中國儲能網(wǎng)訊：作者 | 張益國 姜 海 馬實一
提升綠電占比是能源綠色低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展的必由之路，是新型能源體系建設(shè)的重中之重，是力爭實現(xiàn)碳達峰碳中和的關(guān)鍵舉措，也是統(tǒng)籌推進能源高質(zhì)量發(fā)展的迫切需要。
十八大以來，中國是全球能耗強度降低最快的國家之一，超額完成到2020年碳排放強度下降40%~45%的目標，累計減少排放二氧化碳58億噸。在我國已建成全球規(guī)模最大的碳市場和清潔發(fā)電體系的同時，也必須清醒地認識到，目前清潔發(fā)電體系仍然面臨諸多挑戰(zhàn)，繼續(xù)提升電力系統(tǒng)綠電占比必須在保供、開發(fā)、消納、科技、體制機制等方面持續(xù)發(fā)力，加快我國新型能源體系建設(shè)。
先立后破保供優(yōu)先，穩(wěn)步推進新型綠色電力保供體系
2022年以來，疊加全球經(jīng)濟恢復推動的能源需求大增等多重不利因素，全球化石能源價格暴漲，能源危機籠罩全球。我國能源供應(yīng)鏈安全性和穩(wěn)定性面臨更加復雜的形勢，電力、煤炭供應(yīng)區(qū)域性、時段性緊張風險更加凸顯，極端條件下能源供應(yīng)保障不確定因素快速增加。迫切需要發(fā)揮我國在全球綠色能源領(lǐng)域的領(lǐng)導力，構(gòu)建新型能源體系，化不利的外部環(huán)境為自身發(fā)展動力，重塑全球綠色價值鏈、供應(yīng)鏈、產(chǎn)業(yè)鏈，為全球能源安全提出中國方案，貢獻中國智慧。
首先，統(tǒng)籌新能源和傳統(tǒng)能源的發(fā)展，確保電力安全可靠供應(yīng)，有效防范和化解綠色低碳轉(zhuǎn)型的伴生風險。遵循我國能源安全的指導方針，立足富煤、貧油、少氣的基本國情，充分認識到煤炭保障能源安全的重要基礎(chǔ)地位短期內(nèi)不可替代，發(fā)揮好傳統(tǒng)支撐性電源的托底保障作用，持續(xù)推進應(yīng)急備用能力建設(shè)，確保傳統(tǒng)能源逐步退出要建立在新能源安全可靠替代的基礎(chǔ)上，積極、穩(wěn)妥、安全降碳。
其次，突破新能源在電力保供方面的瓶頸，逐步建立綠色低碳電力保供體系。加快提升新能源可靠替代能力，推進新能源多能互補、大區(qū)域時空互補和源網(wǎng)荷儲一體化發(fā)展模式，加快新能源裝備技術(shù)研發(fā)，強化清潔能源資源評估和功率預測技術(shù)研究，延長預測周期、提升預測準確性、完善調(diào)度運行輔助決策功能，深化極端天氣下功率預測技術(shù)研究。強化省內(nèi)、省間電網(wǎng)通道輸電能力和靈活性，充分發(fā)揮大電網(wǎng)平臺作用和風電、光伏發(fā)電“平滑效應(yīng)”，促進各省盈缺互劑、優(yōu)勢互補，充分發(fā)揮好特高壓輸電通道作為跨省區(qū)資源配置的重要功能。加快長中短期儲能技術(shù)研發(fā)與應(yīng)用，依托抽水蓄能和新型儲能實現(xiàn)中短周期儲能，促進新能源消納和電力平衡；依托大型水庫可逆式機組、儲氫、儲氨等實現(xiàn)長周期儲能，保障能源電力跨季節(jié)調(diào)節(jié)。通過技術(shù)進步和規(guī)模化應(yīng)用相結(jié)合，不斷實現(xiàn)關(guān)鍵技術(shù)突破，逐步建立綠色電力保供體系。
集中式與分布式并舉，加快提升外送基地綠電占比
風光等新能源集中式和分布式并重，實現(xiàn)大規(guī)模開發(fā)應(yīng)用，逐步成為能源供應(yīng)的主體。其中，集中式新能源開發(fā)主要受國土空間、生態(tài)環(huán)境、送出能力等制約，尤其在人口、產(chǎn)業(yè)相對密集的中東部地區(qū)，新能源開發(fā)與生態(tài)保護、土地資源的矛盾更為突出。綜合考慮節(jié)約國土資源、與生態(tài)環(huán)境相適應(yīng)等因素，“三北”地區(qū)優(yōu)化推動基地化規(guī)模化開發(fā)，西南地區(qū)統(tǒng)籌推進水風光綜合開發(fā)，中東南部地區(qū)重點推動就地就近開發(fā)，東部沿海地區(qū)積極推進海上風電集群化開發(fā)。
分布式風光與土地、環(huán)境融合發(fā)展，推動中東部地區(qū)綠電就近開發(fā)消納。光伏發(fā)電方面，光伏發(fā)電設(shè)施對地表、地質(zhì)要求不高，環(huán)境適應(yīng)性強，各類土地和一些建筑物、構(gòu)筑物均可做建設(shè)場址；光伏組件支架長高，多層次共用空間，同一塊地可以多重收益，提高土地綜合利用率；通過技術(shù)創(chuàng)新不斷提升效率，減少單位發(fā)電裝機用地面積。
未來隨著光伏成本進一步下降，探索光伏發(fā)電產(chǎn)品更多樣，能上墻、可上房，不局限于地面，多途徑融合發(fā)展。風電方面，開發(fā)低風速風電機組、耐磨蝕葉片、桁架式基礎(chǔ)等，降低風速約束邊界，使風電對建設(shè)場址更寬容，可在中東部低風速地區(qū)實現(xiàn)經(jīng)濟開發(fā)；風電機組分布稀疏，周邊土地可繼續(xù)利用、復合利用增值；風電機組基礎(chǔ)等可做其他用途，集成綜合應(yīng)用可提高單位用地效益。深入推進“千鄉(xiāng)萬村馭風行動”“千家萬戶沐光行動”，結(jié)合鄉(xiāng)村振興和農(nóng)村能源革命，大力推動分布式新能源因地制宜開發(fā)、就近并網(wǎng)接入、統(tǒng)一平衡消納。
可再生能源基地規(guī)?；熬G色化發(fā)展，將極大提升新型能源體系綠色低碳成色。今年5月，《關(guān)于促進新時代新能源高質(zhì)量發(fā)展的實施方案》里進一步明確了大基地“三位一體”的發(fā)展思路，加大力度規(guī)劃建設(shè)以大型風光基地為基礎(chǔ)，以其周邊清潔高效先進節(jié)能的煤電為支撐，以穩(wěn)定安全可靠的特高壓輸變電線路為載體的新能源供給消納體系。
2021年，我國啟動了總規(guī)模約4.5億千瓦的以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風電光伏基地規(guī)劃建設(shè)。目前約1億千瓦的大型風光電基地已全部開工建設(shè)，涉及內(nèi)蒙古、青海、甘肅等19個省份，第二批基地項目正在積極推動前期工作、部分已開工，第三批基地項目也在組織謀劃中。水風光一體化基地主要依托主要流域現(xiàn)有水電調(diào)節(jié)能力、水電擴機、新建常規(guī)水電站、建設(shè)抽水蓄能電站等，以水電和抽蓄為支撐性和調(diào)節(jié)性電源，因地制宜帶動流域周邊風光資源規(guī)模化開發(fā)利用?；诂F(xiàn)有水電開發(fā)情況、未來開發(fā)潛力以及周邊抽水蓄能資源情況，初步估計水風光一體化可帶動5億千瓦~20億千瓦的新能源開發(fā)。
不斷優(yōu)化外送基地電源配置方案，加快提升外送基地綠電占比。以水電為支撐電源的新能源基地外送綠電占比可達100%，如金上到湖北、藏東南至粵港澳大灣區(qū)等外送通道，“三北”地區(qū)以煤電為支撐電源的新能源基地綠電占比相對較低（一般為50%左右），如隴東至山東、隴電入浙等外送通道。以水電為支撐的通道，可考慮通過水電擴機并增加抽水蓄能或新型儲能的電源配套方案，在現(xiàn)有規(guī)劃基礎(chǔ)上將一條通道擴充為兩條到三條送出通道；對于以火電為支撐的通道，可考慮通過適當減少火電裝機并結(jié)合抽水蓄能和新型儲能，提高通道的綠電占比。目前，摻氫燃機已經(jīng)在國內(nèi)外開展了規(guī)?；瘧?yīng)用，最高摻氫比例可達50%，預計2030年前后100%以氫為燃料的高效燃機技術(shù)將逐步成熟。
同時，考慮隨著技術(shù)進步和規(guī)?；l(fā)展，電解水制氫價格將逐步達到經(jīng)濟可接受區(qū)間，在“三北”地區(qū)天然氣資源較豐富的區(qū)域開展以摻氫燃機為支撐電源的外送基地將成為可能，摻氫燃機基地可逐步過渡到100%采用綠氫為燃料的純綠電外送基地?？紤]到外送通道資源的稀缺性及受端省份對綠電需求的迫切性，未來新建通道的綠電占比應(yīng)逐步提高到70%以上，并隨著技術(shù)進步和經(jīng)濟競爭力改善，越來越多100%純綠電外送通道將呈現(xiàn)在眼前。
不斷提高系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力，高比例開發(fā)高質(zhì)量消納新能源
截至2021年底，我國風電裝機3.28億千瓦、太陽能發(fā)電裝機3.07億千瓦，兩者均穩(wěn)居全球第一。與此同時，我國電力系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力的提升相對滯后，目前尚難以滿足新型電力系統(tǒng)中高比例新能源發(fā)展的需要。構(gòu)建適合我國國情、新能源占比逐步提升的新型電力系統(tǒng)是一項復雜的系統(tǒng)性工程。
在電源資源統(tǒng)籌層面，可通過水電、燃機、煤電靈活性改造等措施提高發(fā)電側(cè)靈活性。預計至2025年、2030年、2035年，全國常規(guī)水電裝機分別達到3.7億千瓦、4.4億千瓦、4.8億千瓦；煤電裝機分別達到13.5億千瓦、14億千瓦、12.2億千瓦；氣電裝機分別達到1.5億千瓦、2.4億千瓦、3億千瓦。大規(guī)模的水電、氣電、煤電（考慮老電站進行靈活性改造）將在抽水蓄能大規(guī)模投產(chǎn)和新型儲能技術(shù)突破前為系統(tǒng)提供靈活調(diào)節(jié)能力支撐，保障新能源消納。
在電網(wǎng)資源統(tǒng)籌層面，通過擴大電網(wǎng)平衡區(qū)，建立靈活調(diào)度機制保障可再生能源在更大范圍內(nèi)消納。電網(wǎng)互聯(lián)互通為更好消納新能源提供物理平臺。一方面，加強輸電通道建設(shè)，對電網(wǎng)輸電受限斷面進行擴容和改造，以適應(yīng)波動性新能源功率傳輸；另一方面，通過整合差異化的電力市場，建立更加靈活的市場交易規(guī)則，充分利用新能源發(fā)電資源互補特性和平滑效應(yīng)，提高網(wǎng)間調(diào)峰能力互濟水平，以低成本充分調(diào)用和共享靈活性資源，充分發(fā)揮各地區(qū)發(fā)電和負荷的互補優(yōu)勢。系統(tǒng)靈活資源將發(fā)揮區(qū)域電力資源高效互濟對提升新能源消納能力和系統(tǒng)韌性的戰(zhàn)略性作用，調(diào)控與新能源發(fā)展規(guī)模相適配電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)裕度，安全平穩(wěn)地推進新能源躍升式發(fā)展。
在電力系統(tǒng)負荷資源統(tǒng)籌層面，通過對用電側(cè)的需求進行整合和優(yōu)化，使其與新能源出力變化相適應(yīng)，可以更好地支持新能源利用。以目前可用的電制熱儲熱、儲冷、電制氫、電動汽車、智能家電、工業(yè)錯峰用電和虛擬電廠等措施為開端，依托未來科技進步和政策完善不斷提升負荷側(cè)響應(yīng)能力。
在儲能資源統(tǒng)籌層面，將構(gòu)建抽水蓄能、新型儲能、氫能儲能等適應(yīng)不同儲能時長要求的完善儲能體系。預計2025年、2030年、2035年，抽水蓄能裝機將分別達到6200萬千瓦、1.2億千瓦~2億千瓦、3億千瓦；預計2025年新型蓄能裝機將達到3000萬千瓦以上。
提升綠電占比與維持電價穩(wěn)定齊頭并進
2021年我國整個電力消費中，第一產(chǎn)業(yè)用電占全社會用電量的1.2%，第二產(chǎn)業(yè)用電占全社會用電量的67.5%，第三產(chǎn)業(yè)用電占全社會用電量的17.1%，城鄉(xiāng)居民生活用電量占全社會用電量的14.1%。第二產(chǎn)業(yè)用電接近70%，且其中有約50%是高耗能行業(yè)用電，工業(yè)用電企業(yè)整體科技水平不高，對電價的變化較為敏感。能源與電力是現(xiàn)代工業(yè)的血液，在我國工業(yè)升級轉(zhuǎn)型過程中，保持電價的穩(wěn)定對支持工業(yè)企業(yè)順利轉(zhuǎn)型極為重要。我國具有新型舉國體制優(yōu)勢，以國家意志集聚力量，通過科技進步降低綠電成本、通過政策引導電價平衡過渡，將可實現(xiàn)提升綠電占比與維持電價穩(wěn)定齊頭并進。
科技支撐降低成本。2021年我國陸上集中式平原、山區(qū)地形風電項目平均造價水平分別約為5800元/千瓦和7200元/千瓦，地面光伏電站、分布式光伏平均造價水平分別約為4150元/千瓦和3740元/千瓦；近海風電場、深遠海風電場、漂浮式風電場的造價范圍分別約為1~1.3萬元/千瓦、1.2~1.5萬元/千瓦和2.3~3萬元/千瓦；光熱電站造價范圍約為1.8~2.6萬元/千瓦；鋰離子電池儲能電站造價范圍約為1500~2000元/千瓦時。
未來隨著科技進步，新能源和新型儲能價格水平仍有較大下降空間。此外，新一代高效低成本光伏電池技術(shù)、換流閥國產(chǎn)化技術(shù)、柔性直流輸電技術(shù)、適用于可再生能源靈活電解水制氫設(shè)備等關(guān)鍵技術(shù)均可在不同層面支撐綠電大規(guī)模開發(fā)時全系統(tǒng)成本處于可控區(qū)間?？萍歼M步將推動綠電成本逐步降低，綠色能源將支撐我國實現(xiàn)能源供給由資源主導到科技進步主導的歷史性轉(zhuǎn)變。
政策引導電價平穩(wěn)過渡。綠電投資是一個重資產(chǎn)行業(yè)，初期資本投入大，回報周期長。項目前期因為高額折舊成本問題，通常無法盈利。而只要進入利潤釋放期，毛利率普遍超過50%，甚至可以媲美水電。隨著綠電占比提升，除了初期建設(shè)投資，還要在配套設(shè)施上投入更高成本。若僅考慮市場化條件，系統(tǒng)度電成本將呈現(xiàn)先升后降走勢。電價的上升將對用電市場產(chǎn)生負面沖擊，建議可通過國家政策引導電價平穩(wěn)過渡，對新型能源體系“扶上馬、送一程”。通過設(shè)立平準基金等支持金融工具在轉(zhuǎn)型初期全系統(tǒng)成本較高時期進行補貼、合理控制非技術(shù)成本等政策機制，維持電價水平整體穩(wěn)定；在全系統(tǒng)度電成本經(jīng)過拐點后，再通過適當手段逐步回收資金。
綠證和綠電交易是支撐我國綠電發(fā)展的重要抓手
綠證是國家對發(fā)電企業(yè)每兆瓦時非水可再生能源（未來將擴展到水電）上網(wǎng)電量頒發(fā)的具有獨特標識代碼的電子證書。與國際通行做法一致，綠證代表了可再生能源電力的環(huán)境價值。綠電交易是指以綠電產(chǎn)品為標的物的電力交易，通過與綠證捆綁保證交易過程中的“證電合一”，成交價格中既包含了電力的能量價值，又包含其環(huán)境價值。
國際方面，綠證和綠電交易有助于消解國際碳稅貿(mào)易壁壘，促進綠電快速發(fā)展。2019年，歐盟率先提出引入碳邊境調(diào)節(jié)機制（CBAM），并于去年7月啟動CBAM立法程序。CBAM是歐盟針對碳排放密集型進口產(chǎn)品征收的特定碳關(guān)稅，是歐盟借助“氣候外衣”而構(gòu)筑的綠色貿(mào)易壁壘，其落地必將影響發(fā)展中國家（包括我國）的產(chǎn)品競爭力。2020年，國內(nèi)綠證已完成了在RE100范圍內(nèi)的互認工作。我國綠電認證也是按照國際最高標準，被國際社會承認。目前平價綠證價格約為50元/兆瓦時，換算成碳減排量的價格約86元/噸，綠電溢價與綠證價格相當。綠證和綠電可用于抵消電力產(chǎn)生的間接溫室氣體排放，且遠低于2022年10月歐盟碳市場日均成交價70.71歐元/噸。綠證和綠電交易有助于消解國際碳稅貿(mào)易壁壘，增強綠電在電力市場中的競爭力，促進綠電快速發(fā)展。
國內(nèi)方面，綠證和綠電交易有助于盤活環(huán)境價值市場化流轉(zhuǎn)，引導綠電可持續(xù)發(fā)展。綠證核發(fā)范圍覆蓋所有可再生能源發(fā)電項目，以綠證作為可再生能源電力消費量認定的基本憑證可實現(xiàn)可再生能源電力消費量全鏈條信息追蹤，是建立新增可再生能源電力消費量統(tǒng)計核算體系的科學依據(jù)。綠證市場將電力市場未能體現(xiàn)的綠電清潔價值通過價格機制體現(xiàn)，實現(xiàn)綠電消納責任權(quán)重市場化流轉(zhuǎn)。綠電交易可實現(xiàn)從計劃體系下的定量定價轉(zhuǎn)向由市場決策下的量價構(gòu)成，通過市場機制分擔補貼，緩解補貼缺口壓力。綠證和綠電交易有助于盤活環(huán)境價值市場化流轉(zhuǎn)，緩解財政壓力，引導綠電健康可持續(xù)發(fā)展。
