一、奇跡之年與寒冬并至
2023年，我國新能源新增裝機達到了新的奇跡高度。光伏新增裝機達到216GW，風電新增裝機約為75GW，分別為2022年新增裝機的250%、200%，全年新增裝機總量超過2.9億千瓦，推動新能源總裝機達到10.5億千瓦。據(jù)統(tǒng)計，2023年全球可再生能源新增裝機5.1億千瓦，而我國的貢獻超過了50%。
但是高速增長仍無法改變行業(yè)內(nèi)卷的事實，最新光伏組件價格已低于0.9元/W，過去一年內(nèi)將近腰斬；風電機組價格也早已低于1.3元/W。高位倍增推遲了全行業(yè)寒冬的到來，但“凜冬將至”仍無法避免，高增長帶來更加嚴峻的電網(wǎng)接入、電量消納等問題，一旦裝機增長失速，產(chǎn)能過剩問題將更加猛烈地到來，當下光伏龍頭企業(yè)紛紛儲備資金以應對漫長的冬天，在行業(yè)大淘汰大出清中勉力生存下來。
2024年的命運之輪會轉(zhuǎn)向哪里？盡管新能源產(chǎn)業(yè)再難指望政策工具的漫灌，但整個行業(yè)都在窒息中等待新的曙光。3月22日，國家能源局印發(fā)的《2024年能源工作指導意見》，確定了今年能源工作的主基調(diào)和重點任務，是否能給新能源行業(yè)帶來新的希望呢？
二、《指導意見》重點內(nèi)容
《指導意見》提出了2024年全年能源工作基本原則、目標和重點任務，新能源發(fā)展相關內(nèi)容如下：
1.2024年新能源發(fā)展目標
全國能源生產(chǎn)總量達到49.8億噸標準煤左右。發(fā)電裝機達到31.7億千瓦左右，發(fā)電量達到9.96萬億千瓦時左右。能源結構持續(xù)優(yōu)化。非化石能源發(fā)電裝機占比提高到55%左右。風電、太陽能發(fā)電量占全國發(fā)電量的比重達到17%以上。非化石能源占能源消費總量比重提高到18.9%左右，終端電力消費比重持續(xù)提高。
2.持續(xù)夯實能源保障基礎
優(yōu)化抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃布局。推動新型儲能多元化發(fā)展，強化促進新型儲能并網(wǎng)和調(diào)度運行的政策措施。壓實地方、企業(yè)責任，推動電力需求側(cè)資源參與需求側(cè)響應和系統(tǒng)調(diào)節(jié)。
3.大力推進非化石能源高質(zhì)量發(fā)展
鞏固擴大風電光伏良好發(fā)展態(tài)勢。穩(wěn)步推進大型風電光伏基地建設，有序推動項目建成投產(chǎn)。統(tǒng)籌優(yōu)化海上風電布局，推動海上風電基地建設，穩(wěn)妥有序推動海上風電向深水遠岸發(fā)展。做好全國光熱發(fā)電規(guī)劃布局，持續(xù)推動光熱發(fā)電規(guī)模化發(fā)展。因地制宜加快推動分散式風電、分布式光伏發(fā)電開發(fā)，在條件具備地區(qū)組織實施“千鄉(xiāng)萬村馭風行動”和“千家萬戶沐光行動”。
持續(xù)完善綠色低碳轉(zhuǎn)型政策體系。科學優(yōu)化新能源利用率目標，印發(fā)2024年可再生能源電力消納責任權重并落實到重點行業(yè)企業(yè)，以消納責任權重為底線，以合理利用率為上限，推動風電光伏高質(zhì)量發(fā)展。持續(xù)推進綠證全覆蓋和應用拓展，加強綠證與國內(nèi)碳市場的銜接和國際認可，進一步提高綠證影響力。修訂發(fā)布分布式光伏發(fā)電項目管理辦法，持續(xù)開展分布式光伏接入電網(wǎng)承載力提升試點工作。
4.深化能源利用方式變革
強化能源行業(yè)節(jié)能降碳提效。深入探索火電摻燒氫、氨技術，強化試點示范。編制加快推動氫能產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的相關政策，有序推進氫能技術創(chuàng)新與產(chǎn)業(yè)發(fā)展，穩(wěn)步推進穩(wěn)步開展氫能試點示范，重點發(fā)展可再生能源制氫，拓展氫能應用場景。推動有條件的工業(yè)園區(qū)實施低碳零碳改造，推廣綜合能源站、源網(wǎng)荷儲一體化等綠色高效供用能模式。因地制宜探索實施新能源微電網(wǎng)、微能網(wǎng)、發(fā)供用高比例新能源應用等示范工程。
5.持續(xù)推進能源治理體系和能力現(xiàn)代化
健全完善能源法律法規(guī)。推動全國人大常委會審議通過《能源法》，加快修訂《可再生能源法》《電力法》《煤炭法》。
深化能源重點領域改革。出臺深化電力市場改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的意見。加強全國統(tǒng)一電力市場體系建設，推動落實電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則，制定《電力輔助服務市場基本規(guī)則》，落實煤電兩部制電價政策。指導推動山西、廣東、甘肅、山東、蒙西等先行先試地區(qū)持續(xù)深化電力市場化改革，穩(wěn)步推進南方、京津冀、長三角區(qū)域電力市場建設。
三、“生死局”難解，2024年新能源發(fā)展展望
針對上述重點內(nèi)容，筆者認為2024年新能源發(fā)展將呈現(xiàn)出以下幾個特點：
（一）高增長難持續(xù)，翹尾回歸風險大
2023年新能源的天量增長，很大程度得益于第一批大基地項目的密集投產(chǎn)。但隨著新能源總裝機超過10億千瓦級別，全國新能源裝機總占比達到36%，集中式及分布式新能源均面臨嚴峻的消納壓力，同時用地、用水、用海受限條件增加，新的資源獲取難度增大，預計2024年新能源高增長難持續(xù)，翹尾回歸的概率較大。
根據(jù)《指導意見》中非化石能源裝機和電量占比目標，2024年新能源裝機任務在2億千瓦左右。而今年全國能源工作會議上提出的全國風電、光伏新增裝機也為2億千瓦。而這顯然難以滿足產(chǎn)業(yè)發(fā)展需要，根據(jù)中國光伏行業(yè)協(xié)會的預測，2024年我國光伏新增裝機為190-220GW。而風電裝機則指望海上風電及大基地項目裝機的突破，以及老舊風場改造貢獻部分增量，相較光伏具有更大的不確定性，行業(yè)預計2024年風電新增裝機在50-75GW之間。
總體來看，2024年新能源裝機在240-290GW之間，可能低于2023年的裝機總量。一方面產(chǎn)能大幅提升，供給側(cè)競爭加劇；另一方面，需求增長遲滯甚至下降，行業(yè)內(nèi)卷局面在2024年將迎來“大劫局”。
（二）以價換量，市場化交易已成趨勢
《指導意見》提出：出臺深化電力市場改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的意見，結合近期國家發(fā)改委發(fā)布的《全額保障性收購可再生能源電量監(jiān)管辦法》，新能源尤其是增量部分進入電力市場交易已成趨勢。
一方面市場化增加了新能源運營商的風險。與以往“保量保價”的保障性電量相比，通過“報量報價”進入市場競爭的收益風險明顯增加。新能源的波動性、間歇性、低邊際成本等特性，使其在電力市場競爭中往往成為低電價的制造者和承受者，使其電量價值不斷低于火電等具備調(diào)節(jié)能力的電源，而光伏面臨的價格風險則更加突出。
但另一方面市場化能進一步深挖新能源的裝機潛力。《監(jiān)管辦法》提出：可再生能源發(fā)電項目的上網(wǎng)電量包括保障性收購電量和市場交易電量，而因市場報價等因素影響可再生能源電量收購的，對應電量不計入全額保障性收購范圍。摘掉全額消納的緊箍咒，還原新能源發(fā)電的商品屬性，不再不計代價地促進綠電的消納，預計將成為《可再生能源法》修改的主要內(nèi)容。而“制定《電力輔助服務市場基本規(guī)則》”，將進一步明確電力調(diào)峰輔助服務價格不得高于當?shù)仄絻r新能源項目的上網(wǎng)電價的原則。至于綠電的環(huán)境價值則通過綠證來體現(xiàn)，所以需配套“持續(xù)推進綠證全覆蓋和應用拓展，加強綠證與國內(nèi)碳市場的銜接和國際認可，進一步提高綠證影響力”等措施。
隨著新能源發(fā)電成本的快速下降，通過市場化等手段促進低價新能源的消納甚至引導棄掉尖峰電量，有利于電網(wǎng)調(diào)節(jié)資源的優(yōu)化配置，促進新能源更大的消納空間，這一點也成為更大新能源裝機增量的主要來源。
（三）消納難題滲透至分布式光伏側(cè)
集中式新能源的電網(wǎng)接入和電量消納問題早就是老大難，但近年來分布式光伏也難以獨善其身。由于分布式光伏“自發(fā)自用”模式抵消的是凈負荷，帶來更加嚴峻的發(fā)用電平衡問題，在現(xiàn)貨市場運行省份引發(fā)電價的急降急升。山東、河南等地分布式光伏的急劇發(fā)展，類似加州的“鴨形曲線”正在向“峽谷曲線”蛻變。去年以來，原來擁有便利接入條件的分布式光伏，突然感受到來自各方的“圍追堵截”。
一是越來越多的地市、縣的配電網(wǎng)可接入容量見頂，紛紛限制分布式光伏的快速擴張。二是山東、河南、河北等光伏大省，調(diào)整用戶側(cè)峰谷電價區(qū)間，用價格手段優(yōu)化分布式光伏發(fā)展。分布式光伏的“生死螺旋”越箍越緊。《指導意見》提出：修訂發(fā)布分布式光伏發(fā)電項目管理辦法，持續(xù)開展分布式光伏接入電網(wǎng)承載力提升試點工作。表明電網(wǎng)承載力成為了分布式光伏發(fā)展的瓶頸，也努力挖掘電網(wǎng)接入潛力，促進分布式光伏的健康發(fā)展。
（四）儲能和制氫迎來新的命運
新能源裝機的快速發(fā)展，使新型儲能和新能源發(fā)電制氫迎來新的機遇，但前路絕非坦途，儲能和制氫將迎來各自的命運。
1.新型儲能亟需技術與商業(yè)模式革新
鋰電池儲能主導的第一輪儲能發(fā)展熱潮，在經(jīng)歷2023年快速增長的“元年”之后，即陷入安全信任危機、質(zhì)量參差不齊、運行性能差、行業(yè)產(chǎn)能過剩等“一地雞毛”的局面。《指導意見》提出：推動新型儲能多元化發(fā)展，強化促進新型儲能并網(wǎng)和調(diào)度運行的政策措施。新型儲能為自己正名，必須發(fā)展本質(zhì)安全、具備穩(wěn)定長時特性、滿足電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)動慣量等需求的新型儲能技術。
除了技術革新外，新型儲能也亟需商業(yè)模式革新。隨著新能源市場化棄電規(guī)則的放開，新能源強制配儲能的基礎邏輯已基本不成立，新型儲能需要商業(yè)模式的閉環(huán)。發(fā)展具有良好運行能力的儲能，并不斷推動成本下降，在電量市場交易中體現(xiàn)其調(diào)節(jié)價值，并爭取容量價值的認可，是未來新型儲能發(fā)展的主要商業(yè)模式。
2.新能源制氫尋求破局
新能源制氫旨在降低電網(wǎng)調(diào)峰與備用壓力，最終實現(xiàn)脫離電網(wǎng)制約的離網(wǎng)制氫，就能完成新能源發(fā)展與電網(wǎng)接入基本脫鉤，《指導意見》提出：“穩(wěn)步推進穩(wěn)步開展氫能試點示范，重點發(fā)展可再生能源制氫，拓展氫能應用場景”，正是基于該愿景。但新能源制氫的核心問題在于打通制氫后的下游應用，波動的新能源制出來綠也具有一定波動特性，需要對下游配套的化工、大工業(yè)進行較大的工藝改進，其代價和技術難題是巨大的。而當前技術和實踐表明，新能源制氫后合成氨是可行的路線，同時每噸綠氨替代煤化工合成氨的減排效果達到3-4噸二氧化碳，減排效果明顯。
以前合成氨的主要應用為農(nóng)業(yè)、化工，而《指導意見》中提出，“深入探索火電摻燒氫、氨技術，強化試點示范”，希望在發(fā)電領域引入氨使用需求，可能為新能源制氫合成氨帶來更大的發(fā)展機遇，也能有效降低我國發(fā)電的二氧化碳排放。但整體而言，新能源制氫合成氨產(chǎn)業(yè)鏈條較長，成本可能高于煤化工，當前存在較大的場景限制。充分發(fā)揮資源優(yōu)勢，在內(nèi)蒙古、新疆等新能源富集區(qū)推動新能源制氫合成氨項目，是產(chǎn)業(yè)破局的重點方向。
來源：零點能源智庫
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