雖然行業(yè)內(nèi)普遍預(yù)期十四五期間可再生能源、尤其是陸上光伏將成為電源側(cè)主要新增方向，但從目前的情況來看，火水核電未見增量停滯勢頭。
比如，9月2日，國務(wù)院常務(wù)會議做出海南昌江二期和浙江三澳一期兩個核電項目的核準(zhǔn)決定。在增加700億元投資的同時，也將在十四五末增加浙瓊兩地年均合計250多億kWh的優(yōu)先發(fā)電量，對本地電源以及外來電源的消納和電價形成沖擊。
一邊是倡導(dǎo)清潔化發(fā)展的煤電，一邊是渴望成為清潔能源基荷的核電，可再生能源在電源中應(yīng)該占據(jù)怎樣的位置？傳統(tǒng)能源、清潔能源和可再生能源三者之間是否存在最佳的配置比例？從開發(fā)投資角度，在可再生能源發(fā)電比例上升后，還有哪些可能存在的成本和變化需要被投資人納入考慮？
可再生能源：從壁龕到主流
2019年，我國風(fēng)電光伏合計發(fā)電量占比約為8%，在配額制及造價下降的雙重刺激之下，十四五末風(fēng)光滲透率（即發(fā)電量占比）有望提高至20%，未來五年，正是可再生能源在電源結(jié)構(gòu)中地位上升、以及對電力系統(tǒng)影響逐步顯現(xiàn)的爬坡期和關(guān)鍵期。
目前，我國從電網(wǎng)側(cè)到發(fā)電側(cè)對于高比例接入可再生能源對電力系統(tǒng)的影響分析主要集中在調(diào)峰調(diào)頻等方面，解決方案包括輔助服務(wù)市場的建立和深化、以及發(fā)電側(cè)/電網(wǎng)側(cè)設(shè)備性能的提升以及配置儲能等途徑。
但實際可能產(chǎn)生的變化遠(yuǎn)不止于此。2019年，OECD/NEA曾發(fā)布《The Costs of Decarbonisation》，以一個年用電量5370億kWh的地區(qū)（如法國）為例，研究在當(dāng)前裝機(jī)格局的基礎(chǔ)上，當(dāng)風(fēng)電、光伏合計滲透率分別為10%、30%、50%、75%時，區(qū)域在系統(tǒng)成本、可靠性、電價等方面的顯著變化。
發(fā)現(xiàn)盲點，有利于政策制定者和行業(yè)參與者的科學(xué)規(guī)劃與合理決策。需要聲明的是，由于OECD/NEA是倡導(dǎo)核電發(fā)展的行業(yè)機(jī)構(gòu)，因此報告觀點中會更突出核電的優(yōu)勢和必要性，同時案例地區(qū)的發(fā)輸配電成本和電源結(jié)構(gòu)與我國不盡相同，因此可重點借鑒分析架構(gòu)，而非具體數(shù)值。但整體上仍然極具參考意義。
警示1：高滲透=高裝機(jī)
由于各類機(jī)組發(fā)電能力不同，而風(fēng)電光伏屬于容量因子偏低的類型，為此在相同的碳排放強(qiáng)度下（CO250g/kWh），為實現(xiàn)相同發(fā)電量，如風(fēng)光滲透率越高，發(fā)電側(cè)裝機(jī)容量越大。當(dāng)案例地區(qū)風(fēng)光滲透率從10%上升到30%，裝機(jī)容量需要從118GW上升到167GW。如進(jìn)一步提升至50%，則總裝機(jī)容量將翻倍至220GW。
圖1 案例地區(qū)不同可再生能源滲透率下裝機(jī)規(guī)模/GW
（VRE= variable renewable energies）
啟示1：電源側(cè)從競爭到伴生
風(fēng)電光伏裝機(jī)的增長離不開其他電源的同步增長及協(xié)同利用。
縱觀我國電源側(cè)尤其是可再生能源的開發(fā)歷程，早期主要是資源利用導(dǎo)向，而且同一片區(qū)一般只開發(fā)一種電源；近年來伴隨光伏造價下降和從業(yè)者的融合，逐步興起了“單位面積產(chǎn)出最高”的風(fēng)光協(xié)同開發(fā)設(shè)計理念；在新能源汽車行業(yè)發(fā)展帶動電化學(xué)儲能成本顯著下降、以及發(fā)電側(cè)配儲能成為某些地區(qū)的窗口指導(dǎo)后，近期的項目開發(fā)均強(qiáng)調(diào)了風(fēng)/光+儲的特色，但其中噱頭和促進(jìn)核準(zhǔn)的意味更濃，從系統(tǒng)成本角度考慮的比重較弱。
相比，近期發(fā)改委、能源局出臺了關(guān)于開展“風(fēng)光水火儲一體化”、“源網(wǎng)荷儲一體化”發(fā)展的征求意見，與這一點不謀而合。除了對資源的充分利用外，未來項目開發(fā)需強(qiáng)調(diào)內(nèi)部不同電源品種之間在系統(tǒng)成本上的協(xié)同性和集約性，在發(fā)電量最高、系統(tǒng)成本最低之間尋求最佳配置比例。
警示2：系統(tǒng)成本邊際遞增
間歇性電源滲透率上升后，對系統(tǒng)成本的影響呈現(xiàn)邊際遞增趨勢。與行業(yè)慣用的全生命周期平準(zhǔn)化度電成本（LCOE）相比，系統(tǒng)成本主要反映電源對電網(wǎng)系統(tǒng)的影響，如備用電源、調(diào)峰調(diào)頻、輸配電線路增加及加固成本等，在可再生能源占比高的情形下尤顯重要。有關(guān)系統(tǒng)成本概念，可詳見《從LCOE到系統(tǒng)成本》。
在案例地區(qū)，當(dāng)可再生能源滲透率為10%，系統(tǒng)成本約為7美元/MWh（折合人民幣4.76分/kWh）。當(dāng)滲透率提高到30%，系統(tǒng)成本翻倍至17.5美元/MWh，滲透率達(dá)到50%時，系統(tǒng)成本則進(jìn)一步攀升至30美元/MWh。
由于可再生能源匯集了日內(nèi)、季度、年際的資源和出力波動，在系統(tǒng)成本當(dāng)中，備用成本的上升最為顯著。另外，由于一般地區(qū)用電高峰出現(xiàn)在傍晚而非正午，與光伏發(fā)電時間并不匹配，為此在不考慮儲能及能量時移的顯著影響下，光伏容量增長并不能減少常規(guī)電源的容量需求和高峰期出力，導(dǎo)致其他電源的產(chǎn)能整體上利用率不足。
圖2 案例地區(qū)不同可再生能源滲透率下系統(tǒng)成本USD/MWh
從輸配電投資來看，在分布式電源低滲透率的情況下，可以起到一定的延緩大電網(wǎng)建設(shè)的正面效果，但當(dāng)分布式電源滲透率上升后，配電網(wǎng)也需要升級改造方可滿足用戶側(cè)的雙向電力流動需求，從而增加配電網(wǎng)建設(shè)成本。
對于調(diào)峰服務(wù)的來源，除了向市場購買、發(fā)電側(cè)多種電源（含儲能）自帶調(diào)峰以外，限電也被看做一種選擇，而且是系統(tǒng)成本最低的一種調(diào)峰方式。案例地區(qū)，可再生能源發(fā)電量在滲透率達(dá)到30%后開始出現(xiàn)限電，在滲透率為50%時，部署的邊際可再生能源機(jī)組的限電率將超過10%。基于國內(nèi)實際，可以理解為適度超裝+能量管理平臺。
啟示2：必須考慮的輔助服務(wù)費(fèi)用
今年以來，我國新能源企業(yè)需要支付調(diào)峰費(fèi)用的地域范圍，已經(jīng)從東北和西北等傳統(tǒng)高限電地區(qū)蔓延至中東部非限電地區(qū)。
雖然上半年調(diào)峰費(fèi)的發(fā)生主要是由于疫情影響下的負(fù)荷驟降，導(dǎo)致短期電力供過于求，但從長期來看，伴隨可再生能源滲透率上升，調(diào)峰費(fèi)將成為必要支出，需要納入投資人的考慮。而且在十四五期間，新能源滲透率顯著提高的地區(qū)，度電調(diào)峰費(fèi)可能呈遞增趨勢，預(yù)判尤其重要。而實際上，目前大多數(shù)行業(yè)投資人在開發(fā)地區(qū)選擇和投資評估中，對此尚未有明確認(rèn)知。
警示3：電價波動人為放大
在常規(guī)電源為主導(dǎo)的電力市場中，零/負(fù)電價出現(xiàn)的概率較低?？稍偕茉礉B透率提升，是現(xiàn)貨市場出現(xiàn)零/負(fù)電價的一個重要因素。2012年，德國日前市場共觀察到15天、56小時的負(fù)電價，平均值為-70.2歐元/MWh。而到2017年，負(fù)電價出現(xiàn)的時長超過146小時，平均值為-26.5歐元/MWh。
案例地區(qū)，可再生能源滲透率上升的初期，市場平均電價的下降效果相對有限，但零電價出現(xiàn)的次數(shù)有顯著上升。滲透率為30%時，每年有60小時為零電價。滲透率為50%時，一年中有超過1200小時的時間為零電價。
表1 案例地區(qū)不同可再生能源滲透率下電價數(shù)據(jù)
邊際成本為零，是沒有燃料成本的可再生能源的最大賣點，現(xiàn)貨市場零電價的出現(xiàn)并不意外。但另一方面，由于發(fā)電側(cè)項目為經(jīng)濟(jì)性投資，零電價出現(xiàn)的時長越多，理論上高電價出現(xiàn)的時長也會增加，否則項目無法實現(xiàn)預(yù)期回報，從而人為增大了電價波動和預(yù)測難度。
而且，電價更高的時長一般出現(xiàn)在可再生能源不發(fā)電或發(fā)電占比較少的區(qū)間，因為此時市場上電力供應(yīng)較少，導(dǎo)致可再生能源可能并不是高電價的最大受益方。
相反，由于集中式項目的分布往往較為密集且可調(diào)節(jié)性相對較差，“一發(fā)俱發(fā)，一降俱降”。在儲能影響有限的情況下，有電價的發(fā)電時間可能出現(xiàn)可再生能源“自相殘殺”的報價局面。由于光伏發(fā)電時間更為集中和短暫，殺價現(xiàn)象更為嚴(yán)重。案例地區(qū)，即使?jié)B透率只有12.5%，光伏電價就已經(jīng)減半；當(dāng)滲透率達(dá)到17.5%時，電價已經(jīng)降低到最初水平的1/4。
圖3 案例地區(qū)不同滲透率下風(fēng)電光伏電價(USD/MWh)
啟示3：有價電量與內(nèi)部廝殺
理論上，我國可再生能源應(yīng)全額優(yōu)先并網(wǎng)，未來的電價變化似乎與項目經(jīng)營和投資回報不相關(guān)。但在電力供過于求的背景下，目前三北地區(qū)含補(bǔ)貼存量項目均需要有一定比例電量參與電力交易，而存在負(fù)價差。伴隨電改進(jìn)程和配額制的實施，預(yù)計更多省份的新能源項目需要拿出部分電量參與交易，以促進(jìn)消納。為此，中長期電價預(yù)測是開發(fā)商和投資人應(yīng)該現(xiàn)在就開展的功課。
而在中長期電價預(yù)測中，目前市場普遍會以當(dāng)?shù)刂髁﹄娫矗ㄈ缁痣姡┌l(fā)電成本+毛利作為中長期電價預(yù)測基準(zhǔn)，結(jié)合案例來看，有兩點思路需要修正：
1、在新能源滲透率預(yù)期增長的地區(qū)，單獨(dú)預(yù)測年均電價無法體現(xiàn)項目實際交易電價，針對光伏項目，應(yīng)明確發(fā)電時段的平均電價；針對風(fēng)電項目，則需關(guān)注凌晨用電低谷期可能的零電價時段，明確有價電量和發(fā)電時段平均電價。
2、雖然新能源不是電力市場的定價者，但卻可能是殺價者，導(dǎo)致競爭之下部分新能源密集發(fā)電時段電價比預(yù)期更低。因此投資人應(yīng)關(guān)注競爭格局對報價毛利的影響。
綜合來看，十四五期間，我國新能源行業(yè)滲透率正處于快速增長的關(guān)鍵期，對裝機(jī)格局、系統(tǒng)成本和電價的影響尚未顯現(xiàn)，卻必將發(fā)生。如何與其他電源協(xié)調(diào)發(fā)展尋找最佳配置比例、合理預(yù)估和疏導(dǎo)系統(tǒng)成本、全面預(yù)測中長期電價和各項費(fèi)用，是行業(yè)政策制定者和投資人應(yīng)該關(guān)注的問題。
他山之石，可以攻玉。預(yù)見可能的變化，是迎接變化的第一步。
