“雙碳”目標下太陽能和風能優質資源區的能源轉型選擇

劉瀾爭

一、引言

氣候變化是全人類的共同挑戰。人類活動對氣候系統的影響，已從大氣圈擴展到海洋、冰凍圈和陸地生物圈，全球正經歷著以氣候變暖為突出標志的氣候變化。其中，溫室氣體的排放對氣候變暖的影響尤甚。根據國際能源署(IEA)統計的2021年全球各地區二氧化碳排放量，中國、美國、印度和歐洲是全球二氧化碳排放量最高的四個區域，四個區域的二氧化碳排放量之和約占全球二氧化碳排放總量的60%。其中，中國占全球二氧化碳排放總量的33%；其次是美國，占13%；印度和歐洲分別占7%。中國能源結構主要依賴煤炭和石油，經濟的快速發展帶來了大量的能源需求。中國作為《聯合國氣候變化框架公約》《保護臭氧層維也納公約》等國際性公約的簽署方之一，一直本著負責任的態度積極應對氣候變化，將應對氣候變化作為實現發展方式轉變的重大機遇，積極探索符合中國國情的綠色低碳發展道路。

中國是發展中國家中較早注意環境保護問題的國家之一，且此問題一經提出，積極應對氣候變化工作迅速展開。一是確立了環境保護的基本國策地位。在1983年召開的第二次全國環境保護會議上，確立環境保護是中國的一項基本國策。二是制定了環境保護的政策制度體系。1989年，在第三次全國環境保護會議上，提出了環境保護三大政策和八項管理制度。三是構筑了環境保護法律法規和標準體系。1979年《中華人民共和國環境保護法(試行)》首次頒布。此外，還陸續制定并頒布了污染防治方面的各單項法律和標準及資源保護方面的法律。四是有關部門法也開始關注環境保護問題。面對嚴峻的環境形勢，民法、刑法、訴訟法等相關部門法也積極投入到同環境污染和生態破壞行為作斗爭的行列之中。五是確立了可持續發展國家戰略地位。1995年，國家在制定“九五”規劃中，明確將科教興國和可持續發展戰略作為國家戰略，同時還頒布了《中國二十一世紀議程》，制定了中國實施可持續發展戰略的國家行動計劃和措施。

黨的十八大以后，黨中央將生態文明建設放在治國理政的重要戰略位置，作為統籌推進“五位一體”總體布局和協調推進“四個全面”戰略布局的重要舉措。一是《中共中央關于全面深化改革若干重大問題的決定》等一系列重要政策文件，進一步明確了生態文明建設的基本理念、指導思想、原則、政策措施、體制機制和基本制度。二是我國環境立法全面向縱深發展。《中華人民共和國環境保護法》等一系列法律法規得到修訂。三是在環境保護工作中越來越廣泛地運用環境經濟政策，如目前已經形成了包括生態補償、排污權交易、綠色金融等在內的政策體系，調控范圍也從生產環節擴展到整個經濟過程，作用方式也從過去的懲罰性為主向懲罰和激勵雙向調控轉變。四是多元的生態環境治理格局逐步形成。隨著環境影響評價等政策的實施，逐步形成了以政府治理為主導、社會各方積極參與的治理模式。

2020年，習近平主席在第七十五屆聯合國大會一般性辯論上作出莊嚴承諾：“中國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和。” 其中，能源轉型，特別是清潔可再生能源的應用對我國實現“雙碳”目標具有重要意義。目前，中國對能源轉型的需求快速提升，可再生能源轉型正處于全面加速推進階段。

國際可再生能源機構(IRENA)發布的《2021年可再生能源發電成本報告》指出，風能和太陽能被評為最具開發潛力的可再生能源，擁有實現快速低成本建設的基礎。2021年，全球新增太陽能光伏發電和陸上風電的平均發電成本比化石能源發電成本分別低39%和11%。

我國地大物博，自然資源豐富，具備實現“雙碳”目標所需的資源轉型條件。但同時我國地理環境差異明顯，風能和太陽能在全國具有明顯的分布不均問題，呈現出中東部地區和西北部地區兩極分化的態勢。人口密度高的東部和中部地區的風能和太陽能資源相對較弱，而人口密度低的西部和北部地區擁有更為優質的陸上風能和太陽能資源。尤其是內蒙古、寧夏、新疆、甘肅等優質資源區，當地資源消費能力不足，依賴本地市場需求無法消耗全部可開發能源，存在著較大的棄風棄光問題。

內蒙古是太陽能和風能優質資源區中最為典型區域之一，以風能總儲量8.98億千瓦時，技術可開發量1.5億千瓦時的優勢排全國第一位，2021年內蒙古Ⅰ類風能資源區可利用小時數為2626小時，Ⅱ類風能資源區為2407小時，年產能可達7500億千瓦時；光伏資源以水平面總輻照量平均值每平方米1571.6千瓦時排全國第六位，其中大部分地區的日照時長大于2700小時，少部分高達3400小時，年產能達到5兆千瓦時以上。這說明，內蒙古可向區域外輸送的能源量較多，實現可再生能源市場化正收益的可能性較大。一方面，內蒙古太陽能、風能資源量非常豐富，使得區域內可再生能源價格具有與化石能源相競爭的能力；另一方面，內蒙古的待開發資源量充沛，有能力對太陽能和風能弱質資源區進行電力調配。因此，內蒙古的能源轉型路徑對其他地區具有示范性作用，有潛力成為促進優質資源區與弱質資源區能源交易的典型案例。

隨著國家對于“碳達峰碳中和”與能源轉型主題重視度的提高，學術界對于此領域的研究的重視度也逐漸加強。目前，文獻大多聚焦于宏觀層面的節能減排戰略性規劃、能源轉型的戰略意義和功能作用，如余良城(2021)提出電力行業發展對低碳經濟意義重大，并從多個角度探討了節能減排戰略實現的保障措施。而可再生能源領域實際開展的研究則更多聚焦于可再生能源開發構成、規模的測度與辨識。例如，張士寧等(2020)提出了可再生能源投資減排成效評估方法，并分析了2010～2018年全球及重點區域可再生能源投資減排成效；韓東梅等(2022)提出了北京市可再生能源的發展方向有充分挖掘太陽能、地熱能等本地可再生能源應用潛力及持續擴大綠電應用規模；劉盾盾(2020)結合魯棒規劃與隨機規劃理論，為高比例可再生能源輸電網規劃中的安全穩定與可再生能源消納提出解決方法；楊志超(2020)提出了以實現經濟高效運行為核心的可再生能源CCHP系統優化方法；卞藝衡等(2020)提出了分布式可再生能源電源的優化配置模型；李蕓(2020)通過可再生能源電力系統輸出功率特性模型，利用蒙特卡洛模擬法對接入可再生能源后的電力系統進行了評估。行政區域間能源轉型市場化協作的相關文獻數量較少，其僅有的文獻還主要研究區域經濟發展與能源結構轉型關系。例如，蔣翔(2017)通過SWOT方法分析了云南省節能減排工作的內外部形勢；張濤等(2020)研究了可再生能源發電容量與區域電網內其他能源形式協調化及可再生能源發電設備運行效益。這使得區域間能源協調開發和利益分析的相關文件更為稀缺。例如，李恩平(2022)探討了太陽能和風能不同資源區跨區開發所面臨的三大戰略方向；高志華等(2022)構建了一種可再生能源超額消納量交易的跨區優化機制。

本文在分析能源弱質資源區利益的相關文獻基礎之上，對能源優質資源區利益進行分析，計算區域間度電收益以明確區域間主動尋求可再生能源跨區合作對于內蒙古能源轉型的重要性，為區域間能源開發比較及利益分析提供更多視角。

二、太陽能和風能優質資源區能源替代轉型戰略方向選擇

內蒙古等能源優質資源區雖在能源轉型上具有較大優勢，但僅依靠本地實現可再生能源市場化運作還有一定難度。李恩平(2022)認為可再生能源替代轉型戰略方式大體可分為三類：依靠本地市場開發、被動等待可再生能源跨區分配、主動尋求可再生能源跨區合作。筆者依此分類分析內蒙古能源替代轉型的戰略選擇。不同的轉型方式會引發不同結果，各省份可因地制宜，實現生態科學布局與經濟收益最大化。

(一)依靠本地市場開發

內蒙古作為太陽能、風能優質資源區，得到地方政府的大力支持，但其價格還未能達到與煤電相競爭的程度。根據內蒙古自治區人民政府發布的能源價格，采用全區動力煤月度平均坑口標準煤價格為406.08元/噸。采用以下公式計算可得1萬千瓦時約等于1.23噸標準煤，約為500元，按照當前可再生能源代理購電價格0.29元/千瓦時計算，供應1萬千瓦時的價格為2900元，較等熱量的1.23噸標準煤的價格高出了2400元，可再生能源電價格比煤電價格高出近4倍。

其中，Q為能源總量，J為能源發熱量。

《內蒙古自治區發展和改革委員會關于完善蒙東地區清潔供暖電價政策的通知》和《內蒙古自治區發展和改革委員會關于進一步完善蒙西地區“煤改電”電價政策的通知》提出，“峰時段用電價格在居民階梯電價第一檔電價的基礎上每千瓦時加價由0.03元調至0.05元，谷時段用電價格在居民階梯電價第一檔電價的基礎上每千瓦時降價由0.13元調至0.25元”，“平時段電價為居民階梯電價的第一檔電價，峰時段用電價格在平時段電價的基礎上上浮50%，谷時段用電價格在平時段電價基礎上下降50%”。內蒙古通過峰谷期價格調控控制電力需求量，促使峰時段需求向谷時段轉移。削峰填谷對于清潔能源來說是有較大需求量的，但從市場自由競爭的角度來說無疑減少了清潔能源的收益。

(二)被動等待可再生能源跨區分配

一般來說，可再生能源產生的電力可通過輸電網實現跨區調配。輸電網設施建設投資，在考慮長周期收益回報與風險時，往往市場明顯偏好于需求量大、度電價格高的省份。

被動等待可再生能源跨區分配方式，是以國家和省級計劃為主，計劃外能源替代轉型率較低。《國家發展改革委 國家能源局關于印發電力體制改革配套文件的通知》提出，電力跨區域調配要優先保障國家計劃和地方政府協議下的跨區輸發電。但以太陽能和風能為主的清潔能源由于依靠自然資源提供動力，產能的穩定性具有較大的不確定性。這導致太陽能和風能優質資源區在資源充足且跨區域總供給量超出計劃供給量時仍存在較大的棄風和棄光率，且容易產生地區性負電價的可能。

被動等待國家電網進行可再生能源跨區分配意味著優質資源區對新能源開發供應產業競爭的放棄或弱化。新能源開發供應是一個極具潛力的產業，包括新能源電站建設、維護的終端產業鏈，及新能源開發設施裝備產業的中上游產業鏈。“雙碳”目標的實現意味著未來該產業可能迎來巨大的產業前景，被動等待國家電網進行可再生能源跨區分配意味著對未來產業的放棄，從而弱化了新能源開發供應產業。因此，是自主選擇目標市場，還是被動等待國家電網進行可再生能源跨區分配，這對于內蒙古優質資源區來說，是一項戰略抉擇。

(三)主動尋求可再生能源跨區合作

基于被動等待可再生能源跨區分配的分析，李恩平(2022)提出加速優質資源區可再生能源轉型的第三類方式——主動尋求可再生能源跨區合作。基于生態科學布局與經濟收益最大化構想，內蒙古政府主動聯動江西等能源弱質資源區進行合作。選取大型、中型太陽能和風能發電廠，分別按不同時長(如季度、月度)簽訂電力供應協議，提高能源利用率，組建穩定的、可持續發展的合作模式。

相對于本地可再生能源開發和被動等待可再生能源跨區分配，主動尋求可再生能源跨區合作具有多重明顯優點。

(1)太陽能和風能發電需求量的提升和度電成本的套利交易，能夠有效縮短太陽能和風能開發的回報周期。為了從根本上解決阻礙太陽能、風能開發的高成本、回報周期長問題，主動跨區可再生能源合作模式將能夠回應弱質資源區的能源需求，提升太陽能和風能機組產能的使用率；同時內蒙古向江西等弱質資源區通過柔性直流特高壓輸電技術輸送的電力每度電將獲得0.2415～0.5017元較高的收益，這將極大提升太陽能和風能發電的投資回報率。

(2)棄風和棄光率的降低能夠提升電價穩定性，降低負度電收益概率。通過與太陽能和風能弱質資源區進行短周期的合作，可以增加電力跨區靈活調控性，這樣與國家級和省級調配計劃互為補充。對弱質資源區能源需求用戶多了一種獲取渠道，降低當地電力調配緊張度。同時，降低內蒙古的棄風和棄光率，減少電力系統由于清潔能源電力入網所產生的電價浮動。

(3)太陽能和風能電力需求量的增加，將提升內蒙古可再生能源產業的競爭力和勞動需求量，有效促進可再生能源上中下游全產業鏈的發展。在國家全力支持推進“碳達峰碳中和”的時代，可再生能源產業有著巨大的產業前景，從根源上提升電力可再生能源替代作用，持續增加內蒙古可再生能源產業在全國的競爭力，并成為產業勞動需求新增長點。

三、太陽能和風能優質資源區轉型困境

內蒙古是傳統化石能源與太陽能、風能等可再生能源都相當豐富的地區，長期支撐著本地區的經濟發展，是少有的依靠自身資源實現能源轉型的區域。即便如此，可再生能源開發成本較高的問題，使優質資源區在實現能源轉型過程中仍存在困境。

(一)豐沛的資源可支撐區域內經濟發展，向能源收益轉型

(1)內蒙古的社會用電量需求較大。國家統計局提供的各省份年度電力消費量顯示(見表1)，2022年，社會總用電量為4200億千瓦時，其中第一產業用電量為40億千瓦時，第二產業用電量為3684億千瓦時，第三產業用電量為297億千瓦時。內蒙古的社會用電量常年位列全國第六位。

表1 內蒙古社會用電量 單位：億千瓦時

(2)技術開發太陽能、風能發電量可以滿足地區內用電需求。內蒙古能源局在2023年4月底發布的數據顯示，2022年風能資源技術可開發量為14.6億千瓦時，太陽能資源技術可開發量高達94億千瓦時，可再生能源技術可開發總量約為108.6億千瓦時。2022年內蒙古規模以上工業企業風力發電量為1019.9億千瓦時，太陽能發電量為162.6億千瓦時，太陽能和風能發電量總計1182.5億千瓦時。根據數據推算，2022年內蒙古太陽能、風能的裝機量再增加3.5倍，約3017.5億千瓦時，就能夠基本實現全區社會用電的能源替代轉型。

(二)傳統能源資源量較大，可再生能源支持力度降低

自然資源部發布的2022年度全國礦產資源儲量統計數據顯示，內蒙古煤炭、石油、天然氣三類傳統能源礦產儲量分別為411.22億噸、12290.09億噸、10115.95億立方米，三類傳統能源礦產儲量均進入全國前十位，其中煤炭和天然氣儲量更是穩居全國前四位。

結合國家統計局統計的各省份2022年煤炭、天然氣、原油產出量，內蒙古的產出量分別為12.1億噸、46.3萬噸、278億立方米。內蒙古傳統能源礦產儲量較大，預測未來因資源量緊缺出現傳統能源價格上漲的可能性較低。

反觀可再生能源，為了推進《“十四五”可再生能源發展規劃》中所計劃的，“十四五”時期我國可再生能源將進入向大規模、高比例、市場化、高質發展的新階段，我國于2022年取消了針對光伏和陸上風電的發電補貼政策。其中，光伏項目實行“雙降低、雙取消”模式，于2023年取消國家補貼，地方補貼降低50%，于2024年取消地方補貼。

截至2023年，光伏和陸上風電成本仍高于傳統能源，補貼政策的取消進一步加劇了成本價格的差異，使得能源轉型實現難度進一步加大，通過市場化方式縮減光伏、陸上風電與傳統能源成本價格間的差異迫在眉睫。

(三)可再生能源成本較高，轉型資金缺口大

太陽能和風能技術的開發、投產、安裝成本較高。IRENA發布的《2021年可再生能源發電成本報告》顯示，2021年全球太陽能光伏的安裝價格平均為每千瓦時857美元，約合人民幣5700元；陸上風電的價格平均為每千瓦時1325美元，約合人民幣9000元。中國的光伏安裝價格受設備品牌、安裝規模、地理位置等因素影響價格區間跨度較大，安裝價格在每千瓦時1000～5000元不等；中國陸上風電裝機價格則低于全球價格。結合2022年內蒙古社會用電量需求，要實現能源替代轉型還需要301.75～1508.75萬億元的投資額，資金缺口巨大，如果僅依賴本地市場運轉實現可再生能源替代轉型難度較高。

四、太陽能和風能優質與弱質資源區度電收益比較

內蒙古作為優質資源區，與以江西為代表的弱質資源區存在著較大的資源質量和開發條件的差異，這種差異可用最直觀的度電收益來表現，不同地區度電收益的差距則促成套利市場交易的根本。

(一)太陽能和風能優質與弱質資源區度電價格比較

以太陽能和風能優質資源區為主視角，考察內蒙古和江西基于同一時間段的優質與弱質資源區的度電價格差異。

根據內蒙古和江西統計局的數據，2022年內蒙古風力發電量達1019.9億千瓦時，太陽能發電量達162.6億千瓦時；江西風力發電量則為112.37億千瓦時，太陽能發電量為58.74億千瓦時。可用公式估算內蒙古與江西可再生能源發電量差異：

其中，Rquantity為資源量相對差異，C為裝機容量。

由此可得內蒙古和江西的太陽能光伏資源量差異率為63.87%，風電的資源量差異率為88.98%，其中風電的差異性尤為突出。

從太陽能、風能資源量的差異率可以看出兩區域度電收益差異。2022年，內蒙古代理購電價格約為0.29元/千瓦時；江西居民生活用電價格分三檔，一檔年用電量0～2160度部分為0.6元/千瓦時，二檔年用電2161～4200度部分為0.65元/千瓦時，三檔年用電超過4200度部分為0.9元/千瓦時，是內蒙古電價的2～3倍。

(二)太陽能和風能優質與弱質資源區協調開發實現收益

內蒙古和江西兩地可再生能源度電成本差異顯著，當然省域間引發的長距離電力輸送設備成本問題也不容忽視。內蒙古在可再生能源跨區電力建設方面，度電收益在剔除產能與輸電建設成本后仍可獲得收益。

考慮到兩省域間調度距離較遠，長距離電力調度一般采用直流特高壓輸電技術。我國近年來建設了多條直流特高壓通道，輸電價格(含稅、含線損)區間為0.0483～0.0685元/千瓦時，這項技術使得跨區輸電價格具有了市場化可行性(余良城，2021)。

內蒙古向弱質資源區輸電實現凈收益。根據當前特高壓最低、最高輸電價格每千瓦時0.0483元、0.0685元，通過江西三檔度電價格進行計算，在逐一剔除成本后得到內蒙古實現度電的凈收益(見表2)。

表2 2022年內蒙古可再生能源度電價格收益 單位：元/千瓦時

2022年，江西風力與太陽能發電總量171.11億千瓦時，社會用電量1982.98億千瓦時，若實現可再生能源替代，電力總量缺口巨大。由此可知，內蒙古再生能源度電存在潛在的巨大收益，僅2022年對江西一地度電估值收益為670億元。

五、研究結論與對策建議

(一)研究結論

本文分析了可再生能源優質資源區的能源轉型方式的選擇，為本地區帶來的經濟收益提供不同路徑。以內蒙古具有優質資源為例，對其進行能源戰略轉型思路的探討，可以歸納為以下幾點。

(1)區內能源豐富，化石能源與清潔能源皆充沛，但市場動力不足，成為可再生能源替代轉型的掣肘，依賴內蒙古本地市場很難實現可再生能源替代轉型目標。

(2)盡管內蒙古擁有豐富的太陽能和風能資源，但開發和建設成本較高。現階段內蒙古可再生能源所能提供的電力僅占全區社會電力需求量的約1/3，煤電價格仍具有優勢。因此，內蒙古僅依靠本地市場距離實現能源替代轉型的目標有較大差距。

(3)內蒙古同江西等弱質資源區存在著較大的度電成本差，跨區域進行可再生能源調送可以獲得豐厚的凈收益。以內蒙古和江西的太陽能和風能上網標準電價為參照，優質資源區和弱質資源區的度電收益差在0.2415～0.5415元之間，此度電收益差已剔除由特高壓輸電產生的最低和最高調送價格0.0483元和0.0685元，由此可以看出由優質資源區向弱質資源區調度清潔能源產生的電度收益相當豐厚。

(4)不同的轉型路徑能夠引導產業不同的發展方向。優質資源區在實現可再生能源替代轉型時，存在三個戰略方式：依靠本地市場開發、被動等待可再生能源跨區分配和主動尋求可再生能源跨區合作。其中，依靠本地市場開發建設可再生能源設施，較高的成本和較低的度電價格導致計劃很難持續；被動等待可再生能源跨區分配，因為投資利益主體所考量的能源分配、投資風險等側重點不同，且提供方只有國家和省級計劃，導致渠道單一化、調度被動性和滯后性，較難保障各投資主體的收益穩定性。主動尋求弱質資源區可再生能源合作擁有較多的優勢：一是能夠有效降低太陽能和風能開發的回報周期；二是能夠提升電價穩定性；三是能夠提升內蒙古可再生能源產業的競爭力和勞動需求。

(二)對策建議

根據對內蒙古太陽能和風能資源稟賦與政策環境進行整體分析可知，區域內太陽能和風能資源充足，具備能源轉型技術可行性；但經濟可行性較差，補貼政策的取消疊加區域內傳統能源資源充足多方面原因，導致太陽能和風能在市場化程度較高的情況下不具備競爭優勢，需要配合有利的商業盈利模式才能具備市場競爭力。

結合李恩平(2022)提出的可再生能源替代轉型三類戰略方式：依靠本地市場開發、被動等待可再生能源跨區分配、自主尋求可再生能源跨區合作，可分析出內蒙古更適合主動尋求可再生能源跨區合作。

內蒙古依靠本地市場的電力峰谷值調配產生的收益率小于跨區電力峰谷值調配產生的收益率，且峰谷值價格差越大收益率越高。從市場自由競爭的角度來說，這種戰略方式減少了太陽能和風能的整體收益。

內蒙古依靠被動等待可再生能源跨區分配的方式與主動尋求跨區分配相比，收益回報穩定性較低，且投資風險性較高。大規模多區域和小規模多區域電力調配算法的差異，對于單一區域的投資風險程度影響較大，這種戰略方式不僅加大了內蒙古區域投資風險，還大幅降低了收益回報的穩定性。

內蒙古自主尋求可再生能源跨區合作使得內蒙古對于區域內能源調配擁有實際控制權，實現整體收益最優化、收益回報穩定、投資風險可控，是內蒙古可選擇的最優商業盈利模式。

基于上述比較優勢分析，筆者為內蒙古優質資源區的能源轉型提出以下三點對策建議。

(1)優質資源區主動尋求與弱質資源區的可再生能源跨區開發合作。由省級政府牽頭帶領規模以上企業主動對接和探索與弱質資源區的跨區合作模式，促成大型或中型太陽能電廠和風力發電廠的中短期電力調度合作與雙方共同投資的可再生能源發電基地建設，從而解決太陽能和風能優質資源區棄風棄光問題和弱質資源區長期能源不足問題。具體合作方式可以考慮電廠接受外部參股、推出長期租賃、電力期貨交易等多重交易方式。

(2)積極推進跨區可再生能源開發合作。充分利用可再生能源優質資源區的資源優勢和弱質資源區的資本、技術優勢，集中推進優質資源區的可再生能源開發，實現優質資源區與弱質資源區電力市場的發展，優質資源區帶動弱質資源區新能源的建設發展。

(3)“雙碳”目標下太陽能和風能優質資源區的能源轉型同樣需要獲得國家和地方政府的統籌支持。主動尋求可再生能源跨區合作意味著與國家統一調度計劃互為補充，緩解供需關系。國家和地方政府應組織協調達成共識，實現市場份額與計劃調配的合理性，促進市場穩定和區域經濟發展。

綜上所述，本文探索可再生能源優質資源區的能源轉型路徑與戰略選擇，深入分析能源替代轉型的優勢。本文以內蒙古為例，研究內蒙古可再生能源轉型路徑所帶來的收益前景，擇優提出最適合內蒙古的可再生能源轉型方式，為其他可再生能源優質資源區建立轉型示范模板。