中國儲能網(wǎng)訊：進入2022年，能源政策出臺日益頻繁，隨著改革進入深水區(qū)，日益觸及更深層次的問題，影響到更大范圍的利益主體，受到的關注越來越高，除能源本身外，也是產(chǎn)業(yè)、財經(jīng)和環(huán)境等政策的聚焦點。整體來看，在能源結(jié)構(gòu)發(fā)展方面，呈現(xiàn)出更加務實、回歸的趨勢，而在體制機制和市場化改革方面步伐卻越來越快。
要解決新能源與電網(wǎng)、煤電，能耗“雙控”與經(jīng)濟增長，市場化與計劃體制之間的矛盾，兼顧穩(wěn)增長與促轉(zhuǎn)型、保安全與綠色發(fā)展之間的平衡，使政策面更加趨向系統(tǒng)性，也帶來了理解的復雜度。本文根據(jù)讀者關心的新能源和儲能發(fā)展的系列問題，對政策進行梳理，從個人視角提出大致邏輯并對前景進行展望。
一、非化石能源發(fā)展目標仍需提高
（一）我國“雙碳”任務的嚴峻形勢
我國仍處于國民經(jīng)濟較快發(fā)展階段，城鎮(zhèn)化和產(chǎn)業(yè)發(fā)展動能長期延續(xù)，同時我國特有的產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)和能源結(jié)構(gòu)，導致一方面單位GDP能耗遠高于發(fā)達國家，另一方面單位能耗排放強度也顯著偏高，兩相疊加我國當前碳排放已超美國、歐盟、日本總和。我國碳達峰后實現(xiàn)中和時間僅有30年，碳排放下降速度要求超過西方國家2倍以上，是一個非常艱巨的任務。
而從近幾年經(jīng)濟、能源發(fā)展態(tài)勢來看，我國能耗總量仍處于較快增長通道，單位GDP能耗降低速度也逐步縮?。ㄈ鐖D1）。如果我國產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)不發(fā)生質(zhì)的調(diào)整，經(jīng)濟發(fā)展速度不論快慢，都會伴隨著能耗的較大幅度增長：經(jīng)濟較快增長階段，由于能耗強度降低趨緩，能耗增速將超預期，如2021年能耗增長5.2%，強度降低僅2.7%，低于“十四五”期間設定的平均值；而經(jīng)濟增長乏力階段，國家將出臺工業(yè)穩(wěn)增長的政策，基建投資必然重啟，其能耗增速仍將保持一定水平，如2020年。而由于非化石能源基數(shù)太小，單位能耗排放強度仍未實質(zhì)性改善，化石能源增長仍帶來能源使用排放的較大增加。
圖1 2015-2021年GDP、能耗增長情況
（二）能耗“雙控”目標調(diào)整，非化石能源發(fā)展仍需加碼
基于上述原因，設定能耗總量目標可能過早給經(jīng)濟增長加上天花板，為緩解日益尖銳的能耗“雙控”（主要是總量控制）與經(jīng)濟發(fā)展的矛盾，需要將能耗“雙控”向碳排放“雙控”轉(zhuǎn)變，但受數(shù)據(jù)、監(jiān)測等技術手段限制，碳排放“雙控”能夠擔綱之前，需要采用更加靈活合理的能耗“雙控”體系。
今年2月10日，發(fā)改委、能源局下發(fā)的《關于完善能源綠色低碳轉(zhuǎn)型體制機制和政策措施的意見》（發(fā)改能源〔2022〕206號），要求：構(gòu)建以能耗“雙控”和非化石能源目標制度為引領的能源綠色低碳轉(zhuǎn)型推進機制。到2030年，形成非化石能源既基本滿足能源需求增量又規(guī)模化替代化石能源存量的能源生產(chǎn)消費格局。強化能耗強度降低約束性指標管理，有效增強能源消費總量管理彈性。
即不再將能耗總量目標設定為硬約束，但前提是2030年起非化石能源發(fā)展速度至少“基本滿足”能源需求增量，同時規(guī)?；娲茉创媪?。意味著只要非化石能源發(fā)展足夠快，在碳達峰情況下，能耗仍可不達峰，從而為國民經(jīng)濟發(fā)展釋放了空間。
根據(jù)當前能源發(fā)展態(tài)勢，結(jié)合多家機構(gòu)預測，2030年我國能耗總量將達到60億噸標準煤，其中化石能源約45億噸。預計2030年我國GDP增速仍將保持4.5%左右，能耗總量需求可能仍高于1%，按照非化石能源“基本滿足”增量又規(guī)?；娲茉创媪康囊?，當年非化石能源發(fā)展目標設定在1.5億噸標準煤比較合適，作為非化石能源主力的新能源發(fā)展目標可能需高于2億千瓦，但當前來看要實現(xiàn)該目標，需盡快破解電價疏導機制不健全、電力系統(tǒng)配套投入不足等多方面瓶頸。
二、新能源發(fā)展地位和生存環(huán)境變遷
（一）從“以新能源為主體”到 “能源開發(fā)利用新機制”，新能源“去虛名而獲實利”
2021年3月，中央財經(jīng)委員會第九次會議提出“構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”至今剛逾一年，但“以新能源為主體”實有“盛名之下、其實難副”之感。截至2021年底，我國新能源累計裝機達到6.4億千瓦，占全國總裝機比重約27%，但發(fā)電量占比剛邁過10%的關口，而其有效容量低更受到詬病。根據(jù)相關數(shù)據(jù)，區(qū)域電網(wǎng)新能源可置信的最小保證出力可能小于5%，省級范圍內(nèi)瞬時最小出力可低至0.1%，沒有其他電源或儲能同步發(fā)展，大比例新能源的電力系統(tǒng)供電保障難度更大。這一年中，根據(jù)“主體電源”定位新能源，可能要求其提前承擔所要承擔的義務，也容易過早遭遇輿論的不寬容，可謂得不償失。
2021年年底開始，虛化“以新能源為主體”早有跡象。今年1月28日，發(fā)改委、能源局發(fā)布《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》（發(fā)改體改〔2022〕118號），已不見“以新能源為主體”的字樣，而是“推動形成適合中國國情、有更強新能源消納能力的新型電力系統(tǒng)?！卑l(fā)改能源〔2022〕206號也提出：建立綠色低碳為導向的能源開發(fā)利用新機制、適應新能源電力發(fā)展需要制定新型電力系統(tǒng)發(fā)展戰(zhàn)略和總體規(guī)劃，新型電力系統(tǒng)是適應可再生能源局域深度利用和廣域輸送的電網(wǎng)體系。
整體來看，雖然不再有“以新能源為主體”的宏大表述，但將服務新能源發(fā)展作為新型電力系統(tǒng)建設的主要目標，在繼續(xù)建設煤電等調(diào)節(jié)性電源、加大能源輸送基礎設施建設、優(yōu)化能源市場體系、加強能源管理的協(xié)同機制、降低非技術成本等方面提供了體制機制保障，增添了對新能源的支持籌碼，提高了新能源發(fā)展所必須的電網(wǎng)調(diào)節(jié)、安全裕度、電網(wǎng)傳輸?shù)确矫娴墓┙o，明確了主要針對新能源綠電的需求來源，降低了新能源非技術成本和安全調(diào)節(jié)成本，可以實現(xiàn)新能源更低成本、更大規(guī)模的發(fā)展，可謂“去虛名而獲實利”。
今年2月18日，發(fā)改委、工信部、財政部等12部委聯(lián)合發(fā)布《促進工業(yè)經(jīng)濟平穩(wěn)增長的若干政策的通知》，將光伏產(chǎn)業(yè)創(chuàng)新、沙漠戈壁荒漠地區(qū)大型風電光伏基地、中東部地區(qū)分布式光伏和海上風電發(fā)展等新能源相關的裝備產(chǎn)業(yè)鏈投資作為保增長投資部分的第一條。表明新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展，既是實現(xiàn)“雙碳”目標的關鍵路徑，也是穩(wěn)增長的核心要求，從國家經(jīng)濟發(fā)展算大賬的角度，促進新能源發(fā)展的力度只會加強不會削弱。
（二）適應新能源的市場機制，核心在于用綠色需求保障新能源電力需求
政策要求新能源參與交易的進度大大超出人們的預期。發(fā)改體改〔2022〕118號要求：有序推動新能源參與電力市場交易，到2030年新能源全面參與市場交易。建立與新能源特性相適應的中長期電力交易機制；鼓勵新能源報量報價參與現(xiàn)貨市場，對報價未中標電量不納入棄風棄光電量考核。
以市場化交易替代行政配額制，是新能源實現(xiàn)長遠、高質(zhì)量發(fā)展的必由之路。但對新能源而言是一個全新且生死攸關的命題，新能源資產(chǎn)的經(jīng)營風險顯著增加。運營商的經(jīng)營模式將發(fā)生巨大改變，打破了保量保價為主的經(jīng)營模式。在投資決策過程中，以前相對確定的投資決策和資產(chǎn)評估方式將不適用，新能源企業(yè)需要調(diào)整項目投資、收購決策模型，根據(jù)企業(yè)情況設定風險偏好，按照風險收益預期設定合理的收益置信區(qū)間，尋找與自身風險防控能力相適應的項目。在運營階段，新能源在與煤電等可調(diào)節(jié)電源的競爭中明顯處于劣勢，一是新能源強相關性強，容易在大發(fā)階段造成“價格踩踏”，新能源的市場策略選擇有限，要么作為價格接受者承擔低電價，要么參與競價承擔電量損失（對報價未中標電量不納入棄風棄光電量考核）。二是調(diào)節(jié)能力差可能承擔更多應對偏差的成本。新能源運營商不得不綜合考慮市場價格、輔助服務成本、偏差成本，不斷提升負荷預測能力和調(diào)節(jié)能力，時刻接受價格、電量不確定性的挑戰(zhàn)。
但新能源的劣勢并不是沒有辦法扭轉(zhuǎn)，核心在于將綠色消費需求轉(zhuǎn)變?yōu)樾履茉措娏傂孕枨?，以確保新能源電力的基礎價格。根據(jù)國家發(fā)改委等七部委聯(lián)合印發(fā)的《促進綠色消費實施方案》，要求建立綠色電力交易與可再生能源消納責任權(quán)重掛鉤機制，市場化用戶通過購買綠色電力或綠證完成可再生能源消納責任權(quán)重。發(fā)改能源〔2022〕206號也要求：鼓勵各地區(qū)通過區(qū)域協(xié)作或開展可再生能源電力消納量交易等方式，滿足國家規(guī)定的可再生能源消費最低比重等指標要求。意味著可再生能源消納責任權(quán)重不會退出，而是成為企業(yè)綠色消費的剛性約束，需要企業(yè)自主通過采購綠電（綠證）的方式。
其中，購買綠證（證電分離）和購買綠電（證電合一）有明顯區(qū)別：購買綠證盡管操作上便捷，但由于購買的是已發(fā)新能源電量對應的綠證，對于促進新能源電力（實時或未來的發(fā)電）需求作用不明顯；而證電合一保證了獲得綠證需要同步消費新能源電力，將改變企業(yè)用電習慣，在新能源大發(fā)階段進行生產(chǎn)，從而有利于實現(xiàn)新能源大發(fā)時段電力平衡，整體確保新能源電力的基礎需求和價格水平，從而實現(xiàn)一舉多得。
三、以“兩部制”電價支持新型儲能發(fā)展，大幅打開新能源發(fā)展天花板
打開新能源發(fā)展的天花板，仍需要大規(guī)模新型儲能的加盟。2021年我國缺電危機，再一次說明保障電力供應是電力系統(tǒng)發(fā)展的底線，支撐電力系統(tǒng)有效容量發(fā)展且不帶來碳排增加，除抽水蓄能外只能依靠新型儲能，所以新型儲能的核心作用和優(yōu)勢在于解決新型電力系統(tǒng)供電充裕度隱憂和提供電力系統(tǒng)安全保障能力，在常規(guī)電源越來越缺失的情況下守住電力系統(tǒng)的保供和安全防線。
新能源比例的進一步提高，給新型電力系統(tǒng)帶來系列安全問題，新型儲能既然主要作為安全保障電源，更加需要向大規(guī)模、中長周期、易調(diào)度的大型儲能電站方向發(fā)展，為實現(xiàn)日內(nèi)充分調(diào)節(jié)，參照抽水蓄能，一般需配置4小時以上的時長。大型儲能電站的發(fā)展同時有利于單位建設成本的降低，易于出臺針對性技術和設計標準，也易于發(fā)揮和監(jiān)測儲能設施在安全保障、調(diào)峰、調(diào)頻等多方面的能力。
在電力市場環(huán)境下，新型儲能的盈利最終可歸納為現(xiàn)貨市場、輔助服務市場和容量市場（機制）幾種?，F(xiàn)貨市場中，日電價差額和低價、高價時段持續(xù)時長均不確定，新型儲能將面臨較大的投資風險；輔助服務市場是在電力系統(tǒng)某類安全問題突出時設定的特殊品種，新型儲能雖然在調(diào)峰、調(diào)頻和爬坡等品種中具有優(yōu)勢，但輔助服務市場受電力系統(tǒng)運行方式變化每日供需均不同，不足以對一次投入大的主體產(chǎn)生長期激勵，同時輔助服務市場份額有限且面臨多主體競爭，不足以支撐新型儲能大規(guī)模發(fā)展；我國電力發(fā)展具有很強的公益性質(zhì)，對于電價波動幅度和停電概率容忍度均較低，容量機制可能是支持新型儲能、抽水蓄能等電網(wǎng)安全保障電源發(fā)展的唯一機制，在容量機制下，將新型儲能具有的有效容量（功率上調(diào)）、新能源消納（功率下調(diào)）、調(diào)頻、爬坡、緊急備用等功能，統(tǒng)一通過容量電價機制進行支付，將更加簡潔可操作。
根據(jù)彭博預測，至 2025 年電池儲能系統(tǒng)成本將會下降超過40%（快于發(fā)改委、能源局發(fā)布的《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》中30%的目標），4小時配置的儲能電站如按照容量機制，容量成本約800元/kW/年（含資金成本），接近抽水蓄能約700-900元/ kW/年的水平，所以以電化學儲能為主的新型儲能參照抽水蓄能發(fā)展模式，用于保證電網(wǎng)發(fā)電裕度和整體安全水平具有可行性。至2035年，4小時新型儲能電站容量成本約500元/kW/年，低于抽水蓄能成本。
根據(jù)當前政策條件和電力系統(tǒng)投入，考慮電網(wǎng)消納能力，2030年新能源及其他電源結(jié)構(gòu)如圖1（其他電源已含抽水蓄能），如果新型儲能政策沒有實質(zhì)進展，難以滿足2030年非化石能源的發(fā)展要求。考慮需求響應達到最大負荷5%，2030年供電充裕度仍存在約100GW的缺口，若不考慮需求響應或是嚴格控制煤電裝機不增長的情況下，供電充裕度缺口將在200GW，需要建設100GW以后的新型儲能電站。而2060年在大幅退煤的假設下，供電充裕度缺口將達到800GW，對于發(fā)展新型儲能具有更強烈要求。
圖2 既有情景我國電源結(jié)構(gòu)及最大負荷預測
綜上預測：2030年全國新型儲能總功率將達到1.2億千瓦，新型儲能總投資規(guī)模接近萬億。根據(jù)推算，隨著負荷的增長，每新增1千瓦（4小時）的新型儲能，可以帶動4-5千瓦的新能源的接入，如果針對新型儲能的兩部制（電量+容量）電價盡快出臺，發(fā)展規(guī)模將增加6000萬千瓦以上，可削減等量煤電增長，促進新能源總量至少多裝2億千瓦。
進一步根據(jù)2060年供電充裕度缺額推算，2060年電力系統(tǒng)需要4-8億千瓦（低值為煤電緩慢退出場景，高值為煤電較快退出場景），時長4小時以上的新型儲能，低值情況下年總計容量成本為2000億元，帶動全社會電價平均成本上升1.3分錢/千瓦時。
