“双碳”目标背景下供需两侧如何精准发力

　　“双碳”目标的提出，对能源行业提出了更高的要求，电源结构也随之发生了根本性的变革，能源企业只有充分、深刻地认识到“双碳”目标的重要性和紧迫性，才能找准定位、认清方向，真正落实好现阶段“碳达峰”总体发展目标。新能源在实现“双碳”目标过程中发挥了重要作用，2030年风电、光伏12亿千瓦装机容量的发展规划目标，能否适应当前经济社会发展需求?各类电源又应当如何调整自身定位才能更好地助力“双碳”目标的实现呢?

　　按现有发展速度，风光12亿千瓦装机还够不够?

　　要回答这个问题，我们先来了解12亿千瓦的风电、光伏发展规划目标是如何出现的。2020年12月12日，在气候雄心峰会上，我国首次提出，“到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。”随后，国务院发布的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，国家发改委、国家能源局发布的《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》等文件均将2030年新能源装机目标定为12亿千瓦，由此，2030年12亿千瓦风电、光伏装机的发展目标广为人知。

　　那么12亿千瓦的风光装机目标能否满足发展需要呢?从能源结构调整的角度来看，未来非化石能源消费总量和比重仍将进一步提高，低碳消费的能源结构对可再生能源装机提出了更高的需求，12亿千瓦装机容量已难以满足能源结构调整需要。2021年10月，国务院发布的《2030年前碳达峰行动方案》中明确，2025年非化石能源消费比重达到20%左右，2030年非化石能源消费比重进一步提高到25%左右。当前各研究机构均对我国碳达峰一次能源消费总量进行分析预测，研究显示，我国一次能源消费量预计在2030年前后达峰，峰值约52.9亿~61.4亿吨标煤，年均值55.7亿吨标煤，按60亿吨标准煤一次能源需求峰值推测，我国2030年全社会总用电需求约为10.7万亿千瓦时，届时非化石能源消费应当等效为14亿吨标准煤所提供的全社会能源消费水平，在不考虑实际约束的理想状态下，相当于非化石能源提供4.76万亿千瓦时电量，剔除水电、核电等电源装机增长因素，预计风电、光伏需提供约2.2万亿千瓦时电量，对应新能源装机容量远超12亿千瓦。

　　从电力供给的角度来看，当前制约风电、光伏快速发展的成本因素(相同投资可获得早期数倍的装机容量)逐渐减弱，12亿千瓦的目标远非行业所能触及的上限，行业发展有能力超越12亿千瓦的装机规划目标。截至2020年11月底，我国风电、光伏装机仅有4.7亿千瓦，站在当年的视角来看，10年时间中需保持年均9.8%的增长速度才能按期实现12亿千瓦的装机目标，仍旧需要付出一定的努力。然而，在当前为促进新能源高质量发展所执行的电价政策和全额消纳机制、科技突破带来的造价快速下降、能源企业发展战略及考核等多重因素激励下，风电、光伏装机容量超预期增长。2021年新能源装机容量同比增长37.6%，2022年这一数字增长到39.4%，而2023年则攀升到了76.2%，装机增长速度远超其他电源类型，截至2024年5月底，风电装机4.6亿千瓦，光伏装机6.9亿千瓦，占当前电力系统总装机容量的37.9%，总装机容量达到11.5亿千瓦，距离12亿千瓦的装机目标仅一步之遥。

　　从电力需求和负荷变化的角度来看，未来一段时间电力负荷仍将持续增长，新增电源装机必须坚持绿色低碳的发展方向，这对新能源装机规模提出了更多的需求。我国自成功抗击新冠肺炎疫情以来，国内电力负荷持续快速增长，2023年度全社会用电量9.2241万亿千瓦时，同比增长6.7%，未来几年即使以年均3%的电力消费增量保守估计，到2030年我国用电量都将达到11.34万亿千瓦时。而实际上，当前我国新能源汽车、锂电池、太阳能电池等外贸优势产业以及服务国家发展战略的半导体行业、5G基站、大数据中心等新质生产力代表性用户均对电力供应有较高需求，未来几年我国用电负荷仍将持续增长。按新能源全国年均利用小时全额消纳计算，新增投产1兆瓦风电装机能产生2200兆瓦时电量，1兆瓦光伏装机仅能供应1200兆瓦时电量，设备利用小时数低于常规电源。新增电源投产规划在优先考虑满足系统新增负荷需求的前提下也要兼顾能源结构转型，为此新能源装机投产规模增速必须快于负荷增速才能满足“双碳”目标。

　　立足长远发展，可以预见12亿千瓦的新能源装机容量已无法满足我国经济、社会高质量发展需要。

　　实现碳达峰的可再生能源装机，电力系统能承受吗?

　　按照我国“双碳”目标远景规划，2030年非化石能源消费比重应当在25%左右。然而近些年来，我国电力负荷持续快速增长，一次能源消费量峰值预计将达到62亿吨左右，聚焦电力行业，按照碳达峰发展目标要求，基于供电煤耗290克/千瓦时来测算，到2030年，全社会用电量中至少要有2.2万亿千瓦时由非水可再生能源提供才能满足碳达峰发展目标。假设风电、光伏装机增长速度相同，则需按照年均7.3%的增速持续增长;若仅考虑光伏装机增长，则对应的年均增长速度需达到16.6%，这两个数字实际上均远低于2021~2023年间新能源装机增速。

　　高比例光伏接入对系统的冲击。新能源出力特性对系统调节带来的矛盾在装机快速增长的背景下将更加凸显。光伏发电受昼夜、天气、移动云层变化的影响，存在间歇性和波动性，且呈现一定的反调峰特性。电力系统面临着更加严峻的可靠供电、安全稳定和经济运行三大挑战。新型电力系统中由于源网荷储各环节高度电气化，系统安全稳定问题会更加复杂。在经济、可靠和清洁这个“不可能三角”中，作为硬约束的可靠性是绝不能妥协和牺牲的，年均新增2亿千瓦的风电、光伏装机将对系统消纳和安全可靠运行提出严峻挑战，2023年全国多地在分布式光伏接入电网承载力评估中已被划为红区，光伏消纳空间接近枯竭，未来新能源装机规模的持续增长，对电力系统的冲击将更加明显，系统调节难度持续提高。

　　煤电运行技术的进步无法满足新能源高比例的渗透。在国家能源行业长远战略规划中，煤电作为电力安全保障的“压舱石”，正在向基础保障性和系统调节性电源并重转型，我国“富煤贫油少气”的能源资源禀赋决定了较长时间内煤炭在能源供给结构中仍将占有较高比例，仍是电力系统中的基础保障性电源，2030年前煤电装机和发电量仍将适度增长。近几年因为极端天气影响，部分地区发生限电事件，使各级政府部门高度重视电力供应安全，地方政府作为煤电项目的审批方对煤电项目审批的支持力度也在加大。在装机方面，中国煤电装机容量由2018年的10.1亿千瓦增长到2023年的11.6亿千瓦，五年来净增加1.5亿千瓦。结合各地政策动态，预计2030年煤电装机容量将达到15~18亿千瓦之间。风电和光伏发电装机容量，则由2018年的3.58亿千瓦增长到了2023年的10.5亿千瓦。若维持2018~2023年可再生能源装机年均增速23.97%的蓬勃发展势头，新能源装机增长显著快于煤电装机增长。理想情况下，即使煤电装机容量不断增长，并且通过设备改造和运行管理，具备一日两次启停的运行工况下，系统也只能新增3~6亿千瓦的新能源消纳空间，依旧无法解决全部新能源的消纳问题。

　　大规模配建储能难以达到保障系统可靠性要求的水平。新能源装机的快速增长，无法为系统带来有效且充足的可靠性，假设维持当前煤电机组装机总量不变，为提高系统运行可靠性只能更多采取储能手段。但目前电力系统对容量的需求主要还是体现为对以煤电、水电等为代表的、能够在宽时间尺度里提供有效容量的机组。电化学储能由于其充放电限制，无法为系统提供长期有效的可靠性，实际运行过程中更多发挥的是平抑系统短时波动的作用。随着储能行业进入新一轮淘汰期，叠加供需错配、竞争加剧的背景，2023年以来储能电池和系统销售价格持续下降，储能成本也在不断下降，新型储能行业的激烈竞争大多集中在以锂电为主的短时储能(储能时长一般为2小时以内)上。截至2023年底，全国已投运新型储能项目累计装机规模达3139万千瓦/6688万千瓦时，平均储能时长仅为2.1小时。若煤电等可靠性调节电源的体量无法满足高峰负荷需求时，光伏、风电装机占比持续提升，其发电实时出力与终端电力需求的平衡问题将愈发严重，系统将需要储能提供更多的容量服务和更长时间的能量时移做支撑，目前“4小时”已经是储能技术的瓶颈，若需要更长时间的储能时长，则会带来成本大增问题。许多储能技术处于不同的开发和部署阶段，很难预计这些储能技术中的哪一种能够大幅降低成本。能源时移套利是储能获利的主要方式，时长的增加必定会影响其经济性。

　　供需两侧齐发力坚持低碳长远路

　　国家能源局于2024年6月4日发布的《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》中明确“部分资源条件较好的地区可适当放宽新能源利用率目标，原则上不低于90%”。因此很多业内人士认为，新能源利用率的下调，将进一步驱动全产业链发展，国内新能源新增装机将继续保持较高规模的发展。但如何高规模、高质量地发展新能源、增强系统灵活性调节能力就需要我们进一步认真思考。

　　一是抑制高耗能产业盲目增长。2021年国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(下称《通知》)中明确指出，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%的限制。这样做的目的就是从用户类别来区分交易电价，要让用电多、能耗高的企业多付费，以此来遏制高耗能项目的盲目发展。但是全国仅有个别地区甄别确定了高耗能名单，而且都是参照国民经济行业分类的煤电、石化、化工、钢铁、有色金属冶炼、建材等六个行业类别作为“两高”的范围，在此基础上进行筛选甄别，但忽略了一些非传统意义上的“高耗能”产业，如数据中心的电力成本占数据中心营运成本50%以上。国家能源局数据显示，2020年中国数据中心耗电量突破2000亿千瓦时，耗能占全国全社会总用电量的2.7%，预计到2030年数据中心用电量可能在2020年基础上增加一倍。光伏制造业主要包括晶硅提纯、硅锭硅片、光伏电池和光伏组件四个环节，其中每个环节都需要消耗大量的电能，虽然国内多晶硅生产厂家不断努力推进自主技术研发，早已实现了清洁生产，但是从电能消耗角度来看，数据中心、光伏原材料生产企业完全可以看成“不冒烟的工厂”，耗电量与传统高耗能的产业如钢铁、纺织等不相上下。所以高耗能产业名单迟迟不划分不落实，无法从交易电价上推动其进行节能，只能是变相鼓励其用能。最终导致到2030年，可再生能源的电量占比可能不会达到人们的预期，因为高耗能项目无序的发展，必定会增加电力保供压力。

　　二是光伏规划需要改变传统思路。光伏发电的问题主要依赖于光照，但光照的最大特点是随着太阳的东升西落而变化，在时间上具有不连续性，这也导致了光伏发电的不连续。光伏机组的出力在正午前后达到高峰，而太阳落山后光伏机组完全无法出力，用电需求在这时却迎来了晚间高峰，电网负荷迅速冲高。由于光伏发电的不连续性，电力系统净负荷在午间陡降、晚间陡升，短时间内波动剧烈，这就是为什么光伏装机占比越大的地方，系统净负荷越呈现出“鸭子型”“峡谷曲线”。如果按现有传统模式安装运维光伏组件，随着光伏发电装机持续增长，为保障电力系统实时供需平衡，只会对电网调峰能力提出更高的要求，但对系统的净负荷曲线没有任何弥补之用。但是我们也可以打破传统思路，通过不同维度下光伏组件安装倾角(光伏组件朝南布置，与水平地面之间的夹角)影响发电量来优化发电曲线。纬度越低的地方，组件平铺时发电量损失越少，但纬度越高的地方，垂直时发电量损失越少，且垂直时光伏机组发电曲线由原来“馒头型”变成“双驼峰型”，在解决系统调峰压力的同时又保证了电量需求，还让光伏实现高质量发展。

　　三是风电要在现有条件下焕发生机。选址一直都是风电场设计中的重要环节，选址工作的好坏，直接影响了风电场的收益情况。截至2023年12月31日，我国风电装机规模达到4.4134亿千瓦，占我国电力总装机的15%，其中陆上风电4.434亿千瓦，海上风电3700万千瓦。我国大陆海岸线长18400千米，拥有丰富的海上风能资源，但因为我国海上风力资源开发相对欧美国家起步较晚，导致我国海上风电应用时间较晚。所以从装机规模看，海上风电和陆上风电相差甚远，但是随着海上风电装备制造能力和建设运营能力的提高，海上风力发电机组建设问题不断得到解决，更为安全、高效的海上风电机组也在逐步走向成熟，海上风电完全可以乘“风”而上。对于陆上风电，早期风电项目抢占的是“三北”地区等风资源丰富的区域，年平均风速能达7米/秒以上，但由于机组额定风速高、单位千瓦扫风面积较小、风能利用率较低的机组占比高等因素，导致风电机组容量系数、年利用小时数均偏低，在同等风资源条件下，利用小时数远低于最新机型。早在2021年12月，国家能源局就发布了《风电场改造升级和退役管理办法(征求意见稿)》，随后多个省区就开始老旧风电场改造升级相关工作，但规模都比较小。2023年6月，国家能源局印发了正式文件《风电场改造升级和退役管理办法》(以下简称《管理办法》)，对今后风电市场健康有序发展提供了指导方案。据业内测算，一座5万千瓦的老风电场更新后可获得原有2~3倍容量、4~5倍的发电量。所以各地要落实《管理办法》，打开国内“以大代小、以新换旧”市场，让风电机组在现有土地资源，风资源的条件下脱胎换骨、涅槃重生。

　　四是燃机的供热功能定位要转变。在我国现有能源体系中，火电仍然是能源保供的绝对主力，除了人们熟悉的煤电外，天然气发电也属于火电的一种，也可以发挥其不可或缺的作用。从电源结构上看，我国是需要天然气发电厂的，但需要的是天然气调峰电厂，而非天然气热电联产。虽然燃料成本劣势导致气电贵，但是气电具有煤电没有的清洁低碳属性，且能与高比例的波动性可再生能源相匹配，以及提供确保电网稳定运行的优质调峰调频资源。随着风电、光伏等可再生能源规模迅速扩大，电网对于灵活性电源的需求越加迫切。热电联产燃气机组的电力是随着供热需求而变化的，“不由自己做主”，也就失去了灵活性优势。所以，其对电力没有任何贡献，反而因为热电比等原因，在生产热能的同时也生产了更多的电量，原本是为了帮助可再生能源上网，需要与风电、光伏打配合的气电，结果因为供热原因，反而抢占了风电、光伏发电位置。所以需要充分发挥燃气机组启停灵活的特点，将发展调峰电源作为气电主要发展方向。城市供热可以建设城市热网，不再由供热锅炉进行互保供热，而是由城市热网进行互保，燃气机组做好自己调峰的任务就可以。

　　五是煤电的运行方式要改变。随着我国可再生能源装机容量和发电量的不断上升，煤电在降碳减碳的过程中平均发电利用小时数将会持续降低，煤电的角色也从主要的发电电源向调节性电源过渡，相较于其他调节型电源，煤电调峰具有明显的体量和成本优势，电力系统调节资源的保障要求煤电承担起调节型电源主力军作用。煤机根据启动工况可以分为冷态启动、温态启动、热态启动、极热态启动等，各工况下启动时间不同，如燃煤机组停机时间1小时以内为极热态启动，停机时间1小时至10小时为热态启动，停机时间10小时至72小时为温态启动，停机时间72小时以上为冷态启动。从目前各地的净负荷曲线和现货运行情况可以看到真正需要火电进行启停调节的停机时间为2~4小时左右，此时对应的机组状态为热态或极热态，这就需要煤电机组在今后频繁地启停，通过煤电多次启停的能力，充分发挥其隐藏的调节能力。

　　本文刊载于《中国电力企业管理》2024年10期