行業新聞
專業從事工業環保節能及資源綜合利用的國家級高新技術企業
所謂碳中和，是指每年的排放量與減排量互相抵消，二氧化碳零排放。
氣候變化已是國際政治的核心議題，這是《巴黎協定》簽訂五年之后，中國首次承諾提高自主貢獻力度。對中國而言，改變以煤炭為主的高碳能源、電力結構，轉向清潔能源為主的低碳能源結構，是大勢所趨和必由之路。業界相信，在新的氣候變化承諾下，在規模上已經領跑全球的中國新能源產業，還將迎來更快速的增長。
風電、光伏產業對未來十年年均新增裝機規模預測分別為5000萬-6000萬千瓦和7000萬-9000萬千瓦。這一預測下，屆時新能源裝機規模將大大超過12億千瓦的國家承諾下限，達到17億千瓦以上。增速也將顯著超過“十三五”時期。過去5年，風電年均新增約3000萬千瓦（其中2020年新增超過7000萬千瓦），光伏年均新增約5000萬千瓦。即便是第三方機構，給出的風光合計年均裝機預測也普遍達到1億千瓦以上。
資本市場已經提前開始狂歡，由于有著更積極的規模增長預期，光伏概念標的在過去半年市值大漲。1月29日收盤，光伏上游龍頭企業隆基股份（601012.SH）市值4057億元，超過煤炭巨頭中國神華的3277億元，逼近中國石化的4565億元。但若對比2020年前三季度營收，隆基只有神華的五分之一，中國石化的五十分之一。
氣氛一片樂觀，但前路并不平坦。
新的挑戰主要并不在于新能源的發展規模，相反，2030年裝機規模顯著超過國家承諾的12億千瓦下限已是共識。挑戰在于，現有的能源電力體制需要做出重大改變，方能承接新能源的大發展，確保“碳達峰、碳中和”的大目標。
中國同時迎來了能源結構轉型、電力體制改革、電力供需變化，中國也是全球主要經濟體中唯一一個電力需求仍有顯著增長的大國。毫無疑問，未來風光等新能源將從配角上升為主角，這給傳統電力系統帶來了從技術、成本、市場、安全等多方面的挑戰，如果后者無法應對這些挑戰，前者的發展也將后繼無力。
2020年末，個別省份重新出現限電，限電最為嚴重的湖南，可再生能源比例也位居國內前列，這是能源綠色轉型面臨的典型困難。如何應對高比例新能源帶來的新問題，兼顧能源轉型和能源安全，矛盾已經無法回避。
事實上，“十四五”并非新能源的收割期，而是播種期，電力市場、碳市場、綠證等多種市場化的制度設計需要協同并進，為新能源大發展打下體制基礎。
國家應對氣候變化戰略研究和國際合作中心首任主任、學術委員會主任李俊峰告誡，風電、光伏行業不要著急實現超快速的發展，“十四五”的核心任務是解決機制問題。構建清潔、低碳、高效的能源體系，各界必須對這個目標達成共識，才能制訂相關的技術、標準、價格、市場等方面的政策。同時，新能源也要擺脫多年單兵突進帶來的慣性，建立系統性思維模式，自覺融入能源系統，為“十四五”之后的大發展做好準備。
“中國能否成功實現能源轉型，關鍵就在‘十四五’。”中國社會科學院工業經濟研究所能源經濟室主任朱彤對《財經》記者說，當務之急是要讓體制改革的步伐跟上技術進步的速度。
中國人民大學應用經濟學院院長鄭新業有一個廣為流傳“能源不可能三角”模型，即很難同時確保“既有能源用、又沒有污染、價格還便宜”。體制機制改革的背后，是決策者對能源三角優先級的考量，碳達峰、碳中和已是國家承諾，能源安全也沒有退步余地，能源價格勢必面臨更多的變量。
風光電消納隱憂
棄風棄光一度是困擾中國新能源發展的關鍵問題，2016年前后，部分省份棄風率一度超過30%，2017年之后雖然迅速緩解，但在未來更高比例的新能源裝機下，消納隱憂依然揮之不去。
國家能源局下屬研究機構中電能源情報研究中心發布的《能源發展回顧與展望（2020）》報告稱，未來五年，中國風電、光伏發電等新能源裝機占比將由五分之一提升至三分之一，發電量占比邁過10%。屆時，電力系統調節能力將嚴重不足，負荷尖峰化加劇，消納能力將成為新能源開發的前置條件。
2020年12月的中國光伏協會年會上，國家能源局新能源司副司長任育之對光伏企業界人士表示，隨著光伏發電未來大規模高比例地接入電網，消納將變得越來越困難。“我相信在座的各位今天已有這些感受，明天你們會感受更深。”
業界已開始對此憂慮。全球最大的光伏組件企業晶科能源（JKS.US）副總裁錢晶對《財經》記者表示，十四五前期，產業鏈的供應能力是行業發展的關鍵，而電網消納力則是對光伏行業后續發展影響最大的因素。
新能源一有消納矛盾，電網公司常常是眾矢之的，這與中國的電力體制有關。在過往的電力體制下，電網公司是電力統購統銷的主體，因而也承擔了新能源的消納責任。消納問題本質上是匹配供需，最終消納新能源的仍是電力用戶，中國電力需求的增長也是消納問題轉好的重要原因。
面向“十四五”及更遠的未來，除了消納通道、電力需求這些影響消納因素之外，由于新能源發電“靠天吃飯”，自身是不穩定的波動性電源，需要其他電源配合新能源的波動來維持電力系統的穩定。而電力系統中靈活性電源的比例偏低、以及缺乏相應的市場機制，是當前應對消納亟需解決的結構性問題。
回顧《電力發展“十三五”規劃》，風電、光伏實際裝機數據遠超過當初規劃的2.1億和1.1億千瓦目標，分別達到2.8億和2.5億千瓦。而靈活性電源方面，規劃“三北”地區靈活性改造約1.33億千瓦，純凝機組改造約8200萬千瓦，抽蓄電站裝機達到4000萬千瓦，氣電裝機達到1.1億千瓦。最終抽蓄電站裝機約為3000萬千瓦，氣電裝機不足1億千瓦，而火電靈活性改造方面，截至2019年5月，三北地區完成5078萬千瓦，僅占規劃目標的24%。
新能源發展遠超預期，而靈活性電源發展卻明顯低于規劃。“十三五”期間尚且通過外送通道建設、電力需求增長和推動新能源參與市場化交易來幫助消納，但這一結構性問題正日益突出。
中電聯2019年12月發布的《煤電機組靈活性運行政策研究》顯示，歐美國家的靈活電源比重普遍較高，西班牙、德國、美國占比分別為34%、18%、49%，而中國占比不到6%。在中國新能源資源富集的三北地區，風電、太陽能發電裝機分別占全國的72%、61%，但靈活調節電源還不足3%。
靈活電源此前主要包括抽水蓄能和燃氣發電兩類，煤電則在近幾年逐漸成為了輔助新能源調峰的主要靈活電源。中電聯上述報告稱，煤電靈活性改造技術成熟，經濟合理，是提高系統調節能力的現實選擇。煤電靈活性改造，單位千瓦調峰容量成本約在500元—1500元之間，低于抽水蓄能、氣電、儲能電站等其他系統調節電源。
靈活性電源的回報機制缺乏，是建設速度滯后的原因。目前大部分地區靈活性電源調峰僅獲得少量輔助服務的補貼或補償，缺乏可持續發展的商業模式。中電聯上述報告顯示，中國輔助服務補償水平偏低，2018年，全國輔助服務補償費用占上網電費總額的0.83%，遠低于美國的2.5%、英國的8%。
在2020年11月20日舉行的電力系統低碳轉型研討會上，華北電力大學教授袁家海表示，如果當前不加快部署靈活電源，曾經高棄風棄光率的情況還將重演。靈活電源參與調峰這項輔助服務是電力系統的公共產品，成本應傳導到電力用戶，其價格機制應該向市場化并軌。
不僅風光大基地面臨消納隱憂，分布式項目亦面臨同樣的困擾。不愿具名的龍頭民營光伏電站運營商對《財經》記者表示，“十四五”時期，開發光伏電站所需的空間和電網消納指標將越來越緊張。工商業分布式電站可以實現就地消納，但如果沒有電網側改革的持續推進，讓隔墻售電政策廣泛落地，那么工商業分布式電站就會變成雞肋。
隔墻售電是指分布式發電項目所發電量不僅自用，還能在其附近地區進行市場化交易。國家發改委、國家能源局于2017年宣布將試點“隔墻售電”政策，允許分布式光伏電站通過配電網將電力直接銷售給周邊用戶。但直到2020年1月初，首個隔墻售電項目才在江蘇落地。
對此，電價專家、中國人民大學兼職教授侯守禮對《財經》記者分析，高電壓等級的輸電成本低，低電壓等級的配電成本高，輸電電價與配電電價應有明顯差異。目前兩者的價格雖已有所調整，但差異仍然不夠明顯。未來應進一步拉大輸配電電價差異，才能讓電網有動力推進配電區域內的自平衡機制。
對于新能源業界常詬病的電網公司對消納新能源發電態度消極，國家能源“十四五”規劃專家委員會副組長周大地認為，這其實是市場政策的問題。目前沒有對電網消納新能源的激勵政策，電網公司作為企業，自然難有積極性，而且消納比例也不是電網公司自己說了算。目前的調度模式和經濟政策都是與集中式大發電模式配套的，整個電力體系現在都需要轉變思路，主動適應高比例新能源發電時代的到來。
新能源仍然昂貴
過去十年，光伏和風電的度電成本分別下降了約八成和四成，且仍有進一步下降空間。
隆基股份總裁李振國曾對《財經》記者表示，到2035 年和2050年，中國的光伏發電成本會比當前分別下降50%和70%，達到0.20元/千瓦時和0.13元/千瓦時的水平。
遠景能源高級副總裁田慶軍對《財經》記者說，“十四五”期間預計每臺風機的發電量可提升30%，風電場的建設成本可下降30%，再加上良好的運維和風機質量，風電的度電成本最低可降至0.1元/千瓦時。目前，三北地區風電度電成本約為0.2元/千瓦時，中東南部約為0.3元-0.35元/千瓦時。
據國際能源咨詢公司伍德麥肯茲近期發布的報告，未來十年，火電的成本還將上升，光伏、風電則有40%—50%的成本下降空間。2035年是一個分水嶺，屆時中國所有可再生能源發電的成本都將比煤電低。如果再加上為碳排放支付的費用，煤電成本將高出10%—15%。
但新能源平價上網不等于平價利用。新能源的上網/度電成本的下降，并不意味著其利用成本同步下降。相反，新能源比例越高，消納成本越高，很可能推高電價。而當前的機制設計中，新能源的消納成本還難以有效傳導出去，這是面向“十四五”新能源發展亟需解決的問題之一。
國家電網能源研究院研究員張晉芳對《財經》記者表示，過去十年新能源發電成本快速下降，為實現“十四五”風電、光伏等補貼退出，全面進入“平價上網”時代提供了強有力的支撐。但新能源出力的隨機性和波動性，對電力系統也在影響持續加深，使得系統需要同時應對來自電源側和負荷側的“雙重”波動，將為消納新能源付出更多的系統成本。相關研究表明，新能源電量滲透率超過10%到15%之后，系統成本將會呈現快速增加趨勢。
張晉芳表示，結合國內外相關研究，從電力系統系統角度評估新能源利用成本，包括新能源場站成本和系統成本兩部分，其中系統成本包括靈活性電源投資/改造成本、系統調節運行成本、大電網擴展及補強投資、接網及配網投資等4類。未來隨著新能源裝機和發電量增加，系統成本各項組成部分將持續保持擴大趨勢，其中調節運行成本增幅最大。而調節運行成本主要由系統內的其他可調節型電源予以承擔，包括因平衡新能源波動增加的火電深度調峰運行成本和抽蓄、電化學儲能等運行成本。
一位發電集團人士對《財經》記者直言，一些制造企業為了炒概念，只強調上網電價的成本，給公眾造成很不好的預期，這是不對的。
宋楓基于Ueckerdtet al． （2013）修改提出
中國人民大學應用經濟學院副教授宋楓總結，新能源的出力特性和負荷特性匹配度不高、自身的波動性，以及中國新能源資源稟賦和需求的空間差異，導致新能源在消納時還要考慮匹配成本、平衡成本和電網建設成本，這些成本加上額外的系統性成本，構成了新能源的消納成本。
消納成本很可能導致電價上漲。
宋楓在今年1月人民大學的學術研討會上所做的報告中指出，盡管技術手段能夠在一定程度上緩解消納難題、提升新能源滲透率，但實證研究和國際經驗均表明，新能源全系統消納成本隨滲透率提升而增加；估算結果表明，若中國2030年達到20%-30%的風光滲透率，可能帶來全社會度電成本增加0.031-0.059元。宋楓還對《財經》記者強調，新能源消納成本估算很重要，結果也會受到方法、假設、參數不同的影響，希望有更多相關研究來互相參考。
芝加哥大學能源與環境政策研究所（EPIC）2020年11月發布的一份研究顯示，在美國實施可再生能源配額制（RPS）政策的29個州和哥倫比亞特區，7年后可再生能源電量比例提高了2.2%，同時零售電價提高了11%，12年后可再生能源電量比例提高5%，零售電價提高了17%，主要是新能源電網接入成本所致。
未來，新能源發電成本的下降速度能否快過系統成本上升的速度，將決定新能源利用成本能否繼續下降，這一點并不樂觀。
張晉芳表示，從電力系統總體發展來看，預計在“十四五”、“十五五”期間，新能源場站成本減少量不能完全對沖系統成本增加量，新能源“平價”利用面臨挑戰，但合理控制發展節奏，將有利于緩減新能源利用成本上升。同時也需要通過市場競爭機制，推動全社會共擔綠色發展成本。
多位受訪的專家都談到，新能源的消納成本要有傳導出去的機制。中電聯專職副理事長王志軒撰文表示，對與電網連接的電源來講，只計算發電端的電量成本并以此衡量是否“平價”，無法估計電力轉型成本和艱難程度，也不利于防范電力轉型中的風險。沒有將電能全成本傳導到用戶，不利于用戶認識低碳發展的艱巨性，不利于強化節能意識，也會間接影響到碳價格，進而影響到碳市場的正常運行。
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