風電光伏為何無法達到最大電量比例？
2023-07-28 10:07:04
能源雜志
作者：
張樹偉 袁敏
可再生能源，特別是風電與光伏，近年來在持續保持快速增長，建設成本實現大幅度下降。在大部分時間與空間范圍內，風光的長期度電成本（LCOE）已經比燃煤發電更低，甚至低于其燃料成本。根據行業協會最新的項目技術經濟分析，2023年前后，我國海上風電度電成本已從兩年前的1元/kWh大幅下降到0.3元/kWh左右；而光伏發電在日照資源良好的地區，平均滿負荷發電小時數可達到3000小時，而度電成本低至0.1 - 0.2元/kWh。
如此低的長期度電成本，意味著更強的競爭力，也意味著風光可以占據更大的市場份額，以體現市場效率（總成本最小化）與公平（成本更低的技術獲得更大市場份額）原則。
考慮到不同電源“市場價值”，也就是從一個完美競爭開放市場獲得收益能力的不同，從微觀經濟學的“零利潤均衡”出發，需要界定可再生能源競爭力等價為：其“長期成本等于長期收益”對應的份額水平，而不是各種出力特性不同電源的平均成本比較。基于技術經濟視角，風光依靠自身的競爭力，可以在收益下降到自身成本水平之前實現份額的擴大。在這之后之后，就必須繼續依靠額外氣候政策的幫助。
當然，技術經濟視角無疑是對我們生活世界的高度簡化，只是為理解更復雜的現實提供參考基準。風光是否能夠實現這一最優發電份額，系于很多超越技術經濟的社會、政策乃至政治因素。這些因素或是市場發育不夠健全無法給出足夠及時準確的行為引導信號。
比如光伏過度集中地區中午的電力價格仍舊高高在上；可能出于更廣闊的經濟發展目標追求，比如發展儲能/電動汽車等戰略新興產業；可能來自于電力系統運行的習慣（保持穩定輸出等）；可能是一些被忽略的間接成本，比如社會接受度，可得土地乃至建設速度約束。這些超越部門技術經濟的因素，不一定是阻礙最優份額實現，還有可能導致現實際份額超過最優水平。
本文中，我們聚焦那些影響風光最優份額實現的限制性因素。從技術經濟最優參照系出發，我們會分析這些障礙因素為何、如何以及在多大程度上造成各種不完美，影響最優份額的更快實現，從而為政策、機制乃至體制上的必要改變以克服這些障礙提供啟示基礎。
我們的討論結合不同利益群體的表態與互動，立于最新行業發展與動態。如果沒有特別說明，我們舉出的特定時間/空間的例子意味著它們是冰山一角，具有典型性與代表性，而不是孤立個案。
希望這些能夠引發更多行業層面的討論。
風光最大比例：35%
風電光伏長期度電成本已經大幅低于傳統化石能源。在此基礎上一個直接的技術經濟推論是：新的風電光伏，而不是新的煤電或者其他電源，應該首先滿足新增需求，或者替代舊機組壽命到期之后的容量需求。更進一步來說，如果新的風光成本也大幅低于了既有機組的流動成本（主要是燃料），那么意味著既有機組可以提前關停與退役，從而成為擱置資產（stranded assets）。
筆者機構按照浙江省的需求動態（負荷特性）與風光出力特性開展了模型模擬。此為開源模型，可在https://colab.research.google.com/drive/1xEb6iMXx75nKBZnTO-zDdxjTJFNiqYty查看與下載運行試用。
在風光度電成本（元/kWh）比目前煤價下的煤電普遍低40%-50%的設定下，我們的估計顯示：在缺乏氣候排放約束的情況下，競爭力更強的風電仍取得更大的發展，在電源結構中占到1/3的份額。雖然無法滿足夜間電力需求，但光伏也呈現出類似的趨勢。
在風光容量到達一定比例之后，就會出現“自我彼此競爭”的情況，無法獲得足夠的收益以回收成本。傳統化石能源方面，煤炭因為其長期平均成本仍舊具有競爭力，仍舊保持25%左右的份額。而各種類型的天然氣發電由于燃料成本高，僅占很小的比例。核電與水電在系統中有一定份額，但是它的發展無疑受限于自然條件或者廠址資源，總體潛力有限。
來源：卓爾德中心項目模擬結果，基于Google Colab與Python開源庫構建
總體而言，風光的發電份額，在考慮抽水蓄能充放損失的情況下，占到總體用電量的35%。這是浙江案例的結果。
其他地區因為負荷水平、特性與風光出力曲線形狀的不同，可能有所區別。有些地區風電與負荷高峰更一致，份額更大；有些地區反向波動更劇烈，份額更小。但是整體上，我們認為，這是我國平均意義上的、在缺乏氣候約束下，風電與光伏需要實現的大致最優發電份額。
相比目前我國13%左右，長三角地區仍低于10%的風光份額，未來一段時間風光的建設仍需要繼續提速，以盡快趨近這一最優份額，實現經濟效率與環境減排的共同實現。
必須指出的是：即使是這部分份額，相當一部分（大致總量?）風光是通過捆（bundled）成傳統電源那樣實現利用的。它們僅具有風光的名字，但是并不具有風光減排、成本低與波動出力系統影響方面的實質。它們在排放特性上更加接近天然氣，而成本則因為綁定新化石能源或者儲能，比煤電并不低多少，而系統影響方面更像是傳統電力系統的基荷供應。
障礙之一：所謂“增量轉型”
把風光不可控的電源整成傳統可控電源那樣，可以更好地“適應”過去的調度方式。這包括不依賴預測而依靠大量備用平衡、粗尺度開機組合計劃、照顧煤電的冗余與不靈活。
過去的風光發展，雖然有例外，但是的確是按照“存量不變、增量風光去滿足新增需求”的思路展開的。這的確有優點——不觸動既得利益群體，特別是煤電。新增需求如果是3%，給定風光的比例還很低，這個空間顯得還足夠大，讓風光在年度尺度上去填補，而最大程度保持煤電整體機組（fleet）運行方式不變。
理解這種方式，有兩個特別重要的數字，一個是60%，對應于煤電機組通常意義上的最小出力，以及我國電力需求低谷相比最大負荷的水平。從一天的尺度來看，電力需求往往在100%-60%之間波動，煤電機組有充分的調節域實現這種調節；從一年的尺度看，60%的平均出力，對應著4500-5000小時的發電量，對于10多億千瓦的煤電總盤子，經濟性上還過得去；從系統運行來看，安排大量機組，都運行在60%的水平（全是備用！）。
一旦需求上去了，這些機組可以足夠有效的提升出力，調度最方便，系統最穩健。事實上，有2021年文章在做系統電力平衡與充足性校核時，的確是按照煤電出力60%，而不是默認中的額定功率100%來校核。這是思維慣性帶來的方法論特色——充足性與靈活性沒有更好地區分。
另外一個重要的數字是15%，對應于部分行業利益群體聲稱的“風光接入電網成本快速上升”的轉折點，也對應于2024/2025年風光即將實現的比例。有文章曾指出：“國內外研究表明，新能源電量滲透率超過10%~15% 以后，系統成本將進入快速增長的臨界點，未來新能源場站成本下降很難完全對沖消納新能源所付出的系統成本上升”。而這所謂的“國內外研究”從哪里來的，具體指的是哪些結果與結論，卻語焉不詳。
這一15%顯然是“計算”過的，意味著既有煤電還能大體保持60%利用率。目前水電+核電大約占20%，天然氣5%，那么剩下的空間就是煤電的。所以，這種想法是邏輯自洽的。問題是：煤電為何需要保持在60%以上？維持60%以上，電力行業還能實現碳減排潛力嗎？長期愿景到底是什么樣的？
“存量不動，增量調整”的發展方式，并不是沒有代價的，反而可能會有較大代價。理論上，風電光伏進入系統，“首先替代增量，然后替代存量”的說法從一開始就是不成立的。因為風光的出力是天氣決定的。你讓它“聽話”只替代增量，不替代存量，那就必須把風電光伏改造成傳統電源那樣。加裝儲能，實現出力平滑。在煤電發電比重還占據主體接近60%的時候，這無疑存在浪費，最終付出經濟上的代價。
來源：左：https://chinadialogue.net/zh/4/69556/
右：Lara, J. D., Henriquez-Auba, R., Callaway, D. S., & Hodge, B.-M. (2021). AGC Simulation Model for Large Renewable Energy Penetration Studies. 2020 52nd North American Power Symposium (NAPS), 1–6.https://doi.org/10.1109/NAPS50074.2021.9449687
目前的項目級儲能要求往往是“20%容量，2小時”。因為加裝儲能的昂貴，這種方式也不可能實現對風光的完全“改造”。因此第二個代價就是電量的切除。我國風電的利用小時數一致徘徊在2200小時左右，跟同一緯度的美國地區長期超過3000小時的利用率形成鮮明對比。盡管這其中可能有很多其他方面的原因，但是主觀切除是否不可忽視、值得進一步研究的實證問題。這種代價既是經濟上的，也是資源利用上的。
更重要的是：因為沒有電源間的替代(fuel switch)，那么從絕對排放角度，系統（與歷史比較）是沒有減排的。單位kWh排放強度的下降，絕大部分來源于分母——發電量的增加，而不是分子——化石能源排放量相比歷史的絕對減少。如果轉型的確切含義不僅是電力結構變化，還有從高碳到足夠低碳，那么這其實意味著沒有轉型。只不過是電量盤子更大了，帶來計算結果上的“稀釋”效應。
帶來的結果就是，這種增量替代方式對整體需求蛋糕的擴大提出了不小的要求。簡單估計，2022年我國非化石電力占總發電量8.5萬億度的34%，意味著還有5.6萬億的化石能源電量，絕大部分是煤電。
那么到2030年，如果存量不動，要實現《能源生產和消費革命戰略（2016-2030）確定的非化石能源發電量占全部發電量的比重力爭達到 50%的目標，那么電力需求至少超過11.2萬億，需要從現在開始的8年保持年均3.5%的增長速度。只要這個速度上不去，增量思維下風光的比重增加也就停滯了。
總之，只要煤電發電量不擴大，這樣的系統排放偶爾停止增長（所謂的并不精確的“達峰”）可能很容易，但是絕對減排則需要改弦易轍。“增量滿足”方式，在快速變化的經濟形勢下，可能未來越來越難做到。
障礙之二：合同交易決定物理潮流
在我國，發電機組與調度的交互權利仍舊是高度不對稱的。發電機組往往需要提前很長時間提交自身的出力安排，且無法在接近實時的時候靈活調整，而調度卻可以在70%-100%的很大范圍內調整它們的出力。
合理的系統協調界面，需要明確機組報出力曲線的“關門時間”——通知系統運營者。在此之前，機組應該有充分的自由調整自身發電安排。過長時間尺度提前量的交易，比如所謂的“帶曲線中長期交易”，有時候不是必須的。
這種不對稱的僵直安排，往往還伴隨著電力交易與物理運行層面的混雜，使得系統物理層面更有效率運行變得不可能。理論上，給定電力的均一性質，無論交易層面通過長期合同、雙邊談判還是場外交易（OTC）形成何種頭寸，物理運行層面都可以實施經濟調度——讓此時此刻成本最低的機組優先滿足需求。雙邊合同與整體統一平衡是兼容的。
但是在我國，由于政策、管理方面的不合理慣性，機組往往定下了何種長期計劃，就必須嚴格按此實施。比如：2023年6月，浙江省發改委（能源局）公開發文，要求嚴格落實年度發電中長期交易電量。這似乎意味著長期計劃多少，到時候必須發多少，而不能在實時市場通過更靈活的買賣電實現自身承諾。這實際上就是物理發電計劃，限制了系統更靈活有效率的運行可能。
這同樣與風光水電利用不充分有關，即所謂“緊張時送端不送、寬松時受端不要”。受端即使不要，也是交易層面的事情，并不是物理上這部分免費電力無法利用的充分理由。在一個存在明顯燃料成本的化石能源與近乎零成本的風光水構成的系統中，不首先使用后者是沒有道理的。
整體上的節省成本（做大蛋糕之意），參與主體也會發現，相比于自身發電，還有更合適的方式去實現更大利潤。比如一個煤電廠累積了100MWh的出力義務，某些情況下它會發現相比自己全發，買50MWh水電履約可能更合適，節省燃料支出，利潤更高。這種發電權交易，既可以通過自調度（self-dispatch，歐洲范式），也可以通過集中調度（centralised dispatch，美國范式）在總體結算層面實現。
唯一需要改變的，就是提高交易靈活性或者明確調度平衡系統的價值標準。因此，我國水電因為干旱不足或者極度富裕產生的反復揚棄，與難以界定證實的“省間壁壘”敘事并不相關（irrelevance), 即使它（壁壘）可能在交易合同層面存在。問題在于：電力交易與運行層面混雜，系統運行缺乏明晰的價值觀規則而服從于更高層級的自由量裁權。
這種交易決定物理出力與潮流的事情，很多國家市場化改革早期也出現過，但是后來合同往往都金融化了，不需要物理執行。比如：1996年美國（USA）聯邦監管委員會的888號令明確指出：以追蹤生產和消費之間的電力流為基礎的市場是不可行的。實際潮流路徑與合同路徑不可能一致。
我國需要盡快消除所謂“省間市場”——既沒有生產者，也沒有消費者，而是根據交易合同決定跨區/跨省功率潮流的電力特供。這不僅沒有必要，而且在極端情況（比如2022年的川渝大旱）下還可能造成供應安全問題。
障礙之三：煤電合謀操縱市場？
山東連續超長小時的負電價現貨市場引發了社會各界的高度關注，究其原因眾說紛紜，猜測很多。從直覺上講，零電價、負電價較頻繁出現很正常——表征系統會存在過發電時刻。
但是山東持續21小時負價格，跨越了光伏發電的高峰/低谷周期，似乎是不正常的。系統存在太多的特權供電，比如外來電，以及必須行政考核的機組/用戶，積累了太多中長期頭寸而實時交易流動性不足可能是更需要考慮的原因。
此外，市場中的煤電機組，是否存在合謀操縱市場，需要我國的能源監管機構——國家能源局給一個公開透明可校核的說法。理論上，只要價格稍微低過零，因為發一度虧一度，邊際成本為零的風電與光伏（沒有市場外收益來源，比如補貼）就會停止發電。
相比只能緩慢調整的熱力型機組，風機停轉或者光伏脫網即可快速實現輸出下降。因此，光伏向下調整出力，會很快極大改善整個系統供過于求的局面。長時間、明顯低于零、貼住行政限價的出清價格，是否存在合謀操縱市場，涉及不同市場耦合與補償機制的互動影響，屬于高度專業與細節導向的實證工作。
限于實時交易數據的缺乏，以及本文的篇幅，我們另文擇機討論。但是首先要明確的是，這不是一個“因為國外有負電價，因此這里負電價就不奇怪”的問題。
障礙之四：限制風光更快速建設
從現狀看，極其廉價的風電光伏發電正在快速建設，既包括海上風電與很多省份的分布式光伏，還包括西部地區眾多希冀采用廉價可再生能源電力發展高耗能工業與商業模式的科技園、產業園與綜合能源系統利用。比如在新疆哈密、青海格爾木，以及甘肅，寧夏，內蒙古的諸多地區。
但是，電力系統的無條件開放性還遠遠不是一個前提。各種生造的概念，比如“并網條件”、“調幅輔助服務”、“消納能力”等仍然甚囂塵上。強配儲能大大加劇了行業發展的負擔，并且造成了上游設備廠商的進一步”內卷“，損害長可持續創新能力。
我國知名能源智庫NGO組織——能源基金會曾發文表示：2021/2022年，非化石能源的新增發電仍只能滿足約3/4的新增電力需求，意味著余下的1/4需要常規能源補足。新增可再生無法滿足新增需求無疑是個統計事實。但是關鍵問題是它的含義是什么？是傳統電源仍不可或缺（現狀是它們還占發電量的60%），還是新能源發展還需規模更大以及提速發展？
再則，這在邏輯上存在倒果為因的問題。這種“無法滿足新增需求”是壓抑增長與利用率的結果，而非做不到。除了上述存在的切除電力問題，各個省份都以所謂“落實消納條件”的理由，限制裝機增長也是個重要因素。行業協會特別反映：中東南部風電開發還存在并網方面的阻礙，包括并網辦理流程長、接入側細則不清晰、并網協調復雜。
小結
長遠來看，風電光伏要占據主體的份額，需要依靠顯性的電力部門排放總量約束。但是，這并不是近中期需要討論的問題。更加需要討論的迫切問題是：給定風電光伏已經是理性的新增電源選擇，為何它們仍舊受到各種操作性、系統性、壟斷性與理念文化上的限制？
“存量不動，增量改革”曾經是我國改革開放很多領域的重要經驗。可惜的是，電力部門如果這么改，那么一方面可能浪費金錢，另一方面將無法實現絕對減排。政策、機制與體制上的有效改變，才能改變這一現狀，實現系統效率的提升以及更有效率減排的目標。
氣候安全的最終目標顯然不是達峰就可以了，更不必說“達峰”并不具有長期穩定性。或許我們可以期望在近期“達峰”之后改弦易轍，開始存量替代？現在無疑到了十字路口。
新能源
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