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李鹏:避免“运动式”减碳 “经济性”与“市场化行为”需尽快接棒政策驱动

北极星电力网新闻中心  来源:能研慧道  作者:陈敏曦  2021/8/19 10:53:57  我要投稿  
所属频道: 火力发电   关键词: 新型电力系统 新能源 碳达峰

北极星火力发电网讯:从2002年国家计委发布《“送电到乡”工程建设办法》,推动了我国光伏市场的起步,到如今近二十年的发展历程中,光伏产业已成为我国少有的,具备全产业链自主可控和国际竞争优势、并率先成为高质量发展典范的战略性新兴产业。

(来源:微信公众号“能研慧道”  ID:NYHDspic  作者:陈敏曦)

当前,我国光伏产业在制造业规模、产业化技术水平、应用市场拓展、产业体系建设等方面均位居全球前列。乘着“双碳”目标的东风,光伏产业从来没有像今天这样如此确信,在未来的发展征途中,整个产业将会穿透政策、市场、资本和产品的边界,成为经济社会奔赴“双碳”征途中强大的推动力量。

“构建以新能源为主体的新型电力系统,意味着以风、光为代表的新能源将逐步实现从‘补充能源’向‘主体能源’的转变,新能源产业的市场规模和边界也将由此得以拓展延伸。但目前,电力系统的物理架构和体制机制、行业的内外部环境,以及产业链的上下游环节,都还存在着一些掣肘因素亟待破解。能源电力行业、企业应该致力于把新能源产业,特别是光伏产业的‘蛋糕’做大,让其为全社会实现‘双碳’目标有效赋能。这也将成为新能源产业在全新历史发展时期中的时代使命。”国家电投集团战略规划部李鹏在接受专访时表示。

Q:目前,碳达峰和碳中和已经成为全社会的热点话题,部分地区和企业也纷纷出台了减碳措施和方案。您如何看待近中期我国碳达峰的进程?

李鹏:目前,部分地区、行业对于“双碳”目标的理解还存在一些误区。首先,有不少地方将2030年的“碳达峰”理解成为“攀高峰”,认为碳达峰的过程提供了排放空间,完全没有考虑到峰值排放过大对于未来实现碳中和所面临的困难;另外,也有一些地方不顾实际开展“运动式”减碳,对于高载能产业采取简单粗暴的“一刀切”短期行为。这虽然实现了短期内的能耗总量和碳排放总量下降,但实际上的减排效果不可持续,也对经济发展的大局造成损害。

事实上,碳达峰和碳中和决不能追求短期效果,“十四五”和“十五五”近10年的时间,是非常重要且关键的窗口期,一方面需要加快推进能源和电力体制改革,建立切实有效的市场机制,重塑能源生产和消费方式;另一方面,也需要各个行业加强低碳和负碳技术的创新应用,包括传统产业的工艺流程再造和新材料的研发。最终实现经济和社会发展在“双碳”目标驱动下的转型升级,进而走上高质量绿色可持续发展的全新道路。

所以,比较理想的场景,是在未来的5-10年中,政策驱动仍持续推动减碳,但在此后的时间中,“经济性”和“市场化行为”将会接棒政策驱动,成为实现碳中和目标重要的保障,彼时,使用清洁能源将成为各行各业和全体人民群众的自发自愿行为。

Q:您如何判断电力行业减碳行动于我国经济社会发展中的定位与作用?

李鹏:自2018年以来,全球已有超过130个国家和地区提出“碳中和”目标愿景;欧盟和美国等主要经济体均计划在2050年实现碳中和。其中,全球电力行业的碳中和目标大都集中在2035年前后,继而通过能源服务实现负碳排放;交通、工业两大领域,则分别计划在2045年、2050年实现碳中和。

无论是从国际的实践经验出发,还是着眼于国内经济发展阶段和各个行业的减排现状,要想如期实现“双碳”愿景,就更需要电力行业率先实现“碳中和”,并为其他行业的碳减排和碳中和有效赋能。这对于整个能源电力行业来说,将会是重大利好。

从目前的研究成果来看,各方普遍认为,我国的能源消费总量将会在碳达峰之后逐步下降,但随着终端电气化进程的推进,电能消费总量将会呈现持续上升的态势;彼时,“非化石能源电力+氢能”将逐步替代传统能源,电力在能源消费总量中的比重也将从目前的26.6%上升至60%-70%,各个行业电气化水平都将在未来40年时间中大幅提升。

从国内的“双碳”进程来看,我国的减碳、控碳路径已经逐步清晰——一方面,通过能耗“双控”,提高能源利用效率,同时降低用能总量并减少碳排放;另一方面,则是通过加速电气化进程,用电替代非电能源,再用绿电替代传统高碳电力,从源头助力脱碳。

Q:“新型电力系统”的概念甫一提出,就得到全行业、乃至全社会的关注。关于构建的方式、实现的过程,以及系统运行的底层逻辑,至今仍处于“百家争鸣”的状态。您是如何理解、判定新型电力系统的发展与演进?

李鹏:在展望新型电力系统之前,首先需要依据“双碳”目标的进程对我国能源结构的调整进行定量与定性的分析,以此最大化地避免分歧。

根据全球温升低于1.5°的减排路径和行业的初步结论来看,到2025年,预计我国电力装机将达到27.5亿千瓦,其中清洁电力装机占比约54.5%;到2030年,清洁电力装机占比将达到70%左右;到了2060年,风电、光伏装机将有望达到50-60亿千瓦,届时,清洁电力装机占比将超过90%。

但是在“强化政策情景”下,如果要实现非化石占比的目标,在“十四五”期间,相关政策对新能源年度新增装机的普遍预期是1.2-2亿千瓦左右,其中光伏发电预期年度增幅要达到1亿千瓦以上。预计到2030年左右,新能源电量占比将达到全社会用电量的30%-40%。

无论是在哪一种情景之下,对于在运电力系统而言,如果按照既有模式去解决新能源的消纳困境,系统的频率、电压、功角稳定极限,以及高昂的系统消纳成本,都决定了新能源消纳的天花板。根据模型和欧洲的实践测算,这样的“天花板”在新能源电量占比达到30%-40%时就会出现。因此, 面对如此规模的新能源增长速度和系统迫切转型需求,急需行业和产业作出调整和改变。

因此,要进一步提升新能源电量的占比,在电网形态结构上,除了保持大电网远距离输送之外,必须加快发展以新能源为主的微电网或者局域电网,与大电网形成能量传递和互为备用支撑。因为在未来的二三十年里,要保证每年都实现新能源的消纳增量,就不仅仅是某一年或者某几年的冲刺,而是一次系统性变革的长跑,这就必然要求对电力系统的物理架构和运行模式进行革命性的重构。

Q:在近期的业内“大讨论”中,围绕着新型电力系统中各主体的“责权利”划分,已经成为技术探讨之外,业内最为关注的焦点问题。光伏接棒系统“主力军”,不仅需要对降低系统运行成本作出贡献,同时还要对保障系统安全稳定运行承担起主体能源的责任,您认为,以光伏产业为代表的新能源还应该在哪些方面持续发力?

李鹏:在光伏产业跻身主力之前,首先需要应对两大挑战:一是要持续降低自身的技术成本,另一个就是要承担相应的系统成本。

光伏这几年的爆发式增长,主要归功于技术成本的快速降低。事实上,国际国内多家研究机构,都在不同的时间周期内对光伏发电技术成本进行过预测,但从实际发展情况来看,行业的预测结果普遍悲观。

近期,光伏发电的中标电价连创新低,今年四川甘孜州正斗一期200兆瓦光伏项目报出0.1476元/千瓦时(折合2.28美分/千瓦时)的全国最低价;在国际上,沙特于今年4月报出创纪录的1.04美分/千瓦时的价格,这些中标价都远远超出了外界预期。同时,根据模型测算结果,光伏发电能力每增加一倍,太阳能电力价格就会下降30%-40%,按照这一趋势预测,到2030年左右,光伏的度电成本将下降到1美分/千瓦时,这可能是人类能够大规模获取的最具经济性的电能。

尽管在今年上半年,光伏产业链中出现了由于供应链不协调导致的涨价,但这些都是暂时性、阶段性的问题,我个人仍然对于2023年光伏组件成本降到1元/瓦左右抱有极大的信心。

从系统运行成本来看,未来光伏要想在能源电力系统供应中起主导作用,就必须要去解决不稳定出力特性对电力系统平衡的影响,更大程度上地适应和匹配未来电力系统的需求。因此,光伏+储能或将成为全新的赛道——根据模型测算的结论来看,如果找到合适的商业模式,当光伏发电+储能的绝对成本降至0.2元/千瓦时时,整个电力系统很有可能会被重塑。

近而,延循技术成本与系统消纳成本两大关键问题,光伏产业若想为全社会低碳变革有效赋能,发、储、用等多个环节都是需要集中发力的关键领域。

首先,光伏产业要打通与用户侧之间的链条,通过储能、用户侧的灵活性和数字化技术,有效衔接光伏发电和下游的负荷;并通过进一步推动场景化和定制化进程,着力打通从发电到用户的链条,实现光伏的有效和有序用电,使得光伏发展进一步分散化,彻底融入到生产和生活的各领域。这其中,既包含了商业模式的创新,也包括基于电力系统的技术创新。

第二,在发电侧构建风光水储多能互补系统。尽新能源发电在短期内不能像传统火电一样稳定出力、灵活可控,但未来其必将在系统中承担起越来越多的责任和义务,因此就需要新能源进行一些必要的技术补充,比如通过风光水储多能互补,以及应用功率预测等数字化技术完成自我优化,增强发电的可控性,让曲线变得更加友好,这才是近期出台"两个一体化"文件的本质;同样,新能源也能够通过多能互补实现灵活可调度,进而实现发电侧电能量价值和资产价值的最大化。

第三,在用户侧构建以分布式光伏为主的源网荷储一体化。未来,随着用户侧自发自用和就近消纳电量占比的不断提高,用户侧也将成为有源网络,同时涌现出大量自我平衡的微电网系统。其中,直流微电网将成为重要的应用模式,独立的储能电站会多点布局,通过聚合分布式电源和用户的虚拟电厂,有可能成为配电网辅助服务的重要来源。同时,这也更仰仗于产业发展理念的转变。

从目前的情况来看,很多分布式光伏项目的开发,单纯建设成了屋顶电站,这是不可持续的。在进行用户侧分布式项目开发时,一定要保持源网荷储一体化的理念,考虑分布式与大电网系统的协同问题,才能够保持增量建设开发的可持续性。毕竟消纳责任的第一责任人还是产业本身。

第四,是要着力构建"光伏+"生态能源体系。光伏的发展要积极利用好工商业和户用屋顶、车棚顶、建筑外立面、水面、设施农业等资源,逐步摆脱土地的依赖和制约;同时通过推广应用水风光互补、渔光农光互补、光伏治沙等技术,解决光伏发电安全并网、提高土地综合利用率、环境治理等问题,探索出一条多能互补、智慧协同、多方共赢的能源生态发展道路。

最后,要高度重视光伏建筑一体化。根据相关数据统计,2020年我国建筑总面积达700亿平方米,其中可利用的南墙和屋顶面积为300亿平方米,如果仅利用10%的面积安装光伏发电系统,装机或可达到3亿千瓦,年发电量约3600亿千瓦时,相当于光伏产业10年的市场规模。

值得注意的是,在进行光伏建筑一体化项目开发时,除了关注光伏与建筑物内负荷的协同问题之外,还应注重外观的协同问题——要从城市的整体景观设计出发,使光伏更好地融入城市建设和建筑本身,这也需要光伏行业与建筑设计行业的协同创新。

Q:面对当前国际国内的新形势和新变化,光伏产业若想实现乘势而上,变革创新,应如何依据政策、市场环境,统筹好产业链的长期与短期利益?

李鹏:光伏产业若想实现“更高的技术水平、更快的决策和市场反应、更强的竞争力和成本优势”,不仅需要产业自身加大科技创新投入,降本增效,同时还需要国家、行业在多个维度、不同层面的共同发力。

首先,政府部门应尽快出台碳达峰、碳中和路线图,向全社会传递出稳定的市场预期,激活社会资本,逐步提升光伏产业链各环节的产能,并且实现均衡配置,避免因为需求的暴涨暴跌引起光伏终端产品价格的大起大落。

如果产业对未来5年、10年、30年有比较稳定的市场预期,同时相关政策又能够保证在市场层面的有效落地,整个产业链就有了对市场预判的依据,并可以据此进行相关资源的统筹配置。借着“双碳”的东风,光伏产业要把自身的市场做大,吸引更多的资本入驻;光伏产业链上的众多企业,也应该尽快摒弃挣“快钱”的思路,从有利于产业链长远发展的宏观角度考虑资源配置和产品定价,而不是仅仅拘泥于“小蛋糕”的争夺。

其次,要大力推动光伏产业数字化进程。当前,科技的飞速发展已经将我们送入物联网时代,光伏产业的各个环节要主动地与物联网技术深度融合,成为未来能源物联网的关键节点和数据来源,并在此基础上大力研发和应用虚拟电厂技术。

未来,数字化技术的应用,将推进多种能源协同、集中式与分布式协同。特别是在发电侧和用户侧的虚拟电厂,都将为新能源,尤其是光伏的并网起到强大的助推作用。

最后,要继续深化电力体制改革。一方面,要积极推动电力现货市场建设,逐步推进发电侧申报带价格的出力曲线,推动集中式光伏发电项目自发配置储能设施,并实现储能资产投入的价格回收。另一方面,要突破分布式“隔墙售电”的体制障碍,完善分布式发电市场化交易机制,理顺利益分配方式,合理测算核定“过网费”。

创新分布式能源商业运营模式,不仅需要依托政府、政策的搭台,同时更需要主体意识的统一,才能构建出“共生共荣”的市场环境。只有将参与“游戏”的市场主体所对应的“责权利”进行清晰的划分和界定,“游戏规则”才能尽快明确和落地,由此,分布式能源的就近消纳才能得以实现,绿色市场和绿色经济才能蓬勃向荣。毕竟,这不仅事关企业、产业、行业的长远发展,更关系到整个经济社会与时间赛跑的步频与步长。

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