东盟是当今世界经济最具活力的地区之一。在新冠爆发前的十年间，该地区人均 GDP 保持了每年3.5%以上的强劲增长，高于美国、日本和欧洲等世界主要国家和地区。快速的经济增长虽然带来了人民生活水平的显著提高，却也导致了包括雾霾、水污染、和二氧化碳排放等一系列严重的环境问题。而该地区对化石能源的开采及利用是造成这些环境问题的主要原因。
近年来，包括印尼、越南、泰国在内的东盟主要能源消费大国均已做出“碳中和”承诺，并相继出台了一系列政策，推动本国电力低碳转型。但使转型落到实处却绝非易事。光伏在越南被热捧之后的发展困境，可再生能源在印尼的举步维艰，都凸显了落实转型在东盟国家的复杂性。中国作为发展中国家中电力转型的先行者，可通过进一步夯实与东盟国家在政策领域的合作，分享转型方面的经验和教训，成为东盟电力转型的“助推器”。
越南：光伏热潮后的窝光问题
越南是东盟光伏发展的成功典范。到2020年底，越南光伏装机总量达到了16.5吉瓦（Gigawatt），与2018年相比增长了将近160倍，超额完成了2030年光伏装机达到12吉瓦（Gigawatt）的规划目标。如此快速的增长使越南一跃超过泰国，成为东盟无可争议的光伏装机领导者，在区域光伏装机总量中占比超过7成。
实现这一飞跃式发展主要归功于越南政府出台的一系列光伏扶植政策。考虑到光伏项目面临审批繁琐的问题，为吸引光伏投资，越南政府提供了非常优惠的上网电价补贴政策。在2019年6月30日之前投产的光伏电厂可以享受20年的优惠上网电价，以93.5美元每兆瓦时（Megawatt-hour）的价格售电给电网。
虽然2020年4月出台的电价新规中，光伏上网电价下调到了70.9至83.8美元每兆瓦时，但这仍为投资者预留了相当大的利润空间。据估算，在2019到2020年间，越南光伏的均化发电成本（LCOE）大约为66至76美元每兆瓦时，而随着技术进步，光伏发电成本在未来将保持下降趋势。此外，越南政府还为光伏企业提供了包括所得税减免、进口设备免税在内的一系列优惠政策，以鼓励投资。
优惠的政策带来了光伏投资热潮。而绝大多数新建光伏电厂都集中在越南中部和南部沿海省份的富光地区，主要依赖几条220kV电网主干线与胡志明市、东南部工业基地相连，消纳能力有限。事实上，快速增长的光伏已经让越南电网不堪重负，迫使国家电力公司（EVN）不得不削减光伏发电，以保障系统的安全稳定。
据报道，越南2021年窝光达到500吉瓦时（Gigawatt-hour）。在设计容量为450兆瓦（Megawatt）的越南最大光伏电厂顺南（Thuan Nam），窝光率一度达到4成左右。而随着风电成为下一个风头，弃风问题也开始在越南初现端倪。如何解决电网消纳问题成为制约越南电力转型最大的因素。
印尼：系统锁定，绿电发展空间受限
为解决缺电问题，印尼政府于2015年出台了35吉瓦（Gigawatt）的产能扩张计划。其中大部分规划的项目为火电项目，包括水电和地热在内的可再生能源发电项目仅占1成左右。而这一产能扩张计划是根据非常乐观的8%左右的年均电力需求增长估计设计的。而实际电力需求增长受新冠疫情等一系列因素影响，仅为4%左右。
这使得印尼电力市场供应能力过剩，而大部分新增产能都得到“照付不议”购电协议的支持。这意味着，印尼国有电力公司（PLN）不论是否真正需要，都要按照协议的约定购买并支付电费。而随着规划中在建电厂投入运营，未来几年“供过于求”的情况可能会进一步恶化。据估计，未来10年中，PLN的备用容量在爪哇-巴厘岛电网将达到40%-60%，在苏门答腊电网达到30%-56%，远超20%-30%的建议容量率。这意味着可再生能源发电未来几年在印尼的发展空间极为有限。
印尼多变的绿电补贴政策，苛刻的本地成分要求，和低于市场价格的煤价也都在不同程度上限缩了可再生能源发电的发展空间。此外，出于电价可负担性的考虑，印尼政府往往要求PLN对电价进行补贴。从2017年开始，由于印尼政府暂停了电价调涨机制，电力补贴开始大幅攀升，到 2020 年达到 54.8 万亿印尼盾，相当于大约35亿美元。再加上政府的财政支撑时常不到位，导致PLN财政紧张，无法对电网进行必要的升级加强，以支持绿电增长，这也同时限缩了绿电的发展空间。
围绕可再生能源重塑电力系统：东盟深化转型的关键
作为东盟最主要的两个经济体，越南和印尼所面临的转型困境，很大程度上折射了东盟电力转型之路的主要挑战：绿电虽然落地，系统仍然落后。电力转型是一个长期且复杂的过程。随着以风光为代表的清洁能源技术不断成熟，经济性不断提高，开始被大规模采用，电力转型也逐渐进入“突破阶段”。而围绕新能源重塑电力系统，是实现这一突破的关键。
系统重塑，首先需要破除系统的路径“锁定”。印尼的转型困境就是这一问题的突出体现：过度投资煤电，进一步强化了旧有电力系统，滞塞了绿电的发展空间。与富煤的印尼不同，缺乏本地资源的越南更多希望通过发展包括光伏在内的清洁能源，以满足快速增长的电力需求。但由于缺乏对提高电网承载能力的关注，系统瓶颈逐渐显现，成为制约清洁能源进一步发展的主要因素。
系统瓶颈的出现实际反映了东盟国家电力转型政策的局限性。在大部分东盟国家，现有的电力政策框架一定程度上仍然希望“维持现状”，保持火电的主导地位。清洁能源仅被认为是火电的补充，而不是替代。在转型方面，往往旨在通过包括优惠上网电价、税收优惠和财政补贴在内的一系列政策工具，鼓励绿电投资，对系统层面转型关注不够。但认为仅仅依靠这些激励政策，推动一些绿电项目，就可以实现低碳转型，未免有些不切实际。
而随着绿电的快速发展，与旧有系统不兼容的矛盾逐渐突出，将大幅影响这些激励政策在推动转型方面的实际效用，拖慢转型的脚步。越南与印尼面临的转型困境就是这一问题的突出体现，而推动系统重塑将是破局的关键。
深化中国-东盟合作，助力东盟电力系统重塑
自上世纪90年代初开始的30多年间，中国和东盟之间关系实现了跨越式发展，合作不断深化，从政治对话，逐渐推展到地区安全，贸易投资，和科技交流等领域。在能源方面，通过双边和多边合作机制，中国在东盟推动了一系列大型能源项目的建设。中国-东盟可以考虑在现有基础上，把能源合作从能源项目建设，进一步拓展到转型经验分享，为东盟围绕可再生能源重塑电力系统提供助力。
中国作为发展中国家中电力转型的先行者，近年来可再生能源取得了巨大发展。截至2021年底，中国全口径非化石能源发电量为2.9万亿千瓦时，占发电量的比重达到34.6%。与此同时，煤电发电占比则从2010年的超过70%，下降至2021年的60%左右。随着电源结构调整进入“深水区”，可再生能源发电与现有电力系统不匹配的矛盾也变得愈发突出。
在2016年前后中国出现了大面积的“弃风弃光”现象。特别是在新疆、甘肃和内蒙古这三个风光大省，超过3成以上的风电产能没有得到有效利用。为了解决这一问题，中国出台了一系列政策，通过有效规划，自上而下引领电网建设，破除绿电外送通道“卡脖子”的问题。此外，全国新能源消纳检测预警机制的建立，有效引导了绿电投资电网消纳能力好的地区流动，有效缓解了风光利用率底的问题。据报道，2022年1-9月中国全国风电和光伏利用率达到96%以上。
近年来，电力系统缺乏灵活性，无法对可再生能源波动做出及时有效反应逐渐成为了制约中国电力转型的主要问题。2022年8、9月份四川出现的限电就是这一问题的突出体现。为解决这一问题，中国已经开始规划煤电灵活性改造，通过推动煤电从主力型电源向调节型和保障型电源转型，破除电力系统发展路径锁定，把煤电转化成为绿电发展保驾护航的重要助力。
与中国类似，长期规划在东盟电力系统建设方面也起到主导作用。在包括印尼、泰国、马来西亚和越南在内的主要东盟国家，国有电力公司作为电力市场中的“唯一买方”，通过协助能源主管部门制定长期产业发展规划，推动电力系统发展。而如何通过制定有效规划，尽快破除电力系统发展的路径锁定，驱动系统重塑的快速展开，实现绿电的有效消纳是中国可以和东盟国家分享的重要经验。而随着中国-东盟在电力转型方面合作深化，东盟转型不断加速，中国也应考虑推动自身转型进一步提速，才可为东盟电力转型提供持续引领作用。
