然“保价保量”收购。长期来看，随着现货市场建设逐步完善，可再生能源参与市场化交易比例会逐步放开。

马莉指出，全额保障收购新能源面临不少“拦路虎”。“一方面，新能源占比较高的省份难以在省内消纳；另一方面，新能源发电以大规模集中开发为主，远离负荷中心，大规模跨区跨省消纳仍存在障碍。考虑到风、光等清洁能源出力特性，迫切需要研究出台适应清洁能源发展的市场机制，推动清洁能源规模化发展和有效利用，新能源将会逐步参与电力市场。”

在田庆军看来，“风光”入市是大势所趋。“大多数人觉得可再生能源参与市场意味着‘不被保护了’，其实这是片面的看法。从成本上说，以前‘风光’度电成本太高，直接参与市场竞争毫无竞争力。如今‘风光’逐渐走向平价，部分地方甚至是低价，边际成本大幅降低。同时，进入市场后意味着‘舞台’更大了， ‘风光’进入市场意味着发电权放开了，更有利于消纳新能源。”

上述业内人士对此表示赞同。“目前,国家对部分时段、部分地区‘风光’存在过激励。要实现碳中和的目标，可再生能源必须成为未来电力系统的‘主力’，优先发电会越来越多。国家政策明确，市场在资源配置中起决定性作用，主力电源只有一小部分参加市场，无法充分发挥市场的决定性作用。”

完善辅助服务等配套机制

在市场过渡期，可再生能源参与市场需要配套哪些机制？马莉认为，应持续优化辅助服务交易机制。新能源出力具有间歇性、波动性、难以预测等特点，导致电力系统运行对辅助服务的需求增加。“首先，需要建立健全调频、备用等辅助服务市场交易机制，完善辅助服务补偿机制，提高系统运行可靠性。”

随着新能源占比不断提升，电力系统运行呈现新的特点，对于电力辅助服务的需求将进一步增加。马莉建议，可适时引入爬坡类产品、系统惯性等辅助服务交易品种，例如燃气机组、抽水蓄能等，并通过市场化定价方式对此类机组进行经济补偿，进一步促进新能源消纳。

新能源机组参与市场，偏差考核将成为难点。为应对清洁能源的强随机性，马莉指出，需进一步完善风电光伏功率预测机制，以降低市场实时平衡压力。我国清洁能源的偏差处理方式，应考虑激励相容的原理， 鼓励清洁能源发电商提高其预测精度，合理进行报价。

彭澎建议，逐步完善绿证交易市场，将使用绿电的权力交给用户，明确制度设计，让公众知晓所使用的绿色电力是有国家认证的，消费这份绿色电力所制造出的产品是区别于同种类其他产品的，未来绿证极有可能与碳市场进行衔接，形成一个非常复杂而有趣的体系。

上述业内人士指出，“风光”参与现货市场最需要的是配额制。“我们要享用既可靠又清洁的能源，就一定要付出经济代价，这个代价可通过配额制向用户侧传导。”

近期，在对于“碳中和”的讨论中，多位业内人士对一个问题的观点几乎一致：“十四五”应谨慎新建煤电。

当前，我国煤电在能源消费中占比达到57.7%，而与此同时，我国能源消费总量同比增速继续提升。

占能源生产大头的煤电不宜再涨，整体消费却一直在增加，这就意味着，我们就需要用其他能源来补足煤电缺口。而光伏，则被认为将承担起补位的重任。

过去几年中，我国光伏产业在政府、技术的多重推动下实现了高速发展。截至2019年年底，我国光伏电网装机累计达204.3吉瓦，连续五年居全球首位；全国光伏发电量全年达到2242.6亿千瓦时，同比增长了26.3%。

当下，一些地方已经开始了光伏替代煤电的尝试。2020年6月，陕西发改委发布发布通知，鼓励风电、光伏等新能源机组替代常规火电机组发电交易。

在“碳中和”目标下，光伏行业如何进一步实现为煤电补位，并在此后为“碳中和”贡献力量？

多位光伏业内人士认为，升级技术是光伏最好的、也是唯一的选择。

晋能科技总经理杨立友认为，光伏行业的技术创新永远是主旋律，技术进步也永远是推广光伏产业的根本动力。从高速发展到高质量发展，技术方面还需要很大的突破，但可以肯定的是，技术的不断迭代和全行业的共同配合，能够让光伏行业拥有更显著的发展。

2020年以来，在技术升级的推动下，我国光伏迎来“大尺寸”时代。根据广发证券的研究，硅片尺寸大型化是光伏行业发展的重要趋势。因为硅片尺寸的增加，可以提升电池和组件生产线的产出量，降低度电成本，推动光伏与煤电的竞争成为现实。

东方日升全球市场总监庄英宏认为，提升技术是降低成本的重要途径。目前，东方日升在高效光伏电池及组件领域积累了深厚的技术储备，与此同时，公司还专注于提高一体化的发展程度，降低公司产品的综合成本，实现经营稳定性和盈利能力的全面提升。

2020年户用光伏指标即将用完。2021年，户用光伏是否应该有补贴？如果2021年户用光伏还有补贴，那么，补贴的盘子会有多大？

　　业内呼吁暂不取消

　　户用光伏补贴

　　从今年第二季度开始，光伏玻璃价格一路上扬。随着光伏玻璃11月价格陆续出炉，光伏组件价格也出现上涨趋势。户用光伏成本核算结果显示，如果没有补贴，户用光伏对群众的吸引力就会大大降低。

　“最近，光伏组件价格上涨。如果明年户用光伏没有补贴，就只有少部分地区户用光伏才能够具备经济性。”中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎在接受记者采访时说，“基于将光伏普惠到广大群众中去的考虑，建议明年对户用光伏有一些补贴。”

　　彭澎认为，户用光伏与广大人民群众生活息息相关；因为户用光伏规模较小，运维、安装成本更高，所以，户用光伏应该享受补贴，似乎已经成为业界共识。

　　今年，财政部总共给出15亿元的光伏补贴，其中户用光伏补贴占了5亿元。中国光伏行业协会副秘书长刘译阳告诉记者：“我们希望明年能够有3亿元左右的户用光伏补贴，每度电补贴0.03元。这样大概会拉动10GW的安装量。”

　　政策应保证

　　户用光伏安装并网

　　如果2021年光伏实现全面平价上网，户用光伏补贴存在的可能性是否很小？刘译阳对此表示：“当时所说的平价上网，是指大型集中式电站和分布式电站发电平价上网。户用光伏涉及千家万户利益，而且安装成本和维护成本高于大型电站。两者不可同日而语。因此，建议2021年还是应该有户用光伏补贴。现在，我们也在积极推动。”

   　刘译阳呼吁，明年，在补贴指标用完后，依然要保证户用光伏能顺利安装和并网。他表示：“以后，应该让大家就像安装热水器或充电桩一样，能便利地安装户用光伏，电网保证其并网，不能随意设卡。”

　“建议在光伏行业发展的顶层设计上，加强总体一致性，保证平价上网的利益，并将固定电价合约、优先发电权等利好政策落到实处。”刘译阳称。

　　需把规划和市场

　　结合起来

　　彭澎建议，主管部门在对“2030年前二氧化碳排放达峰、2060年前实现碳中和”的目标进行路径设计的时候，应尽量给光伏和风电留出更大的发展空间。

　“这也是当前能源转型的一个主要任务。我们希望企业将来自主投资扩大光伏和风电规模。”彭澎说。

　　刘译阳认为，地方政府可以通过竞价、竞争技术方案等方式来优选施工方、优选业主，让规划和市场结合起来。

　“一方面，国家能源局可以出台整体的平价项目保障性政策，给行业以稳定预期；另一方面，我们也建议，地方政府在选择业主的时候用竞争性方式，通过技术方案、电价来优中选优。”刘译阳说，“也可以考虑拿出一些条件较好的地方作为基地，激励优质企业、领先技术发展。”

未来，新能源要更多地去适应电力系统，还是电力系统升级改造更多地适应新能源？能源转型不能延续惯性思维，不管是电力系统还是新能源，两边都要变。

　　“随着技术发展和成本降低，新能源必将迎来持续高速发展时期，将会从局部地区开始逐步形成一个新能源电力、电量高占比的电力系统。”近日，在2020全球能源互联网(亚洲)大会技术论坛上，中国工程院院士郭剑波结合我国新能源高速发展大背景，针对高比例新能源系统与能源互联网、高比例新能源系统带来的高效消纳、安全运行和机制体制等巨大挑战，提出值得关注的关键技术及应对措施。

　　新能源消纳与电力系统安全矛盾突出

　“预计 2050年中国风电、太阳能发电装机容量占比将达68%，发电量占比将达48%，形成高比例新能源电力系统。从目前发展情况和预期来看，新能源实际发展速度可能会高于预期。” 郭剑波认为，由于系统电力和电量总量充盈与时空不平衡矛盾突出，新能源消纳与系统安全矛盾突出，必将给市场机制设计、规划设计、生产管理、运行控制带来巨大挑战。

　　郭剑波表示，消纳挑战主要分为日功率波动、出力度、尖峰电量消纳、功率预测难度等几方面：根据目前预测，随着新能源装机的增大，2050年中国新能源日内最大功率波动将超过10亿千瓦，与当年常规电源总装机容量相当，仅靠常规电源调节难以应对新能源日内功率波动。

　　另据业内专家介绍，新能源大规模接入还会导致频率越限风险增加、系统电压稳定问题突出、高占比地区暂态过电压严重、功角稳定特性复杂、“预案”式安控策略配置困难、宽频震荡现象相继出现、调控运行复杂等挑战。

　　新能源发电计划和供电安全面临挑战

　　随着新能源发电占比的增加，系统设备数量将急剧增加，不确定性也随之增大，系统特性和有无功平衡机制都会发生一些变化。郭剑波认为，高比例新能源电力系统除了消纳挑战外，更重要的是会带来安全上的挑战。

　　在新能源供电带来的安全问题方面，郭剑波表示，新能源发电参与一次调频，可降低稳态频率偏差和暂态最大频率偏差，但因未改善系统惯量，频率变化率未能改善，低惯量系统越限风险仍然存在。通过采用虚拟惯量控制可使新能源提供一定惯量支撑，但由于一次能源输入的可控性差，可能导致频率二次跌落等次生事故。

　　我国地形复杂，气候类型多样，随机波动性强，高精度功率预测更难。未来，随着新能源装机规模的扩大，预测绝对误差将进一步扩大，这将大大增加发电计划制定的难度。

　　郭剑波指出，应加强以新能源为主力电源的电力系统的构建技术条件和市场机制的研究，并对新能源设备、运行及控制提出新技术要求。此外，要通过拓展电力利用、多能互补和能源综合利用，利用先进的气象预报、传感、通信、人工智能等技术，协调源—网—荷—储等资源，应对高占比新能源给系统带来的巨大功率波动和技术挑战。

　　能源转型不能延续惯性思维

　　未来，新能源要更多地去适应电力系统，还是电力系统升级改造更多地适应新能源？郭剑波对此表示，能源转型不能延续惯性思维，不管是电力系统还是新能源，两边都要变。

　“成为主力电源就应该担当主力的责任和义务。”郭剑波认为，新能源本身是电流型的电源，不是电压型的电源，所以对电力系统控制确实带来了很多问题。新能源的接入不是简单的替换和简单的加减法的平衡，对于电力系统来说存在着“三个控制”问题，电压控制、频率控制、功角控制，这些特征是其他技术不具备的。

　　技术论坛上，多位业内专家表示，可以通过拓展电力利用、多能互补和能源综合利用，利用先进的天气预报、气象预报、传感信息、人工智能技术，协调网—源—荷—储等资源，应对高比例新能源巨大功率波动带来的技术挑战，这要求调动电源的力量和负荷的力量，同时还要提升电网的能力，利用新技术，

　“比如，储能和电动汽车将在高比例新能源电力系统电力电量平衡中起到重要的灵活调节作用，支撑供需双侧动态匹配，促进新能源有效利用。”郭剑波说。

　　此外，针对我国灵活性调节电源的占比较低这一现状，郭剑波表示，技术不是造成占比低的主要原因，现在有很多技术类别都能实现，关键要在政策和市场机制上做文章。

11月20日，卓尔德环境研究中心、能源与清洁空气研究中心共同发布新报告《能源规划与气候政策》专题之——中国应对气候变化国家自主贡献与“十四五”电力规划，探讨“十四五”期间国内电力规划如何与中国的国际气候承诺协调一致，并针对正在编制中的“十四五”能源与电力规划提供政策建议。

报告重点分析了中国提出的碳中和目标对国内电力行业的影响。分析指出，2020年后再新增煤电机组与中国提出的气候承诺背道而驰，建议启动煤电行业公平转型政策议程。同时，风电与光伏的发展需要进一步提速。

报告指出，中国目前有过剩的燃煤发电装机约130GW，煤电总装机到2020年约为1100GW。报告主要作者、卓尔德环境研究中心首席经济师张树伟博士说：“利益相关方对2030年煤电的预期普遍在1300GW甚至更高。这一水平将导致更低的资产收益率，意味着煤电全寿命周期超过2万亿人民币的搁置资产损失。”

基于2060年前碳中和目标的约束，以及电力部门为达到该目标应所作的“合理”贡献，中国的煤电装机到2030年需要大幅下降到680GW。碳市场是实现减少碳排放、缩减煤电规模有效的市场工具。报告建议将碳市场地板价设定为200元人民币/吨或更高，以充分反映碳排放的社会成本。

2016年发布的《能源生产与消费革命战略(2016-2030)》提出，到2030年非化石能源电力要占到电力供应的50%。本报告指出，这一目标相比已提出的中短期气候目标更有力度。报告测算，要实现此目标，风电与光伏在未来10年的发展速度需要在过去10年平均水平上翻倍，年均新增装机达到100GW以上。报告建议，“十四五”电力规划应当释放可再生能源装机节奏至少加倍的政策信号。

中国可再生能源学会风能专委会秘书长秦海岩说：“为应对新冠疫情的影响，政府出台了经济刺激计划。新增的财政资金需要合适的投资渠道去启动疫情后的经济，以求发挥较大的杠杆作用，从而助力长期可持续发展。无疑，风电与光伏产业是两个合适的选项，具有经济与环境双重收益。”

启动煤电行业转型政策议程，必须考虑到人员就业安置以及国有资产处置等方面的事项，以促进公平转型。“煤电的退出是个必须要做的事情，但是也需要确保这一过程是可管理且公平的”，张树伟补充道。

“在确保煤炭消费持续明显下降的情况下，2030年前碳排放达峰将是一个相对可以实现的目标”，华北电力大学教授袁家海博士说，“但另一个关键问题是在达峰之后的30年如何实现排放的快速下降，从而在2060年实现碳中和。要使得后期的减排难度不至于过大，为2030-2060年间的排放下降设定中期目标是很关键的。中期目标可以强调电力等重点行业提前实现零碳，或是以2030年后碳排放年度下降速度的形式出现”。

报告最后指出，长期低碳转型需要政府明确政策工具路线图，以建立激励社会各个主体的明确信号。近期的能源与排放轨迹，将是检验长期碳中和目标可信度的指针。

11月24日，记者从安丘市发改部门了解到，国家电网日前发布了2020年新列入可再生能源发电补贴项目名单，其中安丘市惠利光伏科技80兆瓦和惠永光伏科技60兆瓦光伏扶贫发电项目全部容量均成功纳入国家光伏电价补贴目录。截至目前，这2个项目已经收到国家和省级补贴2.1亿多元，这在助力安丘脱贫攻坚、节能减排、绿色发展等方面起到巨大资金保障和支撑推动作用。另外，安丘的4个光伏发电项目，共计70兆瓦也一同纳入了第七批电价补贴目录。

自2016年开始，安丘市紧紧抓住国家政策机遇，利用荒山滩涂等资源，大力发展光伏扶贫发电，并成功获取国家能源局、国家扶贫办批复的第一批光伏扶贫项目。该项目总投资12.46亿元、共计140兆瓦，在县级市中是山东省最大的地面光伏扶贫发电项目。2017年6月27日正式投运，年发电量约1.9亿千瓦时，国家补贴到位后年可实现营业收入约1.86亿元。该项目由政府方和社会资本方合资共建，各占50%的股份，其中政府平台公司代表贫困户出资，政府投资收益全部用于扶贫。

据了解，该项目采用委托第三方专业机构进行运营维护，全力保证电站高效、稳定运行，确保了项目发电量和投资收益可持续发展。

截至目前，140兆瓦光伏扶贫项目已累计发放收益4624.5万元，覆盖所有享受政策贫困和即时帮扶户，实现群众稳定增收，在推动全市脱贫攻坚方面发挥了重要作用。