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可再生将迎跨越式发展,有望打破“不可能三角”
来源:南方能源观察 时间:2020-12-17 字体:[ ]

过去十年,可再生能源带着绿色“光环”,以迅猛的姿态,发展成为中国乃至全球能源领域一枝独秀。

从明年起,除海上风电外,我国可再生能源将正式进入平价上网时代。随着碳达峰、碳中和目标的提出,成本已然大幅下降的可再生能源,将迎来爆发式增长的态势。

业内普遍预计,如果在2060年前实现碳中和的目标,我国电力系统需再增加60亿千瓦的可再生能源装机。而截至2019年底,我国可再生能源发电总装机容量只有7.94亿千瓦,占全部电力装机的39.5%。这意味着,未来40年,我国可再生能源总装机将增长6.5倍左右。

数十年来,在争议中前行的可再生能源,从未像今天这样闪耀全球。

但是可再生能源未来的发展之路并非坦途,依然阻力重重。波动性、间歇性、成本高,这些饱受争议的特点,不仅需要可再生能源通过自身努力进行攻克,更需要新的体制和机制共同解决。

“平价时代,并不意味着可再生能源不需要政策扶持。”可再生能源学会风能专委会委员李鹏近日接受eo记者专访时指出。李鹏目前供职于国家电力投资集团,同时担任可再生能源学会风能专委会委员、中国光伏行业协会咨询专家。

他认为,目前仅仅只是价格和补贴政策的退出,要确保可再生能源又好又快发展,“十四五”时期仍需要政策“扶上马,送一程”。未来如果政策机制设计得当,可再生能源产业不仅能够推动我国能源产业实现低碳发展,也能够为降低经济社会的用能成本作出突出的贡献,最终打破能源“不可能三角”——价格低廉、稳定供给、清洁环保,实现人类社会对于能源的终极追求。

“十四五”期间

可再生能源必须要实现跨越式发展

eo:可再生能源发电即将进入平价时代,您认为未来会面临哪些挑战?

李鹏:可再生能源成本的下降,从长远看仍有很大空间,但是短期不能过于乐观。比如中东部只有部分地区的风电可以做到平价,仍有相当一部分地区无法实现,海上风电短期还没办法实现平价。

现在可再生能源发展需要着力解决三个问题:一是降低非技术成本。目前,我国风、光产业技术成本逐年下降,但技术成本的挖掘潜力也愈加收窄,相对的,非技术成本在可再生能源投资中占比愈来愈大,已成为新能源产业发展的头号大敌。非技术成本会抬升可再生能源消费侧的用能成本,最终是由全社会来支付成本,对于降低我国的用能成本极为不利。

二是避免在关键时期叠加新的成本。目前的平价政策设计,仍应致力于全国范围内补贴的平稳退出,不应在平价的关键时期再叠加新的成本。例如现在全国有17个省要求新能源发电项目配套5%-20%的储能,意味着一个5万千瓦装机的风电场要增加3000万元左右的投资成本。同时很多地方只提要求,并未设计成本回收的机制,导致这部分成本只能由开发企业承担,进一步抬升了可再生能源成本。

三是降低投资的不确定性。要吸引更多的社会资本进入可再生能源行业,需要明晰各种边界条件,控制各类政策风险,特别是电费收入的不确定性,将直接关系到项目的商业模式能否走得通。

这里面最关键的一点就是整个可再生能源产业都必须认识到,平价时代的到来,恰恰彻底打开了可再生能源特别是新能源产业的发展空间。过去的补贴政策下,产业规模被每年征收的可再生能源附加资金的总量彻底限制,规模稍微扩张一点就出现了补贴拖欠,绝大多数企业的现金流极不乐观,多是账面利润,还要背负很大的资金成本。平价时代就彻底解决了这个问题,未来前景可期。

eo:“十四五”期间可再生能源规模是大幅增长还是平稳增长?

李鹏:不管是国务院对于培育战略性新兴产业的要求,还是实现碳达峰、碳中和目标的要求,“十四五”期间可再生能源必须要实现跨越式发展,“十三五”期间的发展规模已无法满足新的形势要求。

过去,为了鼓励资本进入可再生能源领域,国家通过价格补贴等政策将项目的边界进行明确,包括最近几年的平价项目,也有明确的投资边界,比如执行煤电标杆指导电价,要求用户和平价项目签订20年的长期购售电协议(PPA)。

下一步国家应考虑采用新的组合政策工具,让企业在投资新能源项目时,能够建立明确的投资收益和风险模型。要实现“30·60”碳达峰、碳中和的目标,每年需要投入大量资金。为了吸引更多资本进入,价格政策退出之后,还需要新的产业政策介入。政府需要把握好度,不该做的事情不做,但该做的事情要做好。

应引入价格补贴之外的产业政策

eo:您认为哪些是该做的?

李鹏:首先要做的是加强对非技术成本的监管。非技术成本导致项目投资具有很大不确定性,这就需要加强监管,特别是对于各类规定之外收取的费用,要严格采取措施进行监管。

其次是要为分布式电源的发展扫除机制障碍。考虑到新能源的资源禀赋,分布式能源一定是未来的主要开发模式。但是现在各种体制机制障碍,致使分布式能源发展受到限制。而集中式可再生能源建设的潜力较为有限。如果分布式可再生能源发展不起来,我国能源转型的目标就无法实现。因此,需要政府在政策设计上积极给予鼓励。

最后要为绿色消费创造良好的氛围。推动能源消费革命是贯彻落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略的核心内容之一。十九届五中全会也明确提出“广泛形成绿色生产生活方式”。因此,“十四五”时期可以考虑通过扩大能源绿色消费的市场带动能源生产革命。现在用户侧绿色消费的意识逐渐热起来,但是交易的手段十分有限。这需要进一步丰富绿色电力消费的产品开发和供给,全面放开用户侧的交易,使用户的选择权在未来的市场上得到充分保障。

eo:“十四五”甚至更远的未来,中央和地方政府在推动可再生能源发展中各自应该发挥怎样的作用?

李鹏:中央可能需要管好三件事:一是加强对清洁能源占比目标,以及碳达峰、碳中和目标的考核。二是加强监管,尤其是对违背市场规律的行为进行监管。这是产业持续健康发展的保障,也体现了政府角色的转变。三是要简政放权,减少不必要的行政审批。


中央政府不再决定每个地方是发展光伏还是风电,是发展本地电源还是接受外来电,那么地方政府就要在微观决策中“补位”,这是地方政府应该负起的责任。地方政府的规划需要明确,为了实现碳达峰、碳中和的目标,应重点发展何种能源,在五年规划里甚至应该把主要项目进行明确,也可以自主出台支持政策。

这样才能建立起足够明确的蓝图,消除不确定性,让更多的资金进入可再生能源行业。现在中东部省份实现非化石能源消费占比的目标,面临很大压力。地方政府还有很大的努力空间,要充分发挥各省区的主观能动性,又快又好地把新能源产业发展起来。

eo:地方政府往往倾向以资源换产业,更重视规模而忽略消纳,以后还会出现这种倾向吗?

李鹏:如果落实好“30·60”碳排放目标,以后不会出现这种情况。因为无论是碳达峰还是碳中和,都是从消费层面提出的,也就是绿色能源消费的需求越来越多。如果可再生能源项目只是建得多,但是消费不够,最后政府或企业等消费主体仍然需要购买绿证或者碳排放配额,才能完成绿色消费任务,这样就会产生额外的成本,地方政府也会考虑这种支出是否合理。

eo:您曾提到过,配额制的本质是创造一个绿色消费市场,那么配额指标的设定就很关键,过高完不成,过低没有意义,如何设定合理的指标鼓励绿色能源消费?

李鹏:在全国层面,配额指标不存在高或低,不管是非化石能源消费占比还是碳达峰、碳中和,都已经有具体目标了。除了自发自用,理论上从电网买的每一度电是分不清楚谁发的,碳排放强度是一样的,配额指标应该跟化石能源的消耗量挂钩。从落实的角度来说,下一步还要强化配额的约束力。

不应把系统安全性

和供电可靠性概念混为一谈

eo:增加绿色能源消费,如何考虑经济成本?

李鹏:从全世界范围来看,只要机制和产业政策设计得当,新能源可以满足既清洁又经济的要求。我们的最终目标是达到双赢,而不是大量使用新能源带来电价飙升。

实际上,我们有理由对绿色能源的未来充满信心。从当前看,光伏和储能两项技术成本下降的路径非常清晰,而且学习曲线并未出现拐点。风电也同样还有降本的空间。目前新能源的发电成本实现了与化石能源的标杆电价平价,但只完成了补贴退出的过程,即财政不再支付额外成本,这是一个伟大的成就,但还远远不够,未来依然可期。

一旦新能源发电成本与化石能源成本的差价,大于在系统内购买相应的灵活性成本时,新能源的发展就会进入纯经济性驱动的新阶段。那时,绿电消费越多,全社会用能成本就下降得越快,可再生能源产业发展就彻底进入良性循环的过程。

eo:目前能源转型成本似乎还没有得到有效疏导?

李鹏:此前业内研究曾得出的结论是,能源转型是有成本的。当时光伏价格高达1.3元/千瓦时左右,但是现在招标价格已经降至0.2—0.3元/千瓦时。现在,全国火电价格大部分都超出这个价格。所以绿色转型不一定会推高用能成本。

对于整个系统成本,需要面向未来看。根据一些专家的判断,要实现碳中和目标,我国非化石能源电量占比要达到80%以上。这说明非化石能源的装机规模要超出负荷很多倍。随着电动汽车的普及,未来电网的物理架构和运行逻辑将会重构,加上数字化技术的广泛应用,未来的电力系统将是一个全新的、智能化的电力系统,能效比现在高,供能成本比现在低,清洁能源比重比现在高。

我们不能在面对一个即将产生巨变的时代,还延续过去的线性思维。比如过去要满足多少人的看病需求,相应就需要建多少医院。现在互联网医疗出现了,就改变了医院的工作模式,许多常见病在网上就可以解决,医生的技术附加值也可以合理变现。电力系统也要改变思路,原来为了刚性满足用户的用电需求,提高系统灵活性就要增加投资,最后导致全社会都不能承受,而换一种思路或许就能破解这个问题。

eo:随着可再生能源比重逐步提高,如何保障电力系统的安全性?

李鹏:安全分成两种:一种是能源供给安全。电不存在这个问题,主要是油气的对外依存度高,因此未来要更多使用电,减少对油气的刚性依赖。

二是系统运行安全。大系统的稳定性和供电可靠性不一定正相关。可以用市场化的方式,把供电可靠性变成可以交易的灵活性,实际上用户对可靠性的需求是不同的。比如传统观点认为电解铝厂供电可靠性应达到99.99%,但其实电解槽停电半个小时至一小时并没有什么问题,为什么不可以利用这种需求侧响应进行获利?如果用户侧的灵活性得以释放,系统安全稳定就会得到很大保障,不要把系统安全性和供电可靠性两个概念混为一谈。尤其是未来,有大量的电动汽车“挂”在网上,如果电动汽车和电网能够双向互动,系统的柔性会大大增强。

电力市场化改革对新能源发展至关重要

eo:如果电力市场化改革的进程不及预期,是否会成为可再生能源发展的约束?您怎么看待这个问题?

李鹏:不仅会约束可再生能源的发展,还会约束我国能源转型。原有的调度和交易体系,完全无法适应高比例可再生能源并网运行的需求,必须要重构物理网络和运行规则。所以一定要尽快、尽早地落实电改“9号文”,建立一个多买多卖的电力市场。

但是也不能完全借鉴国外的经验。我们现在面对的是一个有5G、超大功率电动汽车、发电侧和用户侧拥有大量新能源的全新的电力系统。特别是万物互联时代下电力产业数字化进程骤然提速,交易手段不断丰富,储能装置爆发式增长,这是英国、美国、德国等已经建立较为完善电力市场的国家,从来没有经历或面对过的情形。他们可能在市场理念上较为先进一些,但是面对泛在电力物联网,却处于同样的起点,所以我们要有信心。

尤其要注意的是,电力市场设计一定要单目标导向,还原电的商品属性,实现整个能源体系的降本增效。不要追求多头目标。清洁能源的清洁属性由绿证体现,火电的外部环境成本由碳排放市场解决,电力市场面对的就是最简单的电。

eo:您认为应该如何看待改革过程中的市场风险?

李鹏:如果相信市场是有效的,希望市场机制在资源配置中起决定性作用,就不要总担心这个出问题、那个出问题。如果不相信市场是有效的,为什么要搞市场化改革?

山东的不平衡资金,就是因为改革才暴露出来的问题。如果不改革就发现不了问题。改革肯定会面临短期的局部的市场风险,这个风险是完全可控的。但是不改革我们将面临更加严重的系统性风险。

首先是碳达峰和碳中和的目标可能无法完成,其次是能源成本不能持续下降,能源使用效率不能快速提升,能源作为基础设施对于经济社会发展的保驾护航作用无法体现。这才是更大的不可控的风险。

现在的改革实际上是在摸石头过河,已经取得了很好的成效。比如现在的广东现货市场,相比几年前,不管是生产方还是消费方都成熟了很多,规则也更加公平明确。这就使浙江等试点省在设计最新的现货市场机制时,有了一个更高的起点,规则也更加完善。我国电力体制长期是统购统销的供销社体制,不管是生产者还是消费者都缺乏足够的市场意识,所以必须要经受市场机制的洗礼。谁学游泳不呛几口水?但是从广东到山东再到浙江,我们有理由对电力市场化改革的未来充满期待。

eo:当下可再生能源消纳的系统成本问题,应该如何传导?

李鹏:这需要建立完备的现货市场,新能源相关的系统成本都在市场里进行定价。关键是要通过新的机制将用户侧的灵活性充分发挥出来。目前我国电力系统灵活性主要由发电侧提供。随着系统内不稳定电源逐渐增多,系统的柔性越来越差。事实上,系统的灵活性并非完全没有潜力可挖。接下来的选择应该是,通过现货市场将用户侧的灵活性充分发掘出来,这部分灵活性主要来自于边际效益,潜力很大但是成本相对较低。这可以支撑很长一段时间系统灵活性的需求。很多时候,我们实际上高估了新能源项目对灵活性的需求,同样以5万千瓦的风电场为例,一般时段出力都不超过3万千瓦,再加上功率预测如果到位,预测准确率达到80%以上的话,实际上对于系统灵活性的需求也就6000千瓦,并不是5万千瓦的风电就必须在系统内对应配置5万千瓦的动态调节资源。

对于储能的配置,特别是静态储能,应该是最后的选择。在发电侧灵活性还未挖掘充分,用户侧的灵活性没有发挥作用之前,就一步跨越到大范围配置储能,一定会带来巨大的投资浪费,最终推高整个系统的用能成本。当然,最核心的一点是,所有提供灵活性的市场参与方能够有收益,而不是当“杨白劳”,这就需要放开电价管制,特别是不能设计单边的只降不升的所谓的现货市场。局部区域、局部时段的高电价并不可怕,他们的存在反而最终会降低系统整体的供电成本。

这里需要强调两件事,一个就是现货市场并不是可再生能源的敌人,新能源的边际效益恰恰可以在现货市场得到非常好的体现,最核心的一点就是要能够在市场上随时购买到合理价格的辅助服务和灵活性资源。特别是灵活性资源在未来不存在供给问题,不能只由煤电来提供。从逻辑上说,煤电提供灵活性的系统成本实际上非常高,高参数低排放的煤电资源更应该承担基荷的责任,这样才最有助于节能减排,灵活性的需求应该优先通过用户侧满足,但是需要相关的机制来保障。如果机制设计好了,通过用户侧灵活性支撑可再生能源“十四五”时期的发展是没问题的。第二就是放松对于新能源项目限电的考核,新能源的限电率实际上是产业发展规模的杠杆基数,限电考核在10%还是5%,产业最终的发展规模差异会非常大,而且在现货市场的条件下,如果算不过来账,企业可以选择不发电,之前的限电也变成了系统调节的手段,这就大大减轻了系统调节的压力。

可再生能源电价与绿色属性

应分开考虑

eo:如果可再生能源电价和绿色属性实现分离,电价在市场中形成,绿证体现清洁属性,企业能否依靠这一机制做出投资决策?

李鹏:在纯电力市场中,企业的投资依据可能是根据事先签订的长协价格或者中长期交易市场的平均价格,以此做财务测算。企业的技术管理水平和营销策略都会影响收益,比如报价策略好、运维模式更先进、功率预测更准的企业,其收益就会更高。这是公平的,对所有的电源都一样。

未来绿证和碳交易市场,会为新能源发电企业带来一定的额外收益,但是侧重点不同。绿证的核心是标志电力属性,主要用做营销手段,促进中长期购售电协议的签订。如果用户和风电场签订中长期的PPA协议,投资的确定性就有了。但如果一年一签,价格波动太大,企业的投资决策就很难做。而碳交易主要用于让绿电的环境效益变现,会带来额外的度电收益。这些都有助于提升企业投资新能源项目的积极性。

eo:许多省份已经出台了可再生能源电力交易方案,但同时也在执行保障消纳,如何在市场中体现可再生能源的真实成本?

李鹏:新能源已经成年,必须尽快进入到现货市场接受洗礼,以彻底夯实经济性的优势,之前的一些过渡性政策可能也要随之调整。对增量的项目进入现货市场,其实产业界已经有足够的心理准备,等到有一天存量项目也进入市场,成交价格自然就会体现可再生能源的真实成本。

eo:您认为应该如何处理新能源存量项目?

李鹏:需要考虑存量项目的历史贡献。风电用了15年时间,光伏用了8年时间,就实现了平价。现在有5亿千瓦的可再生能源存量项目,新政策需要考虑过去的承诺。这是当时的法律法规要求,存量项目不能在生命周期内突然出现政策变动。

但是如果考虑到政策的延续性,也可以考虑采取两种可能的措施:一种是对平价前的项目继续执行煤电指导价。虽然会造成市场割裂,但是随着合理小时数的确定,这些项目可以实现逐步的政策退出,最终实现完全的市场交易。

另一种是允许新能源项目零报价,但按照系统内同时段最低的化石能源报价一次出清。这也是国际通行的做法。存量新能源项目即使进入现货市场交易,也不要过于焦虑,因为对新能源存量项目发电量的需求是长期存在的。在部分国家,新能源已经进入市场多年,也没有出现大规模亏损退出的情况。在市场中,实际上存量项目的竞争对手,不是新的新能源项目,而是火电。除了极端情况,新能源机组在每个时段的报价,不需要“砸”到地板价,只需要与煤电价格持平即可。因为对于用户而言,同样的价格,可再生能源有绿证加持,显然更有吸引力,这就实现了同等优先。

所有政策里面最关键的就是创造一个足够大的偏紧缺的需求市场,按照市场的原则,只要有需求,就一定会催生供给来填补空白,而且供需双方的博弈,会达成一个最终的平衡。只要配额的设置适度超前,那就会极大地增强存量新能源项目的议价能力,不会出现一些人所担心的价格坍塌的情况。

eo:像西电东送这些纳入国家层面的规划,市场机制该怎么起作用?

李鹏:未来在规划上和交易上,会更多考虑送受两端的意愿,尤其是受端的意愿,而不是由中央政府“拉郎配”。越来越多的地方政府正意识到绿电是一种资源,全社会对于绿电的需求也将迎来爆发式的增长,所以我对此并不悲观。

比如一些直流项目,最早受端不想要新能源,结果过去两年,有的受端省主动去找到送端省,想要消纳更多的风电,类似的变化估计会越来越多。其中,最关键的政策是对地方政府进行能源消费总量考核的时候,一定要把实际消费的非化石能源消费量扣除,以此作为激励,鼓励地方政府更多地使用非化石能源。

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