|
當前，國際上正經歷一場由傳統能源供需失衡所引發的能源電力供應危機，特別是西歐國家，天然氣供應短缺，價格高漲，直接對民生和經濟造成較大沖擊。同時，今年夏季北半球遭遇干旱和極端高溫天氣，表明氣候變化對人類的威脅越來越緊迫。大力發展風光等新能源逐步替代化石能源，成為世界各國最直接有效地減少碳排放的戰略選擇。我國新能源開發利
當前，國際上正經歷一場由傳統能源供需失衡所引發的能源電力供應危機，特別是西歐國家，天然氣供應短缺，價格高漲，直接對民生和經濟造成較大沖擊。同時，今年夏季北半球遭遇干旱和極端高溫天氣，表明氣候變化對人類的威脅越來越緊迫。大力發展風光等新能源逐步替代化石能源，成為世界各國最直接有效地減少碳排放的戰略選擇。 我國新能源開發利用規模、科技創新能力和產業鏈供應鏈水平處于世界領先地位。根據預測，為實現“雙碳”目標，近中期新能源并網規模將成倍增長。考慮到新能源的間歇性特點，必須構建新型電力系統，適應新能源比例持續升高的要求。近期新能源發展和并網出現了一些新情況新問題，亟待強化系統觀念和創新思維，客觀研判分析，提出全局性的解決方案。 新能源發展新形勢新趨勢 在“雙碳”目標引領下，我國新能源保持迅猛發展。今年上半年，風電、光伏發電新增裝機4382萬千瓦，占電源新增總裝機的63%；截至6月底，風電、光伏發電裝機容量合計6.8億千瓦，占電源總裝機的27.8%。隨著全球能源電力發展環境的持續演變，需要從國內外2個視角去看待我國能源轉型和新能源發展。 一是在應對氣候變化和地緣政治沖突的背景下，能源轉型必須立足我國國情。我國煤炭資源豐富，保障能源供應自主可控、實現“雙碳”目標，必須立足我國能源以煤為基礎、國內供應為主的基本國情，充分汲取這一輪全球能源危機的教訓，準確把握近中期碳達峰和遠期碳中和的關系，先立后破，統籌協調發展和利用好各類能源，扎實有效地推進能源轉型。 二是實現“雙碳”目標面臨一場全方位變革，必須將能源電力安全作為前提。實現“雙碳”目標需要統籌處理好發展和減排、降碳和安全等多方面關系。能源轉型的特征之一是低碳電氣化水平持續提升，高比例新能源給電力系統帶來的最大挑戰是功率平衡風險問題。為此，如何保障電力供應安全是必須解決好的難題。 三是新能源是能源電力行業實現減排目標的重要依托，其開發規模速度可能超過預期。根據國際能源署《全球能源展望2021》相關研究，4種減排目標情景下，全球2050年可再生能源發電量占全部發電量的比重均達到60%及以上，風電光伏發電量占比達40%~70%。從我國電力發展路徑看，我國水電、核電站址資源有限，開發規模進度周期長、總量比較穩定。相比之下，風光資源豐富，產業鏈優勢突出，成本持續下降，可以釋放更大的規模潛力。 四是推進新能源持續快速發展，需要各方協同發力。圍繞新能源發展面臨的突出問題，需要政府、上下游企業和用戶加強交流、認清規律、凝聚共識，在實踐中尋求對策、化解矛盾，推動新能源發展邁上新臺階。 新能源高質量發展需關注全局性 “十四五”是新能源發展關鍵期，從宏觀層面上看，新能源高質量發展，主要體現在產業鏈供應鏈水平持續提高、全壽命周期內系統成本較低、總體布局結構優化等方面。 現階段，建設新能源供給消納體系仍面臨一些挑戰。 一是各級規劃缺乏統籌。國家“十四五”可再生能源發展規劃提出全國發展總目標和重大基地布局，但沒有明確新能源分省裝機規模、利用率等具體目標。根據初步調研，各省已發布（含征求意見）的新能源規劃裝機規模遠超國家“十四五”規劃目標。 二是電力保供風險持續上升。高峰負荷時段新能源出力不足，根據近年統計數據，用電負荷高峰時段新能源僅能按裝機容量的5%~10%納入電力平衡。2021年7月28日，東北電網負荷達到歷史最大值的97%，風電最低出力僅3.4萬千瓦，不足裝機容量的0.1%。華北地區迎峰度夏期間（7~8月）風電出力“極熱無風”特點明顯。今年夏季全國大范圍長時間高溫天氣，新能源保證出力不足和不穩定問題凸顯。隨著新能源電量滲透率提高，電力系統高峰時段功率平衡風險也在上升。 三是電力市場機制尚不完善，各類市場主體在收益上出現苦樂不均的現象。新能源具有低邊際成本、高系統成本特征。當前以電量競爭為主的市場機制，不能實現系統調節成本的有效傳導，難以合理補償常規電源靈活性改造和電網建設等消納成本，尤其是煤電仍然呈現多半虧損的局面。 四是金屬礦產資源供應鏈安全面臨挑戰，斷供風險始終存在。礦產資源是保障新能源產業發展的物質基礎，我國銅、鋰、鈷、鎳、鉻和錳資源儲量占全球比重均低于10%，目前主要依賴進口，需要從長計議研究制定對策。 新能源發展“量與率”協同分析 2018年以來，我國新能源發展采用“消納決定發展規模”模式，較好實現了新能源“量與率”協同，新能源利用水平持續提高。新發展機制下，將年度并網規模分為保障性并網與市場化并網兩類，保障性并網規模、市場化并網規模、利用率之間的相互關系交織，帶來新能源“量與率”協同新難題。主要包括：新能源合理利用率目標尚未出臺，各地保障性并網規模可能超預期。市場化并網項目管理辦法缺失，市場化并網規模難以確定。發電企業如何配置儲能以及如何有效承擔可再生能源消納責任難界定。 針對新能源“量與率”協同難題，建議由國家主管部門明確保障性和市場化并網規模確定原則，組織研究確定統一的保障性和市場化并網規模計算方法，各省開展實際計算，確保計算結果權威可對比。 初步提出政策落地實施設想：對于保障性規模，以滿足國家規定的消納責任權重目標和合理利用率目標為約束條件，通過迭代新能源裝機，計算得到該省當年保障性并網規模。對于市場化規模，根據保障性并網規模分析新能源利用率水平，作為市場化并網規模分析的邊界條件；考慮不同影響因素，分析市場化項目并網后的新能源實際利用率。可接受的利用率水平越低，市場化并網規模越大，年度并網規模也越大。典型省份測算案例表明，假設某省份按照新能源利用率95%控制，可安排新能源年度規模350萬千瓦（對應市場化并網規模100萬千瓦）；如果可接受新能源利用率降低至93%，新能源年度規模可達650萬千瓦（對應市場化規模400萬千瓦）。 多年來，能源行業似乎形成了一條不成文的規矩，新能源利用率不宜低于95%，政府主管部門每年分省公布風光利用率指標，電網公司為此付出了艱辛努力，也取得了明顯成效。但隨著新能源裝機的快速增長，約束“量”和“率”的2個指標有失偏頗。應當創新思維，按照全壽命周期理念，測算全系統成本最低的新能源開發方案，棄風棄光量均可以折算成費用納入系統成本，進行總體優化，只要利用率落在一個區間（比如90%~100%）即可，這樣可以進一步擴大新能源開發并網規模，特別是西部北部資源優良的省份，合理測算確定分省利用率意義重大。 高比例新能源接入下電力供應保障分析 為應對新能源高占比給電力供應保障帶來的挑戰，一些國家在電力技術支撐能力、電網基礎設施等方面進行了探索和實踐，可為我國建設新能源供給消納體系提供一定的參考。 高占比新能源接入要解決的難題主要包括：新能源具有天然的隨機性、波動性和間歇性，在電力平衡中可用出力遠低于常規電源；新能源時空特性明顯，頂峰支撐能力不足，新能源約六成發電量集中在春秋兩季，與負荷特性匹配度不高；我國抽水蓄能、燃氣機組等靈活調節電源占比較低，負荷高峰保供應和負荷低谷保消納“兩難”矛盾日益突出；新能源高占比電力系統受極端天氣影響大，近年來國際上因新能源導致的停電事故頻發。 國外應對新能源高占比所引發問題的經驗主要包括：建立電力供應安全評估監測機制，及時預警能源轉型帶來的電力供應安全風險；發揮常規電源兜底保障作用，通過大規模建設抽蓄電站及新型儲能等手段，持續提升系統靈活調節能力等。 借鑒國外經驗，結合我國國情，必須堅持電源的多元化發展路徑，在大力發展新能源的同時，配置合理規模清潔煤電、核電等常規電源，發揮其緊急情況下的穩定容量支撐和保供兜底作用，以常規電源的容量確定性應對新能源出力的不確定性。加快煤電靈活性改造，加大抽水蓄能建設力度，推廣應用規模化新型儲能，充分挖掘需求側資源潛力，持續增強系統調節能力，確保高峰期間在新能源出現最低出力概率情況下的功率平衡。 在電力現貨市場發展中應逐步實現新能源報價競爭，一方面系統需盡可能消化新能源電量；另一方面利用新能源電量成本較低的優勢，形成的市場價差用于補償提供容量支撐和靈活調節的其他市場主體。這樣有利于在新能源持續快速發展情況下，為保障電力供應安全探索出一條新路。 |
