風(fēng)電光伏為何無(wú)法達到最大電量比例?

可再生能源，特別是風(fēng)電與光伏，近年來(lái)在持續保持快速增長(cháng)，建設成本實(shí)現大幅度下降。在大部分時(shí)間與空間范圍內，風(fēng)光的長(cháng)期度電成本(LCOE)已經(jīng)比燃煤發(fā)電更低，甚至低于其燃料成本。根據行業(yè)協(xié)會(huì )最新的項目技術(shù)經(jīng)濟分析，2023年前后，我國海上風(fēng)電度電成本已從兩年前的1元/kWh大幅下降到0.3元/kWh左右;而光伏發(fā)電在日照資源良好的地區，平均滿(mǎn)負荷發(fā)電小時(shí)數可達到3000小時(shí)，而度電成本低至0.1 - 0.2元/kWh。

如此低的長(cháng)期度電成本，意味著(zhù)更強的競爭力，也意味著(zhù)風(fēng)光可以占據更大的市場(chǎng)份額，以體現市場(chǎng)效率(總成本最小化)與公平(成本更低的技術(shù)獲得更大市場(chǎng)份額)原則。

考慮到不同電源“市場(chǎng)價(jià)值”，也就是從一個(gè)完美競爭開(kāi)放市場(chǎng)獲得收益能力的不同，從微觀(guān)經(jīng)濟學(xué)的“零利潤均衡”出發(fā)，需要界定可再生能源競爭力等價(jià)為：其“長(cháng)期成本等于長(cháng)期收益”對應的份額水平，而不是各種出力特性不同電源的平均成本比較?；诩夹g(shù)經(jīng)濟視角，風(fēng)光依靠自身的競爭力，可以在收益下降到自身成本水平之前實(shí)現份額的擴大。在這之后之后，就必須繼續依靠額外氣候政策的幫助。

當然，技術(shù)經(jīng)濟視角無(wú)疑是對我們生活世界的高度簡(jiǎn)化，只是為理解更復雜的現實(shí)提供參考基準。風(fēng)光是否能夠實(shí)現這一最優(yōu)發(fā)電份額，系于很多超越技術(shù)經(jīng)濟的社會(huì )、政策乃至政治因素。這些因素或是市場(chǎng)發(fā)育不夠健全無(wú)法給出足夠及時(shí)準確的行為引導信號。

比如光伏過(guò)度集中地區中午的電力價(jià)格仍舊高高在上;可能出于更廣闊的經(jīng)濟發(fā)展目標追求，比如發(fā)展儲能/電動(dòng)汽車(chē)等戰略新興產(chǎn)業(yè);可能來(lái)自于電力系統運行的習慣(保持穩定輸出等);可能是一些被忽略的間接成本，比如社會(huì )接受度，可得土地乃至建設速度約束。這些超越部門(mén)技術(shù)經(jīng)濟的因素，不一定是阻礙最優(yōu)份額實(shí)現，還有可能導致現實(shí)際份額超過(guò)最優(yōu)水平。

本文中，我們聚焦那些影響風(fēng)光最優(yōu)份額實(shí)現的限制性因素。從技術(shù)經(jīng)濟最優(yōu)參照系出發(fā)，我們會(huì )分析這些障礙因素為何、如何以及在多大程度上造成各種不完美，影響最優(yōu)份額的更快實(shí)現，從而為政策、機制乃至體制上的必要改變以克服這些障礙提供啟示基礎。

我們的討論結合不同利益群體的表態(tài)與互動(dòng)，立于最新行業(yè)發(fā)展與動(dòng)態(tài)。如果沒(méi)有特別說(shuō)明，我們舉出的特定時(shí)間/空間的例子意味著(zhù)它們是冰山一角，具有典型性與代表性，而不是孤立個(gè)案。

希望這些能夠引發(fā)更多行業(yè)層面的討論。

風(fēng)光最大比例：35%

風(fēng)電光伏長(cháng)期度電成本已經(jīng)大幅低于傳統化石能源。在此基礎上一個(gè)直接的技術(shù)經(jīng)濟推論是：新的風(fēng)電光伏，而不是新的煤電或者其他電源，應該首先滿(mǎn)足新增需求，或者替代舊機組壽命到期之后的容量需求。更進(jìn)一步來(lái)說(shuō)，如果新的風(fēng)光成本也大幅低于了既有機組的流動(dòng)成本(主要是燃料)，那么意味著(zhù)既有機組可以提前關(guān)停與退役，從而成為擱置資產(chǎn)(stranded assets)。

筆者機構按照浙江省的需求動(dòng)態(tài)(負荷特性)與風(fēng)光出力特性開(kāi)展了模型模擬。此為開(kāi)源模型，可在https://colab.research.google.com/drive/1xEb6iMXx75nKBZnTO-zDdxjTJFNiqYty查看與下載運行試用。

在風(fēng)光度電成本(元/kWh)比目前煤價(jià)下的煤電普遍低40%-50%的設定下，我們的估計顯示：在缺乏氣候排放約束的情況下，競爭力更強的風(fēng)電仍取得更大的發(fā)展，在電源結構中占到1/3的份額。雖然無(wú)法滿(mǎn)足夜間電力需求，但光伏也呈現出類(lèi)似的趨勢。

在風(fēng)光容量到達一定比例之后，就會(huì )出現“自我彼此競爭”的情況，無(wú)法獲得足夠的收益以回收成本。傳統化石能源方面，煤炭因為其長(cháng)期平均成本仍舊具有競爭力，仍舊保持25%左右的份額。而各種類(lèi)型的天然氣發(fā)電由于燃料成本高，僅占很小的比例。核電與水電在系統中有一定份額，但是它的發(fā)展無(wú)疑受限于自然條件或者廠(chǎng)址資源，總體潛力有限。

圖1 浙江省基于風(fēng)光競爭力的最優(yōu)電源結構

(需求飽和水平設定為1.2倍當前水平)

來(lái)源：卓爾德中心項目模擬結果，基于Google Colab與Python開(kāi)源庫構建

總體而言，風(fēng)光的發(fā)電份額，在考慮抽水蓄能充放損失的情況下，占到總體用電量的35%。這是浙江案例的結果。

其他地區因為負荷水平、特性與風(fēng)光出力曲線(xiàn)形狀的不同，可能有所區別。有些地區風(fēng)電與負荷高峰更一致，份額更大;有些地區反向波動(dòng)更劇烈，份額更小。但是整體上，我們認為，這是我國平均意義上的、在缺乏氣候約束下，風(fēng)電與光伏需要實(shí)現的大致最優(yōu)發(fā)電份額。

相比目前我國13%左右，長(cháng)三角地區仍低于10%的風(fēng)光份額，未來(lái)一段時(shí)間風(fēng)光的建設仍需要繼續提速，以盡快趨近這一最優(yōu)份額，實(shí)現經(jīng)濟效率與環(huán)境減排的共同實(shí)現。

必須指出的是：即使是這部分份額，相當一部分(大致總量?)風(fēng)光是通過(guò)捆(bundled)成傳統電源那樣實(shí)現利用的。它們僅具有風(fēng)光的名字，但是并不具有風(fēng)光減排、成本低與波動(dòng)出力系統影響方面的實(shí)質(zhì)。它們在排放特性上更加接近天然氣，而成本則因為綁定新化石能源或者儲能，比煤電并不低多少，而系統影響方面更像是傳統電力系統的基荷供應。

障礙之一：所謂“增量轉型”

把風(fēng)光不可控的電源整成傳統可控電源那樣，可以更好地“適應”過(guò)去的調度方式。這包括不依賴(lài)預測而依靠大量備用平衡、粗尺度開(kāi)機組合計劃、照顧煤電的冗余與不靈活。

過(guò)去的風(fēng)光發(fā)展，雖然有例外，但是的確是按照“存量不變、增量風(fēng)光去滿(mǎn)足新增需求”的思路展開(kāi)的。這的確有優(yōu)點(diǎn)——不觸動(dòng)既得利益群體，特別是煤電。新增需求如果是3%，給定風(fēng)光的比例還很低，這個(gè)空間顯得還足夠大，讓風(fēng)光在年度尺度上去填補，而最大程度保持煤電整體機組(fleet)運行方式不變。

理解這種方式，有兩個(gè)特別重要的數字，一個(gè)是60%，對應于煤電機組通常意義上的最小出力，以及我國電力需求低谷相比最大負荷的水平。從一天的尺度來(lái)看，電力需求往往在100%-60%之間波動(dòng)，煤電機組有充分的調節域實(shí)現這種調節;從一年的尺度看，60%的平均出力，對應著(zhù)4500-5000小時(shí)的發(fā)電量，對于10多億千瓦的煤電總盤(pán)子，經(jīng)濟性上還過(guò)得去;從系統運行來(lái)看，安排大量機組，都運行在60%的水平(全是備用!)。

一旦需求上去了，這些機組可以足夠有效的提升出力，調度最方便，系統最穩健。事實(shí)上，有2021年文章在做系統電力平衡與充足性校核時(shí)，的確是按照煤電出力60%，而不是默認中的額定功率100%來(lái)校核。這是思維慣性帶來(lái)的方法論特色——充足性與靈活性沒(méi)有更好地區分。

另外一個(gè)重要的數字是15%，對應于部分行業(yè)利益群體聲稱(chēng)的“風(fēng)光接入電網(wǎng)成本快速上升”的轉折點(diǎn)，也對應于2024/2025年風(fēng)光即將實(shí)現的比例。有文章曾指出：“國內外研究表明，新能源電量滲透率超過(guò)10%~15% 以后，系統成本將進(jìn)入快速增長(cháng)的臨界點(diǎn)，未來(lái)新能源場(chǎng)站成本下降很難完全對沖消納新能源所付出的系統成本上升”。而這所謂的“國內外研究”從哪里來(lái)的，具體指的是哪些結果與結論，卻語(yǔ)焉不詳。

這一15%顯然是“計算”過(guò)的，意味著(zhù)既有煤電還能大體保持60%利用率。目前水電+核電大約占20%，天然氣5%，那么剩下的空間就是煤電的。所以，這種想法是邏輯自洽的。問(wèn)題是：煤電為何需要保持在60%以上?維持60%以上，電力行業(yè)還能實(shí)現碳減排潛力嗎?長(cháng)期愿景到底是什么樣的?

“存量不動(dòng)，增量調整”的發(fā)展方式，并不是沒(méi)有代價(jià)的，反而可能會(huì )有較大代價(jià)。理論上，風(fēng)電光伏進(jìn)入系統，“首先替代增量，然后替代存量”的說(shuō)法從一開(kāi)始就是不成立的。因為風(fēng)光的出力是天氣決定的。你讓它“聽(tīng)話(huà)”只替代增量，不替代存量，那就必須把風(fēng)電光伏改造成傳統電源那樣。加裝儲能，實(shí)現出力平滑。在煤電發(fā)電比重還占據主體接近60%的時(shí)候，這無(wú)疑存在浪費，最終付出經(jīng)濟上的代價(jià)。

圖2 煤電基本不動(dòng)滿(mǎn)足基荷，

其他電源跟隨需求調整的系統運行方式(左)

與基于高時(shí)間分辨率離散化競爭(右)示意圖

來(lái)源：左：https://chinadialogue.net/zh/4/69556/

右：Lara, J. D., Henriquez-Auba, R., Callaway, D. S., & Hodge, B.-M. (2021). AGC Simulation Model for Large Renewable Energy Penetration Studies. 2020 52nd North American Power Symposium (NAPS), 1–6.https://doi.org/10.1109/NAPS50074.2021.9449687

目前的項目級儲能要求往往是“20%容量，2小時(shí)”。因為加裝儲能的昂貴，這種方式也不可能實(shí)現對風(fēng)光的完全“改造”。因此第二個(gè)代價(jià)就是電量的切除。我國風(fēng)電的利用小時(shí)數一致徘徊在2200小時(shí)左右，跟同一緯度的美國地區長(cháng)期超過(guò)3000小時(shí)的利用率形成鮮明對比。盡管這其中可能有很多其他方面的原因，但是主觀(guān)切除是否不可忽視、值得進(jìn)一步研究的實(shí)證問(wèn)題。這種代價(jià)既是經(jīng)濟上的，也是資源利用上的。

更重要的是：因為沒(méi)有電源間的替代(fuel switch)，那么從絕對排放角度，系統(與歷史比較)是沒(méi)有減排的。單位kWh排放強度的下降，絕大部分來(lái)源于分母——發(fā)電量的增加，而不是分子——化石能源排放量相比歷史的絕對減少。如果轉型的確切含義不僅是電力結構變化，還有從高碳到足夠低碳，那么這其實(shí)意味著(zhù)沒(méi)有轉型。只不過(guò)是電量盤(pán)子更大了，帶來(lái)計算結果上的“稀釋”效應。

帶來(lái)的結果就是，這種增量替代方式對整體需求蛋糕的擴大提出了不小的要求。簡(jiǎn)單估計，2022年我國非化石電力占總發(fā)電量8.5萬(wàn)億度的34%，意味著(zhù)還有5.6萬(wàn)億的化石能源電量，絕大部分是煤電。

那么到2030年，如果存量不動(dòng)，要實(shí)現《能源生產(chǎn)和消費革命戰略(2016-2030)確定的非化石能源發(fā)電量占全部發(fā)電量的比重力爭達到 50%的目標，那么電力需求至少超過(guò)11.2萬(wàn)億，需要從現在開(kāi)始的8年保持年均3.5%的增長(cháng)速度。只要這個(gè)速度上不去，增量思維下風(fēng)光的比重增加也就停滯了。

圖3“存量不動(dòng)，增量滿(mǎn)足”下的系統結構變化

目標(2030)需要足夠的需求增長(cháng)示意圖

總之，只要煤電發(fā)電量不擴大，這樣的系統排放偶爾停止增長(cháng)(所謂的并不精確的“達峰”)可能很容易，但是絕對減排則需要改弦易轍。“增量滿(mǎn)足”方式，在快速變化的經(jīng)濟形勢下，可能未來(lái)越來(lái)越難做到。

障礙之二：合同交易決定物理潮流

在我國，發(fā)電機組與調度的交互權利仍舊是高度不對稱(chēng)的。發(fā)電機組往往需要提前很長(cháng)時(shí)間提交自身的出力安排，且無(wú)法在接近實(shí)時(shí)的時(shí)候靈活調整，而調度卻可以在70%-100%的很大范圍內調整它們的出力。

合理的系統協(xié)調界面，需要明確機組報出力曲線(xiàn)的“關(guān)門(mén)時(shí)間”——通知系統運營(yíng)者。在此之前，機組應該有充分的自由調整自身發(fā)電安排。過(guò)長(cháng)時(shí)間尺度提前量的交易，比如所謂的“帶曲線(xiàn)中長(cháng)期交易”，有時(shí)候不是必須的。

這種不對稱(chēng)的僵直安排，往往還伴隨著(zhù)電力交易與物理運行層面的混雜，使得系統物理層面更有效率運行變得不可能。理論上，給定電力的均一性質(zhì)，無(wú)論交易層面通過(guò)長(cháng)期合同、雙邊談判還是場(chǎng)外交易(OTC)形成何種頭寸，物理運行層面都可以實(shí)施經(jīng)濟調度——讓此時(shí)此刻成本最低的機組優(yōu)先滿(mǎn)足需求。雙邊合同與整體統一平衡是兼容的。

但是在我國，由于政策、管理方面的不合理慣性，機組往往定下了何種長(cháng)期計劃，就必須嚴格按此實(shí)施。比如：2023年6月，浙江省發(fā)改委(能源局)公開(kāi)發(fā)文，要求嚴格落實(shí)年度發(fā)電中長(cháng)期交易電量。這似乎意味著(zhù)長(cháng)期計劃多少，到時(shí)候必須發(fā)多少，而不能在實(shí)時(shí)市場(chǎng)通過(guò)更靈活的買(mǎi)賣(mài)電實(shí)現自身承諾。這實(shí)際上就是物理發(fā)電計劃，限制了系統更靈活有效率的運行可能。

這同樣與風(fēng)光水電利用不充分有關(guān)，即所謂“緊張時(shí)送端不送、寬松時(shí)受端不要”。受端即使不要，也是交易層面的事情，并不是物理上這部分免費電力無(wú)法利用的充分理由。在一個(gè)存在明顯燃料成本的化石能源與近乎零成本的風(fēng)光水構成的系統中，不首先使用后者是沒(méi)有道理的。

整體上的節省成本(做大蛋糕之意)，參與主體也會(huì )發(fā)現，相比于自身發(fā)電，還有更合適的方式去實(shí)現更大利潤。比如一個(gè)煤電廠(chǎng)累積了100MWh的出力義務(wù)，某些情況下它會(huì )發(fā)現相比自己全發(fā)，買(mǎi)50MWh水電履約可能更合適，節省燃料支出，利潤更高。這種發(fā)電權交易，既可以通過(guò)自調度(self-dispatch，歐洲范式)，也可以通過(guò)集中調度(centralised dispatch，美國范式)在總體結算層面實(shí)現。

唯一需要改變的，就是提高交易靈活性或者明確調度平衡系統的價(jià)值標準。因此，我國水電因為干旱不足或者極度富裕產(chǎn)生的反復揚棄，與難以界定證實(shí)的“省間壁壘”敘事并不相關(guān)(irrelevance), 即使它(壁壘)可能在交易合同層面存在。問(wèn)題在于：電力交易與運行層面混雜，系統運行缺乏明晰的價(jià)值觀(guān)規則而服從于更高層級的自由量裁權。

這種交易決定物理出力與潮流的事情，很多國家市場(chǎng)化改革早期也出現過(guò)，但是后來(lái)合同往往都金融化了，不需要物理執行。比如：1996年美國(USA)聯(lián)邦監管委員會(huì )的888號令明確指出：以追蹤生產(chǎn)和消費之間的電力流為基礎的市場(chǎng)是不可行的。實(shí)際潮流路徑與合同路徑不可能一致。

我國需要盡快消除所謂“省間市場(chǎng)”——既沒(méi)有生產(chǎn)者，也沒(méi)有消費者，而是根據交易合同決定跨區/跨省功率潮流的電力特供。這不僅沒(méi)有必要，而且在極端情況(比如2022年的川渝大旱)下還可能造成供應安全問(wèn)題。

障礙之三：煤電合謀操縱市場(chǎng)?

山東連續超長(cháng)小時(shí)的負電價(jià)現貨市場(chǎng)引發(fā)了社會(huì )各界的高度關(guān)注，究其原因眾說(shuō)紛紜，猜測很多。從直覺(jué)上講，零電價(jià)、負電價(jià)較頻繁出現很正常——表征系統會(huì )存在過(guò)發(fā)電時(shí)刻。

但是山東持續21小時(shí)負價(jià)格，跨越了光伏發(fā)電的高峰/低谷周期，似乎是不正常的。系統存在太多的特權供電，比如外來(lái)電，以及必須行政考核的機組/用戶(hù)，積累了太多中長(cháng)期頭寸而實(shí)時(shí)交易流動(dòng)性不足可能是更需要考慮的原因。

此外，市場(chǎng)中的煤電機組，是否存在合謀操縱市場(chǎng)，需要我國的能源監管機構——國家能源局給一個(gè)公開(kāi)透明可校核的說(shuō)法。理論上，只要價(jià)格稍微低過(guò)零，因為發(fā)一度虧一度，邊際成本為零的風(fēng)電與光伏(沒(méi)有市場(chǎng)外收益來(lái)源，比如補貼)就會(huì )停止發(fā)電。

相比只能緩慢調整的熱力型機組，風(fēng)機停轉或者光伏脫網(wǎng)即可快速實(shí)現輸出下降。因此，光伏向下調整出力，會(huì )很快極大改善整個(gè)系統供過(guò)于求的局面。長(cháng)時(shí)間、明顯低于零、貼住行政限價(jià)的出清價(jià)格，是否存在合謀操縱市場(chǎng)，涉及不同市場(chǎng)耦合與補償機制的互動(dòng)影響，屬于高度專(zhuān)業(yè)與細節導向的實(shí)證工作。

限于實(shí)時(shí)交易數據的缺乏，以及本文的篇幅，我們另文擇機討論。但是首先要明確的是，這不是一個(gè)“因為國外有負電價(jià)，因此這里負電價(jià)就不奇怪”的問(wèn)題。

障礙之四：限制風(fēng)光更快速建設

從現狀看，極其廉價(jià)的風(fēng)電光伏發(fā)電正在快速建設，既包括海上風(fēng)電與很多省份的分布式光伏，還包括西部地區眾多希冀采用廉價(jià)可再生能源電力發(fā)展高耗能工業(yè)與商業(yè)模式的科技園、產(chǎn)業(yè)園與綜合能源系統利用。比如在新疆哈密、青海格爾木，以及甘肅，寧夏，內蒙古的諸多地區。

但是，電力系統的無(wú)條件開(kāi)放性還遠遠不是一個(gè)前提。各種生造的概念，比如“并網(wǎng)條件”、“調幅輔助服務(wù)”、“消納能力”等仍然甚囂塵上。強配儲能大大加劇了行業(yè)發(fā)展的負擔，并且造成了上游設備廠(chǎng)商的進(jìn)一步”內卷“，損害長(cháng)可持續創(chuàng )新能力。

我國知名能源智庫NGO組織——能源基金會(huì )曾發(fā)文表示：2021/2022年，非化石能源的新增發(fā)電仍只能滿(mǎn)足約3/4的新增電力需求，意味著(zhù)余下的1/4需要常規能源補足。新增可再生無(wú)法滿(mǎn)足新增需求無(wú)疑是個(gè)統計事實(shí)。但是關(guān)鍵問(wèn)題是它的含義是什么?是傳統電源仍不可或缺(現狀是它們還占發(fā)電量的60%)，還是新能源發(fā)展還需規模更大以及提速發(fā)展?

再則，這在邏輯上存在倒果為因的問(wèn)題。這種“無(wú)法滿(mǎn)足新增需求”是壓抑增長(cháng)與利用率的結果，而非做不到。除了上述存在的切除電力問(wèn)題，各個(gè)省份都以所謂“落實(shí)消納條件”的理由，限制裝機增長(cháng)也是個(gè)重要因素。行業(yè)協(xié)會(huì )特別反映：中東南部風(fēng)電開(kāi)發(fā)還存在并網(wǎng)方面的阻礙，包括并網(wǎng)辦理流程長(cháng)、接入側細則不清晰、并網(wǎng)協(xié)調復雜。

小結

長(cháng)遠來(lái)看，風(fēng)電光伏要占據主體的份額，需要依靠顯性的電力部門(mén)排放總量約束。但是，這并不是近中期需要討論的問(wèn)題。更加需要討論的迫切問(wèn)題是：給定風(fēng)電光伏已經(jīng)是理性的新增電源選擇，為何它們仍舊受到各種操作性、系統性、壟斷性與理念文化上的限制?

“存量不動(dòng)，增量改革”曾經(jīng)是我國改革開(kāi)放很多領(lǐng)域的重要經(jīng)驗?？上У氖?，電力部門(mén)如果這么改，那么一方面可能浪費金錢(qián)，另一方面將無(wú)法實(shí)現絕對減排。政策、機制與體制上的有效改變，才能改變這一現狀，實(shí)現系統效率的提升以及更有效率減排的目標。

氣候安全的最終目標顯然不是達峰就可以了，更不必說(shuō)“達峰”并不具有長(cháng)期穩定性?；蛟S我們可以期望在近期“達峰”之后改弦易轍，開(kāi)始存量替代?現在無(wú)疑到了十字路口。