2020年9月22日，总书记在联合国大会上提出我国将努力在2060年实现“碳中和”，在全世界引起重大反响。这不仅给可再生能源发展提供了新的压力和动力，同时进一步明确了我国能源转型方向是低碳和零碳能源，经济转型的方向是“碳中和经济”。
然而，“千里之行，始于足下”。当前我国可再生能源发展和能源低碳转型面临的体制和政策障碍，如果在“十四五”期间不能得到有效解决，“碳中和”的远期压力将很难有效转化为近期动力，“十四五”我们可再生能源发展恐将进入“瓶颈期”。
2006年可再生能源法实施以来，我国逐步建立了对可再生能源开发利用的价格、财税、金融等一系列支持政策，可再生能源产业进入快速发展期。根据《BP世界能源统计2020》的数据，截至2019年，我国可再生能源（含水电）消费总量达到17.95艾焦（相当于4.99×1012kWh），在全球可再生能源（含水电）消费量中的占比高达26.9%。2006―2019年，我国可再生能源消费量年均增长11.5%，而同期我国化石能源消费量年均增速为3.4%。2019年，我国继续保持世界第一大可再生能源消费国和生产国的地位，可再生能源（含水电）消费总量分别相当于美国（全球第二）的2.2倍、巴西（全球第三）的3.2倍。特别是，我国可再生能源发展为全球碳减排做出重要贡献，2019年消费的可再生能源（含水电）避免的二氧化碳排放量为16.5亿吨，占我国当年二氧化碳排放总量的16.5%。然而，可再生能源这一快速发展的势头恐难延续。尽管随着技术不断创新，发电成本大幅下降，成本问题不再是我国可再生能源发展的主要障碍，但由于短期能源政策重点变化的不利影响，加上既有能源体制无法协调可再生能源与化石能源的利益冲突，促进可再生能源良性发展的新体制构建问题也未被提上日程，可以预期，“十四五”期间，既有能源系统对可再生能源的容纳能力将逐渐下降，我国可再生能源发展可能进入一个“瓶颈期”。
一、外部和内部压力导致可再生能源的战略地位发生变化
2020年，面对国际形势风云变幻以及新冠肺炎疫情对全球和我国经济的冲击，中央提出了保居民就业、保基本民生、保基层运转、保市场主体、保粮食能源安全、保产业链供应链等“六保”经济工作任务。能源领域的“六保”任务直接体现在2020年6月国家能源局发布的《2020年能源部门工作指导意见》中，“保障能源安全”重新被列为能源政策最优先地位。《指导意见》中的“政策取向”部分第一条明确提出“以保障能源安全为首要任务”，第二条强调要“坚持以惠民利民为根本宗旨”。尽管《指导意见》也提出了“坚持以清洁低碳为发展目标”，但可再生能源电力存在一定间歇性和波动性，现在的成本也偏高，所以，可再生能源难以完全匹配“能源安全”与“惠民利民”的要求。在“能源安全”优先、“惠民利民”次之的能源政策定位下，可再生能源的战略地位下降是必然的。此外，我国在巴黎气候大会上的承诺是近年来推动可再生能源发展的最直接动力。2018年，我国碳排放强度比2005年累计下降45.8%，提前两年实现2020年碳排放强度比2005年下降40%~45%的国际承诺；2019年，我国非化石能源消费占一次能源消费的比重为15.3%，提前一年实现2020年非化石能源占一次能源消费的比重达到15%的国际承诺。能源政策优先次序的调整，叠加国际承诺的实现，直接削弱了我国可再生能源在“十四五”期间的发展动力和压力。
二、可再生能源在既有电力系统和电力体制中进一步发展的空间有限
大力发展可再生能源作为推动能源转型和应对气候变化的一个重要手段，进展最快的是电力部门中风电和光伏发电量的快速增加。但是，这种变化不单纯是电力系统中化石能源与可再生能源份额此消彼长的替代过程，必须伴随着电力系统的转型。因为风电与光伏发电具有间歇性和波动性特征。随着风、光发电比重的上升，必然要求电力系统以更高的灵活性来应对这种波动性。根据欧洲国家能源转型的经验，能够提升现有电力系统灵活性且边际成本相对低的技术手段有如下几种：一是对燃煤机组和热电联产机组进行灵活性改造；二是利用技术、经济等方面的综合手段提高电力需求侧灵活性；三是优化相邻电网互联互通，提高相邻电网的“间接储能”功能；四是在风电场和光伏电站增加储热装置；五是采用储能技术提高电力系统灵活性。同时，电力系统还需要适应用户侧“产销者”的增加，以及新的商业模式出现，利用数字化技术提高配、售、用电环节交互能力和响应速度，推动电力系统向分布式、扁平化转变。目前，我国提高电力系统灵活性的主要举措是煤电机组的灵活性改造。其余4种途径则由于体制和利益障碍，或进展缓慢，或效果有限。然而，更重要的是，上述5种提高电力系统灵活性的技术措施，需要制度上的灵活性保障：欧洲不仅一直在完善统一的电力市场制度，而且充分考虑到针对风、光发电的波动性影响来修正原有的电力市场交易和监管制度。电力系统技术上的灵活性决定了灵活性资源的数量，是电力系统安全稳定运行的基础，而市场制度灵活性决定灵活性资源的配置效率。尽管我国电力体制改革在稳步推进，但有利于促进可再生能源发展的一些改革举措，比如输配电价改革、可再生能源直接交易、增量配网改革等进展和成效有限。此外，提高电力系统灵活性的方法主要侧重于个别技术路径。“十四五”期间，除非我国能够按照能源转型的要求，通过深化改革大幅提升电力系统的灵活性，否则在既有的电力系统和电力体制中可再生能源进一步大规模发展空间有限，可再生能源从高速增长转向低速增长成为必然。因此，电力体制改革进程和效果滞后于能源转型需要是“十四五”我国可再生能源发展进入“瓶颈期”的主要原因。
三、可再生能源利用技术进步在“十四五”期间难以突破既有体制的制约
能源转型的政策架构主要通过两个途径来建立和完善：一是以电价、税收优惠和补贴为主要手段的可再生能源支持政策；二是对既有体制和政策中妨碍可再生能源发展的部分进行改革和修订。这两类政策和体制的根本目的是为了激励可再生能源技术和低碳技术开发，降低技术成本，培育可再生能源的市场竞争力，最终离开补贴等政策的扶持。自2006年可再生能源法实施以来，我国逐步建立了对可再生能源开发利用的价格、财税、金融等一系列支持政策。其中，风电和光伏发电的补贴政策持续时间最长，尽管一直存在补贴拖欠问题，但这一政策对风电和光伏发电的技术进步―规模扩大―成本下降的良性循环起到积极作用。据国际可再生能源署（IRENA）的数据，2010―2019年，我国陆上风电项目的平均平准化度电成本（LCOE）从0.482元/千瓦时降至0.315元/千瓦时，10年来下降了35%；海上风电项目的平均LCOE从1.186元/千瓦时降至2019年约0.75元/千瓦时，10年来下降了37%。光伏发电（非居民屋顶）的平均LCOE从1.16元/千瓦时下降到0.44元/千瓦时，下降幅度为62%。就成本而言，全国大部分地区的风电和光伏发电均已具备用户侧平价上网条件。2020年年底，我国陆上风电和光伏发电补贴政策即将停止执行，海上风电项目补贴政策从2022年起停止执行。在基本解决成本问题的情况下，电力系统灵活性就成为影响风电和光伏发电进一步发展的关键因素。并且，目前的电力体制改革对能源转型的这一要求似乎回应也不够。在这种情况下，一些地方通过鼓励光伏发电站配套储能的方式来推动产业发展。尽管“十四五”期间光伏发电成本仍有进一步下降的空间，但考虑到持续降电价的改革政策取向，光伏+储能的发展空间也不会太大。就是说，技术进步导致的成本下降在“十四五”期间很难突破既有电力系统和体制的约束。至于“十四五”之后，风电、光伏发电成本再次出现大幅下降到分布式发电获得极大竞争力的那一天，或是电网资产逐渐走向贬值的拐点。这或许是我国能源转型不得不付出的制度成本。总之，我国由于能源转型与能源体制改革的叠加，体制改革的进程和效果难以满足能源转型和创新的需要。随着可再生能源规模扩大导致的技术、利益、体制问题交织在一起，我国的能源转型之路必然比欧洲国家更加曲折。我们只有对可再生能源因体制约束或改革滞后而步入发展“瓶颈期”足够重视，并在“十四五”期间通过深化改革和创建新机制等方式，构建一个以市场机制为基础，真正有利于能源转型的“新”能源体制，可再生能源发展才能真正步入“康庄大道”。
