能源发展一直伴随着安全性（安全稳定供应）、经济性（可行性、可及性、价格低廉）、清洁性（环保性、环境友好、清洁低碳）等问题。对于这三方面问题，业内人士引入金融政策领域“不可能三角”理论，认为在现有技术条件下，协同三大目标尚不能同时兼顾，被业界称为能源“不可能三角”难题。气候变化叠加能源危机，清洁低碳的新能源囿于间歇性、波动性和随机性的物理特性需要传统电源提供可靠性保障，但是中国以煤电为主的基础保障性电源逐渐退出，折射出当前能源“不可能三角”的阵痛，五大发电的动向就是其中缩影。
在中国语境下，以五大发电集团为代表的传统发电企业，既肩负保障能源安全的重任，又经受煤电减污降碳、新能源多面承压的夹击，社会经济的承载能力和能源转型的进程需要匹配，合理考虑能源转型节奏，避免出现新能源开发不考虑经济性地大干快上，又要来防止用能成本阶段性过快上涨，寻求能源“不可能三角”平衡点和突破口任重道远。
追风逐日联营，点燃绿色引擎
双碳目标提出后，中国新能源迎来高速发展。国家能源局数据显示，2022年，全国“风光”发电新增装机突破1.2亿千瓦，连续三年突破1亿千瓦，再创历史新高；“风光”发电量突破1万亿千瓦时，同比增长21%，接近全国城乡居民生活用电量。1
五大发电为中国新能源的主要开发主体。随着2023年工作会议的相继召开，五大发电随之发布了2022年新能源开发建设“成绩单”。2022年，华能集团新能源开工2407万千瓦、投产1295万千瓦，新能源装机规模突破5000万千瓦，均再创历史新高2；大唐集团全年获取新能源建设指标3262.73万千瓦，同比增长27%3；华电集团华电新能源集团股份有限公司豪募300亿冲刺沪主板4；国家能源集团新能源开工2557万千瓦，投产1180万千瓦5；截至2023年2月底，国家电投总装机规模突破2.1亿千瓦，其中清洁能源装机达1.4亿千瓦6。
新能源占比增速窥见五大发电转型速度。数据显示，截至2021年除了国家电投，另外四家电力央企的可再生发电装机（风、光、水）占比在28%-35%之间。7短短一年后，截至2022年，华能集团、大唐集团、华电集团、国家能源集团、国家电投清洁能源装机占比分别提升至41%、42%、47.2%、31%、65.87%。
从开发形式上说，中国确立了集中式和分布式“两条腿走路”的新能源发展战略。从政策层面，为了兼顾安全和收益，中国推进现役煤电机组“三改联动”，推动煤炭与煤电、煤电与新能源‘两个联营’，统筹推动‘风光水火储’‘源网荷储’一体化发展，由传统“水火互济”向“水火风光”多能互补的电源结构转变。
大基地建设如火如荼。国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要提出建设一批多能互补的清洁能源基地后，风光大基地建设开始进入公众视野。截至2023年第一季度末，第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地9705万千瓦项目已全面开工、部分已建成投产，第二批基地部分项目陆续开工，第三批基地已形成项目清单。
以传统煤炭企业国家能源集团为例，其正全力推进集中式电（热）力大基地（大项目）建设，做大做强用户侧综合智慧能源产业。2023年，国家能源集团将推进“宁电入湘”配套新能源基地一期光伏及江苏射阳、浙江象山、山东渤中及半岛南海上风电等重点项目年内投产。华能集团将其新能源布局重点总结为“两线”“两化”：“两线”指新能源重点布局的区域，即“三北”地区（北线）和东南沿海省份（东线）。“两化”代指布局的基地特点，在三北地区，华能将布局以特高压送出通道为依托、风光煤电输用一体化基地；在东南沿海，华能将打造基地型规模化、投资建设运维一体化的海上风电发展带。
分布式新能源发展方兴未艾。据中国光伏行业协会名誉理事长王勃华公开表示，装机结构方面，中国光伏呈现户用、工商业分布、集中式三分天下的局面。中国光伏行业协会数据显示，2022年，中国光伏新增装机87.41吉瓦，同比增长59.3%。其中，分布式新增装机51.1吉瓦，同比增长74.5%，我国户用光伏新增装机量25.25吉瓦，同比增长16.9%，占我国新增分布式光伏装机的49.4%，工商业分布式新增25.9吉瓦，同比增长236%。
发展新能源已成为五大发电重要盈利板块之一。以华能国际为例，其2022年度实现营业收入2467.25亿元，较调整后上年同期增长20.31%。归属于上市公司股东的净亏损73.87亿元，归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净亏损94.22亿元。由于本年度煤价仍居高位，且公司煤机装机比例较高，新能源发电盈利未能覆盖煤电亏损等情况影响，全年业绩亏损。
多重掣肘限制，产能过剩隐忧
五大集团新能源开发节奏高歌猛进、开发目标屡创新高，但仍有一系列掣肘限制中国新能源发展的由大而强。
现阶段，新能源尚未实现真正意义上的“平价”，需要通过降本增效的方式，降低新能源发电项目的建设成本。发电企业工作人员表示：“2022年光伏电站开发回报率已从6%压至2%、3%，实在算不过‘经济账’，2023年年初已叫停部分投资。”
投资收益为何一压再压，非技术成本成为新能源投资的“切肤之痛”。援引自媒体介绍，南方某县政府以资源指标印发为由，要求9万千瓦项目的风电开发企业无偿给予镇政府2000万元扶贫资金，增加开发成本0.18元/瓦。西北某县政府以征地协调为由，要求10万千瓦项目的风电开发企业无偿修建6千米旅游道路，增加开发成本0.2元/瓦。2023年4月18日，国家能源局发布《〈关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案〉案例解读》再次指出新能源企业的不合理投资成本。8
技术成本方面，储能成为新能源开发的一大负担。中国电力企业联合会2022年11月发布的《新能源配储能运行情况调研报告》显示，新能源配储能存在利用率低，新能源配储能规模、型式没有进行科学论证，新型储能成本较高，缺乏疏导渠道，新型储能商业模式、电价机制有待进一步完善，新型储能安全管理仍需加强，新型储能运维难度大的问题。
价格机制不畅也是阻碍新能源发展的一大因素。“原有保障性收购政策难以为继，但补贴退坡使新能源发展缺少竞争力；保障性收购政策和参与电力市场衔接不畅，新能源的绿色环境价值尚未充分体现，绿电交易‘证电合一’不能够很好地满足市场主体绿色电力需求。”业内人士坦言。
电能量市场价格机制不畅，新能源环境价值不达预期。一方面，我国绿证主要产生于三北地区，而消费者主要集中在东南沿海，绿色属性的流动严重受约束，降低了绿电交易的灵活性。另一方面，绿电交易与绿证、碳排放权、CCER交易市场难以统一。由于绿电交易机制与绿色证书制度等配套政策有待进一步理顺，当前消纳责任权重尚未真正落地落实，新能源的绿色环境价值尚未充分体现，全社会消纳绿电的积极性无法充分带动，不利于推动新型电力系统构建以及碳达峰、碳中和目标的实现。
当前中国新能源开发利用还面临开发须与国土、生态充分衔接，合理利用土地、大基地采用常规特高压直流远距离送出，技术层面存在约束、新能源电量提升与消纳利用存在矛盾、新能源基地运行存在一定风险以及高效消纳、电力保供、清洁供应、安全可靠和经济性同时保障存在困难等诸多挑战。
以大基地开发新能源为例，受制于通道和配套电源影响。华北电力大学经济与管理学院教授袁家海表示，五大发电集团都确定了碳达峰目标，但现在新能源规划落地有一些困难。“以乌兰察布大基地为例，两三年前建成的部分项目尚未并网。首先是通道，没有通道就不会有基地的实际性建设；其次电网和基地建设是不是协同。新能源看起来‘风光红火’，但实际虚火旺盛。”
上述因素影响了大基地项目的经济性。援引自国家电力投资集团有限公司主管的“能研慧道”报道，从2022年大基地项目度电投资水平来看，风电、光伏的度电投资成本已经出现了反转——“三北”地区大基地风电项目按度电成本加合理利润后的价格较燃煤基准价的价格差基本保持在0.05-0.1元/千瓦时水平；但对于光伏项目来说，即使不配储能，度电成本加合理利润后的价格也仅仅达到平价上网的水平。叠加电化学储能的成本价格出现较大幅度上涨，进一步降低了光伏项目的收益。
分布式新能源开发也不尽如人意，大规模并入带来系统调峰成本增加。具体来说，用户直接从电能量市场购电，叠加输配、政府基金附加后依然显著低于分布式用电价格，大大阻碍了分布式光伏建设进程。“这客观反映了分布式光伏在该地区已严重不经济，市场价格机制能够发现这种不经济问题。”发电企业工作人员表示。
多重掣肘作用下，新能源的发展走势有了过剩的“苗头”。今年2月，由中国光伏行业协会主办的2023光伏发电项目经济性分析论坛上，就有业内人士指出，“如果还是大电网消纳，即使2023年真的能达到150GW、200GW，2024年要么是大规模的弃光，要么是大规模的装机量的下滑。”2023年5月举办的SNEC第十六届（2023）国际太阳能光伏与智慧能源（上海）大会暨展览会上，“产能过剩”成为高频词。光伏行业头部企业负责人纷纷表示 “行业热闹虽然好，但疯狂扩产存在风险”“过去18年，光伏行业建设了约380 GW的全产业链产能；现在，18个月就能建成超过380 GW的产能。此时，产业必然会出现供需之间的不平衡，这都会成为行业的巨大挑战”。王勃华亦指出：“尽管这些项目能否最终落地仍存在较大不确定性，但是毕竟形成了一个很大的扩产规划基数，它预示着更大的竞争压力正在酝酿之中。”
理顺价格机制，凸显绿色属性
双碳目标下，如何在供应安全、清洁低碳、价格合理中找到平衡点和突破口？
4月20日，国家能源局综合司下发了关于公开征求《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见（征求意见稿）》指出，随着我国能源电力绿色低碳转型的深入推进，新能源发电装机大幅增长，电力电子设备高比例接入，特高压交直流输电混联运行，电力系统生产结构、运行机理、功能形态等正在发生深刻变化，低惯量、低阻尼、弱电压支撑等问题凸显，电力供需失衡引发频率、电压等稳定问题的风险增加，故障形态及连锁反应路径更加复杂。新型电力系统安全稳定面临更加严峻的挑战，做好稳定工作事关全局、意义重大。
电无法被大规模存储，间歇性、波动性、随机性新能源发电的大规模发展与高比例接入，需要常规电源兜底和配合，以保障电力系统的可靠性、稳定性和安全性。囿于物理特性限制，常规电源和新能源的关系不是“此消彼长”，简单的体量替代，而是相互支撑。
现行电源侧电价机制执行的是单一制电能量价格，随着利用小时的下降，电源项目的投资回收逐渐遇到障碍，既不利于引导投资主体投资建设高调节性能的新机组，也不利于存量机组进行灵活性技术改造，长此以往会造成“十四五”电力系统整体灵活性下降，消纳可再生能源技术能力下降，最终影响可再生能源的持续健康发展。因此，需要给予常规电源一定的经济补偿——容量补偿机制，稳步推动煤电由电量主体电源向“大容量、低电量”的调节性电源转变，既不增加碳排放也能为新能源兜底，自身还能活下去。
先立后破要求新能源自身具备独当一面的能力。
电能量市场亟需“扩员”，新能源入市时不我待。根据国际经验，在现货市场的作用下由于新能源边际成本较低，加上绿证收益和生产税抵免优惠，一般发电越多收益越大，一方面，新能源发电通过低边际成本自动实现优先调度，俗称“以量换价”；另一方面，价格信号引导发电主动调峰，有效促进新能源电力消纳。中国目前的新能源仍处在政策“襁褓”中抗拒入市，陷入了既想要保量、又想要保价，还想要安全的怪圈中。“应统筹考虑当下实际和长远发展，优化全额保障性收购制度，加强与电力市场建设的协同。”业内专家建议。
新能源入市进展缓慢，除了自身原因，辅助服务机制不健全难为其入市提供制度保障。一直以来，多省区辅助服务市场为发电侧“零和博弈”，即由新能源和不具备调节能力的电源承担火电调峰的费用，限制了辅助服务市场规模。上述业内人士表示，“建议用户侧参与辅助服务费用分摊，达到辅助服务费用“开源增支”的效果，短期内减轻新能源辅助服务费用分摊压力。”
同时，新能源的环境价值亟待被打通。新能源电力的环境价值不仅体现为可再生能源消纳权重的责任，还将随着电力市场、全国碳市场的完善得到体现。未来，新能源发电项目将由政策驱动发展转为市场驱动发展，由补贴支撑发展转为平价低价发展，由仅依靠电量收益转为“电量+环境”价值收益。
为此，业内人士建议，应注重政策对绿电、绿证与碳交易市场逐步衔接的引导作用，积极探索模式创新，制定多市场协同发展的实施方案。建立绿证与CCER的认证通道作为碳配额抵消的依据，完善信息平台建设，为碳市场核算核查提供准确的数据凭证。
健全可再生能源消纳责任权重机制，加强与绿色证书制度的衔接。优化各省区可再生能源电力消纳责任权重指标，激发全社会绿色电力消费潜力，共同承担新能源消纳责任。健全绿色电力证书、碳排放权交易等制度，加强统筹衔接，充分体现新能源的绿色电力价值，促进新能源健康可持续发展。
参考资料：
1.国家能源局举行新闻发布会，发布2022年可再生能源发展情况等
2.中国华能：2022年新能源装机规模突破5000万千瓦 创历史新高
