為了應對普遍存在的局地環境污染、能源安全與全球氣候變化問題，能源轉型已經成為越來越多國家的選擇。而發展風電與光伏成了能源轉型的主要與重要內容。風電與光伏具有區別于傳統化石能源機組的波動性、間歇性的出力特點。要實現高比例的可再生能源利用，電力系統需要適應可再生能源的這一特點。

那么，可再生能源在系統中的最優份額如何?相應的，要適應這一可再生能源的份額要求(以滿足各種物理、排放約束)，化石能源對應的最優份額在何種水平?現實中的可行性相比理論上的可能性存在哪些額外的障礙?目前，我們的煤電行業存在相對數量的過剩產能，公共政策的關注視角應該在哪個方面?這是本文探討的主要問題。

可再生能源發展多少，發展多快的問題，不應該從系統平衡的視角出發，而應該從節能減排需要的“必要性”出發。這也是需要反復強調“可再生能源友好型的電力系統”的原因。可再生能源是目標，而電力系統是條件。系統的平衡與成本最小化無論在運行還是新建環節都是需要保證的約束。這存在以可再生能源更大份額為前提的政策與技術可以發揮作用的空間。

那么，可再生能源的最優份額是多少呢?基于滿足本地環境污染與全球氣候安全的約束，這部分的份額顯然要遠高于目前的水平。但是，也肯定不會是100%，因為100%的波動性可再生能源，物理的平衡約束都可能無法滿足。此外，可再生能源開發大到一定程度，其開發的成本會上升，而自身的市場價值卻在下降，因此必然也存在一個依賴于政策環境(可能會影響市場的電價，也就是可再生能源避免的成本)最優的水平。

對這些政策與各種競爭性技術(比如能效、碳捕集、利用和封存)的不同程度的考慮，以及可再生發電成本最終下降程度的預期，會導致截然不同的最優份額的結果。目前的實證研究給出的結果范圍在20%-70%左右，而且結果高度依賴于生物質發電與碳回收方面(二者聯合可以構成負排放)的利用程度。這無疑是一個需要繼續研究的方面。

當然，這僅是考慮部分現實約束的情況。如果現實中，其他的競爭性技術由于各種原因缺乏考慮邊界之外的可行性，那么可再生能源的份額還需要進一步加大。比如碳回收目前仍舊是一個充滿風險與缺乏社會接受度的技術，而能源效率提升也總是處于“理論潛力很大，實際實現程度非常有限”的境地，我國一直倡導的節能優先仍舊處于缺乏機制設計與集體行動邏輯、不知道相對什么優先的套話階段。

因此，總體上，從“多一點還是少一點”的問題出發，我國的可再生能源的發展份額，距離其最優份額還非常之遠，仍舊需要堅定的政治與政策承諾，為相關產業的投資者提供確定穩定的長期預期，降低投資風險從而降低資本成本，促進更快的成本下降。

基于剩余負荷曲線與Screening Curve的2020年化石能源最優電源結構 ?

筆者之前的文章一再強調，煤電的過剩在于偏離了其最優系統份額，而非總量平衡意義上的衡量。那么，煤電等化石能源發電在系統中的最優份額在何種水平呢?這可以通過剩余負荷曲線(總負荷減去需要優先調度的可再生能源)與Screening Curve的結合來簡單推算。

基于持續負荷曲線，如果以費用為縱坐標， 以每年利用小時數8760 h 為橫坐標， 把電力系統中各種不同發電機組(如果太多， 可以分類， 同類的用一種典型機組特性代表) 的年費用曲線畫在同一圖上， 則可得到類似于圖1的曲線族(上部)。每條年費用曲線與縱軸的交點處的數值表示年固定成本費用的大小， 曲線的斜率表示每發1 度電的(單位) 可變成本。在圖中， 由年費用曲線的交點可以確定出兩個時間交點。顯然， 當機組的年利用小時大于第二個時間點時，基荷機組——煤電的年總費用最小。當年利用小時數小于第一個時間點時， 則第1 類機組——天然氣單循環最經濟。當年利用小時數位于二者之間， 第2 類機組CC的年總費用最小。

可再生能源并不在這個體系中考慮，仍舊屬于政策驅動，技術學習的階段。到2020年，風電按照裝機2.2億千瓦，利用小時數200小時，光伏按照裝機1.5億千瓦，利用小時數1100設定。水電與核電都是我國電力系統結構中的重要構成。它們的發展、布局以及運營對社會系統、經濟布局、空間規劃都會有重大影響，外部性非常明顯。因此，水電與核電的發展在所有國家都往往是政府控制節奏的電源類型，而不(應該)是項目業主根據自身的盈利前景進行分散決策，這區別于宏觀影響并不大的煤電等機組。基于此，水電與核電的規模與節奏外生設定，根據政府規劃設定為2020年3.1億與5800萬千瓦。

基于扣除這部分非化石能源發電之后的剩余持續負荷曲線，通過模型優化得到化石能源發電(主要是煤電與天然氣發電)的最優結構。模擬現實，到2020年，化石能源電力結構仍舊是高度的以煤電為主，天然氣(單循環與聯合循環)的裝機容量在1億千瓦左右。這一方面來源于煤電的廉價(并未征收較高的碳稅)，更與可再生能源在2020年的份額還不大(不超過15%)高度相關。

最優結構下的市場電力價格與可再生系統價值 ?

由于風電與光伏在市場中的份額還相對較低(<15%)，持續負荷曲線的性質改變還相對比較小，系統仍舊存在相當數量的基荷發電，也就是全年都可以運行的機組。在1年的大部分時段，市場的價格都是煤電廠的邊際成本(也就是煤電廠是邊際電廠)(圖 3)，只有1100小時左右是天然氣聯合循環與單循環成為邊際電廠，市場價格上升1-2倍。

在個別時段(幾十個小時)，系統處于價格暴漲的階段，總的發電負荷要小于總需求，價格上漲到系統設定的最大電價水平(7元/度左右)。此時，切除負荷變成了最合理的選擇。

全年來看，市場的平均價格是230元/MWh，這大大低于目前大部分省市的標桿電價水平，顯示了在電力過剩背景下相比市場形成價格與形成理性未來預期的仍舊虛高的標桿電價水平。

在2020年可再生能源8%左右的市場份額下，在大部分時段可再生能源(特別是風電)由于與電力需求之間的不匹配，呈現其收益小于其他可控電源的情況。

平均來看，相對于2020年230元/MWh左右的市場平均價格，風電的市場價值要低9%，光伏要低5%。光伏在最初進入市場時，其出力特性與需求特性相對一致，但是它將很快使得中午左右的用電高峰徹底消失，而改變整個電力價格曲線的時間分布，自身的價值相比風電也將隨著份額增加更加迅速地下降。

基于其他條件相同(所謂all others equal)的2020年情景下，風電的份額如果從6%上升到15%，其系統價值將進一步下降為市場平均水平的85%。

煤電冗余的影響 ?

隨著可再生能源進入系統份額的增加，煤電等化石能源的利用率水平都隨著剩余負荷曲線的變化而減少。這意味著在系統成本最小化的要求下，大規模的發電類型將越來越失去競爭力(資本攤薄的機會在逐漸減少)。這體現在最優結構中，即使負荷在增加，但是隨著風電、太陽能(6.240, 0.00, 0.00%)份額的增加，“應該”增加的煤電份額是越來越少的(如果目前的煤電份額已經超出了最優份額，那么需要減少的程度更多)。圖4對此以風電份額從5%增長到15%做了說明。

但是，必須指出，目前中國有超過2億千瓦，甚至更多的煤電機組已經核準、在建或者接近完成。這在短期內將提升中國煤電的總體裝機容量至10億千瓦以上。這部分機組將是系統的“冗余容量”，他們如果參與市場競爭，獲得市場份額，將對其本身及其他機組的利用小時數產生明顯的影響。煤電的小時數，將在很大程度上實現不了“最優結構”狀態下的利用水平。

公共政策視角應該更關注的范疇 ?

公共政策的視角，應該更關注那些影響系統全社會成本最小化的方面，比如平均大鍋飯的市場份額劃定，缺乏有效競爭機制等;而不是私人成本嚴格等于社會成本的方面，比如所謂煤電總量過剩的問題。總量過剩的成本是分散到每一個獨立市場參與者上的，消費者往往還能從總量過剩中得到好處。這不應該是公共政策需要操心的范疇。