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本文为北大国发院副教授、北大环境与能源研究中心副主任王敏在【朗润·格政】第148期暨“中国经济的远景与挑战”专题第二期的演讲。
碳排放主要来自化石能源燃烧排放。因此，从经济学的视角来看，碳减排主要就是两种办法：一种是调需求，即通过消费结构和产业结构的调整转型，实现市场对化石能源需求的调整；另一种调供给，即调整能源供给结构。
在调整能源的供给结构方面，我国近年的成绩主要体现在以风电和光伏发电为代表的新能源产业超高速发展。
新能源产业超高速发展的隐忧
目前，世界上风电和光伏发电装机容量规模最大的是中国、美国和德国。从2010年开始，中国风电和光伏发电装机容量大幅增长，且增长速度远远超过其它两国。截至目前，中国风电和光伏发电的装机容量分别已超过2亿千瓦，占全球份额也都超过30%。
但总体而言，即便经过最近十几年的超高速增长以及国家的大量补贴，我国的风电和光伏发电在整个能源发电中的占比还是非常低。截至2019年，煤炭、石油、天然气、核电、水电、风电和光伏发电分别占总发电量的64.7%、0%、3.15%、4.6%、16.9%、5.4%、2.9%，分别占一次能源消费的57.6%、19.7%、7.8%、2.2%、8.0%、2.6%、1.4%。从这些数据可知，化石能源中的煤炭和非化石能源中的水电仍然是能源发电中的主力军，风电和光伏发电的占比较低。
风电和光伏发电高速增长的背后还凸显两大问题：一是补贴资金缺口急剧扩大，二是“弃风弃光”率很高。
补贴资金缺口，即政府每年从可再生能源附加收取的资金远少于补贴需求，形成补贴资金缺口。由于风电和光伏发电的生产成本较高，国家一开始就采取补贴驱动政策。2006年出台的《可再生能源法》提出“在全国范围对销售电量征收可再生能源电价附加补偿”。这一电价附加经过五次调整，从2006年的0.1分每千瓦时增加至目前的1.9分每千瓦时。然而，从2014年开始，风电和光伏发电行业大规模投资增长导致补贴资金缺口急剧扩大，缺口数额从2014年底的140亿元增长到2018年的1200亿元。从最优税收的角度，如果化石能源的污染税和碳税缺失，那么就有必要对风电和光伏发电进行绿色补贴。给定当前的装机容量，如果以项目补贴周期20年计，大致可估算我国对风电和光伏发电的总补贴金额将在2万亿元以上。
“弃风弃光”率问题方面，电力的供给和需求必须实时平衡，但风电和光伏发电都缺少稳定性，只有在有风有光的条件下才能发电，最终因供需不匹配造成“弃风弃光”率较高。最严重的情况发生在2015年和2016年，全国平均弃风率达到15%和17%，平均弃光率12.6%和10.3%。而在风电和光伏发电装机最集中的三北（西北、华北和东北）地区，“弃风弃光”率更高。2016年上半年，甘肃、新疆和吉林的弃风率分别高达47%、45%和39%，甘肃和新疆的弃光率高达32%。近两年，由于相关政策和措施的推进，弃风弃光率大幅度下降。
风电和光伏发电发展的三个阶段
我国风电和光伏发电的发展主要经历了三个阶段：早期发展阶段（2009/2011年之前）、大规模发展阶段（2009/2011-2017）和稳步发展阶段（2018年至今）。
早期发展阶段（2009/2011年之前）
2006年国家出台了《可再生能源法》，这是我国可再生能源发展历程中的标志性事件。该法案通过“设立可再生能源发展基金”（通过对所有工商用电加价来获取补贴资金）与“全额保障收购”（电网企业满额收购风电和光伏发电）两项规定，极大促进了我国可再生能源的发展。但从前面较高的弃风弃光率数据可知，“全额保障收购”这一点显然很难落实。这段期间主要是以特许招标权的形式小规模推进风电和光伏发电的装机投资。风电的最低招标价格一度到每千瓦时0.38元。光伏发电的招标价格在每千瓦时0.7288元-0.9907元。
大规模发展阶段（2009/2011-2017）
2009年哥本哈根会议之后，风电补贴政策出现很大变化。主要是我国当时向全世界做出承诺“2020年中国非化石能源消费比重提高到15%”。关于这一目标，我们在2019年就已经完成。我要强调的是“15%”的重要性。原先，非化石能源发电主要还是依靠水和核能发电，但建设周期较长。因此，要实现这一目标，短期只有通过大力发展风电和光伏发电。这15%的目标承诺就主导了2009年之后我国风电和光伏发电行业十年大发展。
首先，中国在2009年分资源区制定了风电固定上网电价政策，分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。为鼓励风电发展，我们将固定上网电价制定得较高，普遍高于之前的特许招标价格。
当时光伏发电的成本远高于风电。2010年，我国光伏发电总装机容量只有80万千瓦，但光伏制造却占到全球光伏产能的50%。2011年德国光伏补贴政策退坡，引发中国光伏制造业面临困境。在该背景下，我国制定了光伏发电固定上网电价政策，为每千瓦时1元，也高于之前的招标价格。
2009年和2011年的政策调整，为我国风电和光伏发电行业的超高速增长提供了契机。从风电行业来看，在风电固定上网电价确定后，仅2009年一年的新增装机容量就达到1373万千瓦，而此前累计的装机容量仅为965万千瓦，这意味着风电装机容量用一年时间就发展到过去十几年才达到的规模。2009年-2017年，风电新增装机容量年均增长率高达138%。
光伏发电的发展情况同样如此。2011年，光伏发电进入固定上网电价阶段，新增装机容量仅一年时间就达到270万千瓦，而此前累计的装机容量才80万千瓦。同时，光伏发电的投资增长率远远高于风电，2011年-2017年光伏发电的新增装机容量年均增长率达到228%。
然而，“风光无限、水深火热”。风电和光伏发电的超高速增长导致不断攀升的弃风弃光率和巨大的补贴资金缺口，问题的根源在于补贴政策的制度困境。
当时的补贴政策主要包括“固定上网电价”和“全额保障收购”。从经济学视角来看，这是价格和数量双重管制的政策设计，会导致非常大的市场投资冲动。我们在2013年和2014年的调研中发现，市场对风电和光伏发电的投资热情几乎处于疯狂状态，尤其是回报率更高的光伏发电。
政府定价信息不对称，导致补贴价格过高。政府原本也想按照理想的状况来定价，如发电成本加上8%的平均回报率。但成本的衡量一直是一个大难题，政府始终没办法解决信息不对称的问题。2010年至2018年，技术发展促使全球陆上风电和光伏平准化电力成本下降34%和77%，但同期我国的风电和光伏发电各资源区上网价格下调严重滞后。这造成政府的补贴相对越来越高，对投资的吸引力越来越大，最终导致“寻租”问题出现。
高补贴加上我国地方政府政绩考核下的电力计划管制，不但导致地方政府行为扭曲，也引发出新的问题。首先，对风电和光伏发电行业的补贴资金来源于全国工商业电价加价，因此并不需要地方政府掏钱。而我国风电和光伏发电资源主要集中在GDP相对较低、经济发展相对落后的“三北”地区。对这些地方政府而言，他们有非常大的动机去发展风电和光伏发电行业。于是，全国分摊电价形成“地方请客、中央买单”的资源配置现状，导致地方政府出现重投资、轻消纳的资源配置扭曲行为。
在消费端，省政府控制发电权，电力市场“以省为界、画地为牢”。我国对电力计划实行高度管制。尽管电力供需必须要实时平衡，但直到今天，我国的电力平衡还是以省为单位。每年年初，省政府会预测当年的用电需求，并根据该用电需求决定省内发电机组的发电权。如果省内电力供应无法满足需求，才会进一步考虑从省外购电。只要省内供电能满足用电需求，地方政府为了照顾本省发电企业的就业、税收等利益，不会去省外购买哪怕更便宜的电。这就造成“三北”地区的风电和光伏电尽管价格便宜却不容易销售至外省的情况。这种“以省为界、画地为牢”的电力市场局面阻碍了风电和光伏发电在更大区域范围内的消纳。特别是在储能技术包括储能市场没有成熟之前，电力更是需要靠市场来调峰调度消纳，且市场规模越大，调峰调度消纳就会越多。从国际情况来看，德国的风电和光伏发电占全国发电量30%多，但是它在很大程度上是依靠整个欧洲电网的消纳，否则光靠德国自己根本完成不了这30%多的量。
再一个问题是“公地悲剧”。我国的发电权强调“三公”调度，即同一类电源发电权按装机容量进行平均分配的机制，这就导致装机投资的“公地悲剧”。 “公地悲剧”问题在上世纪30年代被提出来，是指如果一个村庄有一块公共草场，大家都可以自由进出去养牛。只要养牛得到的平均收益高于平均成本，那么人们就会不断地增加牛到草场散养，最后导致草场租值耗尽。同理，在“三公调度”的发电权配置法则下，给定相对固定的用电总需求，新增的装机投资都可以获得平均发电权。这就使得，只要新增装机投资的平均收益高于平均成本，即便弃风弃光率再高，也一定会有投资不断涌入，直到平均回报率趋零。如当时甘肃的弃风弃光率曾达到百分之三四十，但仍有企业继续往里面投资。从规律上来看，补贴价格越高，弃风弃光率则越高。虽然风电和光伏发电的价格和数量受到双重管制，但是价格规律还是在起作用。这里，弃风弃光率替代价格成为调价供给的重要工具。
通过这些问题，我们可以看到，政策既想保价格又想保量的初衷无法实现，这也是“价”“量”难两全的经济规律。
稳步发展阶段（2018年至今）
2018年以后，我国通过一系列改革试图解决上述问题。其中最重要的措施是全面推广电价竞标，即上网电价不再由政府定价而是由市场竞争来决定。由此消除价格管制，同时引入补贴的价格竞争机制。如此一来，首先是解决了政府定价中的信息不对称问题，真实还原发电成本；其次是引入了企业竞争，将发电项目资源配置到经营效率最高的企业，这有利于高效率企业的做大做强以及行业整合。因此，我们看到2018年以后行业的整合度在大幅度增加。事实证明，价格竞标制度更容易在技术和行业比较成熟的条件下取得成功。
光伏发电行业在“531”新政后全面推广电价竞标，新增装机从2017年的53GW（1GW等于100万千瓦）超大规模降到了2019年的30GW。2020年，参与价格竞标的26GW项目中，最低竞价为0.2427元/千瓦时，加权平均0.372元/千瓦时。2020年，平价上网项目为33GW。预计2021年，大部分光伏发电就能实现平价而不再需要政府补贴。2021年，政策端将全面取消对陆上新增风电投资的补贴。
此外，2020年6月1日，可再生能源配额制正式出台。这个政策对每个省制定最低可再生能源消费占比的额度，希望以此来来打破省与省之间的新能源电力交易壁垒。
政策改革展望
对风电和光伏发电的展望，我认为最终还是要靠市场来解决问题，即消除对价格和数量的管制。
加大电力市场化改革
电力市场化改革的重要体制涵义是，通过市场竞争来配置稀缺的发电权，从而打破发电权的平均分配机制。目前，将近一半的火电参与了电力市场交易，但大部分省市还没有把风电和光伏发电纳入电力市场化交易中。相信随着改革的进一步推进，一定会出现新的进展。此外，2019年有8个省建立了现货电力市场交易试点。一旦完成装机投资，风电和光伏发电的边际成本几乎为零。因此，在现货电力市场交易中，风电和光伏发电有非常大的比较优势。
现在的电力交易市场以省为单位，如果在跨省区域建立电力市场，对消纳风电和光伏发电还会有更大帮助。
此外，风电和光伏发电的发展还要依赖储能和调峰辅助市场的发展。
进一步完善价格机制
风电和光伏发电能否在能源结构改革中发挥重要作用，最终由它们的生产成本决定。目前，能源的成本价格还是扭曲状态，例如火电的成本很低，但如果考虑火电的污染税和碳价，它的成本将高于风电和光伏发电。因此，风电和光伏发电最终能在多大程度上替代火电，就需要对比二者完全真实的成本价格，包括污染税、碳价、储能和调峰等成本。
自2010年以来，利用可再生能源发电技术的海上风电、陆上风电、聚光太阳能热发电和太阳能光伏发电的发电成本都在不断下降。到2021年，光伏发电成本将比陆上风电、海上风电、光热发电的发电成本都低，可以实现3.9美分/千瓦时的全球平均价格，并且还有进一步的下降空间。
不过，除发电成本外，新能源成本还要考虑其它的系统性成本。随着风电和光伏发电装机容量规模继续增加，系统的稳定成本也会上升。此外，风电和光伏发电的装机投资首选都是风光资源较好的地区。随着装机容量不断上升，我国较好的风和光资源地区都逐渐被利用，今后获取优质资源的成本也会越高。因此，即便风电和光伏发电的发电成本还会下降，但其系统稳定成本、土地成本和获取优良资源的成本也会同时上升。因此，风电和光伏发电最终能在整个能源结构调整中发挥多大作用，还需要长期观察它们整体成本的变化。（原文整理：何又夕）