光伏、风电发展引导能源转型助力“绿电”碳达峰与碳中和
来源：未知 发布人：admin 浏览次数：次 发布时间：2021-10-10 16:35
2020年9月22日举行的联合国大会上，领导人承诺中国将在2030年前实现碳排放达峰，并在2060年前实现碳中和，同时进一步宣布风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。这是全球应对气候变化工作的一项重大举措，显示了中国作为负责任大国承担起气候问题的决心。为了实现以上目标，以光伏、风电为主的零碳排放“绿电”将成为“十四五”电力发展的主流，加速推动我国能源转型。
一、光伏、风电已迈入“量”“质”齐升阶段
01
市场空间巨大
截止到2020年底，我国“风光”总装机容量累计达5.3亿千瓦。但根据发展要求，未来十年内我国还需完成7亿千瓦时的装机容量，这意味着我国风电和太阳能发电在过去快速发展的基础上，仍要实现持续的高速发展。根据国家能源局数据，2020年我国新增光伏并网规模48GW、风电新增并网72GW，分别同比增长60.67%,178.44%，风电、光伏装机量全面超预期，已提前达到2021年市场预期的120GW增量；2021年上半年，我国光伏发电新增装机容量达到14GW，同比增长17%。按照“碳达峰、碳中和”规划，到2030年我国风电、光伏发电装机目标将超过现有规模的2倍，相当于美国当前发电装机规模，且超过了目前全球“风光”装机规模，新增市场体量巨大。
02“平价”引领高质量发展
（1）光伏发电成本可媲美新建煤电
2021年年初，国家能源局表示今后新能源的发展，基本上不需要国家补贴，主要由市场决定，我国新能源(5.620, 0.22, 4.07%)平价之路可基本实现。
2012年至2019年，中国光伏组件与系统价格已分别下降了58%与65%。按照国家发改委、国家能源局公布的2020年光伏发电平价上网项目名单，光伏平价上网项目规模达33.1GW，首次超过26GW的补贴竞价项目，横跨中国20个省份，充分说明平价项目回报率已具备吸引力，全国大部分区域基本实现平价。中国光伏发电目前的度电成本在每千瓦时0.2-0.41元之间，在多数地区已经具备了与新建燃煤发电竞争的能力。无补贴情形下，全国大部分地区光伏电站投资内部收益率仍可达6%-8%，甚至超过8%。随着光伏行业技术不断提升，成本还有进一步下降空间。
（2）陆上风电成本即将低于煤电
自2010年以来，中国陆上风电成本已下降约40%，2020年发电成本范围在每千瓦时0.29-0.43元之间，与新建煤电相比已具备了很强的竞争力。基于如此巨大降幅，政府已在2019年提出2021年起停止向陆上风电提供补贴。2020年四季度风电新增装机规模超速增长，在补贴退出的压力下，出现了项目“抢装”和风机订单激增的情况，受到行业产能的限制，暂时提高了项目建设成本；而一旦装机恢复常态化稳步增长，成本仍将出现大幅下降。预计到2025年，平均成本还将下降30%，在2025年和2030年分别降至每千瓦时0.25元左右和0.21元，而多数具备资源优势的地区的发电成本将远低于这一水平。
预计海上风电将在2025年以后，也具备与新建煤电项目竞争的能力。明确的量化目标（如广东省目标在2030年建成30GW海上风电装机）将有助于推动这些成本的下降。
二、政策加力为“绿电”发展保驾护航
2020年我国在“风光”行业取得了空前的发展，但受系统调峰能力不足、市场机制不健全等因素影响，“消纳”成为了我国新能源发展面临的最大问题。近两年，为了解决风电、光伏等可再生能源的消纳问题，国家层面出台了一系列重要政策，主要从需求侧的可再生能源电力消纳责任权重、电网层面的消纳能力的确定，供给侧的能源调峰体系的建设以及绿证、碳市场等补充交易机制的完善来为新能源行业“消纳”问题的解决提供支持。
01
国家政策密集出台
表1 近年支持新能源消纳问题政策梳理
| 时间 | 部门 | 政策名称 | 主要内容 |
| 2019/5/15 | 国家发改委/国家能源局 | 关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知 | 建立电源供应侧促进和用电消费侧责任双轨并行、共同发力的可再生能源电力发展机制，逐步过渡到以消纳可再生能源电力、消费侧责任为主、市场化运行为基础的发展机制。 |
| 2020/1/20 | 财政部/国家发改委/国家能源局 | 关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见 | 引导尽快平价上网，国家不再发布可再生能源电价附加目录，2021年起实行配额制下的“绿证”交易。 |
| 2020/5/20 | 国家电网/南方电网 | 关于发布2020年风电、光伏发电新增消纳能力的公告 | 2020年，国家电网公司经营区、南方电网公司经营区、内蒙古电力公司经营区的风电、光伏发电合计新增消纳能力分别为6850万千瓦，1360万千瓦和300万千瓦。 |
| 2020/6/1 | 国家发改委/国家能源局 | 关于各省级行政区域2020年可再生能源电力消纳责任权重的通知 | 明确2020年后，各省（区、市）2020年可再生能源电力消纳总量责任权重、非水电责任权重的最低值和激励值，并开展全面进行监测评价和正式考核。 |
| 2021/2/10 | 国家能源局 | 《关于征求2021年可再生能源电力消纳责任权重和2022-2030年预期目标建议的函》 | 2030年全国统一可再生能源电力消纳责任权重为40%，其中非水电力消纳责任权重为25.9%。拟实行双消纳考核，压实风电太阳能发电发展责任。 |
| 2021/3/5 | 国家发改委/国家能源局 | 《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》 | 统筹各类电源规划、设计、建设、运营，优先发展新能源，积极实施存量“风光水火储一体化”提升，稳妥推进增量“风光水（储）一体化”，探索增量“风光储一体化”，严控增量“风光火（储）一体化”，推进多能互补，提升可再生能源消纳水平。 |
| 2021/3/17 | 国家能源局 | 《清洁能源消纳情况综合监管工作方案》 | 优化清洁能源并网接入和调度运行，规范清洁能源参与市场化交易，及时发现清洁能源发展中存在的突出问题，确保清洁能源得到高效利用，进一步促进清洁能源行业高质量发展，助力实现“碳达峰、碳中和”。 |
| 2021/5/11 | 国家能源局 | 《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》 | 各省（区、市）完成年度非水电最低消纳责任权重所必须的新增并网项目，由电网企业实行保障性并网，2021年保障性并网规模不低于9000万千瓦。 |
| 2021/5/21 | 国家发改委/国家能源局 | 《关于2021年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》 | 从2021年起，每年初滚动发布各省权重，同时印发当年和次年消纳责任权重，当年权重为约束性指标，各省按此进行考核评估，次年权重为预期性指标，各省按此开展项目储备。 |
2021年是正式实施可再生能源电力消纳保障机制的第一年，也是政策出台最密集的一年。解决消纳问题，一是可再生能源规划要与电网规划发展相适应，通过电网公布的消纳指标确定每年风电、光伏的新增消纳能力即上网电量，如电网公司每年发布的风电、光伏发电新增消纳能力的公告；二是通过建立具有一定强制性和约束力的消纳责任机制，按省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重指标，如国家能源局发布的《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，以及今年密集发布的关于消纳责任权重的各项通知；三是因地制宜进行战略布局，根据地域特点开发风光水储一体化基地项目，有效推进源网荷储一体化典型项目，为新能源间歇性问题提供解决路径。
02、可再生能源电力消纳保障成效显现
政策密集出台后，从近两年风光新增装机容量的实际增长、各省可再生能源消纳责任权重目标的完成情况，以及弃光、弃风率的显著下降来看，政策所带来的积极影响已逐步显现。2019年5月国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，通过合理设定（原则上逐年提升或至少不降低）各地区可再生能源和非水可再生能源电力消纳责任权重指标，消纳保障机制主要在两个方面发挥作用，一是对于新项目建设，通过各地区逐年增加的消纳电量占比以及全社会用电量的增加，两者共同带来可再生能源电量需求增量；二是对于所有已经建设完成和投入运行的可再生能源发电项目，提供电力收购和消纳保障。
2020年为正式第一年考核年。迄今该政策实施一年多的时间，有效调动了各方消纳可再生能源电力的积极性，对义务主体增加消纳压力的缓解作用已显现。
从量化数据上看，2019年风光消纳继续好转，限电率分别降至4%和2%。相较2018年，2019年特高压输送、省间交易等全部可再生能源电量和非水可再生能源电量均显著增加，如特高压输送可再生能源电量同比增加12.8%，占全部输送电量的52.4%，促进了跨省跨区消纳和优化配置；从各省2019年可再生能源消纳责任权重完成情况看，21个省区完成非水电可再生能源消纳权重目标，3个省区完成情况非常好，只有9个省区消纳量占全社会用电量比重低于国家指标要求。
2021年下半年，预计新疆、西藏、冀北随着全社会用电量的稳步提高，新能源消纳矛盾将逐步缓解。另外，随着可再生能源电力消纳责任的强化，未来或将消纳保障机制纳入相关法律，并上升为法定义务，形成清洁能源消纳的强制长效机制。
三、思考与建议
01 提升并网调度运行管理水平
由于风电和光伏发电从出力特性上看是同源的，具有间歇性和波动性的特点，因此可再生能源发电机组的耐受电压范围比传统的火电机组更窄，也更容易脱网。一旦脱网，电压波动将进一步增加，甚至导致连锁故障。因此，针对新能源电力的发电特性，电网公司应提升其并网调度运行管理水平，从源、网、荷、储、市场交易等多方面发力，不断挖掘电力系统运行灵活性，提升适应新能源随机波动性的调度运行水平和风险防御能力，支撑高比例新能源高效消纳，如给新能源机组配备特高压系统，特高压由1000千伏及以上交流和±800千伏及以上直流输电构成，具有远距离、大容量、低损耗、少占地的综合优势，可提供很好的电压调节能力并简化对发电和用电省份的技术要求.
02 完善消纳的市场体系建设
电力市场是未来可再生能源消纳的主要环境，建立健全可再生能源电力消纳保障机制，旨在通过市场化方式，促进可再生能源本地消纳和实现跨省跨区大范围内优化配置，以加快推进适应波动性新能源消纳的市场体系建设。在目前已发布的《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》中已明确，在组织开展可再生能源电力交易的同时，各电力交易机构还应担负着指导参与电力交易的承担消纳责任的市场主体优先完成可再生能源电力消纳相应的电力交易，并在中长期电力交易合同审核、电力交易信息公布等环节对其给予提醒；各承担消纳责任的市场主体也应向电力交易机构作出履行可再生能源电力消纳责任的承诺，积极履行消纳责任。
03 加快调峰电站的建设
为了缓解电网调节压力、促进光伏等可再生能源电力消纳，近年来我国开始重视调峰电站建设。通过在光伏风电电站周围，乃至整个电网内布局或改造水电、煤电、天然气发电项目增加电网调峰能力。目前，我国这种灵活性电源比重只占总装机的6%，新能源富集的“三北”地区更是不到3%，远低于理想水平
“十四五”时期，电网公司将持续加快电网调峰能力的建设以满足我国新能源电力市场的发展需求，根据2021年3月国家发改委、能源局发布的《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，要统筹各类电源规划、设计、建设、运营，优先发展新能源，积极实施存量“风光水火储一体化”提升，稳妥推进增量“风光水（储）一体化”。如目前已开展多个抽水蓄能项目的建设，以优化电网电源结构从而缓解新能源电力的消纳问题，提升可再生能源消纳水平。
04 加强绿证交易政策引导
2020年初财政部、国家发改委、国家能源局颁布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见(财建〔2020〕4号)》，提出2021年开始实行配额制下的绿色电力证书交易。在2021年4月颁布的电力现货市场有关文件中，也明确要尽快研究建立绿电交易市场，推动绿电交易。
“十三五”期间，我国绿证的定位为替代国家可再生能源电价补贴，即相应发电量如果出售绿证获得收益，就不能再获得可再生能源发展基金的电价补贴，这样的定位导致绿证价格高昂；而进入“十四五”，风光等主要可再生能源实现全面无补贴平价上网，新增项目已不存在绿证替代补贴的需求。
根据已出台政策，2019年和2020年安排的风光平价项目以及达到电价补贴年限或小时数后进入无补贴状态的项目，均可获得绿证并可出售，预期未来几年内将有越来越多的价格在每千瓦时几分钱量级的绿证可供交易，供应端证书量增加，因此，亟需将绿证的定位从替代电价补贴转向促进绿电消费。
05 加大绿色金融引导作用
我国“碳达峰、碳中和”旨在重塑我国能源结构和产业结构，是一项系统性工程，涉及大量存量资产改造和增量资产投资。目前我国绿色金融年度投资缺口在0.8万亿元左右，未来40年绿色投资需求规模约70～140万亿元，仍将存在较大的投资缺口，需要充分发挥绿色金融在“碳达峰、碳中和”中的引导和服务双重作用。
目前，银保监会、央行等监管机构也把绿色金融作为重点工作进行推动。在中国人民银行最新发布的《2021年第二季度中国货币政策执行报告》里，央行表示应有序推动碳减排支持工具落地生效，向符合条件的金融机构提供低成本资金，支持金融机构为具有显著碳减排效应的重点领域提供优惠利率融资，引导金融机构按照市场化原则支持绿色低碳发展，助力我国“碳达峰、碳中和”目标的实现。
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