能见：我们发现，去年全国许多地方还是上马了一批煤电项目，尤其是去年底一些省份出现了缺电现象，地方政府为了保障经济发展新批了煤电项目，但是又面临碳达峰的难题，如何解决这些矛盾？

我觉得要想解决这个难题，首先要深刻理解问题的实质。去年局部地区出现的所谓“电荒”，其实缺的不是电量，而是电力（功率）。

从以往发生的“电荒”来看，全年大部分时间是不缺电的，只是在用电高峰时期供不上。而去年出现“拉闸限电”也是多重因素叠加的后果。比如湖南、江西等地是因为提前一个月左右迎来寒潮，南方地区不是采暖区，不像北方有煤炭和天然气供热，只能开空调取暖，用电量非常集中。这种情况下会限制工业用电，先保民生。

 另外，像浙江这种沿海地区的限电主要源于工业用电高峰来临，电力供应保障压力增大。因为受疫情影响，国外大量以化纤、化工、印染、纺织等高耗能产业的制造订单转移到国内浙江、广东等地。导致这些地区的外贸订单爆满，企业加班加点的生产，给电力供应保障造成巨大压力。

 解决方案，首先要从需求侧削峰填谷。比如安排错峰生产，可以在寒冷的用电高峰期让企业进行设备维修，包括白天和晚上的错峰生产，当然这需要有峰谷电价差来鼓励和促进大家积极响应号召。

 另一方面，在一些高能源密度和负荷的地方为了保障基本用电，不得不上一些新的煤电机组。但我们必须看到，未来的发展趋势是煤电一定要逐渐走低的，投资方就会考虑成本沉没风险。这给相关部门的治理水平提出了更高的要求，一方面他们要权衡在高负荷地区不得不建设煤电机组来调峰，另一方面还要权衡是在本省、本地区还是在其他地方削减相同甚至更多的装机来保持煤电装机总量不增。

总而言之，这是一个复杂的结构性调整过程，不是简单的加减。

我认为电从“远方来”和“身边来”应该要兼容并蓄。具体数量界限的确定，一方面可以做规划；另一方面，最终还是要在市场上去形成占比。

从研究角度讲，将来中国的可再生能源（集中式）来自于西北部的也就是杜院士讲的电从“远方来”大概占60%，本地分布式可能占到40%，但不要太拘泥于这一数据，也有可能是70%和30%，总之 “远方来”的电占比较大。

 这跟地区性的能源资源量有很大关系，西北地区有大量的戈壁和沙漠，有充足的日照资源和风资源，甚至还有的地方水力资源丰富。更重要的是，在内蒙特别是蒙西电网，有大量既有煤电机组和自备电厂，可以对其进行灵活性改造，让其参与调峰和解决可再生能源间歇性问题。

 保守预计，西北地区每年新增装机一亿千瓦，那未来10年的可再生能源装机肯定超过10亿千瓦，如果发电小时数按照火电机组40%来算，它的发电量大概三四万亿度。

 目前全国的人均用电量大概是5000度，未来肯定会逐年上涨，再把东部地区的用电增长量和GDP等都综合考虑，未来这一地区“远方来”的电，特别是远方的可再生能源将是非常重要的支持。

 不过，“远方来”的电成本肯定高于“身边来”的电，毕竟输电成本是客观存在的。但随着特高压技术的发展，以及电网的合理布局和安排，再结合东部地区的电价和收入水平，这一成本并非不可承受。并且，随着市场规模的扩大，成本还会被进一步稀释。

 从另一个层面来看，把东部、中部、西部地区通过能源纽带紧密连接起来，实现国内经济大循环的重要组成部分，盘活了西部空间资源，对西部大开发具有重要意义，甚至可以上升到国家安全和领土完整的战略高度，所以我们必须要把西部跟东部紧密连接，让东部地区买西部的清洁能源，即使电价贵一些也是可以接受的。

我们很难说建议，只能给一些观察和分析。现在整体上要求降低费用、降低企业成本这个大的宏观经济政策是对的，但也不能“一刀切”的来看待这个问题。首先要分析企业的成本构成，具体到能源（电力）在成本中的占比，如果其占比较低，则企业成本对电价的涨跌敏感度不高，影响不大甚至可以忽略不计。

而对于一些用电密集型企业，虽然电价对其影响很大，但也要分析其成本构成和价格是否合理。也存在两种情况，一是随着利润的上涨，成本也随之有序上涨，是非常正常的联动。二是，对于那些中小企业，其能耗占比并不一定很高，不能单纯根据电价来判断对其影响。

所以我们要结构性看待电价问题，不能“一刀切”的以控制成本的名义限制电价的变动，这会限制市场机制发挥作用，同时也抑制了绿电企业的增长点。

总之，得出的结论就是：第一，坚持能源结构调整和转型的方向；第二，要考虑和制定成本分摊机制，电网怎么分摊？用户如何分摊？企业怎么分摊？等等。

而随着国民收入的持续上升，这些成本在地方政府的GDP占比有可能保持不变，至少它是负担得起的。