劉瀾爭

一、引言

氣候變化是全人類的共同挑戰(zhàn)。人類活動對氣候系統(tǒng)的影響，已從大氣圈擴展到海洋、冰凍圈和陸地生物圈，全球正經(jīng)歷著以氣候變暖為突出標(biāo)志的氣候變化。其中，溫室氣體的排放對氣候變暖的影響尤甚。根據(jù)國際能源署(IEA)統(tǒng)計的2021年全球各地區(qū)二氧化碳排放量，中國、美國、印度和歐洲是全球二氧化碳排放量最高的四個區(qū)域，四個區(qū)域的二氧化碳排放量之和約占全球二氧化碳排放總量的60%。其中，中國占全球二氧化碳排放總量的33%；其次是美國，占13%；印度和歐洲分別占7%。中國能源結(jié)構(gòu)主要依賴煤炭和石油，經(jīng)濟的快速發(fā)展帶來了大量的能源需求。中國作為《聯(lián)合國氣候變化框架公約》《保護臭氧層維也納公約》等國際性公約的簽署方之一，一直本著負(fù)責(zé)任的態(tài)度積極應(yīng)對氣候變化，將應(yīng)對氣候變化作為實現(xiàn)發(fā)展方式轉(zhuǎn)變的重大機遇，積極探索符合中國國情的綠色低碳發(fā)展道路。

中國是發(fā)展中國家中較早注意環(huán)境保護問題的國家之一，且此問題一經(jīng)提出，積極應(yīng)對氣候變化工作迅速展開。一是確立了環(huán)境保護的基本國策地位。在1983年召開的第二次全國環(huán)境保護會議上，確立環(huán)境保護是中國的一項基本國策。二是制定了環(huán)境保護的政策制度體系。1989年，在第三次全國環(huán)境保護會議上，提出了環(huán)境保護三大政策和八項管理制度。三是構(gòu)筑了環(huán)境保護法律法規(guī)和標(biāo)準(zhǔn)體系。1979年《中華人民共和國環(huán)境保護法(試行)》首次頒布。此外，還陸續(xù)制定并頒布了污染防治方面的各單項法律和標(biāo)準(zhǔn)及資源保護方面的法律。四是有關(guān)部門法也開始關(guān)注環(huán)境保護問題。面對嚴(yán)峻的環(huán)境形勢，民法、刑法、訴訟法等相關(guān)部門法也積極投入到同環(huán)境污染和生態(tài)破壞行為作斗爭的行列之中。五是確立了可持續(xù)發(fā)展國家戰(zhàn)略地位。1995年，國家在制定“九五”規(guī)劃中，明確將科教興國和可持續(xù)發(fā)展戰(zhàn)略作為國家戰(zhàn)略，同時還頒布了《中國二十一世紀(jì)議程》，制定了中國實施可持續(xù)發(fā)展戰(zhàn)略的國家行動計劃和措施。

黨的十八大以后，黨中央將生態(tài)文明建設(shè)放在治國理政的重要戰(zhàn)略位置，作為統(tǒng)籌推進“五位一體”總體布局和協(xié)調(diào)推進“四個全面”戰(zhàn)略布局的重要舉措。一是《中共中央關(guān)于全面深化改革若干重大問題的決定》等一系列重要政策文件，進一步明確了生態(tài)文明建設(shè)的基本理念、指導(dǎo)思想、原則、政策措施、體制機制和基本制度。二是我國環(huán)境立法全面向縱深發(fā)展?！吨腥A人民共和國環(huán)境保護法》等一系列法律法規(guī)得到修訂。三是在環(huán)境保護工作中越來越廣泛地運用環(huán)境經(jīng)濟政策，如目前已經(jīng)形成了包括生態(tài)補償、排污權(quán)交易、綠色金融等在內(nèi)的政策體系，調(diào)控范圍也從生產(chǎn)環(huán)節(jié)擴展到整個經(jīng)濟過程，作用方式也從過去的懲罰性為主向懲罰和激勵雙向調(diào)控轉(zhuǎn)變。四是多元的生態(tài)環(huán)境治理格局逐步形成。隨著環(huán)境影響評價等政策的實施，逐步形成了以政府治理為主導(dǎo)、社會各方積極參與的治理模式。

2020年，習(xí)近平主席在第七十五屆聯(lián)合國大會一般性辯論上作出莊嚴(yán)承諾：“中國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和。” 其中，能源轉(zhuǎn)型，特別是清潔可再生能源的應(yīng)用對我國實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)具有重要意義。目前，中國對能源轉(zhuǎn)型的需求快速提升，可再生能源轉(zhuǎn)型正處于全面加速推進階段。

國際可再生能源機構(gòu)(IRENA)發(fā)布的《2021年可再生能源發(fā)電成本報告》指出，風(fēng)能和太陽能被評為最具開發(fā)潛力的可再生能源，擁有實現(xiàn)快速低成本建設(shè)的基礎(chǔ)。2021年，全球新增太陽能光伏發(fā)電和陸上風(fēng)電的平均發(fā)電成本比化石能源發(fā)電成本分別低39%和11%。

我國地大物博，自然資源豐富，具備實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)所需的資源轉(zhuǎn)型條件。但同時我國地理環(huán)境差異明顯，風(fēng)能和太陽能在全國具有明顯的分布不均問題，呈現(xiàn)出中東部地區(qū)和西北部地區(qū)兩極分化的態(tài)勢。人口密度高的東部和中部地區(qū)的風(fēng)能和太陽能資源相對較弱，而人口密度低的西部和北部地區(qū)擁有更為優(yōu)質(zhì)的陸上風(fēng)能和太陽能資源。尤其是內(nèi)蒙古、寧夏、新疆、甘肅等優(yōu)質(zhì)資源區(qū)，當(dāng)?shù)刭Y源消費能力不足，依賴本地市場需求無法消耗全部可開發(fā)能源，存在著較大的棄風(fēng)棄光問題。

內(nèi)蒙古是太陽能和風(fēng)能優(yōu)質(zhì)資源區(qū)中最為典型區(qū)域之一，以風(fēng)能總儲量8.98億千瓦時，技術(shù)可開發(fā)量1.5億千瓦時的優(yōu)勢排全國第一位，2021年內(nèi)蒙古Ⅰ類風(fēng)能資源區(qū)可利用小時數(shù)為2626小時，Ⅱ類風(fēng)能資源區(qū)為2407小時，年產(chǎn)能可達7500億千瓦時；光伏資源以水平面總輻照量平均值每平方米1571.6千瓦時排全國第六位，其中大部分地區(qū)的日照時長大于2700小時，少部分高達3400小時，年產(chǎn)能達到5兆千瓦時以上。這說明，內(nèi)蒙古可向區(qū)域外輸送的能源量較多，實現(xiàn)可再生能源市場化正收益的可能性較大。一方面，內(nèi)蒙古太陽能、風(fēng)能資源量非常豐富，使得區(qū)域內(nèi)可再生能源價格具有與化石能源相競爭的能力；另一方面，內(nèi)蒙古的待開發(fā)資源量充沛，有能力對太陽能和風(fēng)能弱質(zhì)資源區(qū)進行電力調(diào)配。因此，內(nèi)蒙古的能源轉(zhuǎn)型路徑對其他地區(qū)具有示范性作用，有潛力成為促進優(yōu)質(zhì)資源區(qū)與弱質(zhì)資源區(qū)能源交易的典型案例。

隨著國家對于“碳達峰碳中和”與能源轉(zhuǎn)型主題重視度的提高，學(xué)術(shù)界對于此領(lǐng)域的研究的重視度也逐漸加強。目前，文獻大多聚焦于宏觀層面的節(jié)能減排戰(zhàn)略性規(guī)劃、能源轉(zhuǎn)型的戰(zhàn)略意義和功能作用，如余良城(2021)提出電力行業(yè)發(fā)展對低碳經(jīng)濟意義重大，并從多個角度探討了節(jié)能減排戰(zhàn)略實現(xiàn)的保障措施。而可再生能源領(lǐng)域?qū)嶋H開展的研究則更多聚焦于可再生能源開發(fā)構(gòu)成、規(guī)模的測度與辨識。例如，張士寧等(2020)提出了可再生能源投資減排成效評估方法，并分析了2010～2018年全球及重點區(qū)域可再生能源投資減排成效；韓東梅等(2022)提出了北京市可再生能源的發(fā)展方向有充分挖掘太陽能、地?zé)崮艿缺镜乜稍偕茉磻?yīng)用潛力及持續(xù)擴大綠電應(yīng)用規(guī)模；劉盾盾(2020)結(jié)合魯棒規(guī)劃與隨機規(guī)劃理論，為高比例可再生能源輸電網(wǎng)規(guī)劃中的安全穩(wěn)定與可再生能源消納提出解決方法；楊志超(2020)提出了以實現(xiàn)經(jīng)濟高效運行為核心的可再生能源CCHP系統(tǒng)優(yōu)化方法；卞藝衡等(2020)提出了分布式可再生能源電源的優(yōu)化配置模型；李蕓(2020)通過可再生能源電力系統(tǒng)輸出功率特性模型，利用蒙特卡洛模擬法對接入可再生能源后的電力系統(tǒng)進行了評估。行政區(qū)域間能源轉(zhuǎn)型市場化協(xié)作的相關(guān)文獻數(shù)量較少，其僅有的文獻還主要研究區(qū)域經(jīng)濟發(fā)展與能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型關(guān)系。例如，蔣翔(2017)通過SWOT方法分析了云南省節(jié)能減排工作的內(nèi)外部形勢；張濤等(2020)研究了可再生能源發(fā)電容量與區(qū)域電網(wǎng)內(nèi)其他能源形式協(xié)調(diào)化及可再生能源發(fā)電設(shè)備運行效益。這使得區(qū)域間能源協(xié)調(diào)開發(fā)和利益分析的相關(guān)文件更為稀缺。例如，李恩平(2022)探討了太陽能和風(fēng)能不同資源區(qū)跨區(qū)開發(fā)所面臨的三大戰(zhàn)略方向；高志華等(2022)構(gòu)建了一種可再生能源超額消納量交易的跨區(qū)優(yōu)化機制。

本文在分析能源弱質(zhì)資源區(qū)利益的相關(guān)文獻基礎(chǔ)之上，對能源優(yōu)質(zhì)資源區(qū)利益進行分析，計算區(qū)域間度電收益以明確區(qū)域間主動尋求可再生能源跨區(qū)合作對于內(nèi)蒙古能源轉(zhuǎn)型的重要性，為區(qū)域間能源開發(fā)比較及利益分析提供更多視角。

二、太陽能和風(fēng)能優(yōu)質(zhì)資源區(qū)能源替代轉(zhuǎn)型戰(zhàn)略方向選擇

內(nèi)蒙古等能源優(yōu)質(zhì)資源區(qū)雖在能源轉(zhuǎn)型上具有較大優(yōu)勢，但僅依靠本地實現(xiàn)可再生能源市場化運作還有一定難度。李恩平(2022)認(rèn)為可再生能源替代轉(zhuǎn)型戰(zhàn)略方式大體可分為三類：依靠本地市場開發(fā)、被動等待可再生能源跨區(qū)分配、主動尋求可再生能源跨區(qū)合作。筆者依此分類分析內(nèi)蒙古能源替代轉(zhuǎn)型的戰(zhàn)略選擇。不同的轉(zhuǎn)型方式會引發(fā)不同結(jié)果，各省份可因地制宜，實現(xiàn)生態(tài)科學(xué)布局與經(jīng)濟收益最大化。

(一)依靠本地市場開發(fā)

內(nèi)蒙古作為太陽能、風(fēng)能優(yōu)質(zhì)資源區(qū)，得到地方政府的大力支持，但其價格還未能達到與煤電相競爭的程度。根據(jù)內(nèi)蒙古自治區(qū)人民政府發(fā)布的能源價格，采用全區(qū)動力煤月度平均坑口標(biāo)準(zhǔn)煤價格為406.08元/噸。采用以下公式計算可得1萬千瓦時約等于1.23噸標(biāo)準(zhǔn)煤，約為500元，按照當(dāng)前可再生能源代理購電價格0.29元/千瓦時計算，供應(yīng)1萬千瓦時的價格為2900元，較等熱量的1.23噸標(biāo)準(zhǔn)煤的價格高出了2400元，可再生能源電價格比煤電價格高出近4倍。

其中，Q為能源總量，J為能源發(fā)熱量。

《內(nèi)蒙古自治區(qū)發(fā)展和改革委員會關(guān)于完善蒙東地區(qū)清潔供暖電價政策的通知》和《內(nèi)蒙古自治區(qū)發(fā)展和改革委員會關(guān)于進一步完善蒙西地區(qū)“煤改電”電價政策的通知》提出，“峰時段用電價格在居民階梯電價第一檔電價的基礎(chǔ)上每千瓦時加價由0.03元調(diào)至0.05元，谷時段用電價格在居民階梯電價第一檔電價的基礎(chǔ)上每千瓦時降價由0.13元調(diào)至0.25元”，“平時段電價為居民階梯電價的第一檔電價，峰時段用電價格在平時段電價的基礎(chǔ)上上浮50%，谷時段用電價格在平時段電價基礎(chǔ)上下降50%”。內(nèi)蒙古通過峰谷期價格調(diào)控控制電力需求量，促使峰時段需求向谷時段轉(zhuǎn)移。削峰填谷對于清潔能源來說是有較大需求量的，但從市場自由競爭的角度來說無疑減少了清潔能源的收益。

(二)被動等待可再生能源跨區(qū)分配

一般來說，可再生能源產(chǎn)生的電力可通過輸電網(wǎng)實現(xiàn)跨區(qū)調(diào)配。輸電網(wǎng)設(shè)施建設(shè)投資，在考慮長周期收益回報與風(fēng)險時，往往市場明顯偏好于需求量大、度電價格高的省份。

被動等待可再生能源跨區(qū)分配方式，是以國家和省級計劃為主，計劃外能源替代轉(zhuǎn)型率較低?！秶野l(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于印發(fā)電力體制改革配套文件的通知》提出，電力跨區(qū)域調(diào)配要優(yōu)先保障國家計劃和地方政府協(xié)議下的跨區(qū)輸發(fā)電。但以太陽能和風(fēng)能為主的清潔能源由于依靠自然資源提供動力，產(chǎn)能的穩(wěn)定性具有較大的不確定性。這導(dǎo)致太陽能和風(fēng)能優(yōu)質(zhì)資源區(qū)在資源充足且跨區(qū)域總供給量超出計劃供給量時仍存在較大的棄風(fēng)和棄光率，且容易產(chǎn)生地區(qū)性負(fù)電價的可能。

被動等待國家電網(wǎng)進行可再生能源跨區(qū)分配意味著優(yōu)質(zhì)資源區(qū)對新能源開發(fā)供應(yīng)產(chǎn)業(yè)競爭的放棄或弱化。新能源開發(fā)供應(yīng)是一個極具潛力的產(chǎn)業(yè)，包括新能源電站建設(shè)、維護的終端產(chǎn)業(yè)鏈，及新能源開發(fā)設(shè)施裝備產(chǎn)業(yè)的中上游產(chǎn)業(yè)鏈。“雙碳”目標(biāo)的實現(xiàn)意味著未來該產(chǎn)業(yè)可能迎來巨大的產(chǎn)業(yè)前景，被動等待國家電網(wǎng)進行可再生能源跨區(qū)分配意味著對未來產(chǎn)業(yè)的放棄，從而弱化了新能源開發(fā)供應(yīng)產(chǎn)業(yè)。因此，是自主選擇目標(biāo)市場，還是被動等待國家電網(wǎng)進行可再生能源跨區(qū)分配，這對于內(nèi)蒙古優(yōu)質(zhì)資源區(qū)來說，是一項戰(zhàn)略抉擇。

(三)主動尋求可再生能源跨區(qū)合作

基于被動等待可再生能源跨區(qū)分配的分析，李恩平(2022)提出加速優(yōu)質(zhì)資源區(qū)可再生能源轉(zhuǎn)型的第三類方式——主動尋求可再生能源跨區(qū)合作?；谏鷳B(tài)科學(xué)布局與經(jīng)濟收益最大化構(gòu)想，內(nèi)蒙古政府主動聯(lián)動江西等能源弱質(zhì)資源區(qū)進行合作。選取大型、中型太陽能和風(fēng)能發(fā)電廠，分別按不同時長(如季度、月度)簽訂電力供應(yīng)協(xié)議，提高能源利用率，組建穩(wěn)定的、可持續(xù)發(fā)展的合作模式。

相對于本地可再生能源開發(fā)和被動等待可再生能源跨區(qū)分配，主動尋求可再生能源跨區(qū)合作具有多重明顯優(yōu)點。

(1)太陽能和風(fēng)能發(fā)電需求量的提升和度電成本的套利交易，能夠有效縮短太陽能和風(fēng)能開發(fā)的回報周期。為了從根本上解決阻礙太陽能、風(fēng)能開發(fā)的高成本、回報周期長問題，主動跨區(qū)可再生能源合作模式將能夠回應(yīng)弱質(zhì)資源區(qū)的能源需求，提升太陽能和風(fēng)能機組產(chǎn)能的使用率；同時內(nèi)蒙古向江西等弱質(zhì)資源區(qū)通過柔性直流特高壓輸電技術(shù)輸送的電力每度電將獲得0.2415～0.5017元較高的收益，這將極大提升太陽能和風(fēng)能發(fā)電的投資回報率。

(2)棄風(fēng)和棄光率的降低能夠提升電價穩(wěn)定性，降低負(fù)度電收益概率。通過與太陽能和風(fēng)能弱質(zhì)資源區(qū)進行短周期的合作，可以增加電力跨區(qū)靈活調(diào)控性，這樣與國家級和省級調(diào)配計劃互為補充。對弱質(zhì)資源區(qū)能源需求用戶多了一種獲取渠道，降低當(dāng)?shù)仉娏φ{(diào)配緊張度。同時，降低內(nèi)蒙古的棄風(fēng)和棄光率，減少電力系統(tǒng)由于清潔能源電力入網(wǎng)所產(chǎn)生的電價浮動。

(3)太陽能和風(fēng)能電力需求量的增加，將提升內(nèi)蒙古可再生能源產(chǎn)業(yè)的競爭力和勞動需求量，有效促進可再生能源上中下游全產(chǎn)業(yè)鏈的發(fā)展。在國家全力支持推進“碳達峰碳中和”的時代，可再生能源產(chǎn)業(yè)有著巨大的產(chǎn)業(yè)前景，從根源上提升電力可再生能源替代作用，持續(xù)增加內(nèi)蒙古可再生能源產(chǎn)業(yè)在全國的競爭力，并成為產(chǎn)業(yè)勞動需求新增長點。

三、太陽能和風(fēng)能優(yōu)質(zhì)資源區(qū)轉(zhuǎn)型困境

內(nèi)蒙古是傳統(tǒng)化石能源與太陽能、風(fēng)能等可再生能源都相當(dāng)豐富的地區(qū)，長期支撐著本地區(qū)的經(jīng)濟發(fā)展，是少有的依靠自身資源實現(xiàn)能源轉(zhuǎn)型的區(qū)域。即便如此，可再生能源開發(fā)成本較高的問題，使優(yōu)質(zhì)資源區(qū)在實現(xiàn)能源轉(zhuǎn)型過程中仍存在困境。

(一)豐沛的資源可支撐區(qū)域內(nèi)經(jīng)濟發(fā)展，向能源收益轉(zhuǎn)型

(1)內(nèi)蒙古的社會用電量需求較大。國家統(tǒng)計局提供的各省份年度電力消費量顯示(見表1)，2022年，社會總用電量為4200億千瓦時，其中第一產(chǎn)業(yè)用電量為40億千瓦時，第二產(chǎn)業(yè)用電量為3684億千瓦時，第三產(chǎn)業(yè)用電量為297億千瓦時。內(nèi)蒙古的社會用電量常年位列全國第六位。

表1 內(nèi)蒙古社會用電量 單位：億千瓦時

(2)技術(shù)開發(fā)太陽能、風(fēng)能發(fā)電量可以滿足地區(qū)內(nèi)用電需求。內(nèi)蒙古能源局在2023年4月底發(fā)布的數(shù)據(jù)顯示，2022年風(fēng)能資源技術(shù)可開發(fā)量為14.6億千瓦時，太陽能資源技術(shù)可開發(fā)量高達94億千瓦時，可再生能源技術(shù)可開發(fā)總量約為108.6億千瓦時。2022年內(nèi)蒙古規(guī)模以上工業(yè)企業(yè)風(fēng)力發(fā)電量為1019.9億千瓦時，太陽能發(fā)電量為162.6億千瓦時，太陽能和風(fēng)能發(fā)電量總計1182.5億千瓦時。根據(jù)數(shù)據(jù)推算，2022年內(nèi)蒙古太陽能、風(fēng)能的裝機量再增加3.5倍，約3017.5億千瓦時，就能夠基本實現(xiàn)全區(qū)社會用電的能源替代轉(zhuǎn)型。

(二)傳統(tǒng)能源資源量較大，可再生能源支持力度降低

自然資源部發(fā)布的2022年度全國礦產(chǎn)資源儲量統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，內(nèi)蒙古煤炭、石油、天然氣三類傳統(tǒng)能源礦產(chǎn)儲量分別為411.22億噸、12290.09億噸、10115.95億立方米，三類傳統(tǒng)能源礦產(chǎn)儲量均進入全國前十位，其中煤炭和天然氣儲量更是穩(wěn)居全國前四位。

結(jié)合國家統(tǒng)計局統(tǒng)計的各省份2022年煤炭、天然氣、原油產(chǎn)出量，內(nèi)蒙古的產(chǎn)出量分別為12.1億噸、46.3萬噸、278億立方米。內(nèi)蒙古傳統(tǒng)能源礦產(chǎn)儲量較大，預(yù)測未來因資源量緊缺出現(xiàn)傳統(tǒng)能源價格上漲的可能性較低。

反觀可再生能源，為了推進《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》中所計劃的，“十四五”時期我國可再生能源將進入向大規(guī)模、高比例、市場化、高質(zhì)發(fā)展的新階段，我國于2022年取消了針對光伏和陸上風(fēng)電的發(fā)電補貼政策。其中，光伏項目實行“雙降低、雙取消”模式，于2023年取消國家補貼，地方補貼降低50%，于2024年取消地方補貼。

截至2023年，光伏和陸上風(fēng)電成本仍高于傳統(tǒng)能源，補貼政策的取消進一步加劇了成本價格的差異，使得能源轉(zhuǎn)型實現(xiàn)難度進一步加大，通過市場化方式縮減光伏、陸上風(fēng)電與傳統(tǒng)能源成本價格間的差異迫在眉睫。

(三)可再生能源成本較高，轉(zhuǎn)型資金缺口大

太陽能和風(fēng)能技術(shù)的開發(fā)、投產(chǎn)、安裝成本較高。IRENA發(fā)布的《2021年可再生能源發(fā)電成本報告》顯示，2021年全球太陽能光伏的安裝價格平均為每千瓦時857美元，約合人民幣5700元；陸上風(fēng)電的價格平均為每千瓦時1325美元，約合人民幣9000元。中國的光伏安裝價格受設(shè)備品牌、安裝規(guī)模、地理位置等因素影響價格區(qū)間跨度較大，安裝價格在每千瓦時1000～5000元不等；中國陸上風(fēng)電裝機價格則低于全球價格。結(jié)合2022年內(nèi)蒙古社會用電量需求，要實現(xiàn)能源替代轉(zhuǎn)型還需要301.75～1508.75萬億元的投資額，資金缺口巨大，如果僅依賴本地市場運轉(zhuǎn)實現(xiàn)可再生能源替代轉(zhuǎn)型難度較高。

四、太陽能和風(fēng)能優(yōu)質(zhì)與弱質(zhì)資源區(qū)度電收益比較

內(nèi)蒙古作為優(yōu)質(zhì)資源區(qū)，與以江西為代表的弱質(zhì)資源區(qū)存在著較大的資源質(zhì)量和開發(fā)條件的差異，這種差異可用最直觀的度電收益來表現(xiàn)，不同地區(qū)度電收益的差距則促成套利市場交易的根本。

(一)太陽能和風(fēng)能優(yōu)質(zhì)與弱質(zhì)資源區(qū)度電價格比較

以太陽能和風(fēng)能優(yōu)質(zhì)資源區(qū)為主視角，考察內(nèi)蒙古和江西基于同一時間段的優(yōu)質(zhì)與弱質(zhì)資源區(qū)的度電價格差異。

根據(jù)內(nèi)蒙古和江西統(tǒng)計局的數(shù)據(jù)，2022年內(nèi)蒙古風(fēng)力發(fā)電量達1019.9億千瓦時，太陽能發(fā)電量達162.6億千瓦時；江西風(fēng)力發(fā)電量則為112.37億千瓦時，太陽能發(fā)電量為58.74億千瓦時?？捎霉焦浪銉?nèi)蒙古與江西可再生能源發(fā)電量差異：

其中，Rquantity為資源量相對差異，C為裝機容量。

由此可得內(nèi)蒙古和江西的太陽能光伏資源量差異率為63.87%，風(fēng)電的資源量差異率為88.98%，其中風(fēng)電的差異性尤為突出。

從太陽能、風(fēng)能資源量的差異率可以看出兩區(qū)域度電收益差異。2022年，內(nèi)蒙古代理購電價格約為0.29元/千瓦時；江西居民生活用電價格分三檔，一檔年用電量0～2160度部分為0.6元/千瓦時，二檔年用電2161～4200度部分為0.65元/千瓦時，三檔年用電超過4200度部分為0.9元/千瓦時，是內(nèi)蒙古電價的2～3倍。

(二)太陽能和風(fēng)能優(yōu)質(zhì)與弱質(zhì)資源區(qū)協(xié)調(diào)開發(fā)實現(xiàn)收益

內(nèi)蒙古和江西兩地可再生能源度電成本差異顯著，當(dāng)然省域間引發(fā)的長距離電力輸送設(shè)備成本問題也不容忽視。內(nèi)蒙古在可再生能源跨區(qū)電力建設(shè)方面，度電收益在剔除產(chǎn)能與輸電建設(shè)成本后仍可獲得收益。

考慮到兩省域間調(diào)度距離較遠，長距離電力調(diào)度一般采用直流特高壓輸電技術(shù)。我國近年來建設(shè)了多條直流特高壓通道，輸電價格(含稅、含線損)區(qū)間為0.0483～0.0685元/千瓦時，這項技術(shù)使得跨區(qū)輸電價格具有了市場化可行性(余良城，2021)。

內(nèi)蒙古向弱質(zhì)資源區(qū)輸電實現(xiàn)凈收益。根據(jù)當(dāng)前特高壓最低、最高輸電價格每千瓦時0.0483元、0.0685元，通過江西三檔度電價格進行計算，在逐一剔除成本后得到內(nèi)蒙古實現(xiàn)度電的凈收益(見表2)。

表2 2022年內(nèi)蒙古可再生能源度電價格收益 單位：元/千瓦時

2022年，江西風(fēng)力與太陽能發(fā)電總量171.11億千瓦時，社會用電量1982.98億千瓦時，若實現(xiàn)可再生能源替代，電力總量缺口巨大。由此可知，內(nèi)蒙古再生能源度電存在潛在的巨大收益，僅2022年對江西一地度電估值收益為670億元。

五、研究結(jié)論與對策建議

(一)研究結(jié)論

本文分析了可再生能源優(yōu)質(zhì)資源區(qū)的能源轉(zhuǎn)型方式的選擇，為本地區(qū)帶來的經(jīng)濟收益提供不同路徑。以內(nèi)蒙古具有優(yōu)質(zhì)資源為例，對其進行能源戰(zhàn)略轉(zhuǎn)型思路的探討，可以歸納為以下幾點。

(1)區(qū)內(nèi)能源豐富，化石能源與清潔能源皆充沛，但市場動力不足，成為可再生能源替代轉(zhuǎn)型的掣肘，依賴內(nèi)蒙古本地市場很難實現(xiàn)可再生能源替代轉(zhuǎn)型目標(biāo)。

(2)盡管內(nèi)蒙古擁有豐富的太陽能和風(fēng)能資源，但開發(fā)和建設(shè)成本較高?，F(xiàn)階段內(nèi)蒙古可再生能源所能提供的電力僅占全區(qū)社會電力需求量的約1/3，煤電價格仍具有優(yōu)勢。因此，內(nèi)蒙古僅依靠本地市場距離實現(xiàn)能源替代轉(zhuǎn)型的目標(biāo)有較大差距。

(3)內(nèi)蒙古同江西等弱質(zhì)資源區(qū)存在著較大的度電成本差，跨區(qū)域進行可再生能源調(diào)送可以獲得豐厚的凈收益。以內(nèi)蒙古和江西的太陽能和風(fēng)能上網(wǎng)標(biāo)準(zhǔn)電價為參照，優(yōu)質(zhì)資源區(qū)和弱質(zhì)資源區(qū)的度電收益差在0.2415～0.5415元之間，此度電收益差已剔除由特高壓輸電產(chǎn)生的最低和最高調(diào)送價格0.0483元和0.0685元，由此可以看出由優(yōu)質(zhì)資源區(qū)向弱質(zhì)資源區(qū)調(diào)度清潔能源產(chǎn)生的電度收益相當(dāng)豐厚。

(4)不同的轉(zhuǎn)型路徑能夠引導(dǎo)產(chǎn)業(yè)不同的發(fā)展方向。優(yōu)質(zhì)資源區(qū)在實現(xiàn)可再生能源替代轉(zhuǎn)型時，存在三個戰(zhàn)略方式：依靠本地市場開發(fā)、被動等待可再生能源跨區(qū)分配和主動尋求可再生能源跨區(qū)合作。其中，依靠本地市場開發(fā)建設(shè)可再生能源設(shè)施，較高的成本和較低的度電價格導(dǎo)致計劃很難持續(xù)；被動等待可再生能源跨區(qū)分配，因為投資利益主體所考量的能源分配、投資風(fēng)險等側(cè)重點不同，且提供方只有國家和省級計劃，導(dǎo)致渠道單一化、調(diào)度被動性和滯后性，較難保障各投資主體的收益穩(wěn)定性。主動尋求弱質(zhì)資源區(qū)可再生能源合作擁有較多的優(yōu)勢：一是能夠有效降低太陽能和風(fēng)能開發(fā)的回報周期；二是能夠提升電價穩(wěn)定性；三是能夠提升內(nèi)蒙古可再生能源產(chǎn)業(yè)的競爭力和勞動需求。

(二)對策建議

根據(jù)對內(nèi)蒙古太陽能和風(fēng)能資源稟賦與政策環(huán)境進行整體分析可知，區(qū)域內(nèi)太陽能和風(fēng)能資源充足，具備能源轉(zhuǎn)型技術(shù)可行性；但經(jīng)濟可行性較差，補貼政策的取消疊加區(qū)域內(nèi)傳統(tǒng)能源資源充足多方面原因，導(dǎo)致太陽能和風(fēng)能在市場化程度較高的情況下不具備競爭優(yōu)勢，需要配合有利的商業(yè)盈利模式才能具備市場競爭力。

結(jié)合李恩平(2022)提出的可再生能源替代轉(zhuǎn)型三類戰(zhàn)略方式：依靠本地市場開發(fā)、被動等待可再生能源跨區(qū)分配、自主尋求可再生能源跨區(qū)合作，可分析出內(nèi)蒙古更適合主動尋求可再生能源跨區(qū)合作。

內(nèi)蒙古依靠本地市場的電力峰谷值調(diào)配產(chǎn)生的收益率小于跨區(qū)電力峰谷值調(diào)配產(chǎn)生的收益率，且峰谷值價格差越大收益率越高。從市場自由競爭的角度來說，這種戰(zhàn)略方式減少了太陽能和風(fēng)能的整體收益。

內(nèi)蒙古依靠被動等待可再生能源跨區(qū)分配的方式與主動尋求跨區(qū)分配相比，收益回報穩(wěn)定性較低，且投資風(fēng)險性較高。大規(guī)模多區(qū)域和小規(guī)模多區(qū)域電力調(diào)配算法的差異，對于單一區(qū)域的投資風(fēng)險程度影響較大，這種戰(zhàn)略方式不僅加大了內(nèi)蒙古區(qū)域投資風(fēng)險，還大幅降低了收益回報的穩(wěn)定性。

內(nèi)蒙古自主尋求可再生能源跨區(qū)合作使得內(nèi)蒙古對于區(qū)域內(nèi)能源調(diào)配擁有實際控制權(quán)，實現(xiàn)整體收益最優(yōu)化、收益回報穩(wěn)定、投資風(fēng)險可控，是內(nèi)蒙古可選擇的最優(yōu)商業(yè)盈利模式。

基于上述比較優(yōu)勢分析，筆者為內(nèi)蒙古優(yōu)質(zhì)資源區(qū)的能源轉(zhuǎn)型提出以下三點對策建議。

(1)優(yōu)質(zhì)資源區(qū)主動尋求與弱質(zhì)資源區(qū)的可再生能源跨區(qū)開發(fā)合作。由省級政府牽頭帶領(lǐng)規(guī)模以上企業(yè)主動對接和探索與弱質(zhì)資源區(qū)的跨區(qū)合作模式，促成大型或中型太陽能電廠和風(fēng)力發(fā)電廠的中短期電力調(diào)度合作與雙方共同投資的可再生能源發(fā)電基地建設(shè)，從而解決太陽能和風(fēng)能優(yōu)質(zhì)資源區(qū)棄風(fēng)棄光問題和弱質(zhì)資源區(qū)長期能源不足問題。具體合作方式可以考慮電廠接受外部參股、推出長期租賃、電力期貨交易等多重交易方式。

(2)積極推進跨區(qū)可再生能源開發(fā)合作。充分利用可再生能源優(yōu)質(zhì)資源區(qū)的資源優(yōu)勢和弱質(zhì)資源區(qū)的資本、技術(shù)優(yōu)勢，集中推進優(yōu)質(zhì)資源區(qū)的可再生能源開發(fā)，實現(xiàn)優(yōu)質(zhì)資源區(qū)與弱質(zhì)資源區(qū)電力市場的發(fā)展，優(yōu)質(zhì)資源區(qū)帶動弱質(zhì)資源區(qū)新能源的建設(shè)發(fā)展。

(3)“雙碳”目標(biāo)下太陽能和風(fēng)能優(yōu)質(zhì)資源區(qū)的能源轉(zhuǎn)型同樣需要獲得國家和地方政府的統(tǒng)籌支持。主動尋求可再生能源跨區(qū)合作意味著與國家統(tǒng)一調(diào)度計劃互為補充，緩解供需關(guān)系。國家和地方政府應(yīng)組織協(xié)調(diào)達成共識，實現(xiàn)市場份額與計劃調(diào)配的合理性，促進市場穩(wěn)定和區(qū)域經(jīng)濟發(fā)展。

綜上所述，本文探索可再生能源優(yōu)質(zhì)資源區(qū)的能源轉(zhuǎn)型路徑與戰(zhàn)略選擇，深入分析能源替代轉(zhuǎn)型的優(yōu)勢。本文以內(nèi)蒙古為例，研究內(nèi)蒙古可再生能源轉(zhuǎn)型路徑所帶來的收益前景，擇優(yōu)提出最適合內(nèi)蒙古的可再生能源轉(zhuǎn)型方式，為其他可再生能源優(yōu)質(zhì)資源區(qū)建立轉(zhuǎn)型示范模板。