文|華夏能源網(wǎng) 劉洋
一路高歌猛進(jìn)的風(fēng)、光新能源，正給電力系統(tǒng)帶來一場(chǎng)嚴(yán)峻的“大考”。
碳中和目標(biāo)提出三年，中國風(fēng)光新能源裝機(jī)目前已迅速攀升至近9億千瓦，年底有望突破10億千瓦。風(fēng)、光新能源的發(fā)電量滲透率，也達(dá)到了13%左右，并迅速向15%關(guān)口逼近。
國網(wǎng)能源研究院測(cè)算表明，當(dāng)新能源電量滲透率超過10%~15%后，整個(gè)電力系統(tǒng)的成本將進(jìn)入快速增長臨界點(diǎn)。未來新能源場(chǎng)站的成本下降，很難完全對(duì)沖消納新能源而上升的系統(tǒng)成本。
這意味著，無論對(duì)于風(fēng)光新能源而言，還是對(duì)整個(gè)電力系統(tǒng)而言，15%的綠電滲透率都是“一道坎兒”。面對(duì)大考，電力系統(tǒng)該如何應(yīng)對(duì)？新型電力系統(tǒng)建設(shè)該如何破局？
考驗(yàn)一：負(fù)電價(jià)是嚴(yán)峻挑戰(zhàn)
新能源發(fā)電成本，的確是在不斷走低，但是對(duì)于動(dòng)輒百億千億的投資，新能源仍然面臨成本收益問題，穩(wěn)定的電價(jià)是最后的收益保障。
為鼓勵(lì)發(fā)展新能源，國家對(duì)新能源發(fā)電實(shí)行“優(yōu)先收購”政策。在短短十余年間，新能源從補(bǔ)貼退坡到平價(jià)上網(wǎng)，再到馬上就要進(jìn)入電力現(xiàn)貨市場(chǎng)，電價(jià)下行趨勢(shì)仍在繼續(xù)，甚至出現(xiàn)負(fù)電價(jià)。
今年“五一”假期期間，山東省連續(xù)長時(shí)間的“負(fù)電價(jià)”刷新了國內(nèi)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的紀(jì)錄，引發(fā)熱議?！拔逡弧毙￠L假五天中，共有46小時(shí)出現(xiàn)負(fù)電價(jià)，其中從5月1日晚間至5月2日，有連續(xù)22個(gè)小時(shí)持續(xù)負(fù)電價(jià)，價(jià)格區(qū)間為-0.085元/千瓦時(shí)至-0.032元/千瓦時(shí)。
負(fù)電價(jià)的出現(xiàn)有點(diǎn)“不可思議”，但卻是符合經(jīng)濟(jì)規(guī)律的。因?yàn)樾履茉吹拈g歇性和不穩(wěn)定性，導(dǎo)致它沒法實(shí)時(shí)響應(yīng)電網(wǎng)或者用戶需求，因而在電力現(xiàn)貨市場(chǎng)中沒有競(jìng)爭力，負(fù)電價(jià)就出現(xiàn)了。
全球范圍內(nèi)，負(fù)電價(jià)早已不是什么新鮮事。自2007年開始，德國、奧地利、法國、瑞士等歐洲國家相繼引入負(fù)電價(jià)。以新能源電量滲透率達(dá)到四成的德國為例，2020年全年負(fù)電價(jià)時(shí)長達(dá)到了298小時(shí)。
未來很長一段時(shí)間，隨著中國可再生能源比重的不斷增加，出現(xiàn)時(shí)段性電力供大于求的情況將變得頻繁，負(fù)電價(jià)或?qū)⒊蔀槌B(tài)。
負(fù)電價(jià)（或者是低電價(jià)）會(huì)嚴(yán)重挫傷風(fēng)光新能源的積極性，也沒辦法充分體現(xiàn)出綠電的價(jià)值。以新能源大省青海為例，目前青海省0.2277元/千瓦時(shí)的平價(jià)上網(wǎng)電價(jià)長期居全國低位，外送新能源電力落地電價(jià)普遍要低于當(dāng)?shù)鼗痣娀鶞?zhǔn)電價(jià)，這嚴(yán)重影響著新能源投資收益，企業(yè)投資積極性受挫。
IEA最新報(bào)告指出，負(fù)電價(jià)小時(shí)數(shù)增多這一市場(chǎng)現(xiàn)象，反映出當(dāng)前電力系統(tǒng)的靈活性不足。當(dāng)發(fā)電量超過需求量時(shí)，價(jià)格就會(huì)低于零；而一個(gè)靈活性足夠高的電力系統(tǒng)就能作出判斷——要么需求量需要增加、要么發(fā)電量需要減少。
這對(duì)于中國的電力系統(tǒng)來說，做出靈活性調(diào)控還有點(diǎn)難，負(fù)電價(jià)的挑戰(zhàn)會(huì)比較嚴(yán)峻。
考驗(yàn)二：電力系統(tǒng)成本上升
中國新能源發(fā)展，還面臨遠(yuǎn)距離輸送和大電網(wǎng)消納的限制。
目前中國已建成35條特高壓輸電線路，合計(jì)送電量約9000億千瓦時(shí)，不到全社會(huì)年用電量的11%。其中，送出的風(fēng)、光電量更少，只有約1500億千瓦時(shí)，占全社會(huì)用電量不到2%。
不是特高壓不想輸送更多的風(fēng)光綠電，國家能源局要求特高壓線路輸送風(fēng)光綠電的比例是50%。但是由于風(fēng)光新能源的間歇性和不穩(wěn)定性，風(fēng)光綠電電量非常不可控，當(dāng)風(fēng)光新能源發(fā)不出電來的時(shí)候，特高壓只能輸送煤電。
這里面還有個(gè)一直倍受詬病的特高壓低利用率問題。
華夏能源網(wǎng)（公眾號(hào)hxny3060）注意到，2018年4月，國家能源局就曾發(fā)布報(bào)告指出，部分特高壓工程投運(yùn)后最大輸電功率一直未達(dá)預(yù)期，輸電能力發(fā)揮不充分，工程利用小時(shí)數(shù)偏低，輸電效益未充分發(fā)揮，大部分直流工程平均利用小時(shí)數(shù)不足5000小時(shí)，平均利用率僅為57%。
事實(shí)上情況可能更糟糕，很多線路利用率不足三成，甚至有的線路利用率僅為一成。沒有特高壓，三北綠電送不出來；重金建成特高壓，線路利用率又成問題。因而，特高壓的綠電輸送能力，嚴(yán)重制約著風(fēng)光新能源的發(fā)展。
華夏能源網(wǎng)（公眾號(hào)hxny3060）注意到，國家電投集團(tuán)科學(xué)技術(shù)研究院曾有測(cè)算，到2060年，中國新能源約35億千瓦的裝機(jī)將分布在三北地區(qū)。三北地區(qū)35億千瓦裝機(jī)發(fā)電量約5.5萬億千瓦時(shí)，這當(dāng)中，可通過特高壓送出的新能源電量僅為1萬億千瓦時(shí)。
剩余的4.5萬億千瓦時(shí)電量中，預(yù)計(jì)2060年就地消納的上限為0.5萬億千瓦時(shí)，具體怎么實(shí)現(xiàn)，那就是把部分“高載能”行業(yè)向三北電源中心遷移來實(shí)現(xiàn)；剩余4萬億千瓦時(shí)的綠電電量，需要將其轉(zhuǎn)化為綠色燃料（原料、材料）加以利用，包括綠電制氫。
無論是特高壓高成本輸送綠電，還是特高壓輸送能力有限大量綠電不得不轉(zhuǎn)化為綠基燃料，風(fēng)光新能源消納都帶來了整體系統(tǒng)成本的上升。
國家電網(wǎng)也有測(cè)算，新能源電量占比超過10%以后，需要大量增加抽水蓄能、新型儲(chǔ)能等靈活性資源，新能源電量占比每提升5個(gè)百分點(diǎn)，將增加消納成本0.088元/千瓦時(shí)。
從新能源發(fā)電絕對(duì)成本來講，中國已經(jīng)具備了驅(qū)動(dòng)能源全面轉(zhuǎn)型的基礎(chǔ)，挑戰(zhàn)在于如何更經(jīng)濟(jì)的綠色電能傳遞給消費(fèi)者和用戶。隨著整體系統(tǒng)成本的增加，最終結(jié)果可能是，新能源發(fā)電成本在下降，但用戶卻感知不到，甚至成為了系統(tǒng)成本上升的買單者，這是大家都不愿意看到的結(jié)果。
考驗(yàn)三：從“煤電頂?！钡健懊盒马斉！?/strong>
就如同“煤電頂?！笨陀^存在一樣，當(dāng)大比例新能源持續(xù)接入電力系統(tǒng)，煤電要轉(zhuǎn)型為調(diào)節(jié)性電源。在這一過程中，“煤新頂?！币矊o可避免要出現(xiàn)。
目前風(fēng)電、光電能夠?qū)崿F(xiàn)平均每年發(fā)電3000多小時(shí)，但都屬于間歇性發(fā)電。越是利用風(fēng)電和光電，越需要有備份的容量（編者注：備份容量是指能夠應(yīng)急調(diào)峰的機(jī)組，這些機(jī)組在中國有相當(dāng)大一部分是靠煤電）。
有業(yè)內(nèi)人士做過簡單測(cè)算，原來是1.2千瓦的煤電能為1千瓦的用戶供電，但新型電力系統(tǒng)下，需要“1.2千瓦的新能源+1千瓦的煤電”，才能對(duì)應(yīng)1千瓦的用戶。這樣，平時(shí)不開機(jī)的1千瓦煤電，需要頻繁啟停為新能源“保駕護(hù)航”，提供調(diào)峰服務(wù)。
但是，“頻繁啟?！边@件事，現(xiàn)有煤電機(jī)組是不太做得到的——因?yàn)檫€沒有快速啟停的性能，它們最低負(fù)荷量也不能降到比較低，所以還要對(duì)煤電進(jìn)行徹底的靈活性改造，才能承擔(dān)起這項(xiàng)任務(wù)。
煤電靈活性改造必然帶來成本增加，另一方面，煤電調(diào)峰會(huì)直接損害煤電企業(yè)的利益。
這就是難點(diǎn)所在。在轉(zhuǎn)型為調(diào)峰機(jī)組之前，煤電機(jī)組的最小出力為60%，對(duì)應(yīng)著4500煤電利用小時(shí)數(shù)，對(duì)于13億千瓦的煤電總盤子，經(jīng)濟(jì)性剛好還過得去；可是轉(zhuǎn)型為調(diào)峰機(jī)組后，這意味著煤電最低負(fù)荷，將降至40%甚至20%。
當(dāng)煤電利用小時(shí)數(shù)降至2000-3000小時(shí)，收入下降不說，度電成本還要大幅提高。據(jù)國網(wǎng)浙江電科院專家張寶統(tǒng)計(jì)，1000兆瓦超超臨界濕冷煤電機(jī)組以20%的負(fù)荷率運(yùn)行時(shí)，供電煤耗為367~385克/千瓦時(shí)。相比40%負(fù)荷率，供電煤耗上升了約46克/千瓦時(shí)。
盡管國家一直在推動(dòng)增加新能源電力調(diào)峰成本的分?jǐn)傊黧w，但截至目前，電力市場(chǎng)上的電力調(diào)峰，60%的費(fèi)用仍由火電集團(tuán)出，為此，電力集團(tuán)年度輸血在200億元以上。
當(dāng)然，新能源消納和調(diào)峰，鑒于煤電轉(zhuǎn)型為支撐性電源所帶來的系統(tǒng)成本，政府正在考慮出臺(tái)煤電容量電價(jià)。
如果按固定成本的30%來補(bǔ)貼煤電，那就是每千瓦煤電年度補(bǔ)貼100元，那近14億千瓦煤電，每年可以獲得1400億元的容量電費(fèi)，這相當(dāng)于度電補(bǔ)貼8.8分錢。
然而，伴隨著越來越多的風(fēng)光新能源接入系統(tǒng)，煤電承擔(dān)的調(diào)峰任務(wù)會(huì)越來越重，容量電價(jià)補(bǔ)貼仍然是“兜不住底”的，“煤新頂?！币鄬⒃窖萦?。
或許要等到儲(chǔ)能、氫能等新型能源解決方案徹底走通并擔(dān)當(dāng)起重任的時(shí)候，新型電力系統(tǒng)才能徹底擺脫“煤新頂?！钡睦_。如此來看，徹底理順這些問題需要的時(shí)日還很長。