“雙碳”目標的提出，對能源行業提出了更高的要求，電源結構也隨之發生了根本性的變革，能源企業只有充分、深刻地認識到“雙碳”目標的重要性和緊迫性，才能找準定位、認清方向，真正落實好現階段“碳達峰”總體發展目標。新能源在實現“雙碳”目標過程中發揮了重要作用，2030年風電、光伏12億千瓦裝機容量的發展規劃目標，能否適應當前經濟社會發展需求?各類電源又應當如何調整自身定位才能更好地助力“雙碳”目標的實現呢?
按現有發展速度，風光12億千瓦裝機還夠不夠?
要回答這個問題，我們先來了解12億千瓦的風電、光伏發展規劃目標是如何出現的。2020年12月12日，在氣候雄心峰會上，我國首次提出，“到2030年，中國單位國內生產總值二氧化碳排放將比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消費比重將達到25%左右，森林蓄積量將比2005年增加60億立方米，風電、太陽能發電總裝機容量將達到12億千瓦以上。”隨后，國務院發布的《關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》，國家發改委、國家能源局發布的《關于促進新時代新能源高質量發展的實施方案》等文件均將2030年新能源裝機目標定為12億千瓦，由此，2030年12億千瓦風電、光伏裝機的發展目標廣為人知。
那么12億千瓦的風光裝機目標能否滿足發展需要呢?從能源結構調整的角度來看，未來非化石能源消費總量和比重仍將進一步提高，低碳消費的能源結構對可再生能源裝機提出了更高的需求，12億千瓦裝機容量已難以滿足能源結構調整需要。2021年10月，國務院發布的《2030年前碳達峰行動方案》中明確，2025年非化石能源消費比重達到20%左右，2030年非化石能源消費比重進一步提高到25%左右。當前各研究機構均對我國碳達峰一次能源消費總量進行分析預測，研究顯示，我國一次能源消費量預計在2030年前后達峰，峰值約52.9億~61.4億噸標煤，年均值55.7億噸標煤，按60億噸標準煤一次能源需求峰值推測，我國2030年全社會總用電需求約為10.7萬億千瓦時，屆時非化石能源消費應當等效為14億噸標準煤所提供的全社會能源消費水平，在不考慮實際約束的理想狀態下，相當于非化石能源提供4.76萬億千瓦時電量，剔除水電、核電等電源裝機增長因素，預計風電、光伏需提供約2.2萬億千瓦時電量，對應新能源裝機容量遠超12億千瓦。
從電力供給的角度來看，當前制約風電、光伏快速發展的成本因素(相同投資可獲得早期數倍的裝機容量)逐漸減弱，12億千瓦的目標遠非行業所能觸及的上限，行業發展有能力超越12億千瓦的裝機規劃目標。截至2020年11月底，我國風電、光伏裝機僅有4.7億千瓦，站在當年的視角來看，10年時間中需保持年均9.8%的增長速度才能按期實現12億千瓦的裝機目標，仍舊需要付出一定的努力。然而，在當前為促進新能源高質量發展所執行的電價政策和全額消納機制、科技突破帶來的造價快速下降、能源企業發展戰略及考核等多重因素激勵下，風電、光伏裝機容量超預期增長。2021年新能源裝機容量同比增長37.6%，2022年這一數字增長到39.4%，而2023年則攀升到了76.2%，裝機增長速度遠超其他電源類型，截至2024年5月底，風電裝機4.6億千瓦，光伏裝機6.9億千瓦，占當前電力系統總裝機容量的37.9%，總裝機容量達到11.5億千瓦，距離12億千瓦的裝機目標僅一步之遙。
從電力需求和負荷變化的角度來看，未來一段時間電力負荷仍將持續增長，新增電源裝機必須堅持綠色低碳的發展方向，這對新能源裝機規模提出了更多的需求。我國自成功抗擊新冠肺炎疫情以來，國內電力負荷持續快速增長，2023年度全社會用電量9.2241萬億千瓦時，同比增長6.7%，未來幾年即使以年均3%的電力消費增量保守估計，到2030年我國用電量都將達到11.34萬億千瓦時。而實際上，當前我國新能源汽車、鋰電池、太陽能電池等外貿優勢產業以及服務國家發展戰略的半導體行業、5G基站、大數據中心等新質生產力代表性用戶均對電力供應有較高需求，未來幾年我國用電負荷仍將持續增長。按新能源全國年均利用小時全額消納計算，新增投產1兆瓦風電裝機能產生2200兆瓦時電量，1兆瓦光伏裝機僅能供應1200兆瓦時電量，設備利用小時數低于常規電源。新增電源投產規劃在優先考慮滿足系統新增負荷需求的前提下也要兼顧能源結構轉型，為此新能源裝機投產規模增速必須快于負荷增速才能滿足“雙碳”目標。
立足長遠發展，可以預見12億千瓦的新能源裝機容量已無法滿足我國經濟、社會高質量發展需要。
實現碳達峰的可再生能源裝機，電力系統能承受嗎?
按照我國“雙碳”目標遠景規劃，2030年非化石能源消費比重應當在25%左右。然而近些年來，我國電力負荷持續快速增長，一次能源消費量峰值預計將達到62億噸左右，聚焦電力行業，按照碳達峰發展目標要求，基于供電煤耗290克/千瓦時來測算，到2030年，全社會用電量中至少要有2.2萬億千瓦時由非水可再生能源提供才能滿足碳達峰發展目標。假設風電、光伏裝機增長速度相同，則需按照年均7.3%的增速持續增長;若僅考慮光伏裝機增長，則對應的年均增長速度需達到16.6%，這兩個數字實際上均遠低于2021~2023年間新能源裝機增速。
高比例光伏接入對系統的沖擊。新能源出力特性對系統調節帶來的矛盾在裝機快速增長的背景下將更加凸顯。光伏發電受晝夜、天氣、移動云層變化的影響，存在間歇性和波動性，且呈現一定的反調峰特性。電力系統面臨著更加嚴峻的可靠供電、安全穩定和經濟運行三大挑戰。新型電力系統中由于源網荷儲各環節高度電氣化，系統安全穩定問題會更加復雜。在經濟、可靠和清潔這個“不可能三角”中，作為硬約束的可靠性是絕不能妥協和犧牲的，年均新增2億千瓦的風電、光伏裝機將對系統消納和安全可靠運行提出嚴峻挑戰，2023年全國多地在分布式光伏接入電網承載力評估中已被劃為紅區，光伏消納空間接近枯竭，未來新能源裝機規模的持續增長，對電力系統的沖擊將更加明顯，系統調節難度持續提高。
煤電運行技術的進步無法滿足新能源高比例的滲透。在國家能源行業長遠戰略規劃中，煤電作為電力安全保障的“壓艙石”，正在向基礎保障性和系統調節性電源并重轉型，我國“富煤貧油少氣”的能源資源稟賦決定了較長時間內煤炭在能源供給結構中仍將占有較高比例，仍是電力系統中的基礎保障性電源，2030年前煤電裝機和發電量仍將適度增長。近幾年因為極端天氣影響，部分地區發生限電事件，使各級政府部門高度重視電力供應安全，地方政府作為煤電項目的審批方對煤電項目審批的支持力度也在加大。在裝機方面，中國煤電裝機容量由2018年的10.1億千瓦增長到2023年的11.6億千瓦，五年來凈增加1.5億千瓦。結合各地政策動態，預計2030年煤電裝機容量將達到15~18億千瓦之間。風電和光伏發電裝機容量，則由2018年的3.58億千瓦增長到了2023年的10.5億千瓦。若維持2018~2023年可再生能源裝機年均增速23.97%的蓬勃發展勢頭，新能源裝機增長顯著快于煤電裝機增長。理想情況下，即使煤電裝機容量不斷增長，并且通過設備改造和運行管理，具備一日兩次啟停的運行工況下，系統也只能新增3~6億千瓦的新能源消納空間，依舊無法解決全部新能源的消納問題。
大規模配建儲能難以達到保障系統可靠性要求的水平。新能源裝機的快速增長，無法為系統帶來有效且充足的可靠性，假設維持當前煤電機組裝機總量不變，為提高系統運行可靠性只能更多采取儲能手段。但目前電力系統對容量的需求主要還是體現為對以煤電、水電等為代表的、能夠在寬時間尺度里提供有效容量的機組。電化學儲能由于其充放電限制，無法為系統提供長期有效的可靠性，實際運行過程中更多發揮的是平抑系統短時波動的作用。隨著儲能行業進入新一輪淘汰期，疊加供需錯配、競爭加劇的背景，2023年以來儲能電池和系統銷售價格持續下降，儲能成本也在不斷下降，新型儲能行業的激烈競爭大多集中在以鋰電為主的短時儲能(儲能時長一般為2小時以內)上。截至2023年底，全國已投運新型儲能項目累計裝機規模達3139萬千瓦/6688萬千瓦時，平均儲能時長僅為2.1小時。若煤電等可靠性調節電源的體量無法滿足高峰負荷需求時，光伏、風電裝機占比持續提升，其發電實時出力與終端電力需求的平衡問題將愈發嚴重，系統將需要儲能提供更多的容量服務和更長時間的能量時移做支撐，目前“4小時”已經是儲能技術的瓶頸，若需要更長時間的儲能時長，則會帶來成本大增問題。許多儲能技術處于不同的開發和部署階段，很難預計這些儲能技術中的哪一種能夠大幅降低成本。能源時移套利是儲能獲利的主要方式，時長的增加必定會影響其經濟性。
供需兩側齊發力堅持低碳長遠路
國家能源局于2024年6月4日發布的《關于做好新能源消納工作保障新能源高質量發展的通知》中明確“部分資源條件較好的地區可適當放寬新能源利用率目標，原則上不低于90%”。因此很多業內人士認為，新能源利用率的下調，將進一步驅動全產業鏈發展，國內新能源新增裝機將繼續保持較高規模的發展。但如何高規模、高質量地發展新能源、增強系統靈活性調節能力就需要我們進一步認真思考。
一是抑制高耗能產業盲目增長。2021年國家發改委發布《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》(下稱《通知》)中明確指出，高耗能企業市場交易電價不受上浮20%的限制。這樣做的目的就是從用戶類別來區分交易電價，要讓用電多、能耗高的企業多付費，以此來遏制高耗能項目的盲目發展。但是全國僅有個別地區甄別確定了高耗能名單，而且都是參照國民經濟行業分類的煤電、石化、化工、鋼鐵、有色金屬冶煉、建材等六個行業類別作為“兩高”的范圍，在此基礎上進行篩選甄別，但忽略了一些非傳統意義上的“高耗能”產業，如數據中心的電力成本占數據中心營運成本50%以上。國家能源局數據顯示，2020年中國數據中心耗電量突破2000億千瓦時，耗能占全國全社會總用電量的2.7%，預計到2030年數據中心用電量可能在2020年基礎上增加一倍。光伏制造業主要包括晶硅提純、硅錠硅片、光伏電池和光伏組件四個環節，其中每個環節都需要消耗大量的電能，雖然國內多晶硅生產廠家不斷努力推進自主技術研發，早已實現了清潔生產，但是從電能消耗角度來看，數據中心、光伏原材料生產企業完全可以看成“不冒煙的工廠”，耗電量與傳統高耗能的產業如鋼鐵、紡織等不相上下。所以高耗能產業名單遲遲不劃分不落實，無法從交易電價上推動其進行節能，只能是變相鼓勵其用能。最終導致到2030年，可再生能源的電量占比可能不會達到人們的預期，因為高耗能項目無序的發展，必定會增加電力保供壓力。
二是光伏規劃需要改變傳統思路。光伏發電的問題主要依賴于光照，但光照的最大特點是隨著太陽的東升西落而變化，在時間上具有不連續性，這也導致了光伏發電的不連續。光伏機組的出力在正午前后達到高峰，而太陽落山后光伏機組完全無法出力，用電需求在這時卻迎來了晚間高峰，電網負荷迅速沖高。由于光伏發電的不連續性，電力系統凈負荷在午間陡降、晚間陡升，短時間內波動劇烈，這就是為什么光伏裝機占比越大的地方，系統凈負荷越呈現出“鴨子型”“峽谷曲線”。如果按現有傳統模式安裝運維光伏組件，隨著光伏發電裝機持續增長，為保障電力系統實時供需平衡，只會對電網調峰能力提出更高的要求，但對系統的凈負荷曲線沒有任何彌補之用。但是我們也可以打破傳統思路，通過不同維度下光伏組件安裝傾角(光伏組件朝南布置，與水平地面之間的夾角)影響發電量來優化發電曲線。緯度越低的地方，組件平鋪時發電量損失越少，但緯度越高的地方，垂直時發電量損失越少，且垂直時光伏機組發電曲線由原來“饅頭型”變成“雙駝峰型”，在解決系統調峰壓力的同時又保證了電量需求，還讓光伏實現高質量發展。
三是風電要在現有條件下煥發生機。選址一直都是風電場設計中的重要環節，選址工作的好壞，直接影響了風電場的收益情況。截至2023年12月31日，我國風電裝機規模達到4.4134億千瓦，占我國電力總裝機的15%，其中陸上風電4.434億千瓦，海上風電3700萬千瓦。我國大陸海岸線長18400千米，擁有豐富的海上風能資源，但因為我國海上風力資源開發相對歐美國家起步較晚，導致我國海上風電應用時間較晚。所以從裝機規模看，海上風電和陸上風電相差甚遠，但是隨著海上風電裝備制造能力和建設運營能力的提高，海上風力發電機組建設問題不斷得到解決，更為安全、高效的海上風電機組也在逐步走向成熟，海上風電完全可以乘“風”而上。對于陸上風電，早期風電項目搶占的是“三北”地區等風資源豐富的區域，年平均風速能達7米/秒以上，但由于機組額定風速高、單位千瓦掃風面積較小、風能利用率較低的機組占比高等因素，導致風電機組容量系數、年利用小時數均偏低，在同等風資源條件下，利用小時數遠低于最新機型。早在2021年12月，國家能源局就發布了《風電場改造升級和退役管理辦法(征求意見稿)》，隨后多個省區就開始老舊風電場改造升級相關工作，但規模都比較小。2023年6月，國家能源局印發了正式文件《風電場改造升級和退役管理辦法》(以下簡稱《管理辦法》)，對今后風電市場健康有序發展提供了指導方案。據業內測算，一座5萬千瓦的老風電場更新后可獲得原有2~3倍容量、4~5倍的發電量。所以各地要落實《管理辦法》，打開國內“以大代小、以新換舊”市場，讓風電機組在現有土地資源，風資源的條件下脫胎換骨、涅槃重生。
四是燃機的供熱功能定位要轉變。在我國現有能源體系中，火電仍然是能源保供的絕對主力，除了人們熟悉的煤電外，天然氣發電也屬于火電的一種，也可以發揮其不可或缺的作用。從電源結構上看，我國是需要天然氣發電廠的，但需要的是天然氣調峰電廠，而非天然氣熱電聯產。雖然燃料成本劣勢導致氣電貴，但是氣電具有煤電沒有的清潔低碳屬性，且能與高比例的波動性可再生能源相匹配，以及提供確保電網穩定運行的優質調峰調頻資源。隨著風電、光伏等可再生能源規模迅速擴大，電網對于靈活性電源的需求越加迫切。熱電聯產燃氣機組的電力是隨著供熱需求而變化的，“不由自己做主”，也就失去了靈活性優勢。所以，其對電力沒有任何貢獻，反而因為熱電比等原因，在生產熱能的同時也生產了更多的電量，原本是為了幫助可再生能源上網，需要與風電、光伏打配合的氣電，結果因為供熱原因，反而搶占了風電、光伏發電位置。所以需要充分發揮燃氣機組啟停靈活的特點，將發展調峰電源作為氣電主要發展方向。城市供熱可以建設城市熱網，不再由供熱鍋爐進行互保供熱，而是由城市熱網進行互保，燃氣機組做好自己調峰的任務就可以。
五是煤電的運行方式要改變。隨著我國可再生能源裝機容量和發電量的不斷上升，煤電在降碳減碳的過程中平均發電利用小時數將會持續降低，煤電的角色也從主要的發電電源向調節性電源過渡，相較于其他調節型電源，煤電調峰具有明顯的體量和成本優勢，電力系統調節資源的保障要求煤電承擔起調節型電源主力軍作用。煤機根據啟動工況可以分為冷態啟動、溫態啟動、熱態啟動、極熱態啟動等，各工況下啟動時間不同，如燃煤機組停機時間1小時以內為極熱態啟動，停機時間1小時至10小時為熱態啟動，停機時間10小時至72小時為溫態啟動，停機時間72小時以上為冷態啟動。從目前各地的凈負荷曲線和現貨運行情況可以看到真正需要火電進行啟停調節的停機時間為2~4小時左右，此時對應的機組狀態為熱態或極熱態，這就需要煤電機組在今后頻繁地啟停，通過煤電多次啟停的能力，充分發揮其隱藏的調節能力。
本文刊載于《中國電力企業管理》2024年10期
作者：趙夢嬌、俞瀟
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