3月下旬，国家发改委和国家能源局公布了“十四五”时期的能源规划，名为《“十四五”现代能源体系规划》。这个文件名称显著区别于2006年以来的三份同类规划的提法（“能源发展规划”），透露出其特别的目标。值得注意的是，这份文件的“印发通知”落款为1月29日——在俄乌战争之前。但即便战争引发的能源版图剧烈变迁尚未发生，但去年秋天的煤炭和电力短缺，早已给这份在凛冬中内部印发的规划打上了强烈的“能源安全”烙印。高层的这种关切在3月上旬的“两会”上已见端倪。
规划第一章的形势分析认为中国能源安全保障正处在新旧风险交织的“关键攻坚期”，与此同时，“十四五”也是中国为实现“双碳”目标打基础的关键窗口期，这时候必须协同推进能源低碳转型与供给保障，让新能源大规模发展成为可能，但同时避免“运动式”减碳和“一刀切”限产限电。
能源转型是当务之急，但转型本身蕴含着供应短缺的风险。要化解这些风险，唯有变革系统，但变革不仅需要时间，还恰恰需要仰赖它所欲终结的化石能源的“回光返照”。这份规划正体现出这种紧张。
在这种局面下，规划的指标体系中缺乏鼓舞人心的可再生能源发展数字，而煤碳和煤电被赋予了托底能源安全和作为可再生能源“铺路石”的使命，似乎也因此被放松了“紧箍咒”。俄乌战争的爆发，让这种紧张变得更突出。
“黄河东流入海，但一路九曲十八弯。”北京大学能源研究院气候变化与能源转型项目高级顾问杨富强以此来形容中国当前能源政策在内外冲击下选择“稳字当头”，但能源转型的大势不会改变。
煤：烫脚的铺路石
《“十四五”现代能源体系规划》中没有明确的退煤目标，甚至取消了过去规划中对煤炭消费总量和煤炭占一次能源消费比重的限制。与此同时，规划正文大篇幅强调能源保供以及煤炭、煤电在其中的角色——“加强煤炭安全托底保障”、发挥煤电“支撑性”作用，以及“大力推动煤炭清洁高效利用”，再加上4月下旬国务院常务会议“发挥煤炭主体能源作用”的表述，以及5月初央行追加1000亿元专项再贷款用于支持增加煤炭产能与储备能力，令人产生中国短期煤炭消费和温室气体排放势将上涨，甚至是被锁定在高比重煤炭的能源结构中的担忧。
但与此同时，规划也取消了能源消费总量的上限，这被认为与此前国务院宣布“十四五”期间新增可再生能源电力消费量不纳入地方“双控”考核的动向一致，赋予可再生能源充分的发展空间。此外，它还新增了灵活性调节电源占比（24%），以及电力需求侧响应能力目标（最大用电负荷的3%~5%），这些被认为将有助于使整个电力系统获得能够接纳更多可再生能源的灵活性和韧性。它取消煤电度电煤耗上限，也被解读为为煤电机组朝着为可再生能源提供调峰服务转型作准备，因为调峰机组频繁的启停势必提高度电煤耗。
多位能源领域专家告诉中外对话：纵观这份规划，感觉内容包罗万象而缺乏主线，同时缺乏强有力的量化指标，其中充满了令人喜忧参半的混合信号。但这种不明朗的感觉，恰恰反映出中国政府试图在保证短期能源安全供应安全和为长期能源转型打基础之间达成平衡。
能源基金会低碳转型项目主任傅莎向中外对话表示，能看出这份规划并不只是奔着“十四五”去的，而是展望到了2035年。其中一些内容是中长期转型需要做的努力，主基调是建设一个与“双碳”目标吻合的现代能源体系。
但她同时认为，这样一份内容宽泛、缺少约束性量化指标的纲领，也会让不同的读者各自从中读出自己想要的东西。比如，有人可能会被关于“煤炭清洁高效利用”和“煤制油、煤制气”的内容吸引，有人则看到了西部清洁能源基地需要配套调峰煤电的机会。她担心，在经济稳增长的压力下，这些领域可能被地方政府作为短期拉动经济的投资点，不仅增加不必要的碳排放，而且导致这些新的涉煤项目无法完成常规服役期，或是在未来需要加装昂贵的碳捕集设备。在中国已经宣布“十四五”期间严控煤炭消费，“十五五”期间煤炭消费下降以及“双碳”目标的基调下，这些投资10-15年之后就有可能遭遇财务问题。
虽然存在这种风险，但傅莎认为， 能耗“双控”政策依然给地方政府官员心里上着根弦。尽管今年以来能源总量消费限制被一定程度上放宽，能耗强度目标又年度考核变为五年统筹考核，增加了一定的灵活性，但是她认为到2025年各地毕竟依然要接受考核。此外，大量能源项目国家还是要审批，“两高”项目（高耗能、高排放项目）依然严控，在实际操作环节，依然有诸多的制约机制。此外，接下来氢能、储能等能源分领域的规划以及一些近中期工作方案，也都有望为根据实际情况做出调整提供机会。她表示，如果未来“两高”能被纳入环评、能耗“双控”能如规划中提及的，转变为碳排放总量和强度的“碳双控”，同时碳市场进一步扩张，可再生能源政策获得更多优惠政策的话，建设涉煤项目的热情就会得到更加有效的抑制。
能耗“双控”制度，是中国从“十一五”规划（2005-2010）开始设定的能源转型目标，以能源消耗强度（“单位GDP能耗”）和能源消费总量（“能源消费上限”）为组合，已成为近十五年来中国能源转型和低碳发展的重要指挥棒。
市场心里也会“有弦”。傅莎表示，能源基金会在和五大国有电力集团沟通中得知2021年可再生能源已经成为它们的主要盈利点，因此如果不是应地方政府要求，它们已经没有意愿再去投资煤电。此外，在金融领域，央行也一直在推动金融机构关注投资在能源转型大势下的“转型风险”，避免使之成为金融风险。
华北电力大学教授袁家海同样表示：能源央企都不愿新建煤电项目，只是地方政府在“保供”的话语下仍会有上项目的冲动。他认为必须通过中央政府的强约束，才能遏制住煤电的非理性扩张。但是，作为一种中央“强约束”手段，广受期待的“碳双控”目前国内却还没有排放核算的标准体系。他估计，“十四五”期间至多只能在一些省份做一些碳总量和碳强度控制试点，把监测、计量体系和统计制度建立起来就不错了。能耗“双控”很可能仍然是控制排放的主要手段。
更灵活的煤电？
为了更好地消纳风电和光伏，《‘十四五’现代能源体系规划》提出全面实施煤炭机组灵活性改造，到“十四五”末改造规模超过2亿千瓦，同时灵活调节电源占比达到24%左右——这其中的大部分注定是煤电。袁家海分析，除了对既有煤电站进行灵活性改造之外，西部地区那些附近没有煤电站可以改造的风光基地，势必还将新建一批用于调峰的燃煤电站。但是，如何确保这些以“调峰”为名建设起来的新煤电站只被用于调峰，而不用于基荷发电，依然没有答案。
袁家海估计，作为调峰功能的煤电利用小时数不会超过3000小时，远低于目前4400-4500小时的平均水平（即便在这个水平下煤电企业也大面积亏损）。“3000小时它怎么盈利？”他问道。“因此这就不仅仅是一个‘搁浅资产’的问题，而是它一建成就是亏损的。”这会让调峰电站有更大动机持续发电来确保盈利。袁家海说，要确保这些电站只被用于调峰或者作为应急备用，就要用一种机制去认可它的系统价值，给它发挥这两种功能以一个合理的回报。“所以下一步核心的问题是要解决电力市场的容量电价机制。”虽然《‘十四五’现代能源体系规划》中提到了完善电力辅助服务市场机制，但袁家海认为 ，只有将其落实到了年度工作计划中去，才有望看到实质性的进展。
能源智库Ember资深电力政策分析师杨木易也表示，与其通过行政命令的方式，给煤电厂画好一个“圈”来形塑它们的行为，不如把市场激励条件给好，例如通过建好电力辅助服务市场和容量费用市场，引导有条件的煤电厂为风光提供调节和备载服务。“我们现在看到很多煤电厂举步维艰，它们也是赔钱的。如果调峰调频服务得不到补偿的话，会为煤电转型造成困难”，他说。
悉尼科技大学教授、国际能源转型学会理事长施训鹏认为问题的核心还是在电力市场化。他说：“在项目层面很难判断新建煤电厂是否合理，现在还有很多非市场成分在影响决策。比如地方政府为了就业和经济增长目的而新建煤电项目，以及由于煤电的上网指标等还存在行政分配，企业只要拿到相应的发电指标就不是很担心（亏损）。但如果电力市场化之后企业还要建项目，那很可能就是有必要的。”
但杨富强则担心煤电长期作为调峰电源对碳排放的影响，即便调峰机组不被用作基荷发电。他提醒道：“现在看它（调峰煤电）暂时可以推动可再生能源的发展，但是随着时间的推移，这个角色应该让位给清洁的调峰电源。现在看它是暂时的和过渡性的，但是这个趋势持续下去，它在未来会成为阻力。”
导致去年的“电荒”的关键因素是煤炭短缺，此后中央政府采取了一系列措施扩大煤炭生产、增加产能。作为对此的延续，《“十四五”现代能源体系规划》取消煤炭消费总量和煤炭占一次能源消费比重的限制，让人担心煤炭生产的过度繁荣。但袁家海分析，去年缺电情况下国家紧急核增的存量煤矿的产能已经释放完毕，新的产能需要审批新煤矿才能实现，而这是一个漫长的过程。因此，虽然4月下旬国务院常务会议提出今年再增加3亿吨的煤炭产能，但他估计实际上难度非常大。
此外，市场逻辑也会制约煤炭产能释放。袁家海表示，煤炭企业有天然的诉求来控制产量，从而维持价格高度。另外，在“双碳”目标之下，煤炭企业也会考虑现在投入的固定资产的长期收益问题。因此，“在以上种种局限之下，煤炭产能释放就很难顺利实现”，他说。他认为虽然规划并没有提出限制性目标，但是煤炭在整个消费占比中的下降趋势是不会变的。
可再生能源：水到渠未成
与煤炭和煤电被给予的强调相对照，这份规划并没有拿出更加富有雄心的风电、光伏装机目标，而只有一个39%的新增非化石能源发电比重目标。媒体发现这略低于“十三五”增速和市场预期，另有分析认为这只是实现2025年非化石能源消费比重20%目标所需的最低限度。
袁家海认为，在能源保供的大语境下，政府应该还是选择了与已经承诺的国家自主贡献中“风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上”的目标相一致的目标。之所以没有设定一个更富雄心的五年目标，他说：“可再生能源的发展，并不是说电源建起来就一定用得上。因为还是需要电网消纳。这是一个系统工程，在消纳问题解决之前，不应让新能源行业过度亢奋。”另一方面，中央政府这么做也给自己留了余地，万一再遇到去年那样缺电的情况还有余裕去应对。“但不排除在实际操作中是‘外松内紧’的”，他说。他认为国家关于沙漠戈壁地区推进大型风光基地的政策动向表明，在实际中中国会追求更富雄心的风电、光伏发展目标。
“很多人说中国能源转型口气变弱了，我感觉并不弱。”杨木易说。他恰恰认为39%的非化石能源发电比重目标意味着风光比重能够得到快速提升。这是因为一方面，他认为由于水电和核电都有着比较长的规划建设期，因此“十四五”非化石能源的增长主要还是靠风电和光伏；另一方面，他指出，规划中还有一个终端用能电气化的目标——到“十四五”末电能占终端用能比重达到30%左右——这个比重高于日本和欧洲目前的水平。在电能占终端用能比重提高的基础上，要实现39%的非化石能源发电目标，就需要包括风光在内的非化石电源发展进一步加速。“在长周期储能技术不能实现大规模部署之前，风、光并不能实现独立替代煤电。”他说。规划中对煤电调峰能力的强调，正是为了让电网能够消化得了快速增长的风电和光伏。
决定未来可再生能源发展和能源转型速度的已经不再是电源建设，而是电网的消纳能力。施训鹏，悉尼科技大学教授、国际能源转型学会理事长
施训鹏则认为风光不再定目标，恰恰是一件好事。“过去之所以用目标来推，是因为它们自己在市场上还没有显著的竞争力。现在大部分地区风电、光伏已经没有补贴，它们在抢上网资格，企业有动力建，反而是电网不让它们建”，他说。“决定未来可再生能源发展和能源转型速度的已经不再是电源建设，而是电网的消纳能力。成本和技术能力已经不是最大的挑战，最大的挑战是确保能源安全。去年大家已经看到了这个挑战。现在到了电力系统改革攻坚的阶段，不是冒进能解决问题的。”
杨木易表示，眼下最突出的矛盾存在于以风、光为主的新能源的发展与旧的能源体系之间。如果处理不好，将影响电力供应的安全稳定。加速建立新型电力、能源系统，要解决的问题是调系统。而调系统涉及方方面面，这也是为什么这份旨在保障供应的同时建立“现代能源体系”的规划似乎没有明确的主线的原因。
治理体系：待补的短板
“能源体系的重塑不仅仅是能源市场的重塑，治理体系也需要重塑。”杨木易提醒道。
绿色和平曾在梳理2020年各省核准煤电项目情况时发现，东西部新建煤电项目的理由存在相互矛盾的现象——西部省份常常以“西电东送”为由，而东部则又强调加强本地自给能力。本次规划也提出同时增加西部清洁能源基地和东、中部非化石能源的生产能力。虽然是非化石能源，但由于其中的风电、光伏需要配套基于化石燃料的调峰设施，远距离输电设备的建设周期又长，最后仍有可能导致东西部各自上马煤电，以解电力供应紧张的燃眉之急。
在杨木易看来，由于中国当前的电力治理模式缺乏区域协调机制，因此影响资源配置的效率。他举例说，东部沿海地区所依赖的外调电不在它自己的管辖权内，别的省份的项目是否会按时推进不是这些地区可以控制的，外调电力的发电省份也可能截留自己发的电。这导致用电侧省份为确保自身电力供应安全，推动本地电源建设，造成重复建设。
我们到了重塑整个系统的时候，各方面不能有短板，一个地方有短板事情就推不下去。杨木易，能源智库Ember资深电力政策分析师
基于此，他认为省级协调机制尤为关键。他和施训鹏合作的一篇论文曾提出在整个大湾区探索建立电力协调机制。他们在文中提出，中国的能源治理体系是自上而下的——定目标、定计划，然后逐级下放执行。这套体系虽然在动员全社会资源，推动国民经济发展方面具有很大优势，但在现实中，地方政府的政策工具和职权范围是有限的，在面对一些需要在省际或省内协调的选项的时候，它们只能各自为战，无法协调。比如在退煤过程中，如果需要外省或省内其他地区为其可再生能源提供灵活性，这就不是地方政府可以协调的。这时候，就应该以更大的区域为单位进行协调。
关于能源治理体系的协调机制，《“十四五”现代能源体系规划》提出建立健全“国家能源委员会统筹协调、有关部门协同推动、各省级政府和重点能源企业细化落实”的规划实施机制。但杨木易说，国内的协调往往是在定计划目标的时候的协调，但疏于执行中的协调。施训鹏说，这种地区间的协调要细化到每个月、日，乃至小时的电网运行，但能源委的协调，往往是制度建设上的，和规划落实层面的协调。
“我们到了重塑整个系统的时候，各方面不能有短板，一个地方有短板事情就推不下去。”杨木易说。他表示：最根本的问题是市场和政府推动能源转型的哪些方面更加有效。市场和政府的手都要用起来。只不过，怎样在两者之间找到平衡将是个问题。
