中国能源转型之星：能源系统实现有效率转型的五条黄金法则建议--国家可再生能源中心.pdf

中 国 能 源 转 型 之 星 能源系统实现有效率转型的五条黄金法则 建议 IMPULSE 中国 能 源 转 型 之 星 中国能源系统实现 有效率转型的五条黄金法则 出版单位 Agora 能源转型智库 Agora Energiewende Anna-Louisa-Karsch-Strae 2 10178 Berlin | 德国 中国国家可再生能源中心 CNREC 作者 张树伟 shuwei.zhangagora-energiewende.de 赵勇强 zhaoyongqiangcnrec.org.cn Markus Steigenberger markus.steigenbergeragora-energiewende.de 贡献者 Mara Marthe Kleiner Thomas Kouroughli Christian Redl 中国能源转型之星 引用 Agora 能源转 型智库（ Agora Energiewende, 2018） 中国能源转型之星中国能源系统实现有效率转型的五 条黄金法则。 www.agora-energiewende.de 致谢 衷心感谢 GIZ（德国国际合作机构）提供资金支持与建 议。 特别鸣谢以下报告审阅人 王仲颖，中国国家可再生能源中心及能源研究所（ ERI） Anders Hove ， 德国国际合作机构驻华代表处 出版说明 扫 描 二 维 码，下 载 本 出 版 物 。 审 校 WordSolid, Berlin 排 版 UKEX GRAPHIC Urs Karcher 封面图片 unsplash.com/alexandre valdivia 148/08-I-2018/ZH 排 版 2018 年 12 月 3 前言 尊敬的读者 中国已成为全球减缓气候变化政策与行动的主要引领国家之 一。中国在联合国气候谈判中采取积极态度，是世界可再生 能源发展的主要力量 。 同时 ， 中国继续与本国的大气污染问 题做斗争 。 尽管过去几年中国已减少了温室气体排放 ， 但 2017 年开始排放又开始反弹 。 中国最大的清洁能源项目是电力行业的转型 。 政府计划到 2030 年将电力系统中非化石电力的比例提升至 50。 我们 （ 以及其他机构 ） 的计算表明 ， 这是一个雄心勃勃而又切 实可行的目标 。 近几年取得了明显的进展 ， 但仍面临严峻 挑战，尤其是在电力系统结构性改革方面。 本报告将详细讨论其中的部分挑战 。 本报告建立在近几十年我们 在欧洲地区的经验与教训基础上，见解要义在于有必要采取综合 性政策框架 ， 以确保各政策工具之间的协调性 。 基于研究结果 ， 我们归纳总结出可再生能源与电力市场建设的五条黄金法则 。 希望本报告能对您有所启发 ， 有助于促成有效与有效率政策 的设计与实施 ， 以实现中国向清洁能源的成功转型 。 诚挚问候 帕特里克 葛来辛博士 （Dr. Patrick Graichen） Agora能源转型智库主任 要成本有效地实现 2030 年非化石电力占比达到 50 的目标， 2020 年至 2030 年期间，中国每年需新增大 约 35 GW 的风能和 65 GW 的太阳能。 这与前几年观察到的最快发展水平大致相符。随着技术成本的迅速下降，风电 和太阳能可成为新的主力新增电源。 中国电力系统需要将“灵活性”作为新追求，到 2030年，大约 25的电力来自波动性可再生能源。 电力系统结构性改 革对于保持其可靠性和成本效益至关重要。缺乏灵活性的基荷电源，以及非经济效率为基础、粗尺度的调度方式不符 合依赖天气的发电技术日益占据主导地位的电力系统的要求。 中国已经启动多项重要改革，但依然面临根本性挑战。 随着中国启动全国碳排放交易体系，重新审视其可再生能源补 贴计划，并明确建立电力现货市场的迫切性，近期的政策改革方向无疑是正确的。然而，根本性挑战仍亟待解决。这 些挑战包括燃煤发电产能过剩、调度系统不够灵活、以及缺乏透明度和市场参与者获取数据的便利。 五条黄金法则将有助于建立一致性的政策体系并确保电力系统可靠性并具成本效益。 中国有机会快速迈向可再生能源 主导的电力系统设计，使成本效益和可靠性得到保证。本文确立的五项黄金法则将帮助政策制定者从实用性和一致性 角度去审视各种政策及新的市场工具，同时考虑它们的互动影响并避免出现不一致情况 黄金法则一 通过发展短期市场以有效利用现有发电能力 黄金法则二 激励系统灵活性，确保系统可靠性和充足性 黄金法则三 为可再生能源的新投资提供稳定收益 黄金法则四 管理煤炭占比下降及其结构性后果 黄金法则五 明确透明度和数据可获得性的关键角色 总结（主要研究发现） 3 4 2 1 Agora 能源转型智库 | 中国能源转型之星 4 5 目录 导言 7 背景 实现气候与能源目标的可再生能源角色 9 1 以可再生能源为主导的能源转型理论完美而实践欠佳 15 1.1 单一能量市场和碳排放交易体系的简化版完美理论 15 1.2 实际应用过程中单一能量市场和碳排放交易体系存在的缺点 17 1.3 中国能源体系的额外复杂性 19 2 中国电力市场转型的五条黄金法则 23 黄金法则一 | 通过发展短期市场以有效利用现有发电容量 24 黄金法则二 | 激励系统灵活性，确保系统可靠性和充足性 26 黄金法则三 | 为可再生能源的新投资提供稳定收益 28 黄金法则四 | 管理煤炭占比下降及其结构性后果 30 黄金法则五 | 明确透明度和数据可获得性的关键角色 31 结论 33 参考文献 35 Agora 能源转型智库 | 中国能源转型之星 6 建议 | 中国能源转型之星 7 导言 近年来风能与太阳能在中国发展迅猛 ， 如今在向清洁能源 的转型中，中国正面临新的挑战。而仅仅依靠增加装机已 不足以应对挑战 。 中国还需要从整体的角度去审视其能源 系统的各种要素 。 这听上去似乎是显而易见的 。 但德国及其他国家和地区的 经验显示 ， 采用整体性视角并非易事 。 过去数年 ， 德国颁 布的若干政策工具 ， 但对它们之间的相互作用却考虑不多 。 每个决定的做出可能都有其合理理由 ， 但总体效果并不明 显 。 仅举一例说明 尽管近年来可再生能源发展迅猛 ， 但 德国的温室气体排放并未显著下降。其原因在于各政策措 施不一致具体而言，即欧洲碳排放交易体系（ETS）无 效以及缺少降低高碳排放能源生产的其他政策工具 。 为此 ， 我们几年来一直论证泛欧视角的必要性 。 显然 ， 我 们需要一套关于可再生能源投融资 、 市场设计和减少高碳 资产的相互一致的政策 。 1 1 Agora能源转型智库 2016a. 有趣的是 ， 中国和欧洲均部署了类似的政策工具组合 ， 其 中包括 →可再生能源激励体系 （ 自愿性及强制性工具 ）， →碳市场 ， 尤其是碳排放交易体系 ， 以及 →适用的电力市场设计 ， 目前在中国仍处于发展当中 。 因此 ， 在中国出现的挑战也与在德国和欧洲地区面临的挑 战类似 。 我们与中方合作伙伴中国国家可再生能源中心一 道 ， 讨论了中国电力系统如何实现综合转型的方法 。 显然 ， 这需要将许多中国的具体情况考虑进去。但不变的是，必 须确保不同政策工具间的协调一致。 本报告即是这些讨论的结果 。 本报告提供了一种审视不同 政策工具与市场之间相互作用的更高层面的角度 ， 并可有 助于在中国建立更高效 、 更可靠的未来能源系统 。 通过这 种方式 ， 我们倡导一种不完全拘泥于教科书式经济理论而 认可现实世界中经验的实用主义角度 。 本报告的分析主要 旨在论证政策制定者在设计实施未来市场和规制时需要牢 记的关键问题及潜在含义。 Agora 能源转型智库 | 中国能源转型之星 8 建议 | 中国能源转型之星 9 背景实现气候与能源目标的可再生能源角色 在 2015 年 12 月召开的巴黎气候大会上 ， 中国与其他国家一 道达成具有法律约束力的全球目标，力争“把全球平均气 温较工业化前水平升高控制在 2 C 之内 ， 并为把升温控制 在 1.5 C 之内而努力 ”。 2 巴黎协定 明确提出 ， 全球电力行业最晚应于 2050 年 前完全实现脱碳 。 3 电力行业的零碳技术具备高成本效益 ， 因此理应率先实施脱碳进程 。 在这方面 ， 电力行业与农业 和工业等其他部门形成鲜明对比 。 在农业和工业领域 ， 相 关技术并未取得长足发展 ， 无法快速实现减排 。 电力行业 要实现2050年完全脱碳的目标，应在2030年前实现50 的努力。这一中期目标要求在未来15年内大量投资零碳技 术 ， 以取代化石燃料发电 ， 大幅减少排放 。 因此 ， 全球各 国 无论当前所处发展阶段 均应携手合作 ， 实现全 球电力行业的全面转型 。 考虑到中国电力行业整体规模和排放强度以及迫在眉睫的 2030 年行动目标 ， 中国亟需在全国范围大刀阔斧推进电力 行业转型 ， 而这项工作不应受未来几年国际气候谈判过程 中可能形成的全球排放交易或治理体系的影响。 中国通过国家自主贡献 （NDC） 做出承诺 →到2030年左右二氧化碳排放量达到峰值并争取尽早达 峰； → 2030 年单位国内生产总值二氧化碳排放比 2005 年下降 60-65； → 2030 年非化石能源（可再生能源和核能）占一次能源 消费比重达到 20 左右 ； 以及 → 2030 年森林蓄积量比 2005 年增加 45 亿立方米左右 。 自发布国家自主贡献承诺以来，中国在落实新能源和环境 政策方面取得了实质性进展。自2013年以来，煤炭消费量 相对保持平稳；2017年，政府加快步伐，逐步淘汰居住区 分散燃煤供暖设施。中国的风电和太阳能产业在装机容量 和产量方面继续保持全球领先地位。仅2017年，中国就 新增53 GW太阳能光伏装机量，几乎是美国的五倍。这 2 参见巴黎协定，第2.1a）条。 3 政府间气候变化专门委员会 IPCC 2018。即将出版。 一增幅甚至大于德国 43 GW 太阳能光伏装机总量 。 4 尽管风 电和太阳能限电依然偏高，但这一状况在2017年至2018 年初已有改善 。 5 中国政府已制定时间表 ， 力争到 2020 年 将所有省份的风电和太阳能弃电率控制在 5 以内 ， 同时 采取一系列保障措施 ， 包括规定各省可再生能源配额指 标 ， 建设新的输电线路以解决阻塞 ， 同时监测高限电地 区的投资与运行动态 。 空气污染及其对公共卫生和环境产生的影响广为公众所知 ， 进一步推动了清洁能源体系的发展 。2018 年 ， 中国通过宪 法修正案，将发展“生态文明”和生态环境保护设为国家 发展重要目标。 6 2014年，习近平主席发表讲话，强力推 动能源生产和消费革命 。 政府随后于 2016 年发布 能源 生产和消费革命战略 （2016-2030）。 根据该项战略 部署要求 ，2030 年非化石能源发电量占全部发电量的比 重力争达到 50， 而 2016 年该比例仅为 28 左右 。 相比 之前国家自主贡献提出的 2030 年非化石能源发电量占比 20 的目标 ， 这一新近的国内目标显得更加宏伟 。 中国政府认识到，转型使用清洁能源、实现交通运输和工 业部门电气化发展将有助于中国应对空气污染挑战 ， 引导 未来经济增长迈上低碳之路 。 一个广泛的认识 ， 末端排放 治理最多仅能实现50减排量，无法完全满足中国大气污 染治理目标需求，即在2030年前将城市环境PM2.5浓度降 至30微克/立方米（μg/m 3 ）。 7 因此，有必要明显改变中 国能源结构 ， 以实现大气污染防治目标 。 所有这些内容指向对能源体系转型的深入探讨。在拥有市 场化为基础的电力市场和综合输电系统的国家 ， 零边际成 本的风电和太阳能日益取代燃煤发电 ， 往往促使火力发电 4 然而，2018年6月，中国政府决定暂不安排基于补贴的 普通光伏电站建设规模，为今年新增装机规模设置了约 20 GW的上限。 这一安排在11月时有松动的迹象。 5 国家能源局（NEA）（2018a）。应该注意的是，弃电 率计算方式可能因国家而异。在中国，这与可再生能源 的理论发电能力相关 , 比如可研报告中设计的。 6 新华社（2018）。 7 马军（2017）。 Agora 能源转型智库 | 中国能源转型之星 10 厂提前退役 。 风电和太阳能电力成本不断下降 ， 促进地方 和国家层面政策制定者切实推进转型进程。 8 在多个国家 ， 风电和太阳能成本造价相比其他能源生产 方式已颇具竞争力。 9 但在中国，燃煤发电的相对成本在 短期内仍被认为低于其他发电方式 。 根据政府和主要行 业的预期 ， 到 2030 年中国的非化石能源占比至少应达到 20 的目标亦可解读为清洁电力占比 38。 10 根据官方规 划 ， 水电和核电将发挥主要作用 ， 来源于其巨大的存量 、 在建容量以及规划 。 基于此参考基准情景 ， 波动性可再生能源 （vRES）， 也就 是风力发电和太阳能发电量占总发电量比例预期将从 2017 年的约7增加到2020年的10，到2030年增加至15 8 王仲颖 2018。 9 Agora能源转型智库（2017a）；国际可再生能源署（2018） 。 10 Zhang and Bauer 2014 （ 详见图 1）。2015 年到 2030 年 ， 国内生产总值平均增长 率保持在5.3（表1）。按此速度发展，中国将稳步实现 20 非化石能源目标 。 与 2005 年相比 ， 整体经济碳强度 最少降低 65， 相当于气候变化国家自主贡献的高值目标 。 2030年非化石能源占一次能源消费比重 20的 目标 ， 可通过提升风电和太阳能发电份额占比至 15来实现 该情景与政府规划基本保持一致 ，2020 年至 2030 年间 ， 相应的 ， 风电容量需要增加 19 GW， 太阳能光伏装机容 量每年则应增加 26 GW。 鉴于近期新增装机容量已高于 这些数字 （ 表 2）， 因此有望实现并最终超越 2030 年国家 自主贡献目标。 对应于气候变化国家自主贡献和国内目标的可再生能源发电份额 图 1 资料来源中国电力企业联合会（ CEC）年度报告和中国官方文件 2030 年能源革命数据（ 2000–2017 年）。展望期（ 2017–2030 年）代表中国国家自主 贡献中达成非化石能源占比目标（粉色箭头）的情景。其考虑可再生能源最可能的发展速度，尤其是建设期长达 5 年以上的水电和核电发展情况。详情请参见 Zhang and Bauer（ 2013）以及 Wang and Zhang（ 2017）。 非化石能源非化石能源比重 非化石能源发电量占总发电量比例 风能和太阳能发电量占总发电量比例 Main investment cost Maintenance Equity rate Fiscal depreciation term Debt interest rate Other site investment cost Equity share fi xed Tax rate Land lease Business and technical management Planning cost Grid connection cost Foundation Direct marketing cost Reserves Insurance Debt term Equity term Wind Resource/FLH 历史数据 中国国家自主贡献 2030 年情景 中国 2030 年能源革命情景 2000 2010 2020 2030 [ ] 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 50 38 20 21 15 8 15 10 33 34 非化石能源比重 非化石能源发电量占总发电量比例 非化石能源发电量占总发电量比例 风能和太阳能发电量占总发电量比例 风能和太阳能发电量占总发电量比例 建议 | 中国能源转型之星 11 因此，中国政府决定大步迈上更加宏远的发展道路。官方 发布的能源生产和消费革命战略（2016-2030）要 求，到2030年，非化石能源发电量占全部发电量的比重 力争达到 50。 该目标显然高于国家自主贡献承诺 ， 表 明可再生能源将继续提速发展 。 在核电和水电按官方规划发展（表1中区间上限数据）、 风电与光伏发电限电程度减轻、中国经济能源强度下降 的前提下，情景分析显示，要实现非化石能源发电量占 比 50 的目标 ， 即要求风电和太阳能光伏发电量占总发 电量的 21 以上 。 注 基于 Zhang and Bauer 2014 并进一步分析. 不同情景下的经济和能源参数设定 表 1 2005 年 2010 年 2015 年 2020 年 2030 年 国内生 产总值（ 2005 年价格，亿元人民币） 185896 317682 463889 635568 1009477 电力需求（ TWh） 2494 4194 5802 6830 8770 能源消费总量（万吨标煤） 261369 360648 429905 526347 555500 按照国家自主贡献承诺的非化石能源发电量比重目标 18 20 26 34 38 按照国家自主贡献承诺的风电与太阳能发电量比重 目标 0 1 4 10 15 按照中国国内 50 非化石能源发电量占比目标的风电 和太阳能比重目标 21 水电与核电增速放缓情景下，风电和太阳能发电量占 比目标 25 * 政府出台的多项规划方案与行业规划（ 2020–2030 年）；电力规划设计总院（ EPPEI）和水电水利规划设计总院（ CREEI）展望数据；与中国国家可再生能源 中心（ CNREC）的沟通交流。 注中国生物质能利用持续受限且落后于其他国家。水电和核电的高方案与中国政府规划相一致。我们认为 2020 年后，尚未启动的水电与核电项目极为可能完 全终止。 非化石能源发电量历史数据以及 2020 与 2030 年展望 表 2 2016 年 GW 2017 年 GW 2020 年 * GW 2030 年 GW 水电 332 341 350 420–450 核电 33 36 58 80–120 风电 148 164 220 400-600 太阳能光伏发电 78 130 200 450–850 太阳能供暖 – – 10 30 生物质能 12 12 15 15–100 Agora 能源转型智库 | 中国能源转型之星 12 但是 ， 如果部分关键假设不成立 ， 后果将会如何 具体 而言 ， 如果 →水电与核电发展偏离预期设想，增速放缓，或者 →风电和太阳能弃电率仍未改善，或者 →能源效率持续改善欠佳 ， 经济一如既往地保持对能源增 长的高需求 根据之前的预期，到2030年，水电和核电装机容量将 分别从约340 GW和36 GW增加至420 GW和120 GW。 风电和太阳能限电情况（ 2011-2017 年） 图 2 资料来源中国国家能源局（ NEA）； 转引自德国国际合作机构（ GIZ）（ 2018）。 [ T W h ] [ ] 2013 2014 2014 2015 2016 20172015 2016 2017 11 15 17 12 8 9 11 10 6 100 80 60 40 20 0 20 16 12 8 4 0 16.2 13.3 33.9 49.7 41.9 2.5 4.8 7.4 7.3 弃风率 弃风电量 [TWh] 弃光率 弃光电量 [TWh] 面对多重不确定性，实现既定目标下的 2020–2030 年风电和太阳能发电 图 3 注 在 2030 年情景中， 风电和太阳能利用率假定为 2000小时和 1200小时，此为基准。 资料来源历史数据来自中国电力企业联合会数据， 2020-2030基于情景的敏感性分析。 风能和太阳能发电 [ T W h ] 4,000 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1,000 500 0 弃电情况未经改善的情况下所需的额 外发电量（运行时数减少 10） 若水电和核电装机容量增速放缓所需 的额外发电量 为实现 50 非化石能源占比目标所需 的额外发电量 满足国家自主贡献目标所需的发电量 根据“十三五”规划制定的 2020 年 目标 风能和太阳能发电历史数据 2010–2017 历史数据 2020 官方 2030 情景 平均值 每年 40 每年 8 每年 19 建议 | 中国能源转型之星 13 但由于经济可行性下降和诸多其他障碍 ， 中国的水电和 核电发展步伐可预计将不断放缓。在水电方面，主要困 难包括地理位置偏远 、 发电市场价值偏低以及生态破坏 和人员迁移相关问题 。 而在核电方面 ， 由于日趋严苛的 安全规定和选址问题，导致成本上升，120 GW发展目 标变得越来越不现实 。 弃电是中国面临的另一大困境 （ 图 2）， 尤其在非沿海地 区 ， 甚至有地区有 50 的风电被弃用 （ 无补偿 ）。 尽管 2015 年中国的风电装机容量超过美国 （ 中国 145 GW， 美 国 75 GW）， 但其产生的电量却少于后者 （ 中国 186 TWh， 美国 191 TWh）。 11 2017 年 ， 中国的风电装机容量几乎是 美国的两倍 （ 中国 164 GW， 美国 89 GW）， 但总发电量 并未远超美国（中国306 TWh，美国254 TWh），利用 率方面差异近50。 12 能源强度是另外一大问题 。 国家自主贡献情景假设因效率 提升 ，2020 年到 2030 年能源利用量增长有限 。 但如果 能源弹性继续如过去 30 年一样徘徊在 0.5 左右 ， 能源消耗 总量仍将大幅增加 。 在这种情况下 ， 需要加大力度增加 非化石能源发电量 ， 着力提高风电和太阳能光伏发电量 ， 以抵消相应能耗需求 。 上述各不确定性均对可再生能源装机需求产生影响 。 若全 部发生 ， 则需要更大的风电与太阳能角色 。 假设水电和核电装机容量增速放缓至以上区间的低值，风 电和太阳能增长量就需要超过基准情况所示的两倍方可满 足目标 （ 图 3）。 在这种情况下 ， 要达成 50 非化石能源 发电量占比目标 ，2020 年至 2030 年之间 ， 每年应分别新 增逾35 GW和65 GW的风电和太阳能装机容量。 显而易见 ， 风电和太阳能造价合理 ， 发展迅猛 。 在所有 不确定性中 ， 风电和太阳能新增最为可靠 。 为了保险起 见 ， 建议增加风电和太阳能份额 ， 以弥补其他方面可能无 法实现预期的情况（即水电或核电装机容量发展低迷或能 源需求高于预期）。我们推荐，到2030年，风力和太阳 能发电量占总发电量25左右。这可在各种不确定性条件 下，稳健实现国内和全球承诺目标。 11 Lu等人。（2016）。 12 Huenteler等人（2018）。 Agora 能源转型智库 | 中国能源转型之星 14 建议 | 中国能源转型之星 15 1. 以可再生能源为引领的能源转型理论完美而实践欠佳 在欧洲 ， 赞成实施统一欧盟气候和能源政策的支持者认为 ， 欧洲能源转型应以两大部分为基础 即改进单一能量市场 （EOM） 13 和加强推行欧盟碳排放交易体系 （ETS）。 据 称 ， 这两大政策工具为向低碳能源体系过渡提供了最具成 本效益的可靠途径 ， 实施过程中应避免或逐步停用其他方 式 ， 防止扭曲单一能量市场和碳排放交易体系的有效性 。 北美地区情况类似 ， 部分经济学家支持采用碳税实现能 源体系脱碳发展 。 根据纽约大学最近的一项调查 ， 14 81 的经济学家认为基于市场的体系 ， 即碳定价搭配行之有效 的能量市场最具效率，而13的受访经济学家更倾向于优 先考虑清洁燃料和能源效率的绩效标准和其他监管制度。 在中国的情况如何 中国尚未涉足短期能量市场 ， 15 碳排放 交易体系亦属于起步试验阶段 。 但中国正在探讨如何最好 地设计市场和规则 ， 以便经济有效地促进能源转型 。 与欧 美一样 ， 中国国内各方观点亦存在较大分歧和差异 。 总体 上 ， 有学者称赞现货市场是一项全能工具 ； 也有学者倾向于 优先考虑长期双边贸易 。 有观点对新兴的碳排放交易体系 寄予厚望 ； 也有声音指出该工具内在的不足之处与可行性 ， 并且探讨可再生能源和煤炭供应侧相关政策等替代方案 。 16 本节首先讨论这些观点的理论基础 。 然后探讨为何纯粹的 教科书式经济学 17 在现实世界中中的充分可行问题，而且 中国的背景只会使问题更加复杂。在可再生能源并网、促 进新投资 、 运行良好的能量市场和发展可靠的电力体系方 面尤其需要注意采用整体方法 ， 以便顺利过渡到基于可再 生能源的电力系统。 13 详见www.europarl.europa.eu/RegData/etudes/BRIE /./ EPRS_BRI（2017）603949_EN.pdf术语解释。 14 Howard and Derek（2015）。 15 在中国，“现货市场”通常指从日前到实时交易的批发市 场。这可能与北美地区和欧洲市场的设计有所不同。 16 参见Jaccord（2017）和Mendelevitch（2017）。 17 这些观点往往假设预测准确、富于弹性的需求、完 全竞争市场且碳排放外部成本充分内部化。 1.1 单一能量市场和碳排放交易体系的简化版完 美理论 针对单一能量市场 （EOM） 的运作和碳排放交易体系的设 计方面现有大量研究成果 。 理论上 ， 这两种工具完美契合 。 单一能量市场带来稀缺定价机制 ， 使市场参与者能够收回发 电资产的投资成本并确保长期的系统充分性 。 碳排放交易 体系程度不一地增加了碳密集型发电技术的成本 ， 从而提 高低碳资产的竞争优势 ， 实现外部 （ 环境 ） 成本的内部化 。 然而，在现实世界中，政策不到位会扭曲该机制并体现理 论的现实可行性缺陷。 18 截至目前，结合实施开放电力系 统和碳定价 （ 即单一能量市场加碳排放交易体系 ） 的做法 既没有实现卓有成效的碳减排成果 ， 也没有刺激对未来多 元化零碳电力系统进行更多投资 。 要理解原因 ， 我们首先 应列出所述理论的各种假设 。 命题 1 假设没有扭曲政策 ， 单一能量市场可以为所有 类型的发电和需求响应技术创造足够收益并吸引投资 。 单一能量市场为新投资提供足够回报的假设仅在某些条 件下方才适用。 首先 ， 需求侧必须具有价格弹性 。 即当电力市场价格上涨 时 ， 电力消费者应减少消费 。 价格弹性需求曲线有助于在 供应达到极限时市场仍能够出清（供需匹配过程），从而 形成所谓的稀缺价格 （ 图 4）。 不愿支付市场出清价格的 消费者在这几个小时内减少了电力消耗 ， 避免了非自愿的 切负荷 （ 电力限制 、 轮流停电 ）。 这些时段的价格达到相 当高的水平 ， 从而促进所有技术的总成本回收 。 除了价格 弹性需求外 ， 单一能量市场若要取得显著成效 ， 必须可预 期并具有充分竞争条件 。 19 如果满足这些条件 ， 即可避免 出现 “ 繁荣和萧条 ” 周期 （ 即反复出现投资过度或投资 不足的情况）。 18 Agora能源转型智库（2016a）。 19 De Vries（2013）。 Agora 能源转型智库 | 中国能源转型之星 16 理论上 ， 对所谓的尖峰电站进行投资至关重要 。 这些电站 每天仅运行数小时，运行期间电力需求居于高位而可再生 能源发电量较低。尖峰电站运行期间需要极高的稀缺价格 方能实现总成本回收（包括初始投资）。 20 风电和太阳能发电比重较高的电力系统面临额外挑战 ， 原 因在于风电和太阳能投资成本相对较高，而运营成本很 低 。 风电和光伏发电技术被称为零边际成本技术 ， 通常在 批发电力价格较低时运行 ， 并且很少从高电价中受益 。 因 此 ， 它们比传统适用稀缺价格的发电容量更易受到影响 。 理论上，如果碳排放交易体系设定足够高的碳排放价格以 反映所需减排量，未受干扰的电力市场应能确保可再生能 源技术、满足剩余负荷的化身能源发电技术及需求侧响应 的总成本回收。 20 应该注意的是，在这种情况下，尖峰电站能够强烈操纵市 场。由此，单一能量市场总是存在市场力问题。更多详 情，请参见Cramton and Ockenfels（2012）。 命题 2 碳排放交易体系可通过设定具有约束力且逐步 减小的排放总量控制来激励电力系统完成具有成本效益 的脱碳过程 。 单一能量市场是技术中性的 无论高碳还是低碳技术 。 但是，如果结合碳排放交易体系（将碳排放外部成本内部 化 ） 共同使用时 ， 单一能量市场旨在引导对低碳和零碳技 术的投资 。 21 这笔额外成本反映了碳排放交易体系覆盖范围 内的经济部门 “ 对社会负责任 ” 的碳排放水平 。 理想情况 下 ， 该限额与实现长期气候变化目标所需的减排量保持一致 。 排放总量控制导致排放配额不足，从而为排放证书设定价 格，激励减排措施实施（图5）。碳价格推动市场选择低 碳技术而摒弃高碳技术，理论上以成本有效的方式促进二 氧化碳减排，助力边际减排成本最低领域的投资。 21 该定价可能来自碳排放交易体系或碳税。在下 文中，我们仅探讨碳排放交易体系。 单一能量市场环境中的稀缺定价有利于所有发电厂的成本回收 图 4 资料来源 Agora 能源转型智库（ 2016a）。 价格 数量 稀缺时刻价格 供应 需求 建议 | 中国能源转型之星 17 碳价格指引调度现有资源方式 ， 有利于提高低碳电厂的利 用率 ， 同时鼓励投资全新低碳技术并停用高碳资产 。 同 时，碳成本可通过电价传递，减少能耗需求。从而，碳 排放交易体系应该能够实现从高碳资产转向低碳资产、从 碳资产转向无碳可再生能源的转型进程，从而更加高效地 实现减排目标 。 与单一能量市场一样，理论层面的碳排放交易体系依赖于 市场参与者的确定性 。 这包括监管框架保持稳定以及未来 数年至数十年间逐步可靠地收紧排放总量控制水平 。 1.2 现实中单一能量市场和碳排放交易体系存在 的缺点 在我们看来，依靠教科书经济学提供的解决方案势必导致 脱碳成效的不足。这其中至少有四大原因 → 认为碳排放交易体系配额价格可以高到足以激励零碳技 术投资的观点是不现实的，多数利益相关方无法接受。 → 不确定性和风险会阻碍远期理性投资。 → 监管风险决策者不希望承担停电风险的责任 ， 而采取 引发不确定性预期的额外政策 → 可再生能源成本随着能源结构中可再生能源比例的 上升，可再生能源的市场价值趋于下降（自我蚕食效 应）。 22 下面我们将深入解析这四大原因 。 认为碳排放交易体系配额价格可以高到足以激励零碳技 术投资的观点是不现实的 ， 多数利益相关方无法接受 。 尽管多少人看似认可碳排放交易体系的理论完备性，但在 现实实践过程中却呈现截然不同的局面。在欧盟碳排放体 系中，决策者避免设定硬性排放总量控制，主要担心发生 巨变并对欧洲工业产生重大影响。推行伊始，排放配额分 配过于慷慨 、 内部存在多个漏洞等问题使得排放交易体系 陷入瘫痪 ， 碳价水平几乎可忽略不计 。 22 Hirth（2016）。 约束性排放限额促进减排措施实施。满足总量规定所需的“边际减排”成本决定了碳价格。 图 5 资料来源 Agora 能源转型智库（ 2016a）。 价格 排放量 碳价格 减排成本曲线 温室气体排放总量控制水平 排放交易体系推行前的排放水平 Agora 能源转型智库 | 中国能源转型之星 18 北美地区 （ 如区域温室气体倡议 RGGI） 和韩国推行排放 交易体系的经验与欧洲或中国的试点项目并没有太大差别。 多个地方对政治层面的失败感到沮丧 ， 决策制定者因而放 弃了 “ 单一碳排放交易体系 ” 解决方案 ， 引入其他辅助工 具，如美国加利福尼亚州、加拿大魁北克省和其他国家/地 区采用的最低碳价机制 。 23 欧洲近期的改革发展似乎对碳价产生了影响 。2018 年 9 月 ， 欧盟碳排放交易体系价格达到 10 年来最高点 ， 每吨 约 25 欧元 。 但该价位仍与社会最优水平存在差距 最 优价格水平在短期内应处于 60 至 80 欧元区间 ， 日后逐步 递增 。 当前发展态势能否持续亦有待观望 。 不确定性和风险会阻碍远期理性投资 单一能量市场和碳排放交易体系带动充足投资忽视了现实 市场的一个重要特征 不确定性 。 任何市场都存在一定程 度的不确定性 。 根据其性质 ， 市场不确定性可能阻碍实现 政府既定目标 正如能源和碳市场一样 。 不确定性事件 可经过计算转化成经济风险 。 风险管理是一项基本的经济 活动 。 从市场参与者的角度看 ， 在现有市场框架内 ， 有些 风险可以对冲 ， 而有些风险无法预测 （ 举例而言 ， 未来市 场规则变化 ） 或防范成本过高 。 与电力批发市场价格相关的不确定性和风险对传统发电技 术而言至关重要。稀缺价格的随机性质可以说是投资风险 最关键的来源 。 稀缺事件随机发生（偶然发生在需求很高且波动性可再生 能源产量较低时 ）， 若电站运行使用寿命期间发生稀缺事 件的次数 （ 价格飙升 ） 少于预期 ， 可能无法完全回收投资 。 预计运营小时数越低 ， 仅收回部分成本的风险就越高 。 尖 峰电站便是典型范例 。 从做出投资决策到项目投入运营需要 耗费数年时间，期间市场状况可能已发生变化。因此，腰 荷和尖峰电站的投资者会在投资评估估值中“额外追加所 需收益”，即风险溢价，以对冲较低的批发价格和利用率 下降的风险。因此，不确定性增加，融资成本随之上升。 燃料价格走势以及未来碳排放交易体系碳价格的演变构成 另一风险来源 。 这些是电价风险的固有组成部分 ， 因为化 23 世界银行和Ecofys（2018）。 石燃料发电厂通常在批发市场设定价格 ， 而传统电厂运营 商可相应采取风险管理措施（例如购买一次能源衍生品和 二氧化碳配额远期合约并出售远期合约电力衍生产品 ）。 尽管对冲工具（期货、远期、期权）可帮助降低市场风 险 ， 但无法完全减少所有不确定性 。 举例而言 ， 可用于 风险对冲的长期市场通常并不完善 。 24 因此 ， 简单理论下 的单一能量市场无法始终确保系统容量充足性 。 市场风险 不能在市场参与者之间进行理想分配 。 低于最优容量会导 致价格高企 ， 增加投资过度的可能性 ， 即所谓 “ 繁荣和萧 条 ” 周期 ， 并且不能有力促进向更灵活 、 碳强度更低的电 力结构转型发展 。 未来价格水平的不确定性和稀缺价格形势也受到更广泛的 政治和监管风险的影响。政治风险存在多种形式。其中之 一 ， 是实施价格上限以保护消费者免受价格过高和波动的影 响 ， 并降低关键参与者的市场力量 。 另一大风险在于投资 者无法预测影响价格的未来市场设计调整 。 同样 ， 是否主 动消除不灵活的基荷容量会影响对高效灵活技术的投资 。 太阳能光伏和风能等资本密集型技术比化石燃料产能投资 更容易受到风险和不确定性的影响 ， 因此当市场条件相同 时 ， 更有可能遭遇高风险溢价 。 高投入高成本技术依靠在 市场上销售电力获取稳定收益来源 。 可再生能源项目风险 溢价小幅上涨 ， 也可能增加资本成本 ， 从而导致项目成本 相比传统电厂增加更多。与传统发电技术相比，可再生能 源项目在这方面处于较大的竞争劣势。 监管风险 决策者不希望承担停电风险责任 ， 而采取引 发预期不确定的额外政策 可靠安全的电力系统对任何经济体而言都至关重要 ， 电力