文|華夏能源網(wǎng) 劉洋
一路高歌猛進的風、光新能源，正給電力系統(tǒng)帶來一場嚴峻的“大考”。
碳中和目標提出三年，中國風光新能源裝機目前已迅速攀升至近9億千瓦，年底有望突破10億千瓦。風、光新能源的發(fā)電量滲透率，也達到了13%左右，并迅速向15%關(guān)口逼近。
國網(wǎng)能源研究院測算表明，當新能源電量滲透率超過10%~15%后，整個電力系統(tǒng)的成本將進入快速增長臨界點。未來新能源場站的成本下降，很難完全對沖消納新能源而上升的系統(tǒng)成本。
這意味著，無論對于風光新能源而言，還是對整個電力系統(tǒng)而言，15%的綠電滲透率都是“一道坎兒”。面對大考，電力系統(tǒng)該如何應(yīng)對？新型電力系統(tǒng)建設(shè)該如何破局？
考驗一：負電價是嚴峻挑戰(zhàn)
新能源發(fā)電成本，的確是在不斷走低，但是對于動輒百億千億的投資，新能源仍然面臨成本收益問題，穩(wěn)定的電價是最后的收益保障。
為鼓勵發(fā)展新能源，國家對新能源發(fā)電實行“優(yōu)先收購”政策。在短短十余年間，新能源從補貼退坡到平價上網(wǎng)，再到馬上就要進入電力現(xiàn)貨市場，電價下行趨勢仍在繼續(xù)，甚至出現(xiàn)負電價。
今年“五一”假期期間，山東省連續(xù)長時間的“負電價”刷新了國內(nèi)電力現(xiàn)貨市場的紀錄，引發(fā)熱議?！拔逡弧毙￠L假五天中，共有46小時出現(xiàn)負電價，其中從5月1日晚間至5月2日，有連續(xù)22個小時持續(xù)負電價，價格區(qū)間為-0.085元/千瓦時至-0.032元/千瓦時。
負電價的出現(xiàn)有點“不可思議”，但卻是符合經(jīng)濟規(guī)律的。因為新能源的間歇性和不穩(wěn)定性，導(dǎo)致它沒法實時響應(yīng)電網(wǎng)或者用戶需求，因而在電力現(xiàn)貨市場中沒有競爭力，負電價就出現(xiàn)了。
全球范圍內(nèi)，負電價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電價。以新能源電量滲透率達到四成的德國為例，2020年全年負電價時長達到了298小時。
未來很長一段時間，隨著中國可再生能源比重的不斷增加，出現(xiàn)時段性電力供大于求的情況將變得頻繁，負電價或?qū)⒊蔀槌B(tài)。
負電價（或者是低電價）會嚴重挫傷風光新能源的積極性，也沒辦法充分體現(xiàn)出綠電的價值。以新能源大省青海為例，目前青海省0.2277元/千瓦時的平價上網(wǎng)電價長期居全國低位，外送新能源電力落地電價普遍要低于當?shù)鼗痣娀鶞孰妰r，這嚴重影響著新能源投資收益，企業(yè)投資積極性受挫。
IEA最新報告指出，負電價小時數(shù)增多這一市場現(xiàn)象，反映出當前電力系統(tǒng)的靈活性不足。當發(fā)電量超過需求量時，價格就會低于零；而一個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。
這對于中國的電力系統(tǒng)來說，做出靈活性調(diào)控還有點難，負電價的挑戰(zhàn)會比較嚴峻。
考驗二：電力系統(tǒng)成本上升
中國新能源發(fā)展，還面臨遠距離輸送和大電網(wǎng)消納的限制。
目前中國已建成35條特高壓輸電線路，合計送電量約9000億千瓦時，不到全社會年用電量的11%。其中，送出的風、光電量更少，只有約1500億千瓦時，占全社會用電量不到2%。
不是特高壓不想輸送更多的風光綠電，國家能源局要求特高壓線路輸送風光綠電的比例是50%。但是由于風光新能源的間歇性和不穩(wěn)定性，風光綠電電量非常不可控，當風光新能源發(fā)不出電來的時候，特高壓只能輸送煤電。
這里面還有個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hxny3060）注意到，2018年4月，國家能源局就曾發(fā)布報告指出，部分特高壓工程投運后最大輸電功率一直未達預(yù)期，輸電能力發(fā)揮不充分，工程利用小時數(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數(shù)不足5000小時，平均利用率僅為57%。
事實上情況可能更糟糕，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，嚴重制約著風光新能源的發(fā)展。
華夏能源網(wǎng)（公眾號hxny3060）注意到，國家電投集團科學(xué)技術(shù)研究院曾有測算，到2060年，中國新能源約35億千瓦的裝機將分布在三北地區(qū)。三北地區(qū)35億千瓦裝機發(fā)電量約5.5萬億千瓦時，這當中，可通過特高壓送出的新能源電量僅為1萬億千瓦時。
剩余的4.5萬億千瓦時電量中，預(yù)計2060年就地消納的上限為0.5萬億千瓦時，具體怎么實現(xiàn)，那就是把部分“高載能”行業(yè)向三北電源中心遷移來實現(xiàn)；剩余4萬億千瓦時的綠電電量，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、新型儲能等靈活性資源，新能源電量占比每提升5個百分點，將增加消納成本0.088元/千瓦時。
從新能源發(fā)電絕對成本來講，中國已經(jīng)具備了驅(qū)動能源全面轉(zhuǎn)型的基礎(chǔ)，挑戰(zhàn)在于如何更經(jīng)濟的綠色電能傳遞給消費者和用戶。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。
考驗三：從“煤電頂牛”到“煤新頂?！?/strong>
就如同“煤電頂牛”客觀存在一樣，當大比例新能源持續(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，“煤新頂牛”也將無可避免要出現(xiàn)。
目前風電、光電能夠?qū)崿F(xiàn)平均每年發(fā)電3000多小時，但都屬于間歇性發(fā)電。越是利用風電和光電，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)峰的機組，這些機組在中國有相當大一部分是靠煤電）。
有業(yè)內(nèi)人士做過簡單測算，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”，才能對應(yīng)1千瓦的用戶。這樣，平時不開機的1千瓦煤電，需要頻繁啟停為新能源“保駕護航”，提供調(diào)峰服務(wù)。
但是，“頻繁啟?！边@件事，現(xiàn)有煤電機組是不太做得到的——因為還沒有快速啟停的性能，它們最低負荷量也不能降到比較低，所以還要對煤電進行徹底的靈活性改造，才能承擔起這項任務(wù)。
煤電靈活性改造必然帶來成本增加，另一方面，煤電調(diào)峰會直接損害煤電企業(yè)的利益。
這就是難點所在。在轉(zhuǎn)型為調(diào)峰機組之前，煤電機組的最小出力為60%，對應(yīng)著4500煤電利用小時數(shù)，對于13億千瓦的煤電總盤子，經(jīng)濟性剛好還過得去；可是轉(zhuǎn)型為調(diào)峰機組后，這意味著煤電最低負荷，將降至40%甚至20%。
當煤電利用小時數(shù)降至2000-3000小時，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，1000兆瓦超超臨界濕冷煤電機組以20%的負荷率運行時，供電煤耗為367~385克/千瓦時。相比40%負荷率，供電煤耗上升了約46克/千瓦時。
盡管國家一直在推動增加新能源電力調(diào)峰成本的分攤主體，但截至目前，電力市場上的電力調(diào)峰，60%的費用仍由火電集團出，為此，電力集團年度輸血在200億元以上。
當然，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，政府正在考慮出臺煤電容量電價。
如果按固定成本的30%來補貼煤電，那就是每千瓦煤電年度補貼100元，那近14億千瓦煤電，每年可以獲得1400億元的容量電費，這相當于度電補貼8.8分錢。
然而，伴隨著越來越多的風光新能源接入系統(tǒng)，煤電承擔的調(diào)峰任務(wù)會越來越重，容量電價補貼仍然是“兜不住底”的，“煤新頂牛”亦將越演愈烈。
或許要等到儲能、氫能等新型能源解決方案徹底走通并擔當起重任的時候，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日還很長。