中國儲能網(wǎng)訊：2020年9月22日，我國提出“二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和”目標（以下簡稱碳達峰、碳中和目標）。經(jīng)過一年多的時間，新能源作為實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標不可或缺的途徑和手段，從“十四五”開始實現(xiàn)躍升發(fā)展，并已在各界基本達成共識。
一年多以來，我國完善了非化石能源在能源消費中的占比目標，將2030年的占比目標從之前的20%提升到25%，20%占比調(diào)整為“十四五”末期的目標；首次提出2060年非化石能源在能源消費中占比80%以上的遠期目標。
為推進風(fēng)電、光伏等新能源實現(xiàn)躍升發(fā)展，國家能源主管部門在2021年密集發(fā)布了多項具體政策，充分體現(xiàn)了“十四五”期間政策導(dǎo)向：風(fēng)電、光伏等新能源發(fā)展與消納有同等重要的地位，新能源要實現(xiàn)大規(guī)模、高比例、市場化、高質(zhì)量發(fā)展，電力和能源系統(tǒng)都需要圍繞更高比例的新能源融入來布局項目建設(shè)、調(diào)整運行方式、完善保障機制。
在政策推動下，2021年盡管面臨原材料價格上漲等問題，新能源仍保持了較高的市場規(guī)模。業(yè)內(nèi)預(yù)期，全年新增風(fēng)電、光伏裝機容量將達到9000萬千瓦左右。電量貢獻方面，2021年前9個月風(fēng)電發(fā)電量、光伏發(fā)電量、全社會用電量同比分別增加41.5%、24%和12.9%，風(fēng)光電量增量在全社會用電量增量中的比重達到26.4%。新能源在緩解下半年全國范圍內(nèi)電力供應(yīng)短缺問題方面發(fā)揮了作用。
2022年，新能源市場發(fā)展將繼續(xù)依照大規(guī)模、高比例、市場化、高質(zhì)量的總體方向，消納保障、多元并網(wǎng)、電價、綠電消費等機制將在全面推進集中式和分布式風(fēng)電、光伏等項目建設(shè)和運行方面發(fā)揮重要作用，各方共擔(dān)新能源發(fā)展和消納責(zé)任從原則走向現(xiàn)實。
消納責(zé)任權(quán)重：落實責(zé)任共擔(dān)
“十四五”期間，強化可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重引導(dǎo)機制是保障新能源發(fā)展和消納的重要手段。
2019年，我國建立了可再生能源電力消納保障機制，通過給予各地政府部門、售電企業(yè)和電力用戶等市場主體具有約束力的可再生能源電力消納權(quán)重責(zé)任，建立消費引領(lǐng)的發(fā)展機制。根據(jù)碳達峰、碳中和目標以及非化石能源在能源消費中的比例目標，逐年合理調(diào)整各地區(qū)和各市場主體消納可再生能源電量的責(zé)任權(quán)重，既可形成每年新增新能源電源的市場需求，也可為所有已建成并網(wǎng)項目的消納提供保障。2020年為消納保障機制第一個正式考核年，承擔(dān)消納責(zé)任權(quán)重的30個省份均達到了總量消納責(zé)任權(quán)重和非水電消納責(zé)任權(quán)重要求。
經(jīng)過兩年的時間，消納保障機制的地方落實和具體操作、國家層面評價考核管理等基本建立，機制的實施已經(jīng)有了良好基礎(chǔ)。
《國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于2021年可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重及有關(guān)事項的通知》（發(fā)改能源〔2021〕704號）文件在2021年5月頒布，提出強化消納保障機制的作用，并明確了機制落實的一些細則。
這份文件規(guī)定，每年年初，相關(guān)部門發(fā)布各省份當(dāng)年和次年的消納責(zé)任權(quán)重，當(dāng)年權(quán)重為約束性指標，次年權(quán)重為預(yù)期性指標。
文件體現(xiàn)的一個重要導(dǎo)向是消納權(quán)重的責(zé)任共擔(dān)，即通過逐步縮小各地權(quán)重目標差異，體現(xiàn)發(fā)展和使用新能源和可再生能源的全社會責(zé)任和公平承擔(dān)的導(dǎo)向。如2022年，各省份預(yù)期性非水電責(zé)任權(quán)重指標較2021約束性非水電責(zé)任權(quán)重指標增加1.25個百分點，對于東部用電量較大的省份，消納非水可再生能源電力的絕對增量將更大，這就需要其更快地發(fā)展本地非水可再生能源和更多地接納跨省跨區(qū)非水可再生能源電力。
為了有效發(fā)揮消納保障機制的作用，國家政策已明確“十四五”期間將消納責(zé)任權(quán)重完成情況與地方能源消費總量適度掛鉤（對超額完成激勵性可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重的地區(qū)，超出最低可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重的消納量不納入該地區(qū)年度和五年規(guī)劃當(dāng)期能源消費總量考核），這是用激勵手段鼓勵各地方更多消納可再生能源。
2021年12月，中央經(jīng)濟工作會議上又加大了這一支持措施的力度，提出新增新能源不納入能源消費總量考核，中長期方向則是將“能耗‘雙控’向碳排放‘雙控’轉(zhuǎn)變”。對于新能源行業(yè)來說，這將是長期利好。
并網(wǎng)多元保障：提升開發(fā)質(zhì)量
2022年，新能源項目開發(fā)繼續(xù)堅持集中式和分布式并舉，這也將是貫穿“十四五”期間的項目開發(fā)思路。
在集中式開發(fā)方面，《關(guān)于國民經(jīng)濟和社會發(fā)展第十四個五年規(guī)劃和2035年遠景目標綱要草案的審查結(jié)果報告》提出了構(gòu)建現(xiàn)代能源體系建設(shè)工程，其中之一是建設(shè)大型清潔能源基地。2021年10月，我國明確提出將在沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)加快規(guī)劃建設(shè)大型風(fēng)電光伏基地項目，首批安排容量接近1億千瓦，對第二批基地項目，相關(guān)省份在2021年12月上報國家能源主管部門。
從第一批基地進展看，已招標的基地大多要求在2021年年內(nèi)開工，2023年年底前并網(wǎng)，將成為2022年和2023年新增裝機主力。考慮新能源基地中光伏和電化學(xué)儲能建設(shè)周期為一年左右，風(fēng)電、光熱發(fā)電的建設(shè)周期為兩年左右，因此，預(yù)計2022年是沙漠、戈壁、荒漠風(fēng)光基地的安排和項目建設(shè)的關(guān)鍵期，主要基地將在此期間開工建設(shè)。
分布式新能源項目開發(fā)方面，國家將在“十四五”期間開展千鄉(xiāng)萬村馭風(fēng)行動和千家萬戶沐光行動。光伏發(fā)電除了推進整縣分布式光伏這一建筑屋頂光伏應(yīng)用外，其他各類分布式應(yīng)用場景規(guī)模擴大，也將增加分布式光伏市場。從目前情況看，用電需求較大、配電網(wǎng)基礎(chǔ)較好的中東部地區(qū)，整縣試點表現(xiàn)得更為活躍。分散式風(fēng)電的潛在市場將是工業(yè)園區(qū)的應(yīng)用和農(nóng)村田間地頭的應(yīng)用，但需要先解決土地問題，找出合適的土地利用和商業(yè)模式。從項目特征看，農(nóng)村地區(qū)的分散式風(fēng)電如能采用企業(yè)集中開發(fā)、分散方式建設(shè)可能更適宜，原因在于，風(fēng)電的建設(shè)、運行及管理對技術(shù)要求高，統(tǒng)一建設(shè)、統(tǒng)一管理、統(tǒng)一運維的開發(fā)模式，能夠在保證質(zhì)量的同時降低建設(shè)和運維的整體成本。
為保障年新增約1億千瓦的波動性電源新增裝機的消納，必須同步增加消納空間，“十四五”開始實施的新機制——并網(wǎng)多元保障機制將在2022年發(fā)揮兜底保障作用。
并網(wǎng)多元保障機制是將每年新安排的風(fēng)光項目分為兩部分：保障性并網(wǎng)和市場化并網(wǎng)。其中，各?。▍^(qū)、市）完成年度非水電最低消納責(zé)任權(quán)重所必需的新增并網(wǎng)項目，由電網(wǎng)企業(yè)實行保障性并網(wǎng)；對于保障性并網(wǎng)范圍以外仍有意愿并網(wǎng)的項目，可通過自建、合建共享或購買服務(wù)等市場化方式落實并網(wǎng)條件后，由電網(wǎng)企業(yè)予以并網(wǎng)，即市場性并網(wǎng)。
2022年，預(yù)計保障性并網(wǎng)將包括大型風(fēng)光基地和已安排的分布式光伏以及新增戶用光伏項目，市場化并網(wǎng)的范圍也會拓展。從增加消納能力的責(zé)任看，電源側(cè)也會增加配備抽水蓄能、儲熱型光熱發(fā)電、火電調(diào)峰、電化學(xué)儲能等，提升靈活調(diào)節(jié)能力。
電價和參與市場：收益和風(fēng)險均將增加
2021年“新增風(fēng)光項目全部平價上網(wǎng)，執(zhí)行當(dāng)?shù)厝济夯鶞蕛r”的定價方式，體現(xiàn)了在風(fēng)光電站實現(xiàn)完全補貼退出的首年，國家政策保障新能源項目合理收益的總體原則。雖然2022年新能源電價政策尚未出臺，但預(yù)計“保障合理收益”的原則不會變。
除了上網(wǎng)電價政策外，“十四五”期間新增新能源參與電力市場的規(guī)模和范圍也將不斷擴大，這將更大程度地影響具體項目的收益和經(jīng)濟性。
參與電力市場方面，2021年10月國家發(fā)展改革委發(fā)布的有關(guān)燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革文件，提出形成“放開兩頭，能跌能漲”的市場化電價機制。新機制下，新能源參與電力市場部分收益也會受到影響。
如文件“其一”提到，將“擴大市場交易電價上下浮動范圍，將燃煤發(fā)電市場交易價格浮動范圍由現(xiàn)行的上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，擴大為上下浮動原則上均不超過20%，高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制”，這一變化將影響新能源參與市場的部分，如果走中長期交易市場價格，新能源電價的浮動范圍將變大。
文件“其二”指出，要“有序推動工商業(yè)用戶全部進入電力市場，按照市場價格購電，取消工商業(yè)目錄銷售電價”。這就意味著，分布式新能源發(fā)電自發(fā)自用部分收益將產(chǎn)生變化。
除了電價機制，影響2022年新能源電價的因素還包括項目發(fā)電出力的情況、限電情況、儲能成本、輔助服務(wù)費用以及綠證收益。
綠色電力（以下簡稱“綠電”）交易將有望在2022年呈現(xiàn)數(shù)量級增長。2021年，大量風(fēng)光平價項目并網(wǎng)，特別是在第四季度。在國內(nèi)對于綠電需求大增的情況下，企業(yè)用這些平價項目參與綠電交易市場更有積極性。近期，廣東、江蘇兩省公布了2022年中長期電力交易價格，綠電相比于當(dāng)?shù)厝济夯鶞蕛r分別高出6.089分/千瓦時和7.188分/千瓦時，但與同期的中長期市場價格相差不大，廣東綠電交易價格高出1.685分/千瓦時，江蘇則低0.381分/千瓦時，考慮新能源與火電出力特性的差異，這一綠電交易水平還是體現(xiàn)了風(fēng)光作為綠電和具備綠證的溢價。
總之，2022年新能源參與電力市場的比例和規(guī)模都要增加，從電量和電價角度看，收益機會多，風(fēng)險也在增加，新能源發(fā)電項目開發(fā)和運行需要更加細化的設(shè)計和方案，要根據(jù)發(fā)電項目本身、儲能調(diào)峰匹配、負荷相應(yīng)等多因素優(yōu)化考慮。圖片
（作者系中國宏觀經(jīng)濟研究院能源研究所研究員）
