光伏、風電發(fā)展引導能源轉(zhuǎn)型助力“綠電”碳達峰與碳中和
來源：未知 發(fā)布人：admin 瀏覽次數(shù)：次 發(fā)布時間：2021-10-10 16:35
2020年9月22日舉行的聯(lián)合國大會上，領(lǐng)導人承諾中國將在2030年前實現(xiàn)碳排放達峰，并在2060年前實現(xiàn)碳中和，同時進一步宣布風電、太陽能發(fā)電總裝機容量將達到12億千瓦以上。這是全球應(yīng)對氣候變化工作的一項重大舉措，顯示了中國作為負責任大國承擔起氣候問題的決心。為了實現(xiàn)以上目標，以光伏、風電為主的零碳排放“綠電”將成為“十四五”電力發(fā)展的主流，加速推動我國能源轉(zhuǎn)型。
一、光伏、風電已邁入“量”“質(zhì)”齊升階段
01
市場空間巨大
截止到2020年底，我國“風光”總裝機容量累計達5.3億千瓦。但根據(jù)發(fā)展要求，未來十年內(nèi)我國還需完成7億千瓦時的裝機容量，這意味著我國風電和太陽能發(fā)電在過去快速發(fā)展的基礎(chǔ)上，仍要實現(xiàn)持續(xù)的高速發(fā)展。根據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，2020年我國新增光伏并網(wǎng)規(guī)模48GW、風電新增并網(wǎng)72GW，分別同比增長60.67%,178.44%，風電、光伏裝機量全面超預(yù)期，已提前達到2021年市場預(yù)期的120GW增量；2021年上半年，我國光伏發(fā)電新增裝機容量達到14GW，同比增長17%。按照“碳達峰、碳中和”規(guī)劃，到2030年我國風電、光伏發(fā)電裝機目標將超過現(xiàn)有規(guī)模的2倍，相當于美國當前發(fā)電裝機規(guī)模，且超過了目前全球“風光”裝機規(guī)模，新增市場體量巨大。
02“平價”引領(lǐng)高質(zhì)量發(fā)展
（1）光伏發(fā)電成本可媲美新建煤電
2021年年初，國家能源局表示今后新能源的發(fā)展，基本上不需要國家補貼，主要由市場決定，我國新能源(5.620, 0.22, 4.07%)平價之路可基本實現(xiàn)。
2012年至2019年，中國光伏組件與系統(tǒng)價格已分別下降了58%與65%。按照國家發(fā)改委、國家能源局公布的2020年光伏發(fā)電平價上網(wǎng)項目名單，光伏平價上網(wǎng)項目規(guī)模達33.1GW，首次超過26GW的補貼競價項目，橫跨中國20個省份，充分說明平價項目回報率已具備吸引力，全國大部分區(qū)域基本實現(xiàn)平價。中國光伏發(fā)電目前的度電成本在每千瓦時0.2-0.41元之間，在多數(shù)地區(qū)已經(jīng)具備了與新建燃煤發(fā)電競爭的能力。無補貼情形下，全國大部分地區(qū)光伏電站投資內(nèi)部收益率仍可達6%-8%，甚至超過8%。隨著光伏行業(yè)技術(shù)不斷提升，成本還有進一步下降空間。
（2）陸上風電成本即將低于煤電
自2010年以來，中國陸上風電成本已下降約40%，2020年發(fā)電成本范圍在每千瓦時0.29-0.43元之間，與新建煤電相比已具備了很強的競爭力。基于如此巨大降幅，政府已在2019年提出2021年起停止向陸上風電提供補貼。2020年四季度風電新增裝機規(guī)模超速增長，在補貼退出的壓力下，出現(xiàn)了項目“搶裝”和風機訂單激增的情況，受到行業(yè)產(chǎn)能的限制，暫時提高了項目建設(shè)成本；而一旦裝機恢復常態(tài)化穩(wěn)步增長，成本仍將出現(xiàn)大幅下降。預(yù)計到2025年，平均成本還將下降30%，在2025年和2030年分別降至每千瓦時0.25元左右和0.21元，而多數(shù)具備資源優(yōu)勢的地區(qū)的發(fā)電成本將遠低于這一水平。
預(yù)計海上風電將在2025年以后，也具備與新建煤電項目競爭的能力。明確的量化目標（如廣東省目標在2030年建成30GW海上風電裝機）將有助于推動這些成本的下降。
二、政策加力為“綠電”發(fā)展保駕護航
2020年我國在“風光”行業(yè)取得了空前的發(fā)展，但受系統(tǒng)調(diào)峰能力不足、市場機制不健全等因素影響，“消納”成為了我國新能源發(fā)展面臨的最大問題。近兩年，為了解決風電、光伏等可再生能源的消納問題，國家層面出臺了一系列重要政策，主要從需求側(cè)的可再生能源電力消納責任權(quán)重、電網(wǎng)層面的消納能力的確定，供給側(cè)的能源調(diào)峰體系的建設(shè)以及綠證、碳市場等補充交易機制的完善來為新能源行業(yè)“消納”問題的解決提供支持。
01
國家政策密集出臺
表1 近年支持新能源消納問題政策梳理
| 時間 | 部門 | 政策名稱 | 主要內(nèi)容 |
| 2019/5/15 | 國家發(fā)改委/國家能源局 | 關(guān)于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知 | 建立電源供應(yīng)側(cè)促進和用電消費側(cè)責任雙軌并行、共同發(fā)力的可再生能源電力發(fā)展機制，逐步過渡到以消納可再生能源電力、消費側(cè)責任為主、市場化運行為基礎(chǔ)的發(fā)展機制。 |
| 2020/1/20 | 財政部/國家發(fā)改委/國家能源局 | 關(guān)于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見 | 引導盡快平價上網(wǎng)，國家不再發(fā)布可再生能源電價附加目錄，2021年起實行配額制下的“綠證”交易。 |
| 2020/5/20 | 國家電網(wǎng)/南方電網(wǎng) | 關(guān)于發(fā)布2020年風電、光伏發(fā)電新增消納能力的公告 | 2020年，國家電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)、南方電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)、內(nèi)蒙古電力公司經(jīng)營區(qū)的風電、光伏發(fā)電合計新增消納能力分別為6850萬千瓦，1360萬千瓦和300萬千瓦。 |
| 2020/6/1 | 國家發(fā)改委/國家能源局 | 關(guān)于各省級行政區(qū)域2020年可再生能源電力消納責任權(quán)重的通知 | 明確2020年后，各省（區(qū)、市）2020年可再生能源電力消納總量責任權(quán)重、非水電責任權(quán)重的最低值和激勵值，并開展全面進行監(jiān)測評價和正式考核。 |
| 2021/2/10 | 國家能源局 | 《關(guān)于征求2021年可再生能源電力消納責任權(quán)重和2022-2030年預(yù)期目標建議的函》 | 2030年全國統(tǒng)一可再生能源電力消納責任權(quán)重為40%，其中非水電力消納責任權(quán)重為25.9%。擬實行雙消納考核，壓實風電太陽能發(fā)電發(fā)展責任。 |
| 2021/3/5 | 國家發(fā)改委/國家能源局 | 《關(guān)于推進電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補發(fā)展的指導意見》 | 統(tǒng)籌各類電源規(guī)劃、設(shè)計、建設(shè)、運營，優(yōu)先發(fā)展新能源，積極實施存量“風光水火儲一體化”提升，穩(wěn)妥推進增量“風光水（儲）一體化”，探索增量“風光儲一體化”，嚴控增量“風光火（儲）一體化”，推進多能互補，提升可再生能源消納水平。 |
| 2021/3/17 | 國家能源局 | 《清潔能源消納情況綜合監(jiān)管工作方案》 | 優(yōu)化清潔能源并網(wǎng)接入和調(diào)度運行，規(guī)范清潔能源參與市場化交易，及時發(fā)現(xiàn)清潔能源發(fā)展中存在的突出問題，確保清潔能源得到高效利用，進一步促進清潔能源行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展，助力實現(xiàn)“碳達峰、碳中和”。 |
| 2021/5/11 | 國家能源局 | 《關(guān)于2021年風電、光伏發(fā)電開發(fā)建設(shè)有關(guān)事項的通知》 | 各?。▍^(qū)、市）完成年度非水電最低消納責任權(quán)重所必須的新增并網(wǎng)項目，由電網(wǎng)企業(yè)實行保障性并網(wǎng)，2021年保障性并網(wǎng)規(guī)模不低于9000萬千瓦。 |
| 2021/5/21 | 國家發(fā)改委/國家能源局 | 《關(guān)于2021年可再生能源電力消納責任權(quán)重及有關(guān)事項的通知》 | 從2021年起，每年初滾動發(fā)布各省權(quán)重，同時印發(fā)當年和次年消納責任權(quán)重，當年權(quán)重為約束性指標，各省按此進行考核評估，次年權(quán)重為預(yù)期性指標，各省按此開展項目儲備。 |
2021年是正式實施可再生能源電力消納保障機制的第一年，也是政策出臺最密集的一年。解決消納問題，一是可再生能源規(guī)劃要與電網(wǎng)規(guī)劃發(fā)展相適應(yīng)，通過電網(wǎng)公布的消納指標確定每年風電、光伏的新增消納能力即上網(wǎng)電量，如電網(wǎng)公司每年發(fā)布的風電、光伏發(fā)電新增消納能力的公告；二是通過建立具有一定強制性和約束力的消納責任機制，按省級行政區(qū)域設(shè)定可再生能源電力消納責任權(quán)重指標，如國家能源局發(fā)布的《關(guān)于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》，以及今年密集發(fā)布的關(guān)于消納責任權(quán)重的各項通知；三是因地制宜進行戰(zhàn)略布局，根據(jù)地域特點開發(fā)風光水儲一體化基地項目，有效推進源網(wǎng)荷儲一體化典型項目，為新能源間歇性問題提供解決路徑。
02、可再生能源電力消納保障成效顯現(xiàn)
政策密集出臺后，從近兩年風光新增裝機容量的實際增長、各省可再生能源消納責任權(quán)重目標的完成情況，以及棄光、棄風率的顯著下降來看，政策所帶來的積極影響已逐步顯現(xiàn)。2019年5月國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》，通過合理設(shè)定（原則上逐年提升或至少不降低）各地區(qū)可再生能源和非水可再生能源電力消納責任權(quán)重指標，消納保障機制主要在兩個方面發(fā)揮作用，一是對于新項目建設(shè)，通過各地區(qū)逐年增加的消納電量占比以及全社會用電量的增加，兩者共同帶來可再生能源電量需求增量；二是對于所有已經(jīng)建設(shè)完成和投入運行的可再生能源發(fā)電項目，提供電力收購和消納保障。
2020年為正式第一年考核年。迄今該政策實施一年多的時間，有效調(diào)動了各方消納可再生能源電力的積極性，對義務(wù)主體增加消納壓力的緩解作用已顯現(xiàn)。
從量化數(shù)據(jù)上看，2019年風光消納繼續(xù)好轉(zhuǎn)，限電率分別降至4%和2%。相較2018年，2019年特高壓輸送、省間交易等全部可再生能源電量和非水可再生能源電量均顯著增加，如特高壓輸送可再生能源電量同比增加12.8%，占全部輸送電量的52.4%，促進了跨省跨區(qū)消納和優(yōu)化配置；從各省2019年可再生能源消納責任權(quán)重完成情況看，21個省區(qū)完成非水電可再生能源消納權(quán)重目標，3個省區(qū)完成情況非常好，只有9個省區(qū)消納量占全社會用電量比重低于國家指標要求。
2021年下半年，預(yù)計新疆、西藏、冀北隨著全社會用電量的穩(wěn)步提高，新能源消納矛盾將逐步緩解。另外，隨著可再生能源電力消納責任的強化，未來或?qū)⑾{保障機制納入相關(guān)法律，并上升為法定義務(wù)，形成清潔能源消納的強制長效機制。
三、思考與建議
01 提升并網(wǎng)調(diào)度運行管理水平
由于風電和光伏發(fā)電從出力特性上看是同源的，具有間歇性和波動性的特點，因此可再生能源發(fā)電機組的耐受電壓范圍比傳統(tǒng)的火電機組更窄，也更容易脫網(wǎng)。一旦脫網(wǎng)，電壓波動將進一步增加，甚至導致連鎖故障。因此，針對新能源電力的發(fā)電特性，電網(wǎng)公司應(yīng)提升其并網(wǎng)調(diào)度運行管理水平，從源、網(wǎng)、荷、儲、市場交易等多方面發(fā)力，不斷挖掘電力系統(tǒng)運行靈活性，提升適應(yīng)新能源隨機波動性的調(diào)度運行水平和風險防御能力，支撐高比例新能源高效消納，如給新能源機組配備特高壓系統(tǒng)，特高壓由1000千伏及以上交流和±800千伏及以上直流輸電構(gòu)成，具有遠距離、大容量、低損耗、少占地的綜合優(yōu)勢，可提供很好的電壓調(diào)節(jié)能力并簡化對發(fā)電和用電省份的技術(shù)要求.
02 完善消納的市場體系建設(shè)
電力市場是未來可再生能源消納的主要環(huán)境，建立健全可再生能源電力消納保障機制，旨在通過市場化方式，促進可再生能源本地消納和實現(xiàn)跨省跨區(qū)大范圍內(nèi)優(yōu)化配置，以加快推進適應(yīng)波動性新能源消納的市場體系建設(shè)。在目前已發(fā)布的《關(guān)于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》中已明確，在組織開展可再生能源電力交易的同時，各電力交易機構(gòu)還應(yīng)擔負著指導參與電力交易的承擔消納責任的市場主體優(yōu)先完成可再生能源電力消納相應(yīng)的電力交易，并在中長期電力交易合同審核、電力交易信息公布等環(huán)節(jié)對其給予提醒；各承擔消納責任的市場主體也應(yīng)向電力交易機構(gòu)作出履行可再生能源電力消納責任的承諾，積極履行消納責任。
03 加快調(diào)峰電站的建設(shè)
為了緩解電網(wǎng)調(diào)節(jié)壓力、促進光伏等可再生能源電力消納，近年來我國開始重視調(diào)峰電站建設(shè)。通過在光伏風電電站周圍，乃至整個電網(wǎng)內(nèi)布局或改造水電、煤電、天然氣發(fā)電項目增加電網(wǎng)調(diào)峰能力。目前，我國這種靈活性電源比重只占總裝機的6%，新能源富集的“三北”地區(qū)更是不到3%，遠低于理想水平
“十四五”時期，電網(wǎng)公司將持續(xù)加快電網(wǎng)調(diào)峰能力的建設(shè)以滿足我國新能源電力市場的發(fā)展需求，根據(jù)2021年3月國家發(fā)改委、能源局發(fā)布的《關(guān)于推進電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補發(fā)展的指導意見》，要統(tǒng)籌各類電源規(guī)劃、設(shè)計、建設(shè)、運營，優(yōu)先發(fā)展新能源，積極實施存量“風光水火儲一體化”提升，穩(wěn)妥推進增量“風光水（儲）一體化”。如目前已開展多個抽水蓄能項目的建設(shè)，以優(yōu)化電網(wǎng)電源結(jié)構(gòu)從而緩解新能源電力的消納問題，提升可再生能源消納水平。
04 加強綠證交易政策引導
2020年初財政部、國家發(fā)改委、國家能源局頒布《關(guān)于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見(財建〔2020〕4號)》，提出2021年開始實行配額制下的綠色電力證書交易。在2021年4月頒布的電力現(xiàn)貨市場有關(guān)文件中，也明確要盡快研究建立綠電交易市場，推動綠電交易。
“十三五”期間，我國綠證的定位為替代國家可再生能源電價補貼，即相應(yīng)發(fā)電量如果出售綠證獲得收益，就不能再獲得可再生能源發(fā)展基金的電價補貼，這樣的定位導致綠證價格高昂；而進入“十四五”，風光等主要可再生能源實現(xiàn)全面無補貼平價上網(wǎng)，新增項目已不存在綠證替代補貼的需求。
根據(jù)已出臺政策，2019年和2020年安排的風光平價項目以及達到電價補貼年限或小時數(shù)后進入無補貼狀態(tài)的項目，均可獲得綠證并可出售，預(yù)期未來幾年內(nèi)將有越來越多的價格在每千瓦時幾分錢量級的綠證可供交易，供應(yīng)端證書量增加，因此，亟需將綠證的定位從替代電價補貼轉(zhuǎn)向促進綠電消費。
05 加大綠色金融引導作用
我國“碳達峰、碳中和”旨在重塑我國能源結(jié)構(gòu)和產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)，是一項系統(tǒng)性工程，涉及大量存量資產(chǎn)改造和增量資產(chǎn)投資。目前我國綠色金融年度投資缺口在0.8萬億元左右，未來40年綠色投資需求規(guī)模約70～140萬億元，仍將存在較大的投資缺口，需要充分發(fā)揮綠色金融在“碳達峰、碳中和”中的引導和服務(wù)雙重作用。
目前，銀保監(jiān)會、央行等監(jiān)管機構(gòu)也把綠色金融作為重點工作進行推動。在中國人民銀行最新發(fā)布的《2021年第二季度中國貨幣政策執(zhí)行報告》里，央行表示應(yīng)有序推動碳減排支持工具落地生效，向符合條件的金融機構(gòu)提供低成本資金，支持金融機構(gòu)為具有顯著碳減排效應(yīng)的重點領(lǐng)域提供優(yōu)惠利率融資，引導金融機構(gòu)按照市場化原則支持綠色低碳發(fā)展，助力我國“碳達峰、碳中和”目標的實現(xiàn)。
上一篇：我國光伏發(fā)電相關(guān)企業(yè)達20萬家，中國伏發(fā)電裝機容量全球第一！
下一篇：沒有了
