过去的10-15年，中国增加可再生能源装机的节奏总是令人印象深刻。从2005年通过《可再生能源法》，以固定优惠电价鼓励风电光伏为主的可再生能源发展，中国历年的风光新增装机量占世界总量的50%甚至更多。2010年后的很长一段时间，中国风电年增长20到35吉瓦；而光伏后来居上，增长更快，在30到50吉瓦。二者合计，在2015年后的5年，大体年增长50到60吉瓦。
2020年开始的三年，尽管有疫情影响，但是风电光伏的装机保持了韧性，大幅增加到每年100吉瓦以上。刚刚过去的2022年是进一步提速的一年。国家能源局在2023年一季度新闻发布会上表示：2022年全年新增可再生能源（水电、风电、光伏、生物质等）超过150吉瓦，其中风光合计125吉瓦；发电量占全社会用电量超过13%，已超过世界平均水平。
能源局发布会报告的测算结果认为：“2022年可再生能源发电量相当于减少二氧化碳排放约22.6亿吨”。简单推算，这相当于1千瓦可再生电量，实现837克二氧化碳的减排。这一度量基准对应于一个度电煤耗300克标煤煤电厂的排放水平。
我们认为，这一减排效果相比实际情况存在高估，特别是考虑到中国特色“新能源基地”的特定并网安排带来的运行与投资影响。
可再生能源与煤电“齐头并进”
可再生能源进入电力系统，在多大程度上有效替代传统能源发电，实现温室气体减排，是个学术、政策与工业界的热门话题。机组的减排效果会因为电力系统特点不同而有所区别。也就是一个新的零排放的风光电源进入系统，到底会挤出何种其他电源的问题。
成本最小化的电力系统往往实行经济调度，即机组按照成本从低到高的调度排序来满足变动的电力需求。可再生能源进入发电序列，将挤出高成本的边际机组，实现对应机组排放强度的减排效果。因此，如果边际机组是水电（比如北欧地区），那么减排几乎是零；如果是依靠昂贵的天然气发电（比如2022年天然气价格暴涨的西欧大部分地区），减排对应天然气发电的排放强度（根据效率不同，大致在400-600克二氧化碳每千瓦时); 如果边际机组是煤电（比如煤电占据50%以上份额的印度与中国），那么单位发电量将减排700-1000克二氧化碳每千瓦时。以上是基于100%替代煤电的测算，即理想状况下的最大减排效果。
经济调度是一种对可用发电资源进行排序的方法。序列中边际成本最低的发电机组（比如可再生能源）最先上线以满足需求，而边际成本最高的发电机组（比如煤电）最后上线。 以这种称为经济调度的方式调度发电，可以最小化短期电力生产成本。
在中国，更为重要的因素，在于新增装机中的相当一部分不是为了并入本地电网来建设的，与传统电源不构成替代关系。政府规划建设大量风能和太阳能容量，分布在人口、经济和电力需求有限的西部偏远地区（比如戈壁、沙漠），称为 “新能源基地”。与新的或现有煤电捆绑，电力通过特高压输电专项工程传输到东部沿海地区。
“十四五”可再生能源发展规划中规定，在“水电、风电、光伏、煤电”的组合中，可再生能源电力的份额“不低于50%”。考虑到水电外送是100%的可再生能源，因此即使煤电含量达到70%仍满足上述总体约束。因为这种“配套”，可再生的投资，引发了煤电的进一步扩张（反过来说，如果没有这些风光，也不会引发对应的煤电建设与投入运行）。二者甚至是互补的关系。已建成线路的运行记录（2021年，2020年，2019年）也证明了这一点——大部分线路的跨区输电量中，风电与光伏的电量比例20%-40%。最新计划中的新疆哈密——重庆输电专线项目，配套可再生1000万千瓦，煤电400-600万千瓦。
西部新增可再生能源装机可以减少东部地区的煤电装机吗？答案是：大致不会。电力系统存在N-1原则作为基本安全要求。它指的是：电力系统任何单一设备故障，都不应该影响整个系统的正常运行。东部地区必须在假设整个线路断掉的情况下仍然保持自身供需平衡。考虑到煤电机组的寿命35-40年，而风电光伏普遍在20年左右，这种对煤电投资的拉动造成的长期排放锁定风险就更大了。
从运行角度，可再生电力替代燃煤发电，也强烈区别于电量1:1直接替代。西部地区70%的煤电，加上30%的风光发电，替代东部电力需求旺盛地区的边际机组（所谓：满足需求的成本最高的机组），事实上更多的情况是“煤换煤”。即使受电地区边际机组比西部新建机组效率更低，从而具有更高的排放强度，这一替代产生的温室气体减排效益，也会因为各种因素大大折扣。比如：显著长距离输电线损；东部地区调峰深度增加，从而效率变差；本地汇集上网的线损。
也就是说，在可再生装机扩大——发电增加——替代化石能源发电——实现气候减排收益的链条中，发电增加并未如想象中那样有效替代化石能源发电。以已经建成运行多年的新疆哈密——河南郑州（称为哈郑直流或者天中直流）输电专项工程为例，我们做了测算。它线路长度2200公里，线损7.2%，额定输送功率800万千瓦。“配套”电源包括风电800万千瓦、光伏发电125万千瓦、煤电660万千瓦，总装机容量1585万千瓦。
结果显示：50%煤电捆绑可再生能源的政策导致减排效应（与“理想情况”比较）下降350克二氧化碳每千瓦时；实际运行中煤电的进一步增加（占比不是50%，而是普遍在70%甚至更多），减排效应下降接近100克；再考虑到线损，减排效应下降超过50克。即使不考虑接收地电源调节带来的效率下降，最后能实现的减排效应约为356克二氧化碳每千瓦时的水平，相当于替代煤电排放效果的40%，与天然气替代煤炭更接近。
也就是说：风电不再是风电，而光伏也不再是光伏。他们在气候安全与排放特性上，更像是天然气发电。
更进一步，从系统影响视角，它拉动了额外的煤电投资，引发了对更长时间煤炭使用的锁定风险。当然，有人可能会辩驳：这部分煤电现在起运行辅助作用，在未来碳排放实现达峰开始下降之后退出。容量并不一定转化为煤炭消费量与排放量。这种可能性理论上存在。但是在现实世界，煤炭发电照常甚至增加使用的可能性更高。
目前中国电力系统仍缺乏基于短期边际成本的竞争机制。线路的可再生比重提高，同时也意味着因为可再生出力的波动，线路利用率会下降。保持目前输电价格，会进一步增加线路投资回收期；如果提高价格，技术经济上会降低落地电价的竞争力，或者进一步挤压输出地上网价格。无论哪一种可能，政治经济上都与多个利益主体激励不相容。
中国有多少可再生能源与煤炭“绑定”
中国到底有多少可再生能源与煤炭绑定装机？不完全统计，目前类似的输电工程项目超过20条（请向卓尔德中心索取完整目录），其中1/3专门输送西南地区水电，其他线路配有50%容量左右的煤电。按此估计，最近5年中国的风光装机中，有35-40%属于此类“打捆”项目。
风光无法实现相应的减排效果，这对于世界的电源装机统计、理解与解读可再生能源发展具有显著影响。IPCC第六次评估报告中将风能和太阳能作为具有成本效益的气候减缓的最大潜力的选择，它们的作用在2030年之前的短时间内特别重要，因为其他选择要么不可用，要么很难规模化发展，或者昂贵得多。
国际能源署测算，如果考虑到已宣布的太阳能光伏产能计划，全球太阳能产业已经符合2030年1.5度目标的情景路径。彭博社对2021年的新增发电量进行了统计，发现85%来自于可再生能源，特别是风能和太阳能。这被知名能源、气候研究MCC智库认为是 “2022年气候好消息”之一。这些论断，建立在可再生能源装机可以充分替代煤电从而实现减排的假设之上。总体估算，中国大约有1/3的风光新增没有实现替代煤电的应然减排。
近年来，中国尽管可再生能源装机增长迅速，但发电比重增长并不特别突出，与此同时，煤炭消费和碳排放都在持续增长，甚至有些剧烈。与煤电互补的可再生能源装机可能是个重要因素。2021年，非官方测算，中国温室气体排放相比2019年增加了5.9%。2022年，可再生能源发电增长比例并不小（同比接近2个百分点）。这一年，因为扭曲的发电价格，煤电出力积极性严重受限，而四川出现两周左右的用电限制，其结果反映在数字上就是，由于煤电的发电量降低，可再生能源发电的比例“被放大”了。2022年初步的汇算显示，多种因素作用之下，中国煤炭消费相比2021年增长3%以上，创历史新高；而排放尽管有新冠严厉封锁等原因，可能会增加1.5%以上。
风光“捆绑”煤电的范式从何而来？
风光“捆绑”煤电的发展范式在经济逻辑上是无法理解的。目前，远距离跨区域的专项输电工程主要服务于输电，没有联网功能，即区域间无法互相调度电力来满足需求。而从供需平衡来说，本地发电、本地上网、本地消费是最稳定、最容易实现和成本最低的。举例来说，如果联接西北电网和华北电网，只需要采用500千伏甚至更低电压等级，长度在几百甚至几十公里的互联线路。这相比目前不考虑本地需求的“能源基地”项目，互联线路需要的公里数、容量都会小，成本也相应低。理解这一范式的形成，可能是个政治经济问题，特别涉及到中央与地方的互动、控制与收益关系。限于篇幅，另文讨论。
最近，快速变化的国际与国内形势之下，这一安排有较大程度松动或者调整的迹象。长距离僵直运行线路，不考虑送出与接收端的供需动态变化。无论是其运行调节还是安全保障难度都比较高。目前快速变化的国际环境中，这无疑是国家能源与电力安全的“软肋”。
2022年11月，电网高层在中国电力企业联合会年会上，明确表示：“坚持就地平衡、就近平衡为要，跨区平衡互济，着力解决应急调峰电源互济能力不足等难题，抓好安全生产“。而一开始提及的能源主管部门新闻发布会，也特别突出了中国式定义中的分布式光伏作用——尽管问题的核心，在我们看来，并不在于分布式还是集中式，而是是否统一市场、灵活并网、尊重电力特性来发展风光的方式问题。
需要明确，笔者并不是说新能源基地本身是个问题。廉价、丰富的可再生电力，本身就是一种资源与财富。如果这部分基地不再配套煤电，不再以罔顾需求动态的方式进行高成本高损耗外送，而是重新校准为常态并网方式，或者转为多种电力应用场景，比如电解制氢（氨、甲烷），变输送困难的电力为其他液态或者固态燃料，将有效规避减排潜力下降、缺乏竞争力等问题。鉴于上述最新动态，我们对此保持乐观。
中国之外的地区，如果缺乏明确的经济调度原则，也可能出现“只有装机/发电，而几无减排”的情况。比如东南亚、中西亚、印度等地区。这方面，需要结合具体案例分析，从而为有效解决“发电但不减排”提供短期到长期的可行方案。
电力系统变革与气候安全，合则皆得，分则两失
我们拥有了成本已经普遍低于传统电源的风电光伏，它对于电力以及能源部门的快速脱碳是必要的，但是远远不够。与可再生能源接入电网相关的电力系统灵活性提升（快速起停、爬坡速率、调节深度等）、运行方式变革（比如采用更高颗粒度的经济调度）、市场协调机制（比如实现更大更快更短的统一市场）在大部分发展中国家地区需要同时进化。
在中国，风电光伏进入电力系统之初，曾出现比较严重的“弃电”。这根源于电网运行与系统特性的僵直，造成从容量增加无法过渡到电量的充分增长。目前，这一问题基于行政“弃电率”考核的手段，已经基本解决。但是，电网运行的僵直问题一直存在，是目前“基地型”可再生建设与运行方式形成，从而发电增加无法充分转化为气候减排的系统性因素。
“电力系统变革与气候安全，合则皆得，分则两失”。我们保持谨慎乐观的同时，需要明确这一点。
