文|華夏能源網   劉洋

一路高歌猛進的風、光新能源，正給電力系統帶來一場嚴峻的“大考”。

碳中和目標提出三年，中國風光新能源裝機目前已迅速攀升至近9億千瓦，年底有望突破10億千瓦。風、光新能源的發電量滲透率，也達到了13%左右，并迅速向15%關口逼近。

國網能源研究院測算表明，當新能源電量滲透率超過10%~15%后，整個電力系統的成本將進入快速增長臨界點。未來新能源場站的成本下降，很難完全對沖消納新能源而上升的系統成本。

這意味著，無論對于風光新能源而言，還是對整個電力系統而言，15%的綠電滲透率都是“一道坎兒”。面對大考，電力系統該如何應對？新型電力系統建設該如何破局？

考驗一：負電價是嚴峻挑戰

新能源發電成本，的確是在不斷走低，但是對于動輒百億千億的投資，新能源仍然面臨成本收益問題，穩定的電價是最后的收益保障。

為鼓勵發展新能源，國家對新能源發電實行“優先收購”政策。在短短十余年間，新能源從補貼退坡到平價上網，再到馬上就要進入電力現貨市場，電價下行趨勢仍在繼續，甚至出現負電價。

今年“五一”假期期間，山東省連續長時間的“負電價”刷新了國內電力現貨市場的紀錄，引發熱議。“五一”小長假五天中，共有46小時出現負電價，其中從5月1日晚間至5月2日，有連續22個小時持續負電價，價格區間為-0.085元/千瓦時至-0.032元/千瓦時。

負電價的出現有點“不可思議”，但卻是符合經濟規律的。因為新能源的間歇性和不穩定性，導致它沒法實時響應電網或者用戶需求，因而在電力現貨市場中沒有競爭力，負電價就出現了。

全球范圍內，負電價早已不是什么新鮮事。自2007年開始，德國、奧地利、法國、瑞士等歐洲國家相繼引入負電價。以新能源電量滲透率達到四成的德國為例，2020年全年負電價時長達到了298小時。

未來很長一段時間，隨著中國可再生能源比重的不斷增加，出現時段性電力供大于求的情況將變得頻繁，負電價或將成為常態。

負電價（或者是低電價）會嚴重挫傷風光新能源的積極性，也沒辦法充分體現出綠電的價值。以新能源大省青海為例，目前青海省0.2277元/千瓦時的平價上網電價長期居全國低位，外送新能源電力落地電價普遍要低于當地火電基準電價，這嚴重影響著新能源投資收益，企業投資積極性受挫。

IEA最新報告指出，負電價小時數增多這一市場現象，反映出當前電力系統的靈活性不足。當發電量超過需求量時，價格就會低于零；而一個靈活性足夠高的電力系統就能作出判斷——要么需求量需要增加、要么發電量需要減少。

這對于中國的電力系統來說，做出靈活性調控還有點難，負電價的挑戰會比較嚴峻。

考驗二：電力系統成本上升

中國新能源發展，還面臨遠距離輸送和大電網消納的限制。

目前中國已建成35條特高壓輸電線路，合計送電量約9000億千瓦時，不到全社會年用電量的11%。其中，送出的風、光電量更少，只有約1500億千瓦時，占全社會用電量不到2%。

不是特高壓不想輸送更多的風光綠電，國家能源局要求特高壓線路輸送風光綠電的比例是50%。但是由于風光新能源的間歇性和不穩定性，風光綠電電量非常不可控，當風光新能源發不出電來的時候，特高壓只能輸送煤電。

這里面還有個一直倍受詬病的特高壓低利用率問題。

華夏能源網（公眾號hxny3060）注意到，2018年4月，國家能源局就曾發布報告指出，部分特高壓工程投運后最大輸電功率一直未達預期，輸電能力發揮不充分，工程利用小時數偏低，輸電效益未充分發揮，大部分直流工程平均利用小時數不足5000小時，平均利用率僅為57%。

事實上情況可能更糟糕，很多線路利用率不足三成，甚至有的線路利用率僅為一成。沒有特高壓，三北綠電送不出來；重金建成特高壓，線路利用率又成問題。因而，特高壓的綠電輸送能力，嚴重制約著風光新能源的發展。

華夏能源網（公眾號hxny3060）注意到，國家電投集團科學技術研究院曾有測算，到2060年，中國新能源約35億千瓦的裝機將分布在三北地區。三北地區35億千瓦裝機發電量約5.5萬億千瓦時，這當中，可通過特高壓送出的新能源電量僅為1萬億千瓦時。

剩余的4.5萬億千瓦時電量中，預計2060年就地消納的上限為0.5萬億千瓦時，具體怎么實現，那就是把部分“高載能”行業向三北電源中心遷移來實現；剩余4萬億千瓦時的綠電電量，需要將其轉化為綠色燃料（原料、材料）加以利用，包括綠電制氫。

無論是特高壓高成本輸送綠電，還是特高壓輸送能力有限大量綠電不得不轉化為綠基燃料，風光新能源消納都帶來了整體系統成本的上升。

國家電網也有測算，新能源電量占比超過10%以后，需要大量增加抽水蓄能、新型儲能等靈活性資源，新能源電量占比每提升5個百分點，將增加消納成本0.088元/千瓦時。

從新能源發電絕對成本來講，中國已經具備了驅動能源全面轉型的基礎，挑戰在于如何更經濟的綠色電能傳遞給消費者和用戶。隨著整體系統成本的增加，最終結果可能是，新能源發電成本在下降，但用戶卻感知不到，甚至成為了系統成本上升的買單者，這是大家都不愿意看到的結果。

考驗三：從“煤電頂牛”到“煤新頂牛”

就如同“煤電頂牛”客觀存在一樣，當大比例新能源持續接入電力系統，煤電要轉型為調節性電源。在這一過程中，“煤新頂牛”也將無可避免要出現。

目前風電、光電能夠實現平均每年發電3000多小時，但都屬于間歇性發電。越是利用風電和光電，越需要有備份的容量（編者注：備份容量是指能夠應急調峰的機組，這些機組在中國有相當大一部分是靠煤電）。

有業內人士做過簡單測算，原來是1.2千瓦的煤電能為1千瓦的用戶供電，但新型電力系統下，需要“1.2千瓦的新能源+1千瓦的煤電”，才能對應1千瓦的用戶。這樣，平時不開機的1千瓦煤電，需要頻繁啟停為新能源“保駕護航”，提供調峰服務。

但是，“頻繁啟停”這件事，現有煤電機組是不太做得到的——因為還沒有快速啟停的性能，它們最低負荷量也不能降到比較低，所以還要對煤電進行徹底的靈活性改造，才能承擔起這項任務。

煤電靈活性改造必然帶來成本增加，另一方面，煤電調峰會直接損害煤電企業的利益。

這就是難點所在。在轉型為調峰機組之前，煤電機組的最小出力為60%，對應著4500煤電利用小時數，對于13億千瓦的煤電總盤子，經濟性剛好還過得去；可是轉型為調峰機組后，這意味著煤電最低負荷，將降至40%甚至20%。

當煤電利用小時數降至2000-3000小時，收入下降不說，度電成本還要大幅提高。據國網浙江電科院專家張寶統計，1000兆瓦超超臨界濕冷煤電機組以20%的負荷率運行時，供電煤耗為367~385克/千瓦時。相比40%負荷率，供電煤耗上升了約46克/千瓦時。

盡管國家一直在推動增加新能源電力調峰成本的分攤主體，但截至目前，電力市場上的電力調峰，60%的費用仍由火電集團出，為此，電力集團年度輸血在200億元以上。

當然，新能源消納和調峰，鑒于煤電轉型為支撐性電源所帶來的系統成本，政府正在考慮出臺煤電容量電價。

如果按固定成本的30%來補貼煤電，那就是每千瓦煤電年度補貼100元，那近14億千瓦煤電，每年可以獲得1400億元的容量電費，這相當于度電補貼8.8分錢。

然而，伴隨著越來越多的風光新能源接入系統，煤電承擔的調峰任務會越來越重，容量電價補貼仍然是“兜不住底”的，“煤新頂牛”亦將越演愈烈。

或許要等到儲能、氫能等新型能源解決方案徹底走通并擔當起重任的時候，新型電力系統才能徹底擺脫“煤新頂牛”的困擾。如此來看，徹底理順這些問題需要的時日還很長。