缓解中国电力短缺和加速清洁能源转型的三大重点

文 | 林江 柯意志

夏秋之交，在全球经济走向复苏的过程中，中国令人惊讶地经历了一场大面积“拉闸限电”现象。据中国媒体报道，从东北的吉林到南方的广东，中国约有 20 个省份实施了限电或“有序用电”。

中国本轮大规模“拉闸限电”是在国际石油、天然气和煤炭市场的供应突然收紧的背景下发生的。中国是全球最大的能源进口国，因此，国际能源市场的供应紧张确是其电力短缺的一个原因。然而，中国此次用电短缺并不仅仅是由于国际能源供应的动荡造成的。

虽然需要更多的数据和分析来确定中国本轮停电的根本原因，但专家们已经指出了几个潜在的驱动因素，不同省份的驱动因素不同。这些因素包括：

- 电力市场不健全。这意味着发电厂无法传递或对冲上游上涨的燃料成本，从而不得不在“越运营越亏损”，和“不运营”之间做出选择。

- 煤炭供应短缺。这主要是由于国内限产和进口限制造成的。

- 全球价格上涨。这刺激了工业和制造业产出，导致电力需求快速增长。

- 中国政府对各省的能源消耗和强度的“双控”目标，导致一些省份采取了限电措施。

- 一些省试图“攀登碳排放高峰”，导致一些省份在全国碳排放达峰前试图扩大工业产出。

这使中国政府面临一个两难选择：是坚持控能降碳的环境政策、推进电力市场改革、减少经济对重工业的依赖，还是回到以前的以燃煤发电、高耗能工业、政府主导电价为主的经济增长模式，寄希望于后者能够缓解当前的电力短缺和经济增长的制约因素？

在这种困境之间徘徊需要“对症下药”，仔细诊断并提出有针对性的解决方案，以平衡短期调整和长期结构性改革。 最近的政策行动表明，中央和一些省级政府正在采取更加平衡的方法。 10 月，中国国家发展和改革委员会 (NDRC) 采取措施保障煤炭供应，同时扩大电力市场改革，允许燃煤电厂将更多成本转嫁到消费端。 9 月，广东省重申了限制重工业产出增长的承诺，以确保在实现环境目标方面取得进展。

作为这一揽子平衡政策的一部分，有另外三步可以帮助解决导致电力短缺的系统性问题，同时保持中国向低碳经济转型，以及实现碳达峰、碳中和目标的势头。

一是中国要继续实现能源供应多元化，加快向非化石能源的转变。目前，这些非化石能源的燃料成本已经降到很低， 虽然短期内增加煤炭产量可能是确保充足的冬季能源供应的必要条件，但在中短期内，扩大国内煤炭和天然气的产量不一定会进一步降低能源价格。与其他国家一样，中国当前应对能源短缺的解决方案应该是增加对非化石能源的投资和部署，而不是加大对未来十年内即可能产生“搁浅效应”的煤炭和其他化石燃料资产的投资。

中国最具发展潜力的非化石能源是风能和太阳能。 在近期煤炭价格上涨之前，风能和太阳能技术以及支持它们的电池存储的成本已大幅降低，其资源成本已经可与中国部分地区的煤炭发电成本比肩竞争。风能、太阳能和电池的建设时间相对较短，这意味着它们可以快速部署。 但更大规模地部署风能、太阳能和储能——与 2020 年每年120 吉瓦的速度相当或更快——将需要解决土地使用问题，并建立市场机制来帮助最大化这些资源的价值。

二是深化电力批发市场和零售定价改革，使中国电力系统能够更灵活地应对燃料价格冲击，更好地整合非化石能源。国家发改委 7 月发布的关于分时定价机制的通知有助于改善电力供需，10 月份发布的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，其核心是建立起了“能跌能涨”的市场化电价机制，对于深化电力市场改革起到了一定的作用。但下一步的电力市场改革仍需要三个关键因素，以进一步支持电力市场的灵活性、以及使电力供应更为多样化。这三个关键因素是：煤炭价格的变动更全面转嫁给消费端；更多的有助于生产者或消费者管理煤炭价格风险的方式，以及允许非化石能源发电和储能参与电力供应市场。

三是发展区域电力市场，让产能过剩的省份向缺电的省份供电。 2021 年 1 月至 8 月，中国火电厂（其中大部分为燃煤电厂）的平均利用率为52%，相对较低 ，这表明中国有足够的发电装机满足其电力需求，但克服省间电力交易壁垒对于缓解当前和未来的电力短缺非常重要。从长远来看，充满活力的、区域性甚至全国性的电力市场也将有助于增强中国电力系统对气候变化的适应能力。

最近的大面积限电事件并不表明中国应该改变其发展低碳经济和能源转型的方向。相反，停电现象恰恰表明，将经济增长摆脱对高排放、高能耗的行业的依赖、以及建立更为灵活、更利于支持清洁能源的电力市场，是避免未来电力短缺和价格波动的关键。 随着全球减排框架在《巴黎协定》的基础上的逐渐确立，可再生能源发电将会为中国提供巩固国内能源安全、并加强其全球领导地位的机会。