5月6日，博鳌亚洲论坛利雅得会议在沙特阿拉伯首都利雅得举行，大会主题聚焦“可持续发展目标下的能源转型”。博鳌亚洲论坛副理事长周小川表示，风光等新能源设施整体系统的总成本仍然不足以让金融部门自动将投资从传统能源转移到新能源上，需要额外的激励措施来推动能源转型工作，首要的就是碳定价。

近日，贝莱德公司在最新的“投资机构转型情景”分析中预测，到21世纪30年代中期，世界绿色能源转型每年将需要4万亿美元，需要建立更多的公私伙伴关系落实投资，尤其是在亚太地区。因此，能源转型需要更多的市场化激励手段，作为一项重要的碳减排政策，全国碳市场通过碳定价的方式可以有效增加控排企业的碳排放成本，引导企业减少化石能源投资和消费，并促进可再生能源的投资和生产。

近日，在全国碳市场扩容、碳配额收紧预期等多因素推动下，全国碳市场配额价格不断上涨并首次突破100元/吨。不断上涨的碳价能否形成有效的价格信号，并将碳价上涨后企业履约成本的上升压力有效传导给控排企业，从而加快企业的能源清洁化转型步伐。

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能源转型每年资金需求超万亿，市场化的激励措施必不可少

化石能源向绿色能源转型是一项系统而复杂的工程，不是简单地减少化石能源使用、增加可再生能源投资就能完成的。能源转型还涉及清洁能源技术开发、电气化、智慧电网建设等多个领域，需要巨量的资金投入。

根据中国工程院院士王金南预测，预计到2050年，我国能源绿色转型的产业投资将超150万亿元。其中，电气化、智慧电网、光伏和风能发电、氢能、工业零碳技术、CCUS等负碳技术等领域将吸引总投资的70%以上。

因此，能源转型尤其在转型早期需要较大的激励措施来推动行业的发展。此前，为促进光伏等可再生能源的发展，2013年国务院发布了《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，从价格、财政补贴、税收、项目管理和并网管理等多方面提出促进光伏产业发展的举措。同时，中国政府制定了新能源发电上网电价政策，新能源发电企业可以享受国家和地方政府的上网电价补贴，通过补贴确保新能源发电企业的利润和投资效益。

2017年，我国开始推出绿证交易机制，逐步通过市场化手段替代可再生能源发电补贴。2021年，我国启动绿电交易试点，通过“电证合一”的交易模式，通过电力市场交易的方式体现出可再生能源的环境价值，让大量的市场用户参与到支持可再生能源投资和消费当中。

2021年，我国启动全国碳市场工作，首批纳入发电行业2000多家发电企业，通过碳市场减排履约的手段倒逼发电企业绿色低碳转型。根据电力行业边际减排成本预测，一台百万千瓦的煤电机组，当碳市场预期碳价上升到100元/吨时，每年碳排放的机会成本约为4亿元，这将有力倒逼电力行业企业加大节能减排技术的投入，推动能源绿色低碳转型。

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能源转型困难较大，可再生能源担任主力能源仍任重道远

近年来，随着风电和光伏的大规模发展，我国能源转型步伐不断加快，可再生能源装机量和发电量占比不断提升，能源结构得到了较大改善。数据显示，截至2023年底，我国全口径发电装机容量29.2亿千瓦，可再生能源发电总装机达15.2亿千瓦，占全国发电总装机的51.9%，在全球可再生能源发电总装机中的比重接近40%。

虽然我国可再生能源实现了飞速发展、能源绿色转型步伐不断加快，但随着我国经济规模的持续增长，对能源的需求表现出更高的增长态势，尤其在化石能源方面。近两年，在疫情和全球能源市场动荡加剧的冲击下，能源安全和保供成为各国能源工作的重要前提，各国对煤电和化石能源的使用也有所放松，化石能源的消费和使用仍在增长。

根据国家能源局数据，2023年，我国总发电量94564.4亿千瓦时，其中火电62657.4亿千瓦时，同比增长6.4%，我国火力发电占总发电量的比重仍高达66.3%。与此同时，2021年、2022年、2023年全国煤炭占能源消费总量的比重分别为55.9%、56.2%、55.3%，我国煤炭占能源消费总量的比重下降趋势也有所趋缓。

煤炭占能源消费总量的比重 制图/新京报零碳研究院研究员任大明

2023年12月，国家发改委发布《〈中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要〉实施中期评估报告》，报告显示，中国“十四五”规划的20项主要指标中，有4项指标的进展滞后于预期，其中就包括单位GDP能源消耗降低、单位GDP二氧化碳排放降低两项指标。

虽然在2022年国家发改委出台《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》，将新增可再生能源和原料用能消费不纳入能源消费总量控制。但是碳排放强度降低不及预期可说明我国化石能源的退出仍困难重重。在可再生能源装机量爆发的情况下，新能源电力的随机性波动性仍在困扰着电网安全和新能源电力消纳，可再生能源电力距离成为主要用电来源仍存在较大挑战。

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推动能源绿色低碳转型，需要进一步完善碳市场和电力市场的价格机制

能源转型主要就是推动能源结构由化石能源为主逐步转向可再生能源。其中，两者的综合发电成本差便成为影响可再生能源投资效益、制约能源转型的一种重要因素。

目前，在风电光伏技术进步推动下，中国新能源已经进入到“平价”时代，大部分地区新能源平准发电成本已经低于新建燃煤电。同时，随着绿证实现全覆盖以及绿电交易规则的完善，新能源电力逐步与其他电源类型实现平等竞争，扩大了新能源电力消费受众，促进了可再生能源电力的发展。

但新能源电力价格在电力市场上相对较低的原因主要是光伏风电等设备发电边际成本低、刚性出力，且新能源发电曲线与用户用电曲线存在错配情况，导致新能源电能量价格偏低，这在某种程度上不利于新能源项目的长期发展。因为新能源投资项目需要承担诸如储能、设备维护等系列固定和可变成本，这些成本都需要通过电力市场实现合理的经济回报。

因此，电力市场需要进一步完善可再生能源电力交易的定价机制，建立针对新能源固定成本的容量补偿机制，并完善新能源和储能参与调峰调频等电力辅助服务相关规则，助力不同场景的新能源发电主体都能通过电力市场实现合理经济回报。

此外，化石能源的退出需要充分发挥碳市场的定价作用，通过合理的碳价增加使用化石能源企业履约成本，倒逼企业能源绿色转型。根据《中国2060年前碳中和研究报告》，我国全社会碳减排边际成本约为260元/吨，而目前全国碳市场的价格远远低于这一水平，碳市场价格的约束作用仍需加强。同时，合理的碳价也能够激发CCER市场的活力，促进光热和海上风电等纳入CCER方法学的新能源项目投资热情。

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新京报零碳研究院研究员 任大明

编辑 陶野 校对 赵琳