从2002年国家计委发布《“送电到乡”工程建设办法》，推动了我国光伏市场的起步，到如今近二十年的发展历程中，光伏产业已成为我国少有的，具备全产业链自主可控和国际竞争优势、并率先成为高质量发展典范的战略性新兴产业。
当前，我国光伏产业在制造业规模、产业化技术水平、应用市场拓展、产业体系建设等方面均位居全球前列。乘着“双碳”目标的东风，光伏产业从来没有像今天这样如此确信，在未来的发展征途中，整个产业将会穿透政策、市场、资本和产品的边界，成为经济社会奔赴“双碳”征途中强大的推动力量。
“构建以新能源为主体的新型电力系统，意味着以风、光为代表的新能源将逐步实现从‘补充能源’向‘主体能源’的转变，新能源产业的市场规模和边界也将由此得以拓展延伸。但目前，电力系统的物理架构和体制机制、行业的内外部环境，以及产业链的上下游环节，都还存在着一些掣肘因素亟待破解。能源电力行业、企业应该致力于把新能源产业，特别是光伏产业的‘蛋糕’做大，让其为全社会实现‘双碳’目标有效赋能。这也将成为新能源产业在全新历史发展时期中的时代使命。”国家电投集团战略规划部李鹏在接受专访时表示。
目前，碳达峰和碳中和已经成为全社会的热点话题，部分地区和企业也纷纷出台了减碳措施和方案。您如何看待近中期我国碳达峰的进程？
李鹏：目前，部分地区、行业对于“双碳”目标的理解还存在一些误区。首先，有不少地方将2030年的“碳达峰”理解成为“攀高峰”，认为碳达峰的过程提供了排放空间，完全没有考虑到峰值排放过大对于未来实现碳中和所面临的困难；另外，也有一些地方不顾实际开展“运动式”减碳，对于高载能产业采取简单粗暴的“一刀切”短期行为。这虽然实现了短期内的能耗总量和碳排放总量下降，但实际上的减排效果不可持续，也对经济发展的大局造成损害。
事实上，碳达峰和碳中和决不能追求短期效果，“十四五”和“十五五”近10年的时间，是非常重要且关键的窗口期，一方面需要加快推进能源和电力体制改革，建立切实有效的市场机制，重塑能源生产和消费方式；另一方面，也需要各个行业加强低碳和负碳技术的创新应用，包括传统产业的工艺流程再造和新材料的研发。最终实现经济和社会发展在“双碳”目标驱动下的转型升级，进而走上高质量绿色可持续发展的全新道路。
所以，比较理想的场景，是在未来的5-10年中，政策驱动仍持续推动减碳，但在此后的时间中，“经济性”和“市场化行为”将会接棒政策驱动，成为实现碳中和目标重要的保障，彼时，使用清洁能源将成为各行各业和全体人民群众的自发自愿行为。
您如何判断电力行业减碳行动于我国经济社会发展中的定位与作用？
李鹏：自2018年以来，全球已有超过130个国家和地区提出“碳中和”目标愿景；欧盟和美国等主要经济体均计划在2050年实现碳中和。其中，全球电力行业的碳中和目标大都集中在2035年前后，继而通过能源服务实现负碳排放；交通、工业两大领域，则分别计划在2045年、2050年实现碳中和。
无论是从国际的实践经验出发，还是着眼于国内经济发展阶段和各个行业的减排现状，要想如期实现“双碳”愿景，就更需要电力行业率先实现“碳中和”，并为其他行业的碳减排和碳中和有效赋能。这对于整个能源电力行业来说，将会是重大利好。
从目前的研究成果来看，各方普遍认为，我国的能源消费总量将会在碳达峰之后逐步下降，但随着终端电气化进程的推进，电能消费总量将会呈现持续上升的态势；彼时，“非化石能源电力+氢能”将逐步替代传统能源，电力在能源消费总量中的比重也将从目前的26.6%上升至60%-70%，各个行业电气化水平都将在未来40年时间中大幅提升。
从国内的“双碳”进程来看，我国的减碳、控碳路径已经逐步清晰——一方面，通过能耗“双控”，提高能源利用效率，同时降低用能总量并减少碳排放；另一方面，则是通过加速电气化进程，用电替代非电能源，再用绿电替代传统高碳电力，从源头助力脱碳。
“新型电力系统”的概念甫一提出，就得到全行业、乃至全社会的关注。关于构建的方式、实现的过程，以及系统运行的底层逻辑，至今仍处于“百家争鸣”的状态。您是如何理解、判定新型电力系统的发展与演进？
李鹏：在展望新型电力系统之前，首先需要依据“双碳”目标的进程对我国能源结构的调整进行定量与定性的分析，以此最大化地避免分歧。
根据全球温升低于1.5°的减排路径和行业的初步结论来看，到2025年，预计我国电力装机将达到27.5亿千瓦，其中清洁电力装机占比约54.5%；到2030年，清洁电力装机占比将达到70%左右；到了2060年，风电、光伏装机将有望达到50-60亿千瓦，届时，清洁电力装机占比将超过90%。
但是在“强化政策情景”下，如果要实现非化石占比的目标，在“十四五”期间，相关政策对新能源年度新增装机的普遍预期是1.2-2亿千瓦左右，其中光伏发电预期年度增幅要达到1亿千瓦以上。预计到2030年左右，新能源电量占比将达到全社会用电量的30%-40%。
无论是在哪一种情景之下，对于在运电力系统而言，如果按照既有模式去解决新能源的消纳困境，系统的频率、电压、功角稳定极限，以及高昂的系统消纳成本，都决定了新能源消纳的天花板。根据模型和欧洲的实践测算，这样的“天花板”在新能源电量占比达到30%-40%时就会出现。因此， 面对如此规模的新能源增长速度和系统迫切转型需求，急需行业和产业作出调整和改变。
因此，要进一步提升新能源电量的占比，在电网形态结构上，除了保持大电网远距离输送之外，必须加快发展以新能源为主的微电网或者局域电网，与大电网形成能量传递和互为备用支撑。因为在未来的二三十年里，要保证每年都实现新能源的消纳增量，就不仅仅是某一年或者某几年的冲刺，而是一次系统性变革的长跑，这就必然要求对电力系统的物理架构和运行模式进行革命性的重构。
在近期的业内“大讨论”中，围绕着新型电力系统中各主体的“责权利”划分，已经成为技术探讨之外，业内最为关注的焦点问题。光伏接棒系统“主力军”，不仅需要对降低系统运行成本作出贡献，同时还要对保障系统安全稳定运行承担起主体能源的责任，您认为，以光伏产业为代表的新能源还应该在哪些方面持续发力？
李鹏：在光伏产业跻身主力之前，首先需要应对两大挑战：一是要持续降低自身的技术成本，另一个就是要承担相应的系统成本。
光伏这几年的爆发式增长，主要归功于技术成本的快速降低。事实上，国际国内多家研究机构，都在不同的时间周期内对光伏发电技术成本进行过预测，但从实际发展情况来看，行业的预测结果普遍悲观。
近期，光伏发电的中标电价连创新低，今年四川甘孜州正斗一期200兆瓦光伏项目报出0.1476元/千瓦时（折合2.28美分/千瓦时）的全国最低价；在国际上，沙特于今年4月报出创纪录的1.04美分/千瓦时的价格，这些中标价都远远超出了外界预期。同时，根据模型测算结果，光伏发电能力每增加一倍，太阳能电力价格就会下降30%-40%，按照这一趋势预测，到2030年左右，光伏的度电成本将下降到1美分/千瓦时，这可能是人类能够大规模获取的最具经济性的电能。
尽管在今年上半年，光伏产业链中出现了由于供应链不协调导致的涨价，但这些都是暂时性、阶段性的问题，我个人仍然对于2023年光伏组件成本降到1元/瓦左右抱有极大的信心。
从系统运行成本来看，未来光伏要想在能源电力系统供应中起主导作用，就必须要去解决不稳定出力特性对电力系统平衡的影响，更大程度上地适应和匹配未来电力系统的需求。因此，光伏+储能或将成为全新的赛道——根据模型测算的结论来看，如果找到合适的商业模式，当光伏发电+储能的绝对成本降至0.2元/千瓦时时，整个电力系统很有可能会被重塑。
近而，延循技术成本与系统消纳成本两大关键问题，光伏产业若想为全社会低碳变革有效赋能，发、储、用等多个环节都是需要集中发力的关键领域。
首先，光伏产业要打通与用户侧之间的链条，通过储能、用户侧的灵活性和数字化技术，有效衔接光伏发电和下游的负荷；并通过进一步推动场景化和定制化进程，着力打通从发电到用户的链条，实现光伏的有效和有序用电，使得光伏发展进一步分散化，彻底融入到生产和生活的各领域。这其中，既包含了商业模式的创新，也包括基于电力系统的技术创新。
第二，在发电侧构建风光水储多能互补系统。尽新能源发电在短期内不能像传统火电一样稳定出力、灵活可控，但未来其必将在系统中承担起越来越多的责任和义务，因此就需要新能源进行一些必要的技术补充，比如通过风光水储多能互补，以及应用功率预测等数字化技术完成自我优化，增强发电的可控性，让曲线变得更加友好，这才是近期出台"两个一体化"文件的本质；同样，新能源也能够通过多能互补实现灵活可调度，进而实现发电侧电能量价值和资产价值的最大化。
第三，在用户侧构建以分布式光伏为主的源网荷储一体化。未来，随着用户侧自发自用和就近消纳电量占比的不断提高，用户侧也将成为有源网络，同时涌现出大量自我平衡的微电网系统。其中，直流微电网将成为重要的应用模式，独立的储能电站会多点布局，通过聚合分布式电源和用户的虚拟电厂，有可能成为配电网辅助服务的重要来源。同时，这也更仰仗于产业发展理念的转变。
从目前的情况来看，很多分布式光伏项目的开发，单纯建设成了屋顶电站，这是不可持续的。在进行用户侧分布式项目开发时，一定要保持源网荷储一体化的理念，考虑分布式与大电网系统的协同问题，才能够保持增量建设开发的可持续性。毕竟消纳责任的第一责任人还是产业本身。
第四，是要着力构建"光伏+"生态能源体系。光伏的发展要积极利用好工商业和户用屋顶、车棚顶、建筑外立面、水面、设施农业等资源，逐步摆脱土地的依赖和制约；同时通过推广应用水风光互补、渔光农光互补、光伏治沙等技术，解决光伏发电安全并网、提高土地综合利用率、环境治理等问题，探索出一条多能互补、智慧协同、多方共赢的能源生态发展道路。
最后，要高度重视光伏建筑一体化。根据相关数据统计，2020年我国建筑总面积达700亿平方米，其中可利用的南墙和屋顶面积为300亿平方米，如果仅利用10%的面积安装光伏发电系统，装机或可达到3亿千瓦，年发电量约3600亿千瓦时，相当于光伏产业10年的市场规模。
值得注意的是，在进行光伏建筑一体化项目开发时，除了关注光伏与建筑物内负荷的协同问题之外，还应注重外观的协同问题——要从城市的整体景观设计出发，使光伏更好地融入城市建设和建筑本身，这也需要光伏行业与建筑设计行业的协同创新。
面对当前国际国内的新形势和新变化，光伏产业若想实现乘势而上，变革创新，应如何依据政策、市场环境，统筹好产业链的长期与短期利益？
李鹏：光伏产业若想实现“更高的技术水平、更快的决策和市场反应、更强的竞争力和成本优势”，不仅需要产业自身加大科技创新投入，降本增效，同时还需要国家、行业在多个维度、不同层面的共同发力。
首先，政府部门应尽快出台碳达峰、碳中和路线图，向全社会传递出稳定的市场预期，激活社会资本，逐步提升光伏产业链各环节的产能，并且实现均衡配置，避免因为需求的暴涨暴跌引起光伏终端产品价格的大起大落。
如果产业对未来5年、10年、30年有比较稳定的市场预期，同时相关政策又能够保证在市场层面的有效落地，整个产业链就有了对市场预判的依据，并可以据此进行相关资源的统筹配置。借着“双碳”的东风，光伏产业要把自身的市场做大，吸引更多的资本入驻；光伏产业链上的众多企业，也应该尽快摒弃挣“快钱”的思路，从有利于产业链长远发展的宏观角度考虑资源配置和产品定价，而不是仅仅拘泥于“小蛋糕”的争夺。
其次，要大力推动光伏产业数字化进程。当前，科技的飞速发展已经将我们送入物联网时代，光伏产业的各个环节要主动地与物联网技术深度融合，成为未来能源物联网的关键节点和数据来源，并在此基础上大力研发和应用虚拟电厂技术。
未来，数字化技术的应用，将推进多种能源协同、集中式与分布式协同。特别是在发电侧和用户侧的虚拟电厂，都将为新能源，尤其是光伏的并网起到强大的助推作用。
最后，要继续深化电力体制改革。一方面，要积极推动电力现货市场建设，逐步推进发电侧申报带价格的出力曲线，推动集中式光伏发电项目自发配置储能设施，并实现储能资产投入的价格回收。另一方面，要突破分布式“隔墙售电”的体制障碍，完善分布式发电市场化交易机制，理顺利益分配方式，合理测算核定“过网费”。
创新分布式能源商业运营模式，不仅需要依托政府、政策的搭台，同时更需要主体意识的统一，才能构建出“共生共荣”的市场环境。只有将参与“游戏”的市场主体所对应的“责权利”进行清晰的划分和界定，“游戏规则”才能尽快明确和落地，由此，分布式能源的就近消纳才能得以实现，绿色市场和绿色经济才能蓬勃向荣。毕竟，这不仅事关企业、产业、行业的长远发展，更关系到整个经济社会与时间赛跑的步频与步长。
