张树伟认为，强调地方保护主义掩盖了可再生能源增长面临的真正挑战。   

一种常见的误解认为，地方保护主义和贸易壁垒是阻碍可再生能源使用和并网的主要原因。然而，这一被广泛讨论的问题却让人们的关注点偏离了更需要改进的方面——例如，在政策议程中重新制定调度规则、提高电网灵活性以及增强电力系统的运营透明度。

这种判断还高估了地方政府在电力系统运营和投资引导中的作用。它可能掩盖中国迅速发展的可再生能源行业在未来几年将面临的真正挑战。

 能源系统转型

作为全球最大的温室气体排放国，中国的政策和行动影响着全球应对气候变化的进程。中国已经承诺在2030年之前实现碳达峰，并在2060年之前实现碳中和。实现这些雄心勃勃的目标需要国家能源系统，尤其是电力部门（2023年煤炭发电占总发电量的63%）从根本上进行转型。扩大风能和太阳能等有竞争力的可再生能源，是中国实现气候目标的关键。

截至2024年底，中国的风电装机容量约为520吉瓦，太阳能发电装机则超过880吉瓦，均居全球之首。两者合计占全国总发电量的16%左右。

在取得这些进展之前，中国经历了一些挑战。2010年代初到2016年左右，高弃电率伴随着可再生能源的扩张，大量电力被浪费未能有效使用。高峰时期，由于电网“消纳”能力不足，一些地区的风电和光伏发电的弃电率达到30%至40%。此后情况有所改善，这一比例下降至政府规定的5%左右。但2024年底以来，一些初步数据显示，可再生能源的弃电率或再次上升。

尽管整体情况有所改善，但国内外“舆论”仍认为，高弃电率主要由地方保护主义和贸易壁垒造成。这种不精确、与现实情况存在出入的观点在政策圈广泛存在，还影响着电力行业研究和分析的方式，削弱中国在未来几年防止高弃电率反弹并且提高可再生能源利用率的能力。

 地方保护主义叙事

该观点认为，地方政府为了保护本地就业和税收，会优先保证现有煤电资产的生产和当地资源的开发，并倾向于使用本地生产的电力，而非从其他省份引入可再生能源电力。

很多政策讨论、学术分析和行业评估中都体现出了这种观点。它与上世纪90年代以来的宏观经济趋势相呼应。例如，2024年世贸组织中国贸易政策审议指出，地方政府存在某些形式的省级保护主义行为，目的是支持本地贸易和投资，而非省际合作。

人们往往将这种思维方式延伸至电力部门。但即使出于保护主义动机，这一逻辑并没有解释地方政府如何将这种动机，转化为阻碍可再生能源建设或使用的具体行为。

地方政府权力 

从投资角度看，由于软预算约束，地方政府通常倾向于尽可能扩大投资，简单来说就是认为“投得越多越好”。按照这一逻辑，地方政府理应更偏好风能和太阳能，因为与煤电等传统发电方式相比，它们需要更高的资本投入。因此，这一推断并不成立。

此外，煤电装机的总规模主要由中央政府通过国家能源局规划和控制。这一管控并非在空间与时间上完全不变，但仍极大地限制了地方政府对煤电总规模的影响力。

 什么是软预算约束？ 

▲甘肃省的输电线和风电场。图片来源：Imaginechina Limited / Alamy

最近的两个现象表明，地方政府对电力部门动态的影响很受限制：第一个是地方电力短缺，第二是过度依赖外省电力 。

在中国的中、东部几个省份，尤其是湖南、江西和浙江，濒临电力短缺，其原因不再因为价格扭曲，而是物理装机不足。

浙江等省份严重依赖外省电力输入。最近获批的“甘肃-浙江”特高压直流工程竣工后，预计外省输入将占浙江电力消费的50%。考虑到长距离输电的性质，依赖西部电力可能对电力供应构成不可忽视的风险。由于电价由中央政府统一制定，外省电力的价格也并不低于当地煤电基准价格。这表明，地方政府对当地基础设施和投资的控制有限。

从操作角度来看，地方政府的影响力同样微小。虽然理论上地方政府有权保证当地电厂的发电小时数，但实际上，采用相同技术的发电站的份额相似，偏袒的空间非常有限。这种权力很大程度上是程序性，而非实质性的。更重要的是，分配必须服从中央政府的跨区域输电优先政策，这也进一步限制了地方的自由裁量权。

即使地方政府能够优先考虑本地煤电厂供电，而非外省的可再生能源供电，或者通过“不作为”来阻碍贸易安排，电网的实际运营也可以不受影响。这与电力这种特殊商品“总体平衡，不区分质量与来源”的特点相关。国家电网和南方电网等跨省运营的电网运营企业，仍可以优先选择最便宜的能源，通常就是已经建成的可再生能源。

相比之下，德国在可再生能源并网面临的主要挑战是输电容量不足，导致北向南阻塞（network congestion）。而中国面临的问题更多是能量平衡挑战，即如何在过多的发电机组追逐过少的需求时刻，有机组可以灵活退出，而在后续时刻再次上线。目前，中国电网里用于供应稳定基荷负载电力的备用燃煤机组太多了。

但这些挑战通常被定义为市场问题，例如市场不够开放，或者是找不到买家等。这导致地方政府很容易成为替罪羊，给竞争机制缺失以及更高系统层面整体优化设计这两大问题背锅。

 不同电力机组的停机时长有何不同？

燃煤机组有大量高温高压的部件，如锅炉、汽轮机等，这些设备突然停止会造成损坏，因此须逐步降温降压，整个冷却过程可能需要几个小时到十几个小时。冷却后，重新启动也需要一段时间时间预热。

 近年来，中国不同类型的发电能源的竞争力正在迅速变化。例如，光伏发电因制造业产能过剩成本大幅下降，而煤炭价格也有明显下降。伴随着这些变化，监管措施也做出了重大调整。

2023年11月，国家发改委和国家能源局推出了煤电容量定价机制。2024年1月起，煤电厂都将根据其装机容量获得固定收入，无论发电量多少。这一机制更类似煤电补贴，而不是其他竞争性电力系统中用于解决系统充足性问题的“容量补偿”机制。

2024年4月生效的新规要求对可再生能源实行保障性收购。风电和其他非水电的可再生能源发电项目的上网电量，分为电网负责收购的部分和市场交易部分。后者由售电企业和电力用户双方通过双边交易确定价格。

2024年5月，情况发生了进一步的变化，政府把可再生能源的目标利用率从95%降至90%，标志着对电网企业可再生能源并网责任的监管有所放宽。6月，国家能源局在一项旨在提高可再生能源整体发展质量的通知中重申了这一调整。

另外，同年5月，国家能源局的报告显示，部分地区光伏和风电利用率下降。全国新能源消纳监测预警中心的数据显示，2024年全年平均弃电率仍保持在5%以下。但考虑到11月和12月出现的的不确定趋势，今后不能排除有更大规模弃电的可能性。

  前路何方

如果弃电率高的主要原因是地方政府不够重视或交易不畅，那么在假设解决合同问题就能顺利推动可再生能源并网利用的情况下，解决方案自然会侧重于市场交易。

然而，这种侧重交易的方法忽视了一种更简单有效的“自上而下”的解决方案，例如实施整体经济调度，建立统一电力市场，特别是促进煤电与可再生能源的竞争。通过统一国内目前空间与品种割裂的电力市场，并减少价格干预，可再生能源发电企业能更容易地获得公平价格。2025年初，政府进一步规划了风电光伏定价原则的改变（从2025年末开始执行），对新项目从煤电基准电价收购转为基于风光长期成本的“差价合约”模式，即根据风电和光伏的长期成本，或通过竞争机制来确定可获得的收益水平。这一模式可能进一步削弱可再生能源对煤电的潜在替代作用，其具体实施效果有待时间检验。

目前，以年和月为维度的交易占总量的80%以上，基本是煤电。这类交易的交付时间比以天为维度计算的日前市场时间提前量要大很多，并且需要“带小时出力曲线”，换句话说，电力供应企业必须提前很长时间预测每小时的发电量。因此，对无法准确预测发电量的可再生能源而言，其处于不利位置。

此外，电力生产企业和消费者的情况往往并不匹配。例如，数据中心的电力需求恒定，而风电供应则不稳定；家庭用电需求难以预测，而燃煤电站的电力供应则可控。这种不匹配导致双边交易会变得复杂。

尽管可再生能源的装机容量很大，但它们在中国能源结构中的份额增长缓慢，还有很大的提升空间。如果电力系统的运营模式没有重大变化，未来几年可再生能源发电弃电率超过5%的情况是可能发生的。

要避免这种情况，必须建立更加透明的系统，并需要解决系统性问题。例如，重新制定调度规则，并通过“自上而下”的方法提高电网灵活性，而非依赖买卖双方的达成市场交易来提高灵活性。了解中国可再生能源发展的动态，避免“地方保护主义”等扭曲归因，对于实现全球气候目标和提高政策的有效性至关重要。

 本文首发于对话地球网站。

■ 张树伟，能源系统分析博士，高级工程师，卓尔德环境（北京）中心首席经济师。