在碳中和目標的指引下，風電、光伏等新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展的熱情持續(xù)高漲。國家能源局近日公布的數(shù)據(jù)顯示，2020年，我國新增風電裝機7167萬千瓦、太陽能發(fā)電4820萬千瓦，風光新增裝機之和約為1.2億千瓦，遠超市場預期?？紤]到2030年我國風電、光伏發(fā)電總裝機容量達到12億千瓦以上的目標，在二級市場上，資金大量涌入新能源板塊。但是，資本狂歡背后暗藏隱憂，持續(xù)快速增加的新能源裝機很可能面臨消納困境。
能源轉型關乎高質量發(fā)展，在“碳達峰、碳中和”目標驅動下，如何從新能源消納保障機制、長效制度、靈活性資源建設、發(fā)揮市場優(yōu)化資源配置作用等方面著手，解決“十四五”期間新能源可能面臨的消納難題？新能源又該如何做到高質量穩(wěn)步大發(fā)展？
碳中和目標讓新能源唱主角
2021年伊始，西北地區(qū)多省傳出新能源裝機、出力、發(fā)電量創(chuàng)新高的消息：1月8日甘肅新能源最高出力占總發(fā)電出力的50.64%、占總用電負荷的85.01%；1月11日陜西新能源單日發(fā)電量首次突破1億千瓦時；新疆電網(wǎng)電源裝機已突破1億千瓦，其中新能源發(fā)電裝機3561萬千瓦；截至2020年末青海電網(wǎng)清潔能源裝機占比超九成，光伏發(fā)電超過水電成為第一大電源；作為我國首個新能源發(fā)電出力超過本地電網(wǎng)用電負荷的省份，寧夏新能源裝機已超過2500萬千瓦……
國家發(fā)改委能源研究所可再生能源發(fā)展中心副主任陶冶告訴記者，截至2020年底，我國風電光伏裝機已超過5億千瓦，風電光伏總發(fā)電量約7400億千瓦時左右，占一次能源消費總量的比重約4.72%，占全社會用電量的比重約為10%。
2021年是“十四五”開局之年，中國的新能源產(chǎn)業(yè)迎來了前所未有的發(fā)展空間。習近平主席在2020年9月和12月兩次表態(tài)，定下了中國二氧化碳排放2030年前達到峰值、2060年前實現(xiàn)碳中和，以及2030年非化石能源占一次能源消費比重達到25%、風電、太陽能發(fā)電裝機達到12億千瓦以上的新目標，為新時代中國新能源發(fā)展明確了目標。
陶冶表示，考慮到其他非化石能源技術在建設運行方面的不確定性，如果按照2030年全國非化石能源占比目標，風電、光伏電量2030年占比在23%～24%，年均等額增長1.3～1.4個百分點，全國風電、光伏新增裝機規(guī)模在10000萬千瓦/年以上。2025年和2030年風電、太陽能發(fā)電累計裝機容量將分別達到10億千瓦和16億千瓦以上。
“風電、光伏年度新增裝機總體呈現(xiàn)先慢后快、逐步增長的發(fā)展態(tài)勢，符合風電光伏行業(yè)未來技術進步、成本下降、發(fā)展不斷加速的趨勢，符合經(jīng)濟和工業(yè)內(nèi)生增長規(guī)律，且能夠有效避免由于初期發(fā)展過快，導致電力系統(tǒng)消化不了、造成投資浪費等問題。”陶冶認為。
記者在采訪中了解到，西北地區(qū)是我國新能源發(fā)電裝機占比和發(fā)電量占比最高的區(qū)域。“塞上江南”寧夏預計到“十四五”末新能源裝機將達4000萬千瓦以上，占統(tǒng)調(diào)裝機比例超過50%。“三江之源”青海，太陽能可開發(fā)量超過30億千瓦，風能可開發(fā)量超過7500萬千瓦，已于2020年建成兩個千萬千瓦級可再生能源基地。
新能源發(fā)展提速不只在西北地區(qū)。近期，內(nèi)蒙古錫盟約700萬千瓦風電全部并網(wǎng)。江西省累計新能源裝機超過1300萬千瓦，占全省電源裝機比例超30%。山東煙臺冬季風電大發(fā)，市民每用電10千瓦時，就有2千瓦時來自清潔風能。
目前，北京、天津、上海等29個?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）已發(fā)布“十四五”規(guī)劃和2035年遠景目標的建議，均發(fā)出新能源利好信號。在政策引導下蓬勃發(fā)展的新能源產(chǎn)業(yè)，已成為推動經(jīng)濟轉型和高質量發(fā)展的一大抓手。
影響新能源消納的桎梏究竟是什么？
不過，判斷新能源的發(fā)展成績不能唯規(guī)模論，必須要平衡發(fā)展速度與質量，其中新能源消納始終是個關鍵點。
記者發(fā)現(xiàn)，國家能源局下屬研究機構中電能源情報研究中心發(fā)布的《能源發(fā)展回顧與展望（2020）》報告顯示，未來五年，中國風電、光伏發(fā)電等新能源裝機占比將由1/5提升至1/3，發(fā)電量占比超過10%。屆時，電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)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(fā)的前置條件。
陶冶認為，新能源市場化消納主要面臨四個方面問題，首先是當前電力系統(tǒng)規(guī)劃運行機制等尚不適應高比例新能源發(fā)展，對未來新一代電力系統(tǒng)建設運行方向尚未明確，確保高比例新能源運行條件下電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的技術措施準備不足。“要解決消納問題，首先要加快構建適應高比例可再生能源發(fā)展的新型電力系統(tǒng)，也就是新一代電力系統(tǒng)。”陶冶表示。
其次，電力系統(tǒng)調(diào)峰能力不足，火電靈活性改造比例不及預期，靈活性電源缺乏配套機制。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的因素之外，由于新能源發(fā)電“靠天吃飯”，自身是不穩(wěn)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(tǒng)的穩(wěn)定。要加強新能源與靈活調(diào)節(jié)電源統(tǒng)籌規(guī)劃，在全國范圍優(yōu)化布局新能源，在發(fā)展新能源的同時，優(yōu)化電化學儲能、抽水蓄能、燃氣電站等靈活電源規(guī)劃，支撐新能源消納能力持續(xù)提升。“抽蓄電站投資機制不完善、需求響應規(guī)模小、新型儲能技術缺乏市場激勵都是制約消納的重要因素。電力系統(tǒng)中靈活性電源比例偏低，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。”陶冶說。
第三，電網(wǎng)接納大規(guī)模高比例新能源的能力不足，電網(wǎng)平臺和通道優(yōu)勢沒有得到充分發(fā)揮和利用。陶冶指出，加快跨省跨區(qū)電力通道的建設，能有效發(fā)揮大電網(wǎng)綜合平衡能力，促進新能源發(fā)電消納。電網(wǎng)建設未來應立足服務大規(guī)模新能源消納和多元化新興負荷用能需求為目標，推動縱向源網(wǎng)荷儲協(xié)同互動、橫向電熱氣冷多能互補，實現(xiàn)能源生產(chǎn)消費的安全接入、靈活轉換、高效輸送、便捷存儲、經(jīng)濟使用，不斷創(chuàng)新迭代能源互聯(lián)網(wǎng)新業(yè)務、新業(yè)態(tài)、新模式，支撐電網(wǎng)資源優(yōu)化配置能力和經(jīng)濟社會發(fā)展承載能力邁上新臺階。
第四，新能源消納權重考核責任制度執(zhí)行力有待提升，地方消納新能源的責任和壓力向地方政府和市場主體傳導不夠。新能源積極擁抱市場、走入千家萬戶，離不開長效機制的支撐。從國家層面看，建立完善和落實可再生能源電力消納保障機制，將消納責任上升為相關單位法定義務、納入考核體系，推動綠色電力證書交易和碳市場建設，都將促進新能源消納。
陶冶指出，新能源消納近期主要工作應以充分利用既有并網(wǎng)消納資源和落實企業(yè)消納責任為主。積極開展消納能力市場化配置機制，新增新能源項目可以通過自建新型儲能裝置、風光火水聯(lián)合調(diào)度運行，或通過市場交易方式購買電力系統(tǒng)服務，加快抽水蓄能、火電靈活性改造等新增系統(tǒng)消納能力。提升新能源并網(wǎng)調(diào)度運行管理水平，從源、網(wǎng)、荷、儲、市場交易等多方面發(fā)力，不斷挖掘電力系統(tǒng)運行靈活性，提升適應新能源隨機波動性的調(diào)度運行水平和風險防御能力，支撐高比例新能源高效消納。此外，還要加快推進適應波動性新能源消納的市場體系建設，發(fā)揮市場在更大范圍內(nèi)優(yōu)化配置資源的作用。
科學設定消納權重指標是突破口
記者在采訪中獲悉，目前，在我國共有兩類市場主體需要承擔消納責任，一是直接向電力用戶供/售電的電網(wǎng)企業(yè)、獨立售電公司、擁有配電網(wǎng)運營權的售電公司，二是通過電力批發(fā)市場購電的電力用戶和擁有自備電廠的企業(yè)電力大用戶（通常是工業(yè)企業(yè)）。對管轄范圍內(nèi)的不同主體，地方政府可以調(diào)整責任權重目標。
可再生能源電力消納方面，除北京和天津外，其他?。▍^(qū)、市）在2019年就已實現(xiàn)2020年的最低責任權重目標（11.5%～80%之間）；非水電可再生能源電力消納方面，15個?。▍^(qū)、市）尚未達到最低消納責任權重（3.5%～20%之間）。
據(jù)了解，2021年春節(jié)前，國務院能源主管部門已就“2021年可再生能源電力消納責任權重和2022～2030年預期目標”廣泛征求意見。
其中2021年消納責任權重設定依然延續(xù)（發(fā)改能源【2019】807號）要求，充分考慮發(fā)展實際，差異化設定權重指標；2022～2030年電力消納責任權重預期目標設定方法擬按照地區(qū)“逐步統(tǒng)一，縮小差距，責任共擔”的方式進行。
陶冶告訴記者，考慮到發(fā)電技術預期發(fā)展實際情況，“總量消納責任權重”特別是水電發(fā)展以鼓勵消費側同責消納為主。非水電消納責任權重則需要持續(xù)引領各地同責開發(fā)建設風電、太陽能發(fā)電、生物質能發(fā)電等非水發(fā)電技術，擴大開發(fā)規(guī)模、支撐“雙碳、非化石占比25%、風光12億千瓦以上”的目標。
國務院能源主管部門按照目標導向和各地責任一致原則，測算論證并發(fā)布“十四五”期間分年度各區(qū)域可再生能源電力消納責任權重。各省級能源主管部門依據(jù)本區(qū)域“十四五”期間年度責任權重，合理確定風電、光伏發(fā)電項目新增并網(wǎng)規(guī)模和新增規(guī)模。
陶冶認為，新機制下“綠證交易”等補充替代方式將成為2022年后部分地區(qū)通過實際消納可再生能源電力之外，履行可再生能源電力消納責任權重的重要組成部分。目前綠證自愿認購對促進新能源消納作用十分有限，應將新能源消納保障機制與綠證認購有機結合，解決綠證市場與新消納保障機制的銜接問題，考慮將綠證作為消納量計量方式，鼓勵企業(yè)進行綠證認購，刺激綠證市場的進一步發(fā)展。
同時，陶冶預期“十四五”期間新能源發(fā)展政策機制設計方面將以“可再生能源電力消納責任權重”為引領，消納責任權重機制除對新能源開發(fā)規(guī)模產(chǎn)生剛性約束外，“補充替代方式交易機制”“新能源參與電力市場機制”“消納空間及項目開發(fā)權分配”等機制的設定也將隨之進行調(diào)整，對新時期新能源發(fā)展產(chǎn)生深遠影響。
消納成本如何疏導仍需尋找解決方案
記者在采訪中獲悉，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。據(jù)國際能源咨詢公司伍德麥肯茲近期發(fā)布的報告顯示，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(fā)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%。
過去十年新能源發(fā)電成本快速下降，為實現(xiàn)“十四五”風電、光伏等補貼退出，全面進入“平價上網(wǎng)”時代提供了強有力的支撐。陶冶認為，“十四五”期間，陸上風電、光伏全面進入平價發(fā)展階段，雖然面臨一定挑戰(zhàn)，但新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展韌性十足，預期可以有效應對和化解成本壓力實現(xiàn)“平價”無補貼利用。
但新能源平價上網(wǎng)不等于平價利用。新能源的上網(wǎng)度電成本的下降，并不意味著其利用成本同等幅度下降。相反，新能源比例越高，消納成本越高，很可能在一定程度上推高用電成本。“在當前的機制設計中，新能源的消納成本還難以有效傳導出去，這是‘十四五’新能源發(fā)展亟需解決的問題之一。”陶冶指出。
無論是靈活性電源改造不及預期，還是消納成本難以傳導，抑或是輔助服務缺乏合理的回報機制，深析原因，都聚焦在缺乏市場機制上。當前已經(jīng)有部分新能源電量參與交易，以西北地區(qū)新能源裝機容量比較高、消納困難的省份為主。這些地區(qū)的地方政府會限定保障利用小時或者電量，保障內(nèi)的新能源電量由電網(wǎng)公司保量、保價收購，保障外的電量就要去市場競爭消納，其電價一般低于補貼的標桿電價。
其實，對與電網(wǎng)連接的電源來講，只計算發(fā)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(fā)展的艱巨性，不利于強化節(jié)能意識，也會間接影響到碳價，進而影響碳市場的正常運行。隨著新能源比例提高，電力市場、碳市場、綠證、消納交易等市場機制亟待改革，某種程度上都是對轉型成本的體現(xiàn)，通過合理的市場機制來傳導轉型的真實成本。
“十四五”的核心任務是解決機制問題
2019年5月，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》，通過建立具有一定強制性和約束力的消納責任機制、按省級行政區(qū)域設定可再生能源電力消納責任權重指標，推進可再生能源電力消費引領氛圍的形成，建立電源供應側促進和用電消費側責任雙軌并行、共同發(fā)力的可再生能源電力發(fā)展機制，并在風電、光伏發(fā)電等可再生能源電力全面實現(xiàn)電價補貼退出后，過渡到消納可再生能源電力以消費側責任為主、市場化運行為基礎的發(fā)展機制。
該消納保障機制以建立長效機制為著眼點，尤其是在“十四五”初期風光普遍具備平價上網(wǎng)條件、實現(xiàn)全面去補貼后，將是保障實現(xiàn)可再生能源在電力消費和能源消費總量占比的中長期目標、引導可再生能源產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的具有操作性的政策措施。
其實，風電、光伏行業(yè)仍然需要夯實快速發(fā)展的基礎，“十四五”的核心任務是解決機制問題。新能源要擺脫多年單兵突進帶來的慣性，建立系統(tǒng)性思維模式，自覺融入能源系統(tǒng)，為“十四五”之后的大發(fā)展做好準備。
一是要統(tǒng)籌規(guī)劃新能源發(fā)展與電網(wǎng)建設，實現(xiàn)網(wǎng)源協(xié)調(diào)發(fā)展。完善可再生能源競爭性配置，進一步加強新能源項目管理，做好可再生能源競爭性配置項目、風光平價上網(wǎng)試點項目等的統(tǒng)籌，制定各類新能源項目合理規(guī)模；建立無補貼新能源項目管理機制，綜合考慮電網(wǎng)接納能力以及國家清潔能源利用目標等，確定無補貼新能源項目規(guī)模，引導無補貼新能源項目合理布局；建立電化學儲能、抽蓄、火電機組靈活性改造、需求側靈活性資源的統(tǒng)籌規(guī)劃機制，綜合考慮電化學儲能、抽蓄、火電機組靈活性改造、需求側靈活性資源調(diào)節(jié)潛力與經(jīng)濟性，以及國家清潔能源利用目標，制定靈活性資源規(guī)劃，并滾動修正。
二是持續(xù)推進電力市場化改革，通過市場解決清潔能源消納問題。我國電力市場建設剛剛起步，現(xiàn)貨市場建設還處于試點階段。調(diào)峰輔助服務市場機制不完善，火電機組調(diào)峰能力得不到充分調(diào)用。目前的電力市場設計還無法適應多元主體的不同利益訴求。未來應結合現(xiàn)貨市場試點建設情況，探索清潔能源參與現(xiàn)貨市場機制，建立中長期交易與現(xiàn)貨市場銜接機制，探索建立清潔能源參與現(xiàn)貨市場模式，通過市場價格信號引導清潔能源消納；建立健全電力輔助服務市場機制?，F(xiàn)貨市場運營地區(qū)，應逐步取消調(diào)峰輔助服務市場，建立并完善調(diào)頻、備用市場；其他地區(qū)完善調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務市場；建立健全抽水蓄能、電化學儲能參與市場機制，激勵靈活性資源參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)；建立基于可再生能源電力消納保障機制的電力交易機制?；诳稍偕茉措娏ο{保障機制要求，建立完善適應配額制要求的電力交易機制，建立配額制下的綠證交易與電力市場銜接機制。
三是在新能源發(fā)展進入新階段后，需要針對地區(qū)差異科學測算合理的棄風棄光率。合理棄風棄光有利于提高電力系統(tǒng)運行的整體經(jīng)濟性，建立合理的棄風棄光率評估方法；根據(jù)合理棄風棄光率，規(guī)范調(diào)整棄電統(tǒng)計原則。
隨著新能源發(fā)電對電力系統(tǒng)的影響越來越大，陶冶建議需要重點關注高比例新能源并網(wǎng)帶來的電力系統(tǒng)安全、新能源電力消納保障機制的政策落實、新能源平價上網(wǎng)帶來的規(guī)模管控、高滲透率分布式電源帶來的運行管理等問題，應從機理研究、標準強化、政策落實、規(guī)模管控、管理優(yōu)化等各個方面著手，推動高比例新能源融入電力系統(tǒng)，并實現(xiàn)安全可靠經(jīng)濟發(fā)展。此外，還需要更多關注新能源消納成本和發(fā)電價值。另外，需要“風光水火儲一體化”和“源網(wǎng)荷儲一體化”來共同完成新能源的消納和外輸。同時，還應加緊研究如何順應政策與市場的銜接，要將“十四五”新能源消納問題轉化為經(jīng)濟利用問題，讓市場在新能源開發(fā)及消納中發(fā)揮更重要的作用。
原標題： 破解消納難題 推動高比例新能源融入電力系統(tǒng)
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