中國儲能網(wǎng)訊：今年“兩會”期間，國家發(fā)展改革委主任何立峰在接受媒體采訪中提到，規(guī)劃“十四五”、“十五五”期間建設規(guī)模共計4.55億千瓦的沙漠戈壁荒漠大型風光基地項目。然而，在省級層面相關政策尚未明確的階段，電價水平和消納能力的雙重不確定性，成為當前新能源開發(fā)企業(yè)搶灘大基地時的“遠慮”與“近憂”。
自2020年9月我國提出“雙碳”目標以來，能源電力領域的發(fā)展目標、邏輯、路徑都發(fā)生了巨大的變化；隨著“1+N”政策體系的陸續(xù)出臺，我國近中期和遠期的非化石能源發(fā)展目標也逐步明確。從長遠來看，如果要實現(xiàn)2060年非化石能源在能源消費中80%的占比目標，大力發(fā)展風電和光伏是必由之路。
具體到近中期，以風電、光伏為主的新能源將以何種模式開發(fā)布局？事實上，2021年發(fā)布的三份國家級重要文件已經(jīng)給出了明確的答案——一方面，通過以集中式和分布式并舉的開發(fā)模式，實現(xiàn)“十四五”時期新能源發(fā)展規(guī)模和發(fā)展質量的“躍升”；另一方面，可再生能源發(fā)電裝機容量占電力總裝機的比例、可再生能源增量在全社會用電量增量中的比重，以及可再生能源增量在一次能源消費增量中的比重，三個“超過50%”，也以定量的方式劃定了“十四五”時期至少5億千瓦風光新能源裝機的發(fā)展下限。
今年三月“兩會”期間，國家發(fā)展改革委何立峰主任在采訪中提到，規(guī)劃“十四五”、“十五五”期間建設規(guī)模共計4.55億千瓦的沙漠戈壁荒漠大型風光基地，對新能源開發(fā)企業(yè)來說極具吸引力。然而，在省級層面相關政策尚未明確的階段，電價水平和消納能力的雙重不確定性，成為當前新能源開發(fā)企業(yè)搶灘大基地時的“遠慮”與“近憂”。
從并網(wǎng)環(huán)節(jié)來看，2021年，國家對于新能源項目的并網(wǎng)方式，明確提出建立實施“保障性并網(wǎng)+市場化并網(wǎng)”的多元保障機制。預計國家層面會將大基地電量優(yōu)先納入保障性并網(wǎng)規(guī)模，但具體納入方式和比例，各省會根據(jù)當?shù)氐膶嶋H情況實施。而無論是以何種方式并網(wǎng)，“能并盡并、多發(fā)滿發(fā)”都是已明確的要求。
但從實際情況來看，盡管當前，國家僅對于市場化并網(wǎng)項目提出了統(tǒng)一量化的靈活性調節(jié)能力配置要求，但不少省份卻對大基地保障性并網(wǎng)項目也提出了配置電化學儲能的比例。誠然，提高電力系統(tǒng)調節(jié)能力是保障大基地項目電量消納的重要前提，但如果從系統(tǒng)運行的角度來看，既往電源側配置儲能的效率往往是偏低的。
從電價水平來看，大部分省份在組織大基地項目進行競爭性配置時都執(zhí)行了平價上網(wǎng)政策。在第一批競配項目中，青海、甘肅、吉林、內蒙古等省份，均形成了燃煤基準價水平的綜合電價，或是按照落地端燃煤基準價倒推回送端，形成綜合上網(wǎng)電價。這也就意味著靈活性調節(jié)的成本，比如光熱發(fā)電、電化學儲能等的成本，就需要由新能源項目開發(fā)企業(yè)來承擔。因此，就執(zhí)行這一電價模式的項目收益情況來看，實際上這些基地的風電、光伏發(fā)電項目是實行了低價而非平價上網(wǎng)。
事實上，從近期大基地項目度電投資水平來看，風電、光伏的度電投資成本已經(jīng)出現(xiàn)了反轉——“三北”地區(qū)大基地風電項目按度電成本加合理利潤后的價格較燃煤基準價的價格差基本保持在0.05-0.1元/千瓦時水平；但對于光伏項目來說，即使不配儲能，度電成本加合理利潤的后的價格也僅僅達到平價上網(wǎng)的水平。且今年一季度，電化學儲能的成本價格出現(xiàn)較大幅度上漲，進一步降低了光伏項目的收益。未來，只有在成本端硅料價格回落到合理價格區(qū)間，光伏才能達到與當前風電持平的投資收益。此外，部分地區(qū)仍存在配置產(chǎn)業(yè)等不合理現(xiàn)象，這些非必要的非技術成本，正在影響大基地項目建設的正常開展。
長期以來，國家主管部門通過制定中長期發(fā)展目標、實施固定上網(wǎng)電價制度和全額保障性收購政策，持續(xù)激勵新能源規(guī)?；l(fā)展。隨著近年來新能源發(fā)電的技術經(jīng)濟性不斷提升、新型電力系統(tǒng)建設步入快車道，新能源發(fā)展的理念和模式、政策手段和措施都將基于形勢要求和產(chǎn)業(yè)發(fā)展進程進行深度調整。聚焦于大基地項目，順利開展建設，持續(xù)保障消納，一方面取決于本地或受端電力市場的需求，另一方面，在面對市場等諸多不確定性時，開發(fā)企業(yè)則更加關注項目相對穩(wěn)定的收益預期。
在優(yōu)化布局方面，除了持續(xù)增加開發(fā)規(guī)模外，國家已嘗試適度放開對新能源利用率的要求。比如在第一批風光基地中，青海就提出了84%的風、光利用率。但不可忽視的是，利用率是綜合考慮消納條件、風光平價上網(wǎng)的經(jīng)濟性等因素確定的，保證大基地項目開發(fā)的合理收益，就毋庸置疑地成為放開利用率要求的重要前提。
因此，建議在推動新能源參與市場交易的基礎上，通過采用以中長期購電協(xié)議為主的電價機制，保證發(fā)電企業(yè)在全部電量或約定電量之內享有相對固定的價格和收益，并不斷完善輔助服務市場，建立容量市場，拓展調節(jié)技術手段和市場化交易方式，提升中長期購電協(xié)議的履約率，以此保障大基地項目的長久、可持續(xù)推進。
在促進消納方面，通過科學合理的制度設計，持續(xù)激發(fā)電力用戶對綠電需求的增長尤為緊迫。一方面，通過強化落實可再生能源消納責任，進一步增加西部和北部地區(qū)本地的風光電量消納；另一方面，加快落實各地區(qū)“十四五”時期新增可再生能源電力消費量不納入地方能源消費總量考核，并確保好的政策在執(zhí)行過程中不走偏，以此進一步打破長久橫亙于跨區(qū)交易市場的省間壁壘，提升中東部地區(qū)對“三北”地區(qū)的風光電量的接納意愿。
在機制建設方面，隨著越來越多的平價無補貼項目陸續(xù)并網(wǎng)，今后平價綠電項目的數(shù)量、裝機和電量都會快速增長；加之國際上對產(chǎn)品用能綠色屬性和碳足跡的日益關注，用能企業(yè)對綠電和綠證的需求被持續(xù)激發(fā)。我們看到，自去年9月我國啟動綠電交易啟動，綠證的認購和交易量都呈現(xiàn)數(shù)量級的增長，為環(huán)境和綠色價值付費，正映照著能源消費低碳轉型的進程。
鑒于約束性責任權重的消納保障機制和綠電綠證認購交易機制將對新能源發(fā)展起到長效作用，我國已明確提出將消納保障機制和綠證認購相關聯(lián)。目前亟需建立綠色能源消費的認證體系，發(fā)揮新能源綠色消費引領機制的作用。只有當用能企業(yè)使用的綠電獲得認證，并實現(xiàn)國內外認證的互通互認，企業(yè)才會有持續(xù)的動力去消費綠電，并為綠電的環(huán)境價值付費。后續(xù)還要加快聯(lián)通碳市場、綠電交易市場和綠證交易機制。唯如此，才能通過有效運轉的綠色能源消費體系，推動全社會低碳變革的早日實現(xiàn)。
本文作者時璟麗，就職于國家發(fā)改委能源研究所。
本文根據(jù)時璟麗在2022年4月14日新型電力系統(tǒng)下風光大基地規(guī)劃建設研討會上的發(fā)言整理，并經(jīng)本人審定。
