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文 | 華夏能源網
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 "。
碳中和目标提出三年，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% 後，整個電力系統的成本将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。
這意味着，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，的确是在不斷走低，但是對于動辄百億千億的投資，新能源仍然面臨成本收益問題，穩定的電價是最後的收益保障。
爲鼓勵發展新能源，國家對新能源發電實行 " 優先收購 " 政策。在短短十餘年間，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 " 刷新了國内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，價格區間爲 -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。因爲新能源的間歇性和不穩定性，導緻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争力，負電價就出現了。
全球範圍内，負電價早已不是什麽新鮮事。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爲例，2020 年全年負電價時長達到了 298 小時。
未來很長一段時間，随着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将變得頻繁，負電價或将成爲常态。
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。以新能源大省青海爲例，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，這嚴重影響着新能源投資收益，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——要麽需求量需要增加、要麽發電量需要減少。
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，隻有約 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，特高壓隻能輸送煤電。
這裏面還有個一直倍受诟病的特高壓低利用率問題。
華夏能源網注意到，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後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，平均利用率僅爲 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爲一成。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，嚴重制約着風光新能源的發展。
華夏能源網（公衆号 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 億千瓦的裝機将分布在三北地區。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爲 1 萬億千瓦時。
剩餘的 4.5 萬億千瓦時電量中，預計 2060 年就地消納的上限爲 0.5 萬億千瓦時，具體怎麽實現，那就是把部分 " 高載能 " 行業向三北電源中心遷移來實現；剩餘 4 萬億千瓦時的綠電電量，需要将其轉化爲綠色燃料（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爲綠基燃料，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% 以後，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，将增加消納成本 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。随着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，甚至成爲了系統成本上升的買單者，這是大家都不願意看到的結果。
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，煤電要轉型爲調節性電源。在這一過程中，" 煤新頂牛 " 也将無可避免要出現。
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）。
有業内人士做過簡單測算，原來是 1.2 千瓦的煤電能爲 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，需要頻繁啓停爲新能源 " 保駕護航 "，提供調峰服務。
但是，" 頻繁啓停 " 這件事，現有煤電機組是不太做得到的——因爲還沒有快速啓停的性能，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。在轉型爲調峰機組之前，煤電機組的最小出力爲 60%，對應着 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；可是轉型爲調峰機組後，這意味着煤電最低負荷，将降至 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，供電煤耗爲 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，爲此，電力集團年度輸血在 200 億元以上。
當然，新能源消納和調峰，鑒于煤電轉型爲支撐性電源所帶來的系統成本，政府正在考慮出台煤電容量電價。
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，伴随着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 " 亦将越演愈烈。
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。
