近期，《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》（以下简称《建议》）公布，提出“统筹就地消纳和外送，促进清洁能源高质量发展”“科学布局抽水蓄能，大力发展新型储能”“推动煤炭和石油消费达峰”等。

　　《每日经济新闻》记者发现，目前我国煤炭和石油的产量和消费总量仍在提高，那么“十五五”末能否顺利实现达峰目标？煤炭与煤电达峰两者之间，谁会率先达峰？强制配储政策取消后，下一步储能又该如何高质量发展？如何让负电价红利传导到居民？

　　围绕前述问题，中国能源研究会首席专家、双碳产业合作分会主任黄少中接受了《每日经济新闻》记者（以下简称NBD）专访。黄少中曾任国家能源局市场监管司副司长、国家能源局西北监管局局长，深度参与中国两次电力体制改革方案的研究设计及实施推进工作。

　　煤炭将先于煤电达峰

　　NBD：《建议》提出“推动煤炭和石油消费达峰”，但目前我国煤炭和石油产量和消费总量仍在提高。煤炭、石油能否顺利达峰？2030年前能否实现碳达峰目标？

　　黄少中：数据显示，我国煤炭消费占能源消费的比重已经从2000年的68.5%下降到2024年的53.2%，石油从22%下降到18.2%，但二者之和仍占据我国能源消费的71.4%，而且二者的消费总量和产量还在增加。

2000年来我国煤炭、石油占能源消费总量的比重情况

　　从数据看，实现煤炭、石油达峰的难度确实比较大，挑战与机遇并存。但距目标期限还有五年，各项政策正持续发力，成效也在逐步显现。我们有理由相信2030年前可以实现煤炭和石油消费达峰，以及碳达峰目标。

　　以煤炭行业为例，电煤是其消费主体，转型速度直接关系碳减排进程。根据我们团队研究提出的“煤电转型三步走”思路，即增容控量（当前至2030年）、控容减量（2030—2035年）和减容减量（2035—2060年）三个发展阶段，到2030年，煤电装机将基本上不再新增。另外，钢铁、水泥、建材等其他用煤行业已在加快推进减碳，甚至可以提前达峰。因此，煤电用煤停止增长，能直接影响煤炭整体消费达峰。

　　需要说明的是，煤电的“增容”并非在全国范围铺开，而是在少数地区，如缺电的广东、浙江以及西北部的“沙戈荒”区域。这些地区或因硬缺电必须要上少量的煤电，或因建设大型清洁能源外送基地的需要，必须配套布局一定规模的煤电项目。

　　NBD：煤炭达峰是否意味着煤电达峰？两者谁会优先达峰？

　　黄少中：煤电虽是煤炭消费的大头，但毕竟仅是煤炭消费的一部分，因此煤炭达峰与煤电达峰并非同一概念，时间上煤炭会先于煤电达峰。

　　原因有两方面。一是电力行业整体达峰时间本就相对较晚，煤电作为其核心组成部分必然同步延后；同时，煤电还需在一定时期内继续发挥兜底保障作用，达峰进程将进一步推迟。

　　二是虽然煤电消费会少量增加，但钢铁、水泥、建材等其他耗煤大户的用煤量已在持续减少，能够抵消煤电的用煤需求增加，会推动煤炭消费整体更早达峰。因此，煤炭达峰时间会早于煤电。

　　解决西北新能源大规模消纳的主要路径仍然是外送

　　NBD：《建议》提到统筹就地消纳和外送，促进清洁能源高质量发展。这两大核心消纳路径中，哪种是解决新能源大规模消纳的重要抓手？为什么？

　　黄少中：我认为外送是主力（把西部的电送到东部）。以西北地区为例，甘肃、新疆、青海、宁夏等省份新能源装机集中、规模大，是典型的电力外送区域。虽然这些地区也在推进就地消纳，引入算力中心、非电利用、高耗能产业等，但本地产业规模和经济发展水平有限，且西北调节性电源短缺，电网调峰能力不足，所以就地消纳容量和作用均较为有限，解决西北新能源大规模消纳的主要路径仍然是外送。

　　当然，外送通道也面临明显不足且建设成本比较高的问题。

　　相对于电源建设的速度，输配电线路核批程序比较复杂，目前由国家发改委、国家能源局主导，地方上不具有审批权。因为建通道是一件很复杂的事，政府部门需要考虑很多因素，比如送电地区的外送能力、受电地区的实际需求以及廊道的布局、途经省份的利益诉求等等，协调这些问题往往耗时耗力。

　　而且，有些通道建成后的利用率也不理想（个别的不到50%），经济性不足。因此，外送通道该建的肯定还要建，但必须要严格慎重，统筹考虑，要合理布局，最大化提升通道利用率。

　　另外，外送还需充分考虑受电地区的接纳意愿。这其中涉及电量规模、负荷时段、输电价格等多重复杂因素。价格问题尤为突出，往往因为分歧较大，难以达成共识，进而影响协议执行，造成国家资源浪费。

　　我国的外送电价一般是以受端的电价接受能力决定送电价格。据我们了解，目前广东、江苏、浙江等受电地区虽存在电力缺口，但不像以前那么缺了，只在尖峰时段存在，这让受电省区议价空间增大、占据主导地位。有些送电地区往往一味强调自己电价便宜，但加上输配电成本后，落地价格并不太低。此外，受电价格是否都要以受电地区平均价格往回倒推，绿电的环境价值如何有效体现？这些问题都值得深入研究。总之，建立科学、合理的送受电价格机制非常重要也非常不容易，还有许多工作要做。

　　NBD：既然外送电力遇到这么多问题，主管部门该如何解决？

　　黄少中：我认为政府应当采取“软硬兼施”的手段促进跨省跨区电力外送。

　　“软”的是机制，为不同立场的主体协调利益问题、构建基本原则，避免多方在长期无效的沟通中造成资源闲置和浪费，促进交易利益公平共享。

　　“硬”的是加强输电通道能力建设以及与之匹配的电源和电网建设，发挥政策的前瞻性和引领性。

　　此外，在组织某一个“沙戈荒”新能源开发建设，配套储能及煤电建设中，应明确由一家集团企业负责，减少因拆分给多家企业而导致协调困难、效率不高等问题。

　　让“负电价”红利惠及百姓

　　NBD：我们也注意到，偏低的上网电价已经影响新能源主体的投资积极性。但新一轮国家自主贡献目标又提出，到2035年风电和太阳能发电总装机容量力争达到36亿千瓦，怎么解决“促投资”与“达目标”之间的问题？

　　黄少中：国家能源局最新统计数据显示，截至今年9月底，我国可再生能源装机接近22亿千瓦，风电、太阳能发电合计装机突破17亿千瓦。这也意味着，实现2035年自主贡献目标，未来10年我国每年还需新增1.9~2亿千瓦风光装机。

近年来我国风电、太阳能发电装机情况

　　不过，新能源全面入市交易后，电力市场价格下行明显。据我们了解，当前不少发电集团对新能源项目投资普遍持观望态度，尤其光伏领域。这主要受《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（以下简称136号文）出台后的电价机制调整影响。根据政策要求，各省还需结合本地情况进一步制定具体实施办法，目前不少省份已出台相关细则，并陆续发布。

　　从已经发布的实施办法看，西部新能源大省因本地消纳有限，需大量外送，机制电量比重普遍较低；而上海、江苏等东中部省份的机制电价占比和价格水平，相对较高一些。

　　因此，现在很多发电集团都在等待各省实施细则全部落地后，组织专门团队综合研判各地项目盈利空间，再做投资决策。

　　这种情形下，短期会对新能源的投资造成一定影响。但结合经济增长、电力需求及政策效应长期来看，我认为“促投资”与“达目标”之间不存在不可解决的问题，国家提出到2035年风电和太阳能发电总装机容量力争达到36亿千瓦的目标肯定能够实现，甚至会提前超额完成。

　　NBD：有市场观点指出，高比例中长期交易也加剧发电主体低价竞争，增加了负电价频率。能否通过降低中长期交易占比来解决？

　　黄少中：中长期交易是电力市场的“压舱石”。从国际经验看，中长期交易占比都普遍较高，现货市场占比则相对较低，后者主要承担价格发现功能，并非企业盈利的主要来源。

　　负电价主因是电力供需关系瞬时失衡的直接体现，简单调整中长期交易比例并不能解决负电价问题。我认为，推动中长期交易从单一电量向分时、带曲线的精细化合约转变，更精准地匹配系统需求可能是更现实有效的办法。比如，在签订中长期合同时，不仅约定总电量，还引入分时价格或出力曲线，引导发电主体（尤其是新能源）在项目规划和运营时，就考虑如何匹配系统的峰谷需求，从源头上减少导致负电价的极端供需错位。

　　NBD：不少居民认为，如今新能源成本大幅下降，现货市场的负电价频现，但红利并没有传导给消费者。您怎么看？

　　黄少中：为保持居民用电价格稳定，我国居民用电一直执行现行目录销售电价政策，不直接参与电力市场波动。这是如今的电力市场改革红利比如“负电价”，不能传导至消费者的主要原因。

　　但简单地将居民用电与现货市场直接联动也不可取，因为可能会带来难以承受的价格波动风险。怎么办呢？我认为需要创新机制，让市场红利以可控、可接受的方式传导到居民用户。

　　可以考虑也比较有效的方法是在维持居民电价基本稳定的前提下，通过技术手段和机制创新，实现负电价红利的间接传导，让老百姓受益。

　　比如大力发展虚拟电厂，鼓励第三方企业整合居民用户的电动汽车、智能空调等可中断负荷，形成可控的“虚拟”电厂，在负电价时段，虚拟电厂集中响应，鼓励用户多用电，并从现货市场套利、降低充电费用，或以返利/积分的形式将部分收益返还给居民用户。

　　另外，在条件成熟时，可以考虑为居民用户设计一种受保护的峰谷电价模式。例如，设置一个能让居民正常生活的基础电量和价格，超出部分的电量电价与现货市场适度联动，让居民有限地享受市场红利或承担市场风险，同时设定价格上限，避免居民生活受到大的冲击和影响。

　　对系统调节作出实际贡献的电源应享受同等的容量电价收益

　　NBD：《建议》还提到大力发展新型储能。但新型储能的低价竞争、经济性难题一直存在，接下来你认为应采取哪些措施解决？

　　黄少中：一段时间以来，新型储能领域出现了一个引人深思的现象或悖论，即一方面产业呈现高速增长态势，但另一方面，行业却面临着低价竞争，企业普遍经营困难或面临亏损。

　　今年的“136号文”提出，“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”，让“强制配储”走向终结。在此之前，新型储能产业在政策的推动下迅速扩张，装机规模快速增长，导致了供需失衡及产能供大于求。

　　由于供需失衡，市场竞争激烈，新型储能项目的投资回报率普遍偏低。这主要是因为储能项目的收益来源有限且存在一定的不确定性，如容量租赁费水平偏低、峰谷价差不够大、现货市场或辅助服务市场收益不理想等。同时，储能项目的成本较高，包括技术成本和非技术成本（如项目开发、土地、接入、并网验收、融资等），导致项目盈亏平衡难以保证。

　　另外，新型储能企业间的无序竞争、产品同质化问题也较为严重。为了抢占市场，不少企业采取低价竞争策略，导致产品质量参差不齐，甚至出现低价低质竞争的现象。不仅损害了行业的整体利益，也影响了储能项目的安全性和可靠性。

　　目前，有关储能的市场机制改革正在推进。除了推动储能作为独立市场主体公平参与竞争外，《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》还提到，“推动‘新能源+储能’作为联合报价主体，一体化参与电能量市场交易”，以提升储能收益。

　　另外，11月10日发布的《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》提出，健全完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源容量电价机制。这是首次从国家层面明确将新型储能纳入容量电价机制进行管理，让储能电站的收益不再只依赖卖电收益，还可以通过容量电价提供保底收入。

　　我认为，国家统筹考虑调节性资源的容量电价机制完全正确，制定容量电价机制时，不应该按技术路线分品种划分，而是应基于功能定位。无论抽水蓄能、煤电、气电还是新型储能，只要对系统调节作出实际贡献，就应享受同等的容量电价收益。

　　总体来看，新型储能发展的悖论是产业高速成长阶段的阵痛。其根源在于初期政策驱动下的扭曲激励、市场机制的不完善等。

　　破解这一难题，关键在于通过“有效市场”和“有为政府”相结合，完善价格政策、健全市场机制、鼓励技术创新等，最终推动新型储能产业告别内卷，走向以真实价值创造为核心的高质量发展道路，为建设新型电力系统、构建新型能源体系、建设能源强国提供坚实支撑。