中国能源资讯网2021年是中国实现“30·60”目标的开局之年，资本与舆论对于新能源的关注度暴增，行业面临着前所未有的机遇与发展空间。与此同时，新能源行业也面临着前期投入大、技术更迭快、产业落地周期长等一系列不容忽视的挑战，亟待研究与纾解。
此次从学界的角度出发，梳理技术升级与产业发展逻辑，以及资本入口，看看行业专家如何看待新能源行业的发展与双碳目标的实现。
记者：谢谢您接受我们的采访，作为中国可再生能源学会风能专委会的秘书长，能否描述一下您理想中风电行业的发展图景?
秦海岩：我心中的理想图景是风电能够真正成为主力能源，未来风电和光电能承担中国百分之百的电力供应。
记者：实现这一图景，要解决的核心问题是什么?
秦海岩：首先是风电技术问题。三十年前，中国风电开始起步时，只能解决特殊场景的应用问题，比如为牧区牧民照明供电。几年前，还没有人相信风电会成为中国的主流能源。但随着技术的进一步发展，机组容量、叶轮直径、塔筒高度、IT控制等方面都有了极大的进步，帮助我们在低风速地区也可以有效的进行风力发电，并且实现平价上网。有越来越多人开始相信，未来我国将会发展出以新能源为主体的新型电力系统。
第二是新能源的灵活性问题。风电行业想要继续往前走，就不能只解决自身的问题，整个风电系统也要有进一步的变革来配合。
在双碳目标下，火电发电可能会逐渐退出电力系统，当没有火电配合调峰的时候，想要解决新能源发电的灵活性问题，就需要开发相应的储能方式。比如，小时级的调节靠化学储能可以解决；以星期为单位的周期调节就要靠抽水蓄能；以月为单位的长周期调节则依赖储氢技术。
除了建立更多的储能系统，调节新能源的灵活性还要把需求侧带动起来，这部分的空间是巨大的。空调的使用、的充电等都可以与风光发电的时间性进行配合，赚取其中的差价。城市公共建筑的空调也可以进行集中控制，用电高峰期在保证整体温度的前提下，通过轮流暂停空调运行的方法来调节用电。初步计算仅北京市公共建筑空调一项，就可以达到一个上百万千瓦的火电机组的调节能力。未来不但我们的发电方式要改变，我们的用电方式也要有所调整。只有这样，以可再生能源为主的新型电力系统才能真正建立起来。
另外，还要有一套行之有效的市场机制和价格机制。电力作为一种特殊的商品，上网后在使用性能上是同质化的，无论是火电还是风光发电都能够把灯点亮。但电的时空差别却很大，像内蒙古这样火电风电资源条件优越的地区，与上海等东部城市之间电价成本差别其实非常大，我们白天用电高峰时段和午夜的电价也应该有所区别。未来必须根据“电”这种特殊商品的性质，建立起现货的甚至时时电价的市场机制。
所以，新能源想要成为主流能源，需要解决的是一个系统性的问题。德国的做法就很有借鉴意义，为了在2038年淘汰所有的煤电，德国成立了专门的“去煤委员会”，成员包括可再生资源行业的专家、煤电行业专家、电力系统专家、经济学家等等，共同探讨“去煤”过程中可能遇到的问题，比如工人的就业怎么解决，淘汰下来尚未到期的火电是否要进行补偿，风光发电比率加大之后的灵活性和储能问题等等。
记者：目前我国分布式风电的进展情况如何？
秦海岩：中国开发分布式风电在技术和经济上都不存在大的障碍，想要解决这一问题还是要从体制机制上入手，发展分布式风电，其开发主体必须多元化起来，并网审批、土地利用政策等方面也需要更加便利。
目前，我们正在呼吁开展一项“百县千村万台工程”，能源局也在起草相应的规划。这个计划的核心思路是，在中东南部地区乡村找到合适的机位点，安装2-3台三兆瓦的风机，从每台风机的年收益中拿出10万元到20万元给到村集体，每个村集体从而能够获得30-40万的年收入，这部分收入不但可以解决乡村的医疗卫生、文化教育、基础设施建设等问题，也有助于老百姓脱贫致富。
这样做对土地的浪费也可以降到最低。一台三兆瓦的风机实际露出地面的部分只有100平方米，相当于不到一户宅基地的面积，对乡村实际的种植和放牧活动影响很小。“百县千村万台工程”如果实际落地，不但能够促进我国乡村的振兴，对碳达峰、目标的实现也将起到积极作用。
记者：风电企业的融资需求和困难有哪些？
秦海岩：目前我国的融资利率较高，对于新能源行业有一定程度的影响，因为新能源发电的可变成本很低，大部分成本都是固定成本，固定成本中又有相当一部分是贷款的资金成本，所以利率的下降，进而降低固定成本对于新能源发电的经济性提升非常重要。
海上风电对于利率尤其敏感，2022年补贴取消后，海上风电的发展期被大大压缩，行业面临着很大的挑战。在这种情况下海上风电如何能够做到平价，除了在技术提升和施工效率等方面想办法，我们也希望能够通过绿债或海上风电发展支持基金等方式，把资金的使用成本降下来。
记者：从风电行业的角度，您怎么看待最近开市的碳交易市场？
秦海岩：作为风电行业从业者，我很高兴看到碳交易市场开放，与此同时我也在反思其中可能会面临的问题。
很多人认为碳市场来了，风电和光电行业可以出售CCER（核证自愿减排量）实现盈利，其实这在整体逻辑上是不现实的。首先，CCER可以抵扣的比例只有5%，另外实现碳中和的根本途径是企业自身的减排，而不能本末倒置，先大量排碳再用购买CCER的方式抵扣。过去之所以允许风电和光电出售CCER，是因为他们的投资收益低，需要依靠出售CCER来进行补充，以此鼓励新能源发电项目的上马。现在一些风电和光电项目的技术提高，成本下降，已经能够实现合理的收益水平，跟火电竞争，风光也就不再具备出售CCER的额外性条件。
我觉得这里的逻辑可以进行一个转变，火电发电因为碳排放等原因，会产生一定的外部性成本，这些是否要在价格上有所反应？或者反过来说，风光发电的积极环境效益，能否通过合适的方式体现出来，最终使不同发电方式的外部性成本内部化？
此外，未来绿证和碳市场如何配合也是必须要考虑的问题，绿证和CCER是只取其一还是都可以进行出售？我觉得出售绿证的方式可能更直接，逻辑上更明确，实施起来也更简便。
