中国2060碳中和目标的宣布，在电力行业中引发了激烈的震动。最直接的表现就是在紧随其后召开的中国风能大会上，风电行业喊出了“十四五期间，每年新增风电装机50GW”的目标。
近几年来，中国电力行业的清洁低碳转型已经成为共识。但今年由于疫情对经济产生了较大影响，一批煤电项目获得核准，让中国的低碳转型路径实施似乎蒙上了阴影。
在“十四五”规划制定的关键时期，2060碳中和目标的提出无疑对规划要产生颠覆性的影响。坊间传闻，原本部分源行业的十四五规划已经基本编制完毕，但碳中和目标提出后，紧急进入重新制定的过程。
风电光伏喊出更多的发电装机并不难，难的是要让风电和光伏一直以来的并网消纳问题得到解决。否则一边是大干快上的新增装机，一边是业务无法并网发电没有收益。用不了几年的时间，风电光伏就会被投资方所抛弃。
目前国内一大批为了消纳清洁可再生能源发电而建设的特高压项目，一方面有了线路利用率低的问题，另一方面这些特高压线路上传输的电能量，有多少是真真正正的清洁能源呢？
据业内人士透露，目前特高压线路输送电能中，清洁能源比例平均不到40%，部分线路甚至不到20%。
计划经济格局下的电力系统，风光消纳完全依靠电网公司，最终就会产生这样的结果。我们总是会习惯性地拿德国的数据来对比。2019年风电在德国全网容量中占比24.67%，光伏占9%，合计超过33%，接近超过三分之一的水平来自可再生能源。
而2019年，在中国能源结构中，风电消纳比例只占5.65%，光伏占3.1%，合计占比为8.57%。
保持风电、光伏高的消纳比例，成熟的电力市场化交易是必不可少的。从目前国内少数几个现货试点省份的经验来看，风电光伏完全可以根据自己的发电出力特性来设计报价策略。只要出力预测不出现大的偏差，哪怕是全报0价都可以。
而且在现行电力系统中，风光在非发电时段没有任何收益。但在电力市场化交易中，风电场和光伏电站还可以通过合约交易来获得收益，也就是扮演了一定售电公司的角色。这样不仅能在理论上实现100%的可再生能源消纳，还可以有更多的收益。
这一点不仅适用于省内市场，跨区域的电量交易同样不可缺少成熟的电力交易机制。现在所谓的跨省区交易，没有任何电力负荷曲线，完全无法体现电力的时间特性。再加上前文我们提到的特高压线路中清洁电量比重太低的问题，只有跨省区线路进入到受端省份的现货市场中，才能让清洁可再生能源的跨区域消纳成为现实，而不是像现在这样仅落在字面上。
但是可再生能源渗透率的提高，也对电网的灵活性提出了更高的要求。可再生能源发电的间歇性和波动性要求电力系统必须具备一定的应变和响应能力。
当常规电源的调节能力不足，无法满足系统净负荷的变化时，为了保证电力系统安全稳定运行，只能削减可再生能源出力或是在高峰时期切除负荷。随着可再生能源渗透率的提升，灵活性不足导致的减出力和切负荷会对可再生能源发电项目的收益造成巨大影响，不利于中国可再生能源中长期的发展。
现在的电网灵活性，大多由进行了灵活性改造之后的煤电机组来提供。但这有两个问题，一是在碳中和的大背景下，煤电机组规模是减少的趋势。而且随着可再生能源发电比例的快速提高，本就不善于调峰调频的煤电很可能无法满足灵活性的需求，甚至会造成整个电网系统的成本提高。
那么我们是否可以大规模发展气电、储能、抽水蓄能电站等全球公认适合提供电网灵活性的电源呢？
这就是第二个问题，我国还没有成熟、健全的电网系统灵活性服务收益机制。这也是电力市场化改革的另一个部分，辅助服务市场的建设。
电改以来，尤其是现货试点省份确定以来，我们将更多地目光和关注点放在了电能量市场上。实际上，对于风电光伏这样的可再生能源来说，确保他们能大规模发展的最核心障碍，并不是没有现货市场，而是能否对电网系统灵活性设置科学的收益机制。
如果没有电网灵活性收益机制，前面说到的气电、储能、抽水蓄能大多是在现行体制下不赚钱的。所以风光的消纳又要回到了依赖电网的老路上去。
但是如果有了电网灵活性收益机制，但市场不成熟、不合理，一样无法保证大规模可再生能源发电接入电网后的系统平衡性问题。
“碳中和”对于中国社会来说，都是颠覆性的挑战。抛开能源产业本身，建筑节能、高耗能产业转型·······都与“碳中和”息息相关。但能源行业，尤其是发电行业，其未来低碳发展的程度几乎可说是决定了中国“碳中和”目标实现的关键。
没有电力市场化改革，依靠大规模可再生能源发电来实现电力行业的“碳中和”是完全不可能的。从这个角度来看，“碳中和”正倒逼我们的电改加快进度。
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