每經記者｜周逸斐    每經編輯｜廖丹    

近期，《中共中央關于制定國民經濟和社會發展第十五個五年規劃的建議》（以下簡稱《建議》）公布，提出“統籌就地消納和外送，促進清潔能源高質量發展”“科學布局抽水蓄能，大力發展新型儲能”“推動煤炭和石油消費達峰”等。

《每日經濟新聞》記者發現，目前我國煤炭和石油的產量和消費總量仍在提高，那么“十五五”末能否順利實現達峰目標？煤炭與煤電達峰兩者之間，誰會率先達峰？強制配儲政策取消后，下一步儲能又該如何高質量發展？如何讓負電價紅利傳導到居民？

圍繞前述問題，中國能源研究會首席專家、雙碳產業合作分會主任黃少中接受了《每日經濟新聞》記者（以下簡稱NBD）專訪。黃少中曾任國家能源局市場監管司副司長、國家能源局西北監管局局長，深度參與中國兩次電力體制改革方案的研究設計及實施推進工作。

黃少中 圖片來源：受訪者供圖

煤炭將先于煤電達峰

NBD：《建議》提出“推動煤炭和石油消費達峰”，但目前我國煤炭和石油產量和消費總量仍在提高。煤炭、石油能否順利達峰？2030年前能否實現碳達峰目標？

黃少中：數據顯示，我國煤炭消費占能源消費的比重已經從2000年的68.5%下降到2024年的53.2%，石油從22%下降到18.2%，但二者之和仍占據我國能源消費的71.4%，而且二者的消費總量和產量還在增加。

2000年來我國煤炭、石油占能源消費總量的比重情況

從數據看，實現煤炭、石油達峰的難度確實比較大，挑戰與機遇并存。但距目標期限還有五年，各項政策正持續發力，成效也在逐步顯現。我們有理由相信2030年前可以實現煤炭和石油消費達峰，以及碳達峰目標。

以煤炭行業為例，電煤是其消費主體，轉型速度直接關系碳減排進程。根據我們團隊研究提出的“煤電轉型三步走”思路，即增容控量（當前至2030年）、控容減量（2030—2035年）和減容減量（2035—2060年）三個發展階段，到2030年，煤電裝機將基本上不再新增。另外，鋼鐵、水泥、建材等其他用煤行業已在加快推進減碳，甚至可以提前達峰。因此，煤電用煤停止增長，能直接影響煤炭整體消費達峰。

需要說明的是，煤電的“增容”并非在全國范圍鋪開，而是在少數地區，如缺電的廣東、浙江以及西北部的“沙戈荒”區域。這些地區或因“硬缺電必須要上少量的煤電，或因建設大型清潔能源外送基地的需要，必須配套布局一定規模的煤電項目。

NBD：煤炭達峰是否意味著煤電達峰？兩者誰會優先達峰？

黃少中：煤電雖是煤炭消費的大頭，但畢竟僅是煤炭消費的一部分，因此煤炭達峰與煤電達峰并非同一概念，時間上煤炭會先于煤電達峰。

原因有兩方面。一是電力行業整體達峰時間本就相對較晚，煤電作為其核心組成部分必然同步延后；同時，煤電還需在一定時期內繼續發揮兜底保障作用，達峰進程將進一步推遲。

二是雖然煤電消費會少量增加，但鋼鐵、水泥、建材等其他耗煤大戶的用煤量已在持續減少，能夠抵消煤電的用煤需求增加，會推動煤炭消費整體更早達峰。因此，煤炭達峰時間會早于煤電。

解決西北新能源大規模消納的主要路徑仍然是外送

NBD：《建議》提到統籌就地消納和外送，促進清潔能源高質量發展。這兩大核心消納路徑中，哪種是解決新能源大規模消納的重要抓手？為什么？

黃少中：我認為外送是主力（把西部的電送到東部）。以西北地區為例，甘肅、新疆、青海、寧夏等省份新能源裝機集中、規模大，是典型的電力外送區域。雖然這些地區也在推進就地消納，引入算力中心、非電利用、高耗能產業等，但本地產業規模和經濟發展水平有限，且西北調節性電源短缺，電網調峰能力不足，所以就地消納容量和作用均較為有限，解決西北新能源大規模消納的主要路徑仍然是外送。

當然，外送通道也面臨明顯不足且建設成本比較高的問題。

相對于電源建設的速度，輸配電線路核批程序比較復雜，目前由國家發改委、國家能源局主導，地方上不具有審批權。因為建通道是一件很復雜的事，政府部門需要考慮很多因素，比如送電地區的外送能力、受電地區的實際需求以及廊道的布局、途經省份的利益訴求等等，協調這些問題往往耗時耗力。

而且，有些通道建成后的利用率也不理想（個別的不到50%），經濟性不足。因此，外送通道該建的肯定還要建，但必須要嚴格慎重，統籌考慮，要合理布局，最大化提升通道利用率。

另外，外送還需充分考慮受電地區的接納意愿。這其中涉及電量規模、負荷時段、輸電價格等多重復雜因素。價格問題尤為突出，往往因為分歧較大，難以達成共識，進而影響協議執行，造成國家資源浪費。

我國的外送電價一般是以受端的電價接受能力決定送電價格。據我們了解，目前廣東、江蘇、浙江等受電地區雖存在電力缺口，但不像以前那么缺了，只在尖峰時段存在，這讓受電省區議價空間增大、占據主導地位。有些送電地區往往一味強調自己電價便宜，但加上輸配電成本后，落地價格并不太低。此外，受電價格是否都要以受電地區平均價格往回倒推，綠電的環境價值如何有效體現？這些問題都值得深入研究。總之，建立科學、合理的送受電價格機制非常重要也非常不容易，還有許多工作要做。

NBD：既然外送電力遇到這么多問題，主管部門該如何解決？

黃少中：我認為政府應當采取“軟硬兼施”的手段促進跨省跨區電力外送。

“軟”的是機制，為不同立場的主體協調利益問題、構建基本原則，避免多方在長期無效的溝通中造成資源閑置和浪費，促進交易利益公平共享。

“硬”的是加強輸電通道能力建設以及與之匹配的電源和電網建設，發揮政策的前瞻性和引領性。

此外，在組織某一個“沙戈荒”新能源開發建設，配套儲能及煤電建設中，應明確由一家集團企業負責，減少因拆分給多家企業而導致協調困難、效率不高等問題。

讓“負電價”紅利惠及百姓

NBD：我們也注意到，偏低的上網電價已經影響新能源主體的投資積極性。但新一輪國家自主貢獻目標又提出，到2035年風電和太陽能發電總裝機容量力爭達到36億千瓦，怎么解決“促投資”與“達目標”之間的問題？

黃少中：國家能源局最新統計數據顯示，截至今年9月底，我國可再生能源裝機接近22億千瓦，風電、太陽能發電合計裝機突破17億千瓦。這也意味著，實現2035年自主貢獻目標，未來10年我國每年還需新增1.9~2億千瓦風光裝機。

近年來我國風電、太陽能發電裝機情況

不過，新能源全面入市交易后，電力市場價格下行明顯。據我們了解，當前不少發電集團對新能源項目投資普遍持觀望態度，尤其光伏領域。這主要受《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（以下簡稱136號文）出臺后的電價機制調整影響。根據政策要求，各省還需結合本地情況進一步制定具體實施辦法，目前不少省份已出臺相關細則，并陸續發布。

從已經發布的實施辦法看，西部新能源大省因本地消納有限，需大量外送，機制電量比重普遍較低；而上海、江蘇等東中部省份的機制電價占比和價格水平，相對較高一些。

因此，現在很多發電集團都在等待各省實施細則全部落地后，組織專門團隊綜合研判各地項目盈利空間，再做投資決策。

這種情形下，短期會對新能源的投資造成一定影響。但結合經濟增長、電力需求及政策效應長期來看，我認為“促投資”與“達目標”之間不存在不可解決的問題，國家提出到2035年風電和太陽能發電總裝機容量力爭達到36億千瓦的目標肯定能夠實現，甚至會提前超額完成。

NBD：有市場觀點指出，高比例中長期交易也加劇發電主體低價競爭，增加了負電價頻率。能否通過降低中長期交易占比來解決？

黃少中：中長期交易是電力市場的“壓艙石”。從國際經驗看，中長期交易占比都普遍較高，現貨市場占比則相對較低，后者主要承擔價格發現功能，并非企業盈利的主要來源。

負電價主因是電力供需關系瞬時失衡的直接體現，簡單調整中長期交易比例并不能解決負電價問題。我認為，推動中長期交易從單一電量向分時、帶曲線的精細化合約轉變，更精準地匹配系統需求可能是更現實有效的辦法。比如，在簽訂中長期合同時，不僅約定總電量，還引入分時價格或出力曲線，引導發電主體（尤其是新能源）在項目規劃和運營時，就考慮如何匹配系統的峰谷需求，從源頭上減少導致負電價的極端供需錯位。

NBD：不少居民認為，如今新能源成本大幅下降，現貨市場的負電價頻現，但紅利并沒有傳導給消費者。您怎么看？

黃少中：為保持居民用電價格穩定，我國居民用電一直執行現行目錄銷售電價政策，不直接參與電力市場波動。這是如今的電力市場改革紅利比如“負電價”，不能傳導至消費者的主要原因。

但簡單地將居民用電與現貨市場直接聯動也不可取，因為可能會帶來難以承受的價格波動風險。怎么辦呢？我認為需要創新機制，讓市場紅利以可控、可接受的方式傳導到居民用戶。

可以考慮也比較有效的方法是在維持居民電價基本穩定的前提下，通過技術手段和機制創新，實現負電價紅利的間接傳導，讓老百姓受益。

比如大力發展虛擬電廠，鼓勵第三方企業整合居民用戶的電動汽車、智能空調等可中斷負荷，形成可控的“虛擬”電廠，在負電價時段，虛擬電廠集中響應，鼓勵用戶多用電，并從現貨市場套利、降低充電費用，或以返利/積分的形式將部分收益返還給居民用戶。

另外，在條件成熟時，可以考慮為居民用戶設計一種受保護的峰谷電價模式。例如，設置一個能讓居民正常生活的基礎電量和價格，超出部分的電量電價與現貨市場適度聯動，讓居民有限地享受市場紅利或承擔市場風險，同時設定價格上限，避免居民生活受到大的沖擊和影響。

對系統調節作出實際貢獻的電源應享受同等的容量電價收益

NBD：《建議》還提到大力發展新型儲能。但新型儲能的低價競爭、經濟性難題一直存在，接下來你認為應采取哪些措施解決？

黃少中：一段時間以來，新型儲能領域出現了一個引人深思的現象或悖論，即一方面產業呈現高速增長態勢，但另一方面，行業卻面臨著低價競爭，企業普遍經營困難或面臨虧損。

今年的“136號文”提出，“不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件”，讓“強制配儲”走向終結。在此之前，新型儲能產業在政策的推動下迅速擴張，裝機規模快速增長，導致了供需失衡及產能供大于求。

由于供需失衡，市場競爭激烈，新型儲能項目的投資回報率普遍偏低。這主要是因為儲能項目的收益來源有限且存在一定的不確定性，如容量租賃費水平偏低、峰谷價差不夠大、現貨市場或輔助服務市場收益不理想等。同時，儲能項目的成本較高，包括技術成本和非技術成本（如項目開發、土地、接入、并網驗收、融資等），導致項目盈虧平衡難以保證。

另外，新型儲能企業間的無序競爭、產品同質化問題也較為嚴重。為了搶占市場，不少企業采取低價競爭策略，導致產品質量參差不齊，甚至出現低價低質競爭的現象。不僅損害了行業的整體利益，也影響了儲能項目的安全性和可靠性。

目前，有關儲能的市場機制改革正在推進。除了推動儲能作為獨立市場主體公平參與競爭外，《新型儲能規模化建設專項行動方案（2025—2027年）》還提到，“推動‘新能源+儲能’作為聯合報價主體，一體化參與電能量市場交易”，以提升儲能收益。

另外，11月10日發布的《關于促進新能源消納和調控的指導意見》提出，健全完善煤電、抽水蓄能、新型儲能等調節性資源容量電價機制。這是首次從國家層面明確將新型儲能納入容量電價機制進行管理，讓儲能電站的收益不再只依賴賣電收益，還可以通過容量電價提供保底收入。

我認為，國家統籌考慮調節性資源的容量電價機制完全正確，制定容量電價機制時，不應該按技術路線分品種劃分，而是應基于功能定位。無論抽水蓄能、煤電、氣電還是新型儲能，只要對系統調節作出實際貢獻，就應享受同等的容量電價收益。

總體來看，新型儲能發展的悖論是產業高速成長階段的陣痛。其根源在于初期政策驅動下的扭曲激勵、市場機制的不完善等。

破解這一難題，關鍵在于通過“有效市場”和“有為政府”相結合，完善價格政策、健全市場機制、鼓勵技術創新等，最終推動新型儲能產業告別內卷，走向以真實價值創造為核心的高質量發展道路，為建設新型電力系統、構建新型能源體系、建設能源強國提供堅實支撐。

封面圖片來源：圖片來源：每經記者 孔澤思 攝