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来源:中国金融40人论坛，文:朱云来，编辑:傅光平
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导读
本文将介绍有关新能源问题的背景信息。
一、碳排放加速敲响全球气候变暖警钟
过去170年间人类持续碳排放严重，数据显示，二氧化碳浓度自170年前的285 ppm上升至当前的大约417 ppm，这一变化恰好对应了全球工业现代化的进程。在这170多年的工业化进程中，全球累计排放了约1.8万亿吨二氧化碳，平均每年排放约105亿吨。
全球每年排放的二氧化碳量已接近400亿吨，去向令人担忧：一部分涌入海洋，引发海洋酸化现象；另一部分则滞留在大气中，导致大气二氧化碳浓度持续攀升；仅有微不足道的一小部分被绿色植物通过光合作用所吸收。由于这种吸收远不足以抵消排放的增长，大气中的二氧化碳浓度不断积聚，进而加剧了全球气候变暖的趋势。
全球气温170年来持续上升了约1.5℃，如果放任这一趋势继续发展，全球气温2030年的升幅可能会触及2.0℃的警戒线，这一局面堪称严峻至极。
当前气温变化不仅幅度越来越大，而且背后推手已截然不同。过去主要由地球轨道变化所引发，如今主要是由人类活动——特别是温室气体的巨量排放所驱动。这种由人为因素主导的气候变化，具有不可逆转的严峻性。
二、低碳转型具有经济可行性
全球必须致力于治理碳排放。从世界经济承受力角度看，自2000年以来，全球GDP从34万亿美元增长至105万亿美元，但全球气候融资仅1.4万亿美元/年。
目前全球一年的用电量大约28万亿度，平均每度电的成本约0.15美元。据此计算，全球一年电力成本总额约为4.2万亿美元，这部分成本占全球产值的4%。若考虑除电力之外的其它非电力能源消耗，能源成本可能翻倍，达到大约8万亿美元，对于全球经济而言，这不算巨额负担，有承受的可能。
必须调整能源结构，由化石能源转向可再生能源，这一转变所带来的经济冲击可能占全球经济的10%左右，在这个渐进的转型过程中可以加速调整应对，对经济影响规模更小或负面影响达到峰值后能尽快回落，使之在可承受范围内，当前须投入大量资金来解决问题。
其中，将碳排放的外部成本内部化是控制碳排放的关键手段之一，可以通过碳市场和碳交易来实现。当前欧盟碳价格已攀升至70多欧元，折合人民币近700元，自2014年以来持续上涨，碳交易机制正在欧盟日益发挥效用。我国碳价相较于欧洲水平仅为十分之一，进一步完善的空间很大。
若考虑到未来欧盟将实施碳边境调节机制（CBAM），出口欧洲的货物可能要按照欧洲的碳价标准来计算其应含碳成本，若此前缴纳不足需要补缴，否则无法进入欧盟市场。为此，现在就要重视包括合理碳排放价格在内的全额燃料成本。
譬如煤，煤炭本身有一个价格，燃烧煤炭产生的碳排放也需要考虑碳成本。每燃烧一吨煤炭大约会产生四吨的二氧化碳排放，每吨煤炭的碳成本是通过将每吨二氧化碳排放的碳市场价格乘以4来计算的。
以中国目前每吨碳排放67元的市价为例，每吨煤炭的碳成本约为280元。这意味着，若煤炭的基础价格是700元，那么加上碳成本后，总价格将再增加40%。若按欧洲二氧化碳排放的交易价格计算，增幅更大。若将碳成本纳入考虑，煤炭燃料的价格可能会飙升至每吨三千元以上。
通过合理的碳排价格交易市场及机制，可以将碳排放的外部影响转化为交易各方需要承担的内部成本，从而激励减少碳排放，推动绿色低碳发展。
欧盟的碳交易市场规模介于7000至8000亿欧元之间，若将视野扩展至全球，以欧盟的碳价为基准来计算所有排放量对应的成本，那么总碳成本或将高达约3.5万亿欧元。
值得注意的是，这一数字相较于全球GDP总量而言，占比仍低于4%。即便将全部外部成本内部化，全球经济体系有可能承担这一额外成本，并且从可持续发展的角度看也是我们理应承担的责任。
三、能源体系转型将破解碳排放难题
碳排放成本内部化后，必然促进全社会能源用户积极调整消化新增的成本压力，根本出路在于科技进步、持续降低应用成本前提下的能源体系转型。实际上，我们已经见证了相关成本的迅速下降，特别是在光伏发电和化学储能单位成本方面，这体现着推动问题解决最重要的科技动力。技术进步及经济规模效益的提升，使这些成本仍将持续下降。
经济发展使能源需求与供给还在增长。电力投资数据表明，自1990年以来，中国电力系统每年的投资、累计投资、累计折旧以及剩余净值等都在持续提高。
我国可再生能源的装机容量已经成功超越火电装机容量，占据了总装机容量的半壁江山。然而，在实际发电量方面，可再生能源尚未超越火电，背后原因在于不同能源类型装机所具备的独特物理特性。各类能源的平均年发电时间呈现出1234的比例规律：光电年均发电利用约一千小时，风电约两千小时，水电约三千小时，火电约四千小时。当前可再生能源在装机容量上已占据优势，但在实际发电量方面仍有待进一步提升。
核心策略是逐步淘汰达到服役期限的火电装机，并不断用新的可再生能源替代，从而推动发电体系从化石能源主导向可再生能源主导的转变。
我国策略是，从现在到2030年，将火电装机在达到峰值后逐年退役，直至降至零。在此期间持续增加新能源装机，确保能源系统平稳过渡。伴随火电装机缩减，煤炭消耗与碳排放相应减少。
在我国10万亿度实际能源消耗中，电力能耗外还存在非电力能耗。典型的非电力能耗冶金行业，特别是钢铁生产，以及取暖过程中煤炭的直接燃烧，这些均未直接将能源转换为电能再消耗。
未来的一大重要趋势是将非电力能耗转化为电力能耗。全行业通过电力进行升级转型的做法，有望推动整个社会的能源结构更为绿色、可持续。工业布局也可能随之重新考量，譬如氢气冶金技术将是一个重要方向，即采用光伏发电和氢气进行冶金炼钢，将矿石运送至阳光充足的西北地区进行加工。
东部地区是电力消耗的主要区域，西北地区是绿色电力生产基地，为此需考虑建立必要的电力储存与传输设施。
光电未来面临的主要挑战在于消纳问题，主要根源在于储能设施的不足。目前，我国已有6亿千瓦的光电装机容量。据估算，若白天发电后需储存电量以供晚间使用，每千瓦装机容量需配备2千瓦时的储能容量。因此，对于现有的6亿千瓦光电装机，需具备12亿千瓦时的储能能力。
随着新能源电力系统的逐步扩容和火电的渐进退役被替代，有望从根本上解决碳排升温问题，推动可持续发展。
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