中國2060碳中和目標的宣布，在電力行業中引發了激烈的震動。最直接的表現就是在緊隨其后召開的中國風能大會上，風電行業喊出了“十四五期間，每年新增風電裝機50GW”的目標。

近幾年來，中國電力行業的清潔低碳轉型已經成為共識。但今年由于疫情對經濟產生了較大影響，一批煤電項目獲得核準，讓中國的低碳轉型路徑實施似乎蒙上了陰影。

在“十四五”規劃制定的關鍵時期，2060碳中和目標的提出無疑對規劃要產生顛覆性的影響。坊間傳聞，原本部分源行業的十四五規劃已經基本編制完畢，但碳中和目標提出后，緊急進入重新制定的過程。

風電光伏喊出更多的發電裝機并不難，難的是要讓風電和光伏一直以來的并網消納問題得到解決。否則一邊是大干快上的新增裝機，一邊是業務無法并網發電沒有收益。用不了幾年的時間，風電光伏就會被投資方所拋棄。

目前國內一大批為了消納清潔可再生能源發電而建設的特高壓項目，一方面有了線路利用率低的問題，另一方面這些特高壓線路上傳輸的電能量，有多少是真真正正的清潔能源呢？

據業內人士透露，目前特高壓線路輸送電能中，清潔能源比例平均不到40%，部分線路甚至不到20%。

計劃經濟格局下的電力系統，風光消納完全依靠電網公司，最終就會產生這樣的結果。我們總是會習慣性地拿德國的數據來對比。2019年風電在德國全網容量中占比24.67%，光伏占9%，合計超過33%，接近超過三分之一的水平來自可再生能源。

而2019年，在中國能源結構中，風電消納比例只占5.65%，光伏占3.1%，合計占比為8.57%。

保持風電、光伏高的消納比例，成熟的電力市場化交易是必不可少的。從目前國內少數幾個現貨試點省份的經驗來看，風電光伏完全可以根據自己的發電出力特性來設計報價策略。只要出力預測不出現大的偏差，哪怕是全報0價都可以。

而且在現行電力系統中，風光在非發電時段沒有任何收益。但在電力市場化交易中，風電場和光伏電站還可以通過合約交易來獲得收益，也就是扮演了一定售電公司的角色。這樣不僅能在理論上實現100%的可再生能源消納，還可以有更多的收益。

這一點不僅適用于省內市場，跨區域的電量交易同樣不可缺少成熟的電力交易機制。現在所謂的跨省區交易，沒有任何電力負荷曲線，完全無法體現電力的時間特性。再加上前文我們提到的特高壓線路中清潔電量比重太低的問題，只有跨省區線路進入到受端省份的現貨市場中，才能讓清潔可再生能源的跨區域消納成為現實，而不是像現在這樣僅落在字面上。

但是可再生能源滲透率的提高，也對電網的靈活性提出了更高的要求。可再生能源發電的間歇性和波動性要求電力系統必須具備一定的應變和響應能力。

當常規電源的調節能力不足，無法滿足系統凈負荷的變化時，為了保證電力系統安全穩定運行，只能削減可再生能源出力或是在高峰時期切除負荷。隨著可再生能源滲透率的提升，靈活性不足導致的減出力和切負荷會對可再生能源發電項目的收益造成巨大影響，不利于中國可再生能源中長期的發展。

現在的電網靈活性，大多由進行了靈活性改造之后的煤電機組來提供。但這有兩個問題，一是在碳中和的大背景下，煤電機組規模是減少的趨勢。而且隨著可再生能源發電比例的快速提高，本就不善于調峰調頻的煤電很可能無法滿足靈活性的需求，甚至會造成整個電網系統的成本提高。

那么我們是否可以大規模發展氣電、儲能、抽水蓄能電站等全球公認適合提供電網靈活性的電源呢？

這就是第二個問題，我國還沒有成熟、健全的電網系統靈活性服務收益機制。這也是電力市場化改革的另一個部分，輔助服務市場的建設。

電改以來，尤其是現貨試點省份確定以來，我們將更多地目光和關注點放在了電能量市場上。實際上，對于風電光伏這樣的可再生能源來說，確保他們能大規模發展的最核心障礙，并不是沒有現貨市場，而是能否對電網系統靈活性設置科學的收益機制。

如果沒有電網靈活性收益機制，前面說到的氣電、儲能、抽水蓄能大多是在現行體制下不賺錢的。所以風光的消納又要回到了依賴電網的老路上去。

但是如果有了電網靈活性收益機制，但市場不成熟、不合理，一樣無法保證大規模可再生能源發電接入電網后的系統平衡性問題。

“碳中和”對于中國社會來說，都是顛覆性的挑戰。拋開能源產業本身，建筑節能、高耗能產業轉型·······都與“碳中和”息息相關。但能源行業，尤其是發電行業，其未來低碳發展的程度幾乎可說是決定了中國“碳中和”目標實現的關鍵。

沒有電力市場化改革，依靠大規模可再生能源發電來實現電力行業的“碳中和”是完全不可能的。從這個角度來看，“碳中和”正倒逼我們的電改加快進度。