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“95%消纳红线要放开”的猜测近期在各大自媒体持续发酵,叠加刚刚闭幕的两会再次释放利好新能源产业的信号,新能源板块自上周五开始全线反弹。
95%消纳红线,即清洁能源消纳考核指标,通俗来讲,就是新能源消纳率至少达95%,见于国家发改委、国家能源局2018年联合印发的《清洁能源消纳行动计划(2018—2020年)》(以下简称《行动方案》)中,该文件首次提出把弃电率限制在5%以内的概念。即使该文件已经过期,95%仍作为当前新能源利用率考核的隐形标准线。
(来源:微信公众号“电联新媒” 作者:赵紫原)
近年来,我国新能源在注重数量快速增长的同时,消纳水平不断提升。援引自经济日报数据,全国风电、光伏发电平均利用率逐步提高,风电利用率由2016年的82.4%提高至2022年前11个月的96.7%;光伏发电利用率由2016年的90%提高至2022年前11个月的98.2%,达到了世界一流水平。
然而,这些都不是免费的“午餐”。由于新能源占比持续提升,电力电量实时平衡难度加大,安全问题不容忽视。根据有关部门的研究,随着新能源渗透率的不断提高,电力系统投资运行消纳成本也将显著增加,业内认为,新能源消纳率“紧箍咒”是时候调整了。
从“弃电率”到“利用率”
新能源消纳考核指标悄然变化
消纳率的“前身”是弃电率。我国新能源自2010年起进入规模化发展阶段,装机大增,加之电网建设和消纳机制相对滞后,“弃风弃光”开始出现,并在2016年前后出现高峰。
2017年1月,国家能源局召开新闻发布会,会上相关负责人表示,2016年我国弃水、弃风、弃光电量合计达到1007亿千瓦时,较上年下降近100亿千瓦时,但规模仍超过三峡电站(当年)976亿千瓦时的全年发电量。
彼时,弃风弃光成为各界讨论的对象,各方密集调研,诸多机构发布研究报告,能源主管部门每年都出台相关政策文件。2018年,《行动方案》发布,“利用率”取代“弃电率”成为官方表述。
2019年1月,国家能源局电力司负责同志就《行动方案》答记者问时表示,长期以来,我国清洁能源发展一直以“弃电”的高低作为评价标准,但“弃电量”“弃电率”的说法只关注清洁能源电力的未利用部分,忽视了整个能源和电力系统为消纳清洁能源付出的努力和成本,易引起社会各界的误解。
随着新能源的大规模开发,体制机制逐步完善,我国新能源利用率居高不下。国网能源研究院有限公司2023年9月发布的《中国新能源发电分析报告2023》(以下简称报告)显示,2022年,全国新能源发电量首次突破万亿千瓦时,新能源利用率自2018年以来连续五年超过95%,持续保持在较高水平。3月4日,全国新能源消纳监测预警中心公布了《2024年1月全国新能源并网消纳情况》,数据显示,今年1月,全国风电、光伏利用率分别平均达98.3%、98.0%。
从“弃电率”到“利用率”,从一味追求弃电指标“双降”,到一味追求利用率指标“双升”,评估可再生能源消纳的考核指标悄然变化。
从“利用率”到“合理利用率”
一味追求高消纳率得不偿失
新能源利用率,常被新能源企业视作“护身符”,却成了电力系统的“紧箍咒”。业内人士感叹,一味追求高消纳率得不偿失、难以为继。
截至2023年底,全国并网风电和太阳能发电合计装机规模从2022年底的7.6亿千瓦,连续突破8亿千瓦、9亿千瓦、10亿千瓦大关,2023年底达到10.5亿千瓦,同比增长38.6%,占总装机容量比重为36.0%,同比提高6.4个百分点。
如此高的新能源装机,要保证近乎百分之百的消纳率,电力系统的安全压力和经济负担越来越重。
2019年《行动方案》答记者问时,国家能源局相关负责人就坦言:“从整个能源系统经济性和全社会用电成本的角度,结合电力系统自身的特性,清洁能源消纳存在一个经济合理的利用率范围,片面追求百分之百消纳,将极大提高系统的备用成本,限制电力系统可承载的新能源规模,反而制约了新能源发展,因此并不是百分之百完全消纳最好。”
从电力安全角度看,传统电力系统电源以常规火电、水电为主,发电出力连续可控。新型电力系统中新能源发电受气候变化和天气条件影响大,具有随机性、波动性、间歇性的特点,发电出力弱可控和高度不确定。
新能源装机越来越多,电力电量实时平衡问题越来越难。研究显示,风光等新能源发电功率达到装机容量的概率几乎为零,达到50%以上装机容量的概率不足10%。预计2060年,新能源日最大发电功率波动将超过16亿千瓦,占全国最大负荷的40%,与当时水火核电装机容量基本相当。
若要全额消纳,意味着系统要付出越来越多的成本。《电网技术》期刊上一篇由国家电网公司调控中心、中国电科院相关专家撰写的学术论文认为,考虑环境成本后的合理利用率并非越高越好,而是应该综合考虑新能源发电出力特性和电力系统运行灵活性成本,并与各地区新能源装机规模、负荷水平等因素息息相关。
“可再生消纳改善,但效益更差”的例子,这几年在我国电力系统中并不少见。根据公开研究,我国某区域调峰市场允许1元/度的调峰服务被调用,以对等换取相同数量约0.37元/度的可再生能源消纳,换另一句话说是赔钱或者“烧钱”消纳可再生能源。
比如业内呼吁叫停的新能源强制配储。中电联2023年3月发布的《新型储能助力能源转型》指出,储能电站建设会加大新能源项目初始投资成本,一座光伏电站配建装机量20%、时长2小时的储能项目,其初始投资将增加8%—10%;而风电场配建同样容量的储能项目,其初始投资成本将增加15%—20%。当前新能源企业配储成本主要由企业自身承担,给企业带来较大压力。据记者不完全统计,目前,我国已有20余省份发布了新能源配备5%—40%储能的相关政策文件,并未达到“1+1>2”的效果。
再以尖峰负荷为例,在“2020全球能源互联网(亚洲)大会”上,中国工程院院士郭剑波指出,可再生能源尖峰出力功率大、电量小,保证尖峰出力消纳需要调动巨大的灵活性资源。未来高比例可再生能源电力系统中,保证尖峰出力的全额消纳代价大。2018年8月20日4:00,新疆电网风电可用出力突增至890.5万千瓦(占风电装机容量的46%),持续时间5分钟,累计电量74万千瓦时,仅占全天风电发电量的3.3%。
放眼全世界,仍未有精准的“最合理”的新能源利用率水平及定义,但大致可以理解为整个能源系统经济性和全社会用电成本最低。英国帝国理工大学的一项研究表明,弃电率整体与可再生能源渗透率呈现出正相关关系,渗透率每增加1%,弃电率的平均增加值位于0.02%到2.97%之间。
在这种背景下,政策再次进行了调整——2021年3月30日,国家能源局回应如何保障可再生能源消纳问题时,提到“要科学制定可再生能源合理利用率目标”这一举措,合理利用率也明确将进行“动态调整”。
从“合理利用率”到市场化消纳
消纳政策从行政主导迈向市场为主
我们经常听到这两种声音,要么只论消纳率近百的功劳、要么只论新能源消纳的苦劳,而这些零星信息很难客观呈现新能源消纳率的全貌,若把这些“侧面”进行简单拼凑,我们得以窥见我国可再生能源的消纳率的轮廓——消纳政策的调整绝非“1以内的”小学数学减法题,而是我国新能源消纳政策应从“指令计划型”走向“市场经济型”的深层次改变。
“政策已经放开了口子,但是没有一个地方‘明确风电光伏合理利用率’。”上述业内人士告诉记者,“仔细观察就会发现,电力系统安全高度承压,而目前全国各地和相关企业仍然大肆宣传近百的新能源消纳率,这其实给了政策制定者一个不好的导向,95%的红线是不是低了?是不是比95%更高的数值还能完成?”
我们进一步“打破砂锅问到底”,为什么没有省区“明确风电光伏合理利用率”?
一种说法认为,若“明确风电光伏合理利用率”,将违背《可再生能源消纳法》。2005年我国出台《可再生能源法》,明确了可再生能源的固定电价制度,2009年《可再生能源法》修正时增加了全额保障性收购制度,以“保量保价”为主的模式支持可再生能源产业发展。
最具代表的,莫过于两起诉讼案件。民间环保NGO组织因“弃风弃光”,将国网甘肃电力有限公司、国网宁夏电力有限公司告上法庭,分别索赔3亿、3.1亿元。经过耗时约7年的漫长诉讼,我国气候变化诉讼第一案锤音落定,并达成调解。
其实,通过市场消纳与全额保障消纳并不矛盾。《国家发展改革委 国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》(发改体改[2022]118号)文中,第六部分构建适应新型电力系统的市场机制中第(一)款“鼓励新能源报量报价参与现货市场,对报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核”内容。
从法律角度看,市场化消纳与《可再生能源法》也不违背。业内人士告诉记者:“从发展来看,2009年我国新能源装机小,全额保障消纳有其历史局限性。从程序上说,先下位法再上位法,也就是先地方后中央。我国幅员辽阔,省区情况迥异,地方法规先行制定再修订《可再生能源法》,也未尝不可,就是耗时较长。
“‘解绑’新能源消纳率还是要从中央政府层面统一谋划。”业内人士表示,“消纳率计算的分母是全额保障性收购的部分,也就是说,没有全额保障性收购就没有消纳率的统计,未来,随着新能源逐步入市,消纳率的概念或将不复存在,单纯盯着那个数值是没有意义的,‘解绑’不等于浪费,而是舍掉了冗余,发展阶段不一样了。”
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