风电光伏为何无法达到最大电量比例？
2023-07-28 10:07:04
能源杂志
作者：
张树伟 袁敏
可再生能源，特别是风电与光伏，近年来在持续保持快速增长，建设成本实现大幅度下降。在大部分时间与空间范围内，风光的长期度电成本（LCOE）已经比燃煤发电更低，甚至低于其燃料成本。根据行业协会最新的项目技术经济分析，2023年前后，我国海上风电度电成本已从两年前的1元/kWh大幅下降到0.3元/kWh左右；而光伏发电在日照资源良好的地区，平均满负荷发电小时数可达到3000小时，而度电成本低至0.1 - 0.2元/kWh。
如此低的长期度电成本，意味着更强的竞争力，也意味着风光可以占据更大的市场份额，以体现市场效率（总成本最小化）与公平（成本更低的技术获得更大市场份额）原则。
考虑到不同电源“市场价值”，也就是从一个完美竞争开放市场获得收益能力的不同，从微观经济学的“零利润均衡”出发，需要界定可再生能源竞争力等价为：其“长期成本等于长期收益”对应的份额水平，而不是各种出力特性不同电源的平均成本比较。基于技术经济视角，风光依靠自身的竞争力，可以在收益下降到自身成本水平之前实现份额的扩大。在这之后之后，就必须继续依靠额外气候政策的帮助。
当然，技术经济视角无疑是对我们生活世界的高度简化，只是为理解更复杂的现实提供参考基准。风光是否能够实现这一最优发电份额，系于很多超越技术经济的社会、政策乃至政治因素。这些因素或是市场发育不够健全无法给出足够及时准确的行为引导信号。
比如光伏过度集中地区中午的电力价格仍旧高高在上；可能出于更广阔的经济发展目标追求，比如发展储能/电动汽车等战略新兴产业；可能来自于电力系统运行的习惯（保持稳定输出等）；可能是一些被忽略的间接成本，比如社会接受度，可得土地乃至建设速度约束。这些超越部门技术经济的因素，不一定是阻碍最优份额实现，还有可能导致现实际份额超过最优水平。
本文中，我们聚焦那些影响风光最优份额实现的限制性因素。从技术经济最优参照系出发，我们会分析这些障碍因素为何、如何以及在多大程度上造成各种不完美，影响最优份额的更快实现，从而为政策、机制乃至体制上的必要改变以克服这些障碍提供启示基础。
我们的讨论结合不同利益群体的表态与互动，立于最新行业发展与动态。如果没有特别说明，我们举出的特定时间/空间的例子意味着它们是冰山一角，具有典型性与代表性，而不是孤立个案。
希望这些能够引发更多行业层面的讨论。
风光最大比例：35%
风电光伏长期度电成本已经大幅低于传统化石能源。在此基础上一个直接的技术经济推论是：新的风电光伏，而不是新的煤电或者其他电源，应该首先满足新增需求，或者替代旧机组寿命到期之后的容量需求。更进一步来说，如果新的风光成本也大幅低于了既有机组的流动成本（主要是燃料），那么意味着既有机组可以提前关停与退役，从而成为搁置资产（stranded assets）。
笔者机构按照浙江省的需求动态（负荷特性）与风光出力特性开展了模型模拟。此为开源模型，可在https://colab.research.google.com/drive/1xEb6iMXx75nKBZnTO-zDdxjTJFNiqYty查看与下载运行试用。
在风光度电成本（元/kWh）比目前煤价下的煤电普遍低40%-50%的设定下，我们的估计显示：在缺乏气候排放约束的情况下，竞争力更强的风电仍取得更大的发展，在电源结构中占到1/3的份额。虽然无法满足夜间电力需求，但光伏也呈现出类似的趋势。
在风光容量到达一定比例之后，就会出现“自我彼此竞争”的情况，无法获得足够的收益以回收成本。传统化石能源方面，煤炭因为其长期平均成本仍旧具有竞争力，仍旧保持25%左右的份额。而各种类型的天然气发电由于燃料成本高，仅占很小的比例。核电与水电在系统中有一定份额，但是它的发展无疑受限于自然条件或者厂址资源，总体潜力有限。
来源：卓尔德中心项目模拟结果，基于Google Colab与Python开源库构建
总体而言，风光的发电份额，在考虑抽水蓄能充放损失的情况下，占到总体用电量的35%。这是浙江案例的结果。
其他地区因为负荷水平、特性与风光出力曲线形状的不同，可能有所区别。有些地区风电与负荷高峰更一致，份额更大；有些地区反向波动更剧烈，份额更小。但是整体上，我们认为，这是我国平均意义上的、在缺乏气候约束下，风电与光伏需要实现的大致最优发电份额。
相比目前我国13%左右，长三角地区仍低于10%的风光份额，未来一段时间风光的建设仍需要继续提速，以尽快趋近这一最优份额，实现经济效率与环境减排的共同实现。
必须指出的是：即使是这部分份额，相当一部分（大致总量⅓）风光是通过捆（bundled）成传统电源那样实现利用的。它们仅具有风光的名字，但是并不具有风光减排、成本低与波动出力系统影响方面的实质。它们在排放特性上更加接近天然气，而成本则因为绑定新化石能源或者储能，比煤电并不低多少，而系统影响方面更像是传统电力系统的基荷供应。
障碍之一：所谓“增量转型”
把风光不可控的电源整成传统可控电源那样，可以更好地“适应”过去的调度方式。这包括不依赖预测而依靠大量备用平衡、粗尺度开机组合计划、照顾煤电的冗余与不灵活。
过去的风光发展，虽然有例外，但是的确是按照“存量不变、增量风光去满足新增需求”的思路展开的。这的确有优点——不触动既得利益群体，特别是煤电。新增需求如果是3%，给定风光的比例还很低，这个空间显得还足够大，让风光在年度尺度上去填补，而最大程度保持煤电整体机组（fleet）运行方式不变。
理解这种方式，有两个特别重要的数字，一个是60%，对应于煤电机组通常意义上的最小出力，以及我国电力需求低谷相比最大负荷的水平。从一天的尺度来看，电力需求往往在100%-60%之间波动，煤电机组有充分的调节域实现这种调节；从一年的尺度看，60%的平均出力，对应着4500-5000小时的发电量，对于10多亿千瓦的煤电总盘子，经济性上还过得去；从系统运行来看，安排大量机组，都运行在60%的水平（全是备用！）。
一旦需求上去了，这些机组可以足够有效的提升出力，调度最方便，系统最稳健。事实上，有2021年文章在做系统电力平衡与充足性校核时，的确是按照煤电出力60%，而不是默认中的额定功率100%来校核。这是思维惯性带来的方法论特色——充足性与灵活性没有更好地区分。
另外一个重要的数字是15%，对应于部分行业利益群体声称的“风光接入电网成本快速上升”的转折点，也对应于2024/2025年风光即将实现的比例。有文章曾指出：“国内外研究表明，新能源电量渗透率超过10%~15% 以后，系统成本将进入快速增长的临界点，未来新能源场站成本下降很难完全对冲消纳新能源所付出的系统成本上升”。而这所谓的“国内外研究”从哪里来的，具体指的是哪些结果与结论，却语焉不详。
这一15%显然是“计算”过的，意味着既有煤电还能大体保持60%利用率。目前水电+核电大约占20%，天然气5%，那么剩下的空间就是煤电的。所以，这种想法是逻辑自洽的。问题是：煤电为何需要保持在60%以上？维持60%以上，电力行业还能实现碳减排潜力吗？长期愿景到底是什么样的？
“存量不动，增量调整”的发展方式，并不是没有代价的，反而可能会有较大代价。理论上，风电光伏进入系统，“首先替代增量，然后替代存量”的说法从一开始就是不成立的。因为风光的出力是天气决定的。你让它“听话”只替代增量，不替代存量，那就必须把风电光伏改造成传统电源那样。加装储能，实现出力平滑。在煤电发电比重还占据主体接近60%的时候，这无疑存在浪费，最终付出经济上的代价。
来源：左：https://chinadialogue.net/zh/4/69556/
右：Lara, J. D., Henriquez-Auba, R., Callaway, D. S., & Hodge, B.-M. (2021). AGC Simulation Model for Large Renewable Energy Penetration Studies. 2020 52nd North American Power Symposium (NAPS), 1–6.https://doi.org/10.1109/NAPS50074.2021.9449687
目前的项目级储能要求往往是“20%容量，2小时”。因为加装储能的昂贵，这种方式也不可能实现对风光的完全“改造”。因此第二个代价就是电量的切除。我国风电的利用小时数一致徘徊在2200小时左右，跟同一纬度的美国地区长期超过3000小时的利用率形成鲜明对比。尽管这其中可能有很多其他方面的原因，但是主观切除是否不可忽视、值得进一步研究的实证问题。这种代价既是经济上的，也是资源利用上的。
更重要的是：因为没有电源间的替代(fuel switch)，那么从绝对排放角度，系统（与历史比较）是没有减排的。单位kWh排放强度的下降，绝大部分来源于分母——发电量的增加，而不是分子——化石能源排放量相比历史的绝对减少。如果转型的确切含义不仅是电力结构变化，还有从高碳到足够低碳，那么这其实意味着没有转型。只不过是电量盘子更大了，带来计算结果上的“稀释”效应。
带来的结果就是，这种增量替代方式对整体需求蛋糕的扩大提出了不小的要求。简单估计，2022年我国非化石电力占总发电量8.5万亿度的34%，意味着还有5.6万亿的化石能源电量，绝大部分是煤电。
那么到2030年，如果存量不动，要实现《能源生产和消费革命战略（2016-2030）确定的非化石能源发电量占全部发电量的比重力争达到 50%的目标，那么电力需求至少超过11.2万亿，需要从现在开始的8年保持年均3.5%的增长速度。只要这个速度上不去，增量思维下风光的比重增加也就停滞了。
总之，只要煤电发电量不扩大，这样的系统排放偶尔停止增长（所谓的并不精确的“达峰”）可能很容易，但是绝对减排则需要改弦易辙。“增量满足”方式，在快速变化的经济形势下，可能未来越来越难做到。
障碍之二：合同交易决定物理潮流
在我国，发电机组与调度的交互权利仍旧是高度不对称的。发电机组往往需要提前很长时间提交自身的出力安排，且无法在接近实时的时候灵活调整，而调度却可以在70%-100%的很大范围内调整它们的出力。
合理的系统协调界面，需要明确机组报出力曲线的“关门时间”——通知系统运营者。在此之前，机组应该有充分的自由调整自身发电安排。过长时间尺度提前量的交易，比如所谓的“带曲线中长期交易”，有时候不是必须的。
这种不对称的僵直安排，往往还伴随着电力交易与物理运行层面的混杂，使得系统物理层面更有效率运行变得不可能。理论上，给定电力的均一性质，无论交易层面通过长期合同、双边谈判还是场外交易（OTC）形成何种头寸，物理运行层面都可以实施经济调度——让此时此刻成本最低的机组优先满足需求。双边合同与整体统一平衡是兼容的。
但是在我国，由于政策、管理方面的不合理惯性，机组往往定下了何种长期计划，就必须严格按此实施。比如：2023年6月，浙江省发改委（能源局）公开发文，要求严格落实年度发电中长期交易电量。这似乎意味着长期计划多少，到时候必须发多少，而不能在实时市场通过更灵活的买卖电实现自身承诺。这实际上就是物理发电计划，限制了系统更灵活有效率的运行可能。
这同样与风光水电利用不充分有关，即所谓“紧张时送端不送、宽松时受端不要”。受端即使不要，也是交易层面的事情，并不是物理上这部分免费电力无法利用的充分理由。在一个存在明显燃料成本的化石能源与近乎零成本的风光水构成的系统中，不首先使用后者是没有道理的。
整体上的节省成本（做大蛋糕之意），参与主体也会发现，相比于自身发电，还有更合适的方式去实现更大利润。比如一个煤电厂累积了100MWh的出力义务，某些情况下它会发现相比自己全发，买50MWh水电履约可能更合适，节省燃料支出，利润更高。这种发电权交易，既可以通过自调度（self-dispatch，欧洲范式），也可以通过集中调度（centralised dispatch，美国范式）在总体结算层面实现。
唯一需要改变的，就是提高交易灵活性或者明确调度平衡系统的价值标准。因此，我国水电因为干旱不足或者极度富裕产生的反复扬弃，与难以界定证实的“省间壁垒”叙事并不相关（irrelevance), 即使它（壁垒）可能在交易合同层面存在。问题在于：电力交易与运行层面混杂，系统运行缺乏明晰的价值观规则而服从于更高层级的自由量裁权。
这种交易决定物理出力与潮流的事情，很多国家市场化改革早期也出现过，但是后来合同往往都金融化了，不需要物理执行。比如：1996年美国（USA）联邦监管委员会的888号令明确指出：以追踪生产和消费之间的电力流为基础的市场是不可行的。实际潮流路径与合同路径不可能一致。
我国需要尽快消除所谓“省间市场”——既没有生产者，也没有消费者，而是根据交易合同决定跨区/跨省功率潮流的电力特供。这不仅没有必要，而且在极端情况（比如2022年的川渝大旱）下还可能造成供应安全问题。
障碍之三：煤电合谋操纵市场？
山东连续超长小时的负电价现货市场引发了社会各界的高度关注，究其原因众说纷纭，猜测很多。从直觉上讲，零电价、负电价较频繁出现很正常——表征系统会存在过发电时刻。
但是山东持续21小时负价格，跨越了光伏发电的高峰/低谷周期，似乎是不正常的。系统存在太多的特权供电，比如外来电，以及必须行政考核的机组/用户，积累了太多中长期头寸而实时交易流动性不足可能是更需要考虑的原因。
此外，市场中的煤电机组，是否存在合谋操纵市场，需要我国的能源监管机构——国家能源局给一个公开透明可校核的说法。理论上，只要价格稍微低过零，因为发一度亏一度，边际成本为零的风电与光伏（没有市场外收益来源，比如补贴）就会停止发电。
相比只能缓慢调整的热力型机组，风机停转或者光伏脱网即可快速实现输出下降。因此，光伏向下调整出力，会很快极大改善整个系统供过于求的局面。长时间、明显低于零、贴住行政限价的出清价格，是否存在合谋操纵市场，涉及不同市场耦合与补偿机制的互动影响，属于高度专业与细节导向的实证工作。
限于实时交易数据的缺乏，以及本文的篇幅，我们另文择机讨论。但是首先要明确的是，这不是一个“因为国外有负电价，因此这里负电价就不奇怪”的问题。
障碍之四：限制风光更快速建设
从现状看，极其廉价的风电光伏发电正在快速建设，既包括海上风电与很多省份的分布式光伏，还包括西部地区众多希冀采用廉价可再生能源电力发展高耗能工业与商业模式的科技园、产业园与综合能源系统利用。比如在新疆哈密、青海格尔木，以及甘肃，宁夏，内蒙古的诸多地区。
但是，电力系统的无条件开放性还远远不是一个前提。各种生造的概念，比如“并网条件”、“调幅辅助服务”、“消纳能力”等仍然甚嚣尘上。强配储能大大加剧了行业发展的负担，并且造成了上游设备厂商的进一步”内卷“，损害长可持续创新能力。
我国知名能源智库NGO组织——能源基金会曾发文表示：2021/2022年，非化石能源的新增发电仍只能满足约3/4的新增电力需求，意味着余下的1/4需要常规能源补足。新增可再生无法满足新增需求无疑是个统计事实。但是关键问题是它的含义是什么？是传统电源仍不可或缺（现状是它们还占发电量的60%），还是新能源发展还需规模更大以及提速发展？
再则，这在逻辑上存在倒果为因的问题。这种“无法满足新增需求”是压抑增长与利用率的结果，而非做不到。除了上述存在的切除电力问题，各个省份都以所谓“落实消纳条件”的理由，限制装机增长也是个重要因素。行业协会特别反映：中东南部风电开发还存在并网方面的阻碍，包括并网办理流程长、接入侧细则不清晰、并网协调复杂。
小结
长远来看，风电光伏要占据主体的份额，需要依靠显性的电力部门排放总量约束。但是，这并不是近中期需要讨论的问题。更加需要讨论的迫切问题是：给定风电光伏已经是理性的新增电源选择，为何它们仍旧受到各种操作性、系统性、垄断性与理念文化上的限制？
“存量不动，增量改革”曾经是我国改革开放很多领域的重要经验。可惜的是，电力部门如果这么改，那么一方面可能浪费金钱，另一方面将无法实现绝对减排。政策、机制与体制上的有效改变，才能改变这一现状，实现系统效率的提升以及更有效率减排的目标。
气候安全的最终目标显然不是达峰就可以了，更不必说“达峰”并不具有长期稳定性。或许我们可以期望在近期“达峰”之后改弦易辙，开始存量替代？现在无疑到了十字路口。
新能源
京公网安备 11010802020613号
