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煤電的輝煌時代正在遠去，中電聯(lián)公布的最新數(shù)據(jù)顯示，截至2021年3月，全國全口徑煤電裝機10.9億千瓦，占全國總裝機容量的比重已經(jīng)從十年前的68%降低至48.8%。
在碳達峰、碳中和目標(biāo)下，以煤電為主的電源結(jié)構(gòu)正面臨大幅調(diào)整。風(fēng)電、光伏發(fā)電呈現(xiàn)躍進之勢，核電借力零碳能源，尋求規(guī)模發(fā)展，氣電成為過渡時期的現(xiàn)實選擇，氫能有后來者居上的態(tài)勢，能源巨頭競相布局。以新能源為主的新型電力系統(tǒng)，對靈活性電源需求日益迫切，儲能產(chǎn)業(yè)整裝待發(fā)，只待政策利好。
以風(fēng)電、光伏發(fā)電為主的新能源，已經(jīng)成為全國僅次于煤電的第二大電源。在補貼激勵以及技術(shù)進步推動下，新能源發(fā)電成本迅速下降，已經(jīng)具備與煤電同臺競爭的能力，但未來新能源進一步發(fā)展仍將受到經(jīng)濟性與消納的約束。
而新能源越發(fā)展，圍繞煤電的爭議就越激烈，是否需要新增煤電、煤電如何退出；作為零碳電源的核電，如何在減碳目標(biāo)下，實現(xiàn)規(guī)?；?、批量化發(fā)展；啟停迅速、運行靈活但資源較少、無法擺脫碳排放、經(jīng)濟性偏弱的氣電還有沒有“用武之地”；抽水蓄能、新型儲能等作為新型電力系統(tǒng)的重要支撐，在政策的加持下，能否最大限度發(fā)揮作用。
電源結(jié)構(gòu)的調(diào)整并不僅是規(guī)模的此消彼長，而且是深層次利益格局的變遷。“雙碳”目標(biāo)既已明確，如何在低碳轉(zhuǎn)型的路徑中準(zhǔn)確尋找自身定位，是各類電源面臨的共同挑戰(zhàn)。電力市場建設(shè)正在穩(wěn)步推進，全國統(tǒng)一碳市場建設(shè)指日可待，如何發(fā)揮市場配置資源的決定性作用，引導(dǎo)各類電源高質(zhì)量發(fā)展，考驗著政策制定者的智慧與決心。
1、新能源
重任在肩，如何堪當(dāng)
4月23日，中電聯(lián)公布了2021年一季度全國電力供需形勢分析預(yù)測報告，報告指出，預(yù)計到2021年底，全國非化石能源發(fā)電裝機規(guī)模及比重將有望首次超過煤電。
這是一個至關(guān)重要的轉(zhuǎn)折點，新能源發(fā)電裝機迅猛增加，煤電裝機所占比重逐年下降，以煤電為主的電源結(jié)構(gòu)正面臨深刻變革。
中電聯(lián)公布的數(shù)據(jù)顯示，2021年一季度，全國全口徑非化石能源發(fā)電裝機容量10.0億千瓦，占總裝機容量的比重為44.9%；全口徑煤電裝機容量10.9億千瓦，占總裝機容量比重進一步降至48.8%。
預(yù)計到2021年底，全國發(fā)電裝機容量23.7億千瓦，其中，非化石能源發(fā)電裝機容量達到11.2億千瓦左右，占總裝機容量比重上升至47.3%，非化石能源發(fā)電裝機規(guī)模和比重將超過煤電。
其中，風(fēng)電和太陽能發(fā)電裝機容量占到全國總裝機容量的24.7%，新能源成為僅次于煤電的第二大電源，并且風(fēng)電和太陽能發(fā)電裝機同比增長34.9%、24.0%，繼續(xù)保持高速增長。
為了實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標(biāo)，以風(fēng)電、光伏發(fā)電為主的非化石能源的裝機規(guī)模還會進一步增加，并將成為未來能源增量的主體。
在清潔低碳轉(zhuǎn)型的賽道上，新能源一路高歌猛進。中央財經(jīng)委員會第九次會議提出構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，進一步明確了新能源的定位。但這條賽道并非坦途，以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)面臨著電力供應(yīng)、電網(wǎng)安全和社會用能成本的嚴(yán)峻挑戰(zhàn)，新能源作為主角，將承擔(dān)更多責(zé)任，同時也更加需要合理的機制設(shè)計，實現(xiàn)各類電源公平參與市場。
電力系統(tǒng)靈活性不足
在2020年底召開的氣候雄心峰會上，中國承諾到2030年，非化石能源占一次能源消費比重將達到25%左右，風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機容量將達到12億千瓦以上。2020年底，全國風(fēng)電、太陽能發(fā)電裝機為5.3億千瓦。按照12億千瓦的裝機目標(biāo)，未來10年，中國年均風(fēng)電和太陽能發(fā)電裝機規(guī)模要達到6700萬千瓦以上。
國家電網(wǎng)調(diào)度中心教授級高工裴哲義在第十屆儲能國際峰會上表示，新能源在冀北、甘肅、青海等地已經(jīng)成為第一大電源，近20個省區(qū)新能源成為第二大電源，有的電網(wǎng)新能源滲透率超過40%，對電網(wǎng)運行的影響日益突出。
裴哲義指出，新能源高比例接入電力系統(tǒng)后，常規(guī)電源不僅要跟隨負(fù)荷變化，還要平衡新能源出力，大大增加了電網(wǎng)調(diào)節(jié)難度。他舉例稱，2018年3月，西部電網(wǎng)風(fēng)電出力最大超過3000萬千瓦，最小200萬千瓦，日內(nèi)最大波動超過1700萬千瓦，電網(wǎng)平衡變得十分困難。
部分省級電網(wǎng)負(fù)荷峰谷差正在逐年拉大。數(shù)據(jù)顯示，2019年春節(jié)期間，浙江電網(wǎng)用電負(fù)荷最高3465萬千瓦，最低1877萬千瓦，統(tǒng)調(diào)負(fù)荷平均峰谷差1039.6萬千瓦，平均峰谷差率為41.8%。江蘇電網(wǎng)峰谷差達到2463萬千瓦，比2018年的1600萬千瓦的差值多出近1000 萬千瓦，峰谷差率38.7%。
高比例可再生能源電力系統(tǒng)需要更強的調(diào)節(jié)能力，現(xiàn)階段電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力不足是制約新能源消納的重要因素。
國家能源局電力安全監(jiān)管司司長童光毅在一場學(xué)術(shù)研討會上表示，新能源出力與負(fù)荷在季節(jié)上呈反調(diào)峰特性，給消納帶來很大困難。而我國電力系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力還存在短板，抽蓄、燃?xì)獾褥`活調(diào)節(jié)電源比重僅為6%，火電調(diào)峰深度普遍不高，核電參與調(diào)峰的水平也與先進國家存在較大差距，系統(tǒng)整體調(diào)峰能力顯著不足。
國家電網(wǎng)有限公司總工程師陳國平在上述峰會中表示，新能源裝機增加，如果沒有足夠的儲能，其利用率將大幅下降，建設(shè)抽水蓄能和儲能對新能源高效利用具有重要作用。
經(jīng)濟性是根本
在技術(shù)進步的推動下，風(fēng)光的發(fā)電成本已經(jīng)大幅下降，逐步實現(xiàn)平價上網(wǎng)，但未來仍然需要關(guān)注新能源消納的系統(tǒng)成本以及價格疏導(dǎo)機制。
中國人民大學(xué)應(yīng)用經(jīng)濟學(xué)院助理教授鄭?曾撰文指出，新能源發(fā)電的市場建設(shè)將關(guān)注點集中于發(fā)電側(cè)，把發(fā)電成本優(yōu)勢當(dāng)成了競爭優(yōu)勢，而忽略了消納成本。更深層原因在于，我國大部分地區(qū)電力系統(tǒng)靈活性不足，無法適應(yīng)高比例的清潔能源裝機，配套消納機制和市場建設(shè)還不健全。隨著新能源裝機規(guī)模快速增加，電力系統(tǒng)消納新能源電力的成本也逐漸增加，這將制約我國能源低碳轉(zhuǎn)型的進程。
4月24日，南方電網(wǎng)公司在廣州發(fā)布了《數(shù)字電網(wǎng)推動構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)白皮書》（以下簡稱白皮書）。白皮書指出，構(gòu)建新型電力系統(tǒng)需要統(tǒng)籌好新能源與電能供應(yīng)經(jīng)濟性的關(guān)系。新能源能量密度小、發(fā)電年利用小時數(shù)低，且大型能源基地通常遠離負(fù)荷中心，為保障高比例新能源并網(wǎng)消納、系統(tǒng)安全與可靠供電，總體上新型電力系統(tǒng)建設(shè)和運營成本將上升。
南方電網(wǎng)公司首席技術(shù)專家饒宏在接受采訪時表示，總體而言，構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)沒有不可克服的技術(shù)障礙，關(guān)鍵在于確保安全可靠的前提下經(jīng)濟上具有可行性。
有電力行業(yè)專家對eo表示，新能源剛剛實現(xiàn)平價上網(wǎng)，短期看用能成本是上升的，如果新能源發(fā)電成本能夠大幅低于常規(guī)電源，電源側(cè)就可以消化掉成本，如果技術(shù)進步不盡如人意，需要在用戶側(cè)進行疏導(dǎo)，那么終端電價就會上漲。
長期來看，還是要通過技術(shù)創(chuàng)新和機制創(chuàng)新保持電價不漲、少漲。“如果沒有經(jīng)濟性約束，增加新能源裝機相對容易，但難點就在于如何不增加社會用能成本的同時增加裝機。”
上述專家表示，建設(shè)新型電力系統(tǒng)過程中存在著巨大的利益調(diào)整，只有通過電力市場才能有效地發(fā)現(xiàn)各類電源的價值，高效地配置資源。電力市場需要綜合考慮各類電源的投資回報機制，為投資主體提供決策參考。
2、煤電
轉(zhuǎn)型在即，誰可補位
盡管“十三五”期間，控制煤電發(fā)展的政策已陸續(xù)出臺，但在“十四五”的開局之年，煤電才迎來發(fā)展歷史上“最深刻的一擊”。
4月22日，國家主席習(xí)近平在出席領(lǐng)導(dǎo)人氣候峰會上發(fā)表重要講話，明確中國將嚴(yán)控煤電項目，“十四五”時期嚴(yán)控煤炭消費增長、“十五五”時期逐步減少。
煤電未來發(fā)展趨勢已定，但49.8%裝機容量、64%發(fā)電量占比的煤電如何轉(zhuǎn)型，如何把握退出節(jié)奏，電力系統(tǒng)如何過渡到少煤電甚至零煤電的未來，成為關(guān)注焦點。
壓力重重
能源系統(tǒng)轉(zhuǎn)型對實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標(biāo)至關(guān)重要，這是能源行業(yè)乃至全社會所達成的共識。
中國能源研究會副理事長周大地曾多次強調(diào)，全社會2060年前碳中和，能源系統(tǒng)需要更早實現(xiàn)零碳，電力系統(tǒng)甚至要在2040年至2045年就實現(xiàn)零碳。
裝機容量、占比和發(fā)電量“三高”的煤電，成為電力系統(tǒng)“雙碳”目標(biāo)下重要的改革領(lǐng)域。自2012年以來，中國煤電裝機比重逐年下降，截至2020年，煤電裝機占比為49.8%。但隨著全社會用電需求的上漲，煤電裝機容量實際呈上升趨勢，截至2020年底，煤電裝機容量為10.95億千瓦。
周大地以碳中和目標(biāo)倒推，指出未來中國煤電裝機容量峰值為11億-13億千瓦，產(chǎn)能增長空間有限。
對于傳統(tǒng)化石能源如何逐步退出當(dāng)前電力系統(tǒng)，周大地在接受eo采訪時表示：“首先是不要盲目建設(shè)新的火電，包括所謂的燃?xì)庹{(diào)峰電廠，都要慎重，特別是煤電。”在周大地看來，“十四五”期間化石能源一旦上沖得越高，未來下降的壓力越大。
與該觀點相近的，北京大學(xué)能源研究院氣候變化與能源轉(zhuǎn)型項目副主任康俊杰告訴eo：“如果繼續(xù)增加煤電裝機，這部分機組要到2055年甚至2060年以后才能退出，這將增加實現(xiàn)碳中和路徑中煤電的退出難度。”
不過康俊杰更傾向從總量上對煤電進行控制，他認(rèn)為全國煤電裝機應(yīng)做到有增有減，而不是完全不增加。“對于三北地區(qū)的跨區(qū)域輸電，確實需要新建一些煤電項目為可再生能源并網(wǎng)服務(wù)，湖北、湖南等局部缺電地區(qū)，上一臺煤電機組也未嘗不可。”他表示。
不建設(shè)或少建設(shè)煤電會不會造成缺電等電力系統(tǒng)安全問題，成為行業(yè)擔(dān)心的重點。
根據(jù)電力行業(yè)從業(yè)人員陳愚此前的分析，浙江新增電量供應(yīng)存在嚴(yán)重不足的情況，預(yù)計“十四五”初開始缺電，而云南大規(guī)模上馬高耗能產(chǎn)業(yè)，則可能影響其送電端省份電力供應(yīng)可靠性，建議在江浙粵區(qū)域籌備一批煤電前期項目。
而國網(wǎng)能源研究院能源規(guī)劃所主任工程師張富強則透露，根據(jù)此前的研究，煤電峰值規(guī)模應(yīng)該在12.5億-14億千瓦。他指出，如果未來沒有顛覆性的技術(shù)投入實際應(yīng)用，煤電仍然要維持一定規(guī)模。
在接受《中國電力報》采訪時，國家能源局局長章建華就如何正確認(rèn)識與處理好減污降碳和能源安全的關(guān)系表示：“從能源安全的角度，能源結(jié)構(gòu)和系統(tǒng)形態(tài)將面臨巨大變革，短期內(nèi)需要承受轉(zhuǎn)型與變革的陣痛，但從長遠來看，堅定不移走生態(tài)優(yōu)先、綠色低碳的高質(zhì)量發(fā)展道路，逐步減少對化石能源依賴，才能實現(xiàn)我國能源本質(zhì)安全。”
除了電力系統(tǒng)發(fā)展目標(biāo)的制約，煤電發(fā)展也承受著燃料成本和產(chǎn)能帶來的雙重壓力。
“十三五”期間，供給側(cè)改革的開展中，煤炭去產(chǎn)能成果顯著，與之相對，煤價上漲，煤企營收水平回升。在煤炭供應(yīng)總體偏緊的情況下，一旦遇上煤礦項目推進不及時的情況，煤炭現(xiàn)貨價格迅速攀升。據(jù)《中國能源報》報道，2020年下半年以來，電煤總體價格連創(chuàng)新高，2021年一季度，電煤價格不僅歷經(jīng)先猛漲、再回落的大幅震蕩，還罕見地出現(xiàn)傳統(tǒng)淡季非理性上漲的現(xiàn)象。
對此，中國電力企業(yè)聯(lián)合會建議應(yīng)加大先進煤炭產(chǎn)能的釋放力度，充分發(fā)揮進口煤的補充作用，引導(dǎo)市場電煤價格回歸綠色區(qū)間。
角色轉(zhuǎn)變
重壓之下，煤電在電力系統(tǒng)中所扮演的角色將發(fā)生怎樣的變化？
在過去長時間里，煤電一直扮演電力系統(tǒng)中的“基荷電源”，能夠穩(wěn)定輸出為電網(wǎng)提供“托底”功能。隨著可再生能源的大力發(fā)展，煤電在不少新能源基地與風(fēng)、光捆綁外送，而在用電峰谷差較大的區(qū)域也承擔(dān)調(diào)峰作用。
到2030年，中國風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機容量有望達到12億千瓦以上。章建華表示，12億千瓦以上的新能源并網(wǎng)對電力系統(tǒng)調(diào)峰能力提出了較高的要求，要全面實施火電機組靈活性改造，因地制宜發(fā)展天然氣調(diào)峰電站，加快抽水蓄能電站建設(shè)和新型儲能研發(fā)應(yīng)用，增強系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力，提高新能源消納和存儲能力。
部分專家認(rèn)為，煤電的調(diào)峰功能應(yīng)更多考慮存量煤電改造，而非通過新建煤電來實現(xiàn)。
“對存量煤電進行靈活性改造，持續(xù)增加抽水蓄能和儲能，再加上3.8億千瓦的水電，足以支撐可再生能源的發(fā)展。”康俊杰分析。他指出，天然氣發(fā)電調(diào)峰效率更高，相比新增煤電機組更具優(yōu)勢。
周大地則認(rèn)為，可再生能源外送基地也應(yīng)該自主解決穩(wěn)定供電和調(diào)峰問題，但不能因為可再生能源發(fā)展得快，火電也就配套增加。“保障電力安全穩(wěn)定運行一定要走新路，通過儲能，用電側(cè)響應(yīng)，提高電力電子技術(shù)應(yīng)用范圍和水平等等新的途徑，解決支持高比例可再生能源發(fā)展的運行新問題。”
另外，需求側(cè)響應(yīng)也將壓縮煤電的調(diào)峰空間。
全國兩會期間，全國政協(xié)委員、南方電網(wǎng)公司總經(jīng)理曹志安提交了關(guān)于打造發(fā)展新模式，大力提升電力需求側(cè)響應(yīng)效能的提案。根據(jù)預(yù)測，預(yù)計到“十四五”末，南方電網(wǎng)峰谷差將超1億千瓦，新能源發(fā)電裝機接近2.7億千瓦，對電力系統(tǒng)安全運行提出了極大挑戰(zhàn)。為此，曹志安建議大力推進電力需求側(cè)響應(yīng)效能提升，有效縮小電力負(fù)荷峰谷差，提高電力系統(tǒng)運行效率，促進清潔能源足額消納，保障電力系統(tǒng)安全經(jīng)濟運行。
顯然，長遠看，調(diào)峰只能為煤電爭取部分存量的生存空間。
章建華引用有關(guān)研究機構(gòu)初步測算的數(shù)據(jù)表示，到2060年，中國非化石能源發(fā)電量占比將由目前的34%左右提高到90%以上。這意味著，到2060年，煤電發(fā)電量占比將由目前的64%降至10%以內(nèi)，相應(yīng)的，單個煤電機組發(fā)電利用小時數(shù)將遠遠低于現(xiàn)有水平。
這些煤電機組將是怎樣的生存形態(tài)，能源行業(yè)已開始探索。成為有效備用容量，是其中較為重要的方式。
新能源出力具有間歇性、波動性，其大規(guī)模接入給電力系統(tǒng)穩(wěn)定和能源安全帶來了新挑戰(zhàn)，系統(tǒng)需要儲備有效容量來應(yīng)對風(fēng)險。以歐盟28國為例，其在可再生能源裝機量大的情況下，仍保持傳統(tǒng)電源容量與最大負(fù)荷相當(dāng)，作為有效備用容量的來源。
在北京華能熱電有限公司楊耀攀看來，在現(xiàn)有技術(shù)經(jīng)濟條件下，火電是唯一可行的備用電源選擇。“電力系統(tǒng)并非只需要旋轉(zhuǎn)備用一種備用，為了保證連續(xù)可靠供電電網(wǎng)，需要年度、季度、月度、日、旋轉(zhuǎn)備用五個維度的備用，五個維度的備用缺一不可，否則就會出現(xiàn)相應(yīng)維度上的可靠性問題，目前只有火電機組能夠經(jīng)濟地提供上述五個維度的備用。”
2020年，全國多個省份已就建立煤電容量補償機制提出研究，旨在提供指導(dǎo)電力容量投資的價格信號，引導(dǎo)合理投資來滿足電力系統(tǒng)對裝機容量的需求。
不盲目擴大裝機容量、降低發(fā)電量、擔(dān)任備用容量，煤電未來發(fā)展路徑已可一窺。
2021年4月，國家能源局印發(fā)《2021年全國能源工作指導(dǎo)意見》，指出將加強電力應(yīng)急調(diào)峰能力建設(shè)。“積極推進以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)建設(shè)，推動北京、上海、天津、重慶、廣州、深圳等試點城市堅強局部電網(wǎng)建設(shè)，加強應(yīng)急備用和調(diào)峰電源能力建設(shè)。研究促進火電靈活性改造的政策措施和市場機制，加快推動對30萬千瓦級和部分60萬千瓦級燃煤機組靈活性改造。”
3、核電
零碳定位，尋求規(guī)模
隨著電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型，未來煤電發(fā)電量份額將由清潔零碳的發(fā)電品種填補。此前，由于出力穩(wěn)定，核電一直被視為重要的基荷電源選擇。
中國核工業(yè)集團有限公司副總經(jīng)理曹述棟認(rèn)為，當(dāng)前，可再生能源開發(fā)成本快速走低，規(guī)模發(fā)展迅速，但因靜穩(wěn)天氣、晝夜變換等原因造成的可再生能源發(fā)電存在間歇性和發(fā)電效率低等問題仍無法解決，迫切需要穩(wěn)定的基荷電源支撐大比例可再生能源接入電網(wǎng)，保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。“核電運行穩(wěn)定、可靠、換料周期長，適于承擔(dān)電網(wǎng)基本負(fù)荷及必要的負(fù)荷跟蹤，可大規(guī)模替代化石能源作為基荷電源。”
中國核能行業(yè)協(xié)會報道指出，中國自主三代核電有望按照6-8臺核準(zhǔn)節(jié)奏，實現(xiàn)規(guī)?；?、批量化發(fā)展。
乍一看核電發(fā)展前景明亮，但目前中國核電裝機容量為5104萬千瓦，裝機占比僅占2.29%，在外部環(huán)境上，面臨著布局的不平衡和體制的制約，在內(nèi)部挑戰(zhàn)上，成本是核電急需解決的問題。
目前，中國在運和在建的商用核電站都位于東部沿海地區(qū)。在周大地看來，核電建設(shè)多的省份，享受到清潔能源帶來的好處。以福建為例，清潔能源裝機3509萬千瓦，占全省裝機容量的55.1%，其中在運核電9臺，裝機容量986萬千瓦，發(fā)電量為652.55億千瓦時，占比超過福建省清潔能源發(fā)電量的一半。與之相對，中部地區(qū)的核電項目仍為零。
目前國內(nèi)控股核電項目的有4家能源央企，核電站由控股企業(yè)的分子公司運營，而非采用運營外包的模式。一名能源央企高管在接受eo采訪時表示，其所在企業(yè)具備核電控股資質(zhì)，同時擁有在運煤電廠，而目前大部分在運煤電機組為30萬、40萬千瓦類型，未來核電小型堆可以對合適的煤電機組進行替換。“核電項目多需要人員在現(xiàn)場，可以一部分解決煤電廠退役帶來的員工就業(yè)問題。”他說。
一名行業(yè)人士告訴eo，其所在能源央企尚未具備核電控股資質(zhì)，在缺乏可靠清潔能源選項的情況下，集團新的投資集中在可再生能源項目。
一名能源規(guī)劃領(lǐng)域?qū)＜覄t認(rèn)為，煤電和核電的安全管理不同，核電門檻更高，沒必要所有的電力企業(yè)都控股核電項目。
盡管在“一廠一價”時代結(jié)束后，核電上網(wǎng)電價不高于當(dāng)?shù)孛弘姌?biāo)桿上網(wǎng)電價，核電經(jīng)濟性有了氣色，但三代核電技術(shù)由于首堆應(yīng)用，工期長、造價高，幾個示范項目的電價則高于煤電。經(jīng)濟性成為制約核電發(fā)展的關(guān)鍵一環(huán)。
周大地告訴eo，在提高經(jīng)濟性方面，核電應(yīng)該考慮標(biāo)準(zhǔn)化制造。他指出：“現(xiàn)在國內(nèi)不同的堆型太多了，科研成本、制造成本、建設(shè)成本等都太高，應(yīng)該重點選擇少數(shù)堆型發(fā)展，不限制只有一種，但也不能所有都試一遍。”
4、氣電
現(xiàn)實選擇，不可或缺
2021年以來，有關(guān)煤電、新能源、儲能的發(fā)展與討論不絕于耳，與此形成鮮明對比的是，在這輪新型電力系統(tǒng)建設(shè)討論中，無論是國家政策層面，還是產(chǎn)業(yè)組織層面，氣電的可見度均較低?！?021年全國能源工作指導(dǎo)意見》提及了抽水蓄能、新型儲能及火電的靈活性改造，但未提及氣電的發(fā)展。
有氣電行業(yè)人士直言，當(dāng)前國家構(gòu)建的以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)中，氣電行業(yè)整體處于較迷茫狀態(tài)。“當(dāng)前，國家把氣電行業(yè)統(tǒng)計并入火電，但是氣電具有清潔低碳、快速啟停的特點，應(yīng)該在新型電力系統(tǒng)中擁有姓名。”
不過，自雙碳目標(biāo)明確以來，低碳的氣電是否屬于清潔電源，也存在一定爭議。也有觀點認(rèn)為，在未來電力有保障之后，以化石能源為原料的氣電就不能算作清潔能源。
廣東省技術(shù)經(jīng)濟發(fā)展研究中心副所長鐘式玉認(rèn)為，在新型電力系統(tǒng)的構(gòu)建中，氣電仍不可或缺，還有較大的增長空間，主要原因包括：天然氣燃料相對清潔，符合綠色低碳方向；氣電具有啟停迅速、運行靈活、適合調(diào)峰等特點，契合可再生能源發(fā)電具有間歇性、隨機性和反調(diào)節(jié)特性的調(diào)峰需求；在碳達峰、碳中和的目標(biāo)引領(lǐng)下，氣電是局部地區(qū)保障能源電力安全的重要支撐電源；隨著天然氣產(chǎn)供儲銷體系、開放競爭性市場體系的逐步健全完善，以及科技創(chuàng)新驅(qū)動下，天然氣成本下降、氣源供應(yīng)更加安全和燃機技術(shù)自主創(chuàng)新水平提高，氣電的技術(shù)經(jīng)濟性將顯著提升。
全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織3月份發(fā)布的《中國2060年前碳達峰研究報告》認(rèn)為，氣電的定位主要作為調(diào)峰電源，80%以上裝機將布局在東中部地區(qū)。預(yù)計，2030年、2050年、2060年國內(nèi)氣電的裝機規(guī)模分別為1.9億千瓦、3.3億千瓦和3.2億千瓦。
公開信息顯示，2021年1月18日，伴隨著東莞深能樟洋電力公司擴建項目首套機組168小時滿負(fù)荷試運的順利結(jié)束，國內(nèi)氣電裝機容量突破1億千瓦，氣電裝機在我國發(fā)電總裝機容量中占比約4.5%。與氣電裝機緩慢增長形成鮮明對比的是，2020年中國的風(fēng)電、光伏的新增裝機總量就突破了1.2億千瓦。
“氣電三十年，干不過新能源一年。”有從事燃?xì)獍l(fā)電的人士感嘆道。
目前，能源行業(yè)普遍預(yù)計，“十四五”期間，電力需求仍會持續(xù)剛性增長，以電動汽車、5G及數(shù)據(jù)中心、智能家居為代表的新產(chǎn)業(yè)、新業(yè)態(tài)將成為用電增長的新動能。4月22日，我國在“領(lǐng)導(dǎo)人氣候峰會”上提出，中國將嚴(yán)控煤電項目，“十四五”時期嚴(yán)控煤炭消費增長、“十五五”時期逐步減少?！?021年全國能源工作指導(dǎo)意見》提出從嚴(yán)控制東部地區(qū)、大氣污染防治重點地區(qū)新增煤電裝機規(guī)模，適度合理布局支撐性煤電。
有業(yè)內(nèi)人士分析認(rèn)為，以廣東為代表的東部沿海省份新上煤電越來越困難，而在新能源成本尚未大幅下降的過渡期內(nèi)，發(fā)展氣電仍是現(xiàn)實的選擇。
2021年年初開始征求意見的《廣東省能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃（征求意見稿）》提到，截至2020年底，廣東省內(nèi)氣電裝機約為2800萬千瓦，考慮調(diào)峰需求和建設(shè)條件，初步規(guī)劃“十四五”期間，廣東的新增天然氣發(fā)電裝機容量約為1900萬千瓦，這一裝機規(guī)模在各類電源規(guī)劃中位列前位。
2021年2月，浙江省發(fā)布的《浙江省能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃（征求意見稿）》提出，“十四五”迎峰度夏期間可預(yù)見的電力缺口高達千萬千瓦級，能源供求持續(xù)緊平衡狀態(tài)。“十四五”期間，浙江要積極推進天然氣發(fā)電。
3月31日，浙江省發(fā)改委和能源局下發(fā)的《2021年度浙江省電力電量平衡方案》顯示，2021年氣電的預(yù)計增發(fā)電量在所有的電源中最大。上述平衡方案預(yù)測，正常氣候條件下，2021年浙江全省全社會用電量為5192億千瓦時，同比增長7.5%。浙江計劃2021年安排外購電量1840億千瓦時，比2020年增加53億千瓦時；統(tǒng)調(diào)水電和核電發(fā)電量253億千瓦時，比2020年增加10億千瓦時；統(tǒng)調(diào)風(fēng)電、光伏暫按47億千瓦時參與平衡，比2020年增加6億千瓦時；省統(tǒng)調(diào)天然氣機組發(fā)電量275億千瓦時，比2020年增加119億千瓦時，地方電廠發(fā)電量按616億千瓦時參與平衡，比2020年增加30億千瓦時，統(tǒng)調(diào)燃煤機組承擔(dān)保供兜底，安排發(fā)電量2045億千瓦時，全省電量供需總體平衡。
“脆弱”是氣電從業(yè)者經(jīng)常用于描述氣電發(fā)展的用詞。天然氣價格高、天然氣供應(yīng)不穩(wěn)定、對外依存度高等仍是制約氣電發(fā)展的主要因素，與此同時，地方及國家持續(xù)推進的降低終端用能成本，一些地方下調(diào)天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價進一步限制了氣電的盈利空間。
此外，燃?xì)廨啓C的燃燒器、透平葉片等熱部件基本依靠進口，核心部件的更換維護基本上依賴國外制造廠商，造成燃機的運行維護成本偏高等均是制約因素。同時，為了保障氣電的盈利性，不少企業(yè)在新建氣電項目時，傾向于熱電聯(lián)產(chǎn)的模式，從而進一步拖累了氣電的靈活性。
“‘十四五’，我們還是會在東部地區(qū)新投一些氣電項目，至少現(xiàn)在來看，氣電在新型電力系統(tǒng)中能有所擔(dān)當(dāng)。”有發(fā)電企業(yè)人士說道。
5、新型儲能
利好加持，仍待政策歸位
“加強調(diào)峰能力建設(shè)，提升系統(tǒng)靈活性是解決新能源發(fā)展問題，提高新能源開發(fā)和利用效益的關(guān)鍵。”中國工程院院士湯廣福在2020年12月底召開的中國能源電力“十三五”成就與“十四五”展望專題活動中說道。湯廣福介紹，目前歐美很多發(fā)達國家的能源轉(zhuǎn)型都是以約30%的靈活電源作為基礎(chǔ)支撐，目前我國靈活性電源的比例仍舊過低。
《2021年全國能源工作指導(dǎo)意見》提出，積極推進以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)建設(shè)，推動北京、上海、天津、重慶、廣州、深圳等試點城市堅強局部電網(wǎng)建設(shè)，加強應(yīng)急備用和調(diào)峰電源能力建設(shè)。研究促進火電靈活性改造的政策措施和市場機制，加快推動對30萬千瓦級和部分60萬千瓦級燃煤機組靈活性改造。開展全國新一輪抽水蓄能中長期規(guī)劃，加快長龍山、荒溝等抽水蓄能電站建成投產(chǎn)，推進泰順、奉新等抽水蓄能電站核準(zhǔn)開工建設(shè)。穩(wěn)步有序推進儲能項目試驗示范。
除了對火電進行靈活性改造，發(fā)展抽水蓄能和新型儲能，建設(shè)調(diào)峰天然氣發(fā)電站，加強電力需求側(cè)管理等都是提升電力系統(tǒng)靈活性的重要手段。
對于全國應(yīng)該配置多少抽水蓄能、氣電、儲能等靈活性電源，參照什么標(biāo)準(zhǔn)來配置，受采訪的眾多業(yè)內(nèi)人士表示，目前行業(yè)尚未有定論與標(biāo)準(zhǔn)。
另外，由于全國各地電力供應(yīng)及需求情況差異較大，未來無論是儲能、氣電還是抽水蓄能亦或是氫能等都要結(jié)合各地實際情況充分發(fā)揮其比較優(yōu)勢，從而在新型電力系統(tǒng)中找到相應(yīng)合適的位置。與此同時，圍繞新型能源系統(tǒng)建設(shè)的過程中，相關(guān)的風(fēng)險及成本如何共擔(dān)是無法回避的議題。
近段時間，儲能成為國家能源局局長章建華的重點調(diào)研領(lǐng)域。4月7日至10日章建華帶隊赴湖北、湖南兩省調(diào)研，其中包括深入電池儲能電站等實地考察新型電力系統(tǒng)建設(shè)情況。4月16日，章建華又率隊到福建晉江儲能電站調(diào)研，并表示“碳達峰、碳中和”的目標(biāo)下，風(fēng)電、光伏發(fā)電將快速發(fā)展，而儲能是解決風(fēng)電、光伏發(fā)電不穩(wěn)定性、間歇性，增強能源系統(tǒng)供應(yīng)安全性、靈活性的重要手段。
碳中和的背景下，儲能行業(yè)迎來了發(fā)展的“風(fēng)口”，2021年4月舉辦的第十屆儲能國際峰會熱鬧非凡。行業(yè)人氣飆升的同時，國家產(chǎn)業(yè)政策持續(xù)加持。4月21日，國家發(fā)展改革委和國家能源局發(fā)布了《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見（征求意見稿）》（以下簡稱《征求意見稿》），面向社會公開征求意見。
在《征求意見稿》中，國家主管部門第一次明確新型儲能的發(fā)展目標(biāo)，即到2025年新型儲能裝機規(guī)模達到3000萬千瓦以上，由此將以電化學(xué)為代表的新型儲能推向了快速發(fā)展的新賽道，不少金融機構(gòu)稱之為萬億級儲能市場來臨的前夜。
中國能源研究會儲能專委會、中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟4月下旬發(fā)布的《儲能產(chǎn)業(yè)研究白皮書2021》顯示，截至2020年底，中國已投運儲能項目累計裝機規(guī)模3560萬千瓦，其中，抽水蓄能的累計裝機規(guī)模最大，為3179萬千瓦；電化學(xué)儲能的累計裝機規(guī)模位列第二，為326.9萬千瓦，在各類電化學(xué)儲能技術(shù)中，鋰離子電池的累計裝機規(guī)模最大，為290.2萬千瓦。
不過，當(dāng)前儲能行業(yè)發(fā)展面臨的最大問題仍然是缺乏成熟的商業(yè)模式。
eo記者 洪嘉琳 制圖
數(shù)據(jù)來源：《儲能產(chǎn)業(yè)研究白皮書2021》報告
有儲能從業(yè)人士介紹，儲能行業(yè)發(fā)展的十余年，商業(yè)模式一直都較為模糊，但是市場一直在拓展儲能的應(yīng)用邊界及盈利模式。目前來看，儲能的商業(yè)模式包括在用戶側(cè)的峰谷電價差套利；通過參與調(diào)峰調(diào)峰輔助服務(wù)獲得收益；配套新能源電站；或由電網(wǎng)租賃等模式。
上述人士介紹，2015年前后，其所在的公司開始在用戶側(cè)進行儲能商業(yè)運營模式探索研究?？紤]到江蘇的峰谷電價差較高，當(dāng)時優(yōu)選了一家條件較好的大工業(yè)用戶進行示范實驗，但由于彼時電池成本仍舊較高，結(jié)果不甚理想，難以滿足企業(yè)投資回報要求。
此后，伴隨著全國輔助服務(wù)市場化進程的推進，輔助調(diào)頻儲能機會開始顯現(xiàn)。2017年11月，國家能源局發(fā)布了《完善電力輔助服務(wù)補償（市場）機制工作方案》，鼓勵采用競爭方式確定電力輔助服務(wù)承擔(dān)機制。此后，各區(qū)域能監(jiān)局及地方能監(jiān)辦紛紛出臺輔助服務(wù)市場交易規(guī)則及運營細(xì)則，由此給儲能配置在火電廠輔助調(diào)頻創(chuàng)造了新的運用場景。
不過，該業(yè)內(nèi)人士告訴記者，火電廠配置儲能調(diào)頻項目收益尚可，但由于政策的變化性，調(diào)頻服務(wù)收益也在調(diào)整。“總體而言，給火電廠調(diào)頻并不是一個很大的市場。”
新能源配備儲能成為近幾年來儲能應(yīng)用的主要場景。2017年，青海省發(fā)改委發(fā)布的《2017年度風(fēng)電開發(fā)建設(shè)方案》中提出，列入2017年度風(fēng)電開發(fā)建設(shè)方案的43個項目按照建設(shè)規(guī)模的10%配套建設(shè)儲電裝置，儲電設(shè)施總規(guī)模0.33GW，此后各地政策開始跟進。2020年，全國包括江西、安徽、內(nèi)蒙古、湖南等18省出臺鼓勵支持新能源項目配置儲能政策文件。2021年開年至今，山西、寧夏、青海、內(nèi)蒙古、貴州等多個地方發(fā)布了新能源配置儲能方案要求“十四五”期間新能源配置儲能設(shè)施，配置比例在5%、10%、20%不等。
廣州智光儲能科技有限公司副總經(jīng)理肖時輝告訴eo記者，近兩年來，該公司的儲能項目主要集中在新能源電站，而2021年以來，在雙碳目標(biāo)加持下，該公司一季度的儲能項目合同量與去年合同總量相當(dāng)。
“儲能市場明顯感覺火了起來。”
不過，盡管市場有所起色，儲能的商業(yè)盈利模式仍未完全清晰。目前，各地發(fā)文要求新能源電站配置儲能，使得新能源業(yè)主企業(yè)更注重價格成本而不是技術(shù)。肖時輝認(rèn)為，當(dāng)前低價中標(biāo)的游戲規(guī)則對于儲能的技術(shù)突破缺乏激勵，從而造成了劣幣驅(qū)逐良幣的現(xiàn)象。
《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見（征求意見稿）》對于儲能行業(yè)呼吁的價格機制也有所回應(yīng)。《征求意見稿》提出，健全新型儲能價格機制：建立電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動儲能電站參與電力市場；研究探索將電網(wǎng)替代性儲能設(shè)施成本收益納入輸配電價回收。完善峰谷電價政策，為用戶側(cè)儲能發(fā)展創(chuàng)造更大空間。
此外，安全、可靠性也是目前制約儲能行業(yè)發(fā)展的重要方面。4月17日北京大紅門集美儲能電站火災(zāi)事故，敲響了行業(yè)安全的警鐘，儲能行業(yè)相關(guān)的標(biāo)準(zhǔn)體系還待建立及完善。
6、抽水蓄能
迫在眉睫，中長期規(guī)劃啟動
作為當(dāng)前技術(shù)最成熟、功能最齊全、經(jīng)濟性最好的安全調(diào)節(jié)電源，抽水蓄能電站在話題熱度上遠不及電化學(xué)儲能，但在新型電力系統(tǒng)的構(gòu)建中，抽蓄不可缺席。近段時間，國家能源局也對抽水蓄能展開調(diào)研。
國內(nèi)的抽水蓄能電站經(jīng)歷了數(shù)十年的起伏發(fā)展階段，曾給行業(yè)留下了進展緩慢的印象。但隨著國家“雙碳”目標(biāo)的明確，在構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)中，抽水蓄能的建設(shè)也步入了快車道。
國家“十四五”規(guī)劃和2035年遠景目標(biāo)綱要指出，要構(gòu)建現(xiàn)代能源體系，加快抽水蓄能電站建設(shè)和新型儲能技術(shù)規(guī)模化應(yīng)用。
國家電網(wǎng)披露，“十四五”期間將積極推動抽水蓄能電站科學(xué)布局、多開多投，力爭在新能源集中開發(fā)地區(qū)和負(fù)荷中心新增開工2000萬千瓦以上裝機、1000億元以上投資規(guī)模的抽水蓄能電站，并向社會開放國家電網(wǎng)擬建抽水蓄能項目，到2025年，國網(wǎng)經(jīng)營區(qū)抽水蓄能裝機超過5000萬千瓦。
南方電網(wǎng)則計劃到2030年南方五省區(qū)抽水蓄能裝機將達2000萬千瓦。
過去多年來，電價疏導(dǎo)機制不明確是制約抽蓄發(fā)展的主要因素。據(jù)南方電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻公司相關(guān)負(fù)責(zé)人介紹，2014年，國家發(fā)展改革委下發(fā)了《關(guān)于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關(guān)問題的通知》，明確了在電力市場形成前，抽水蓄能電站實行兩部制電價，其中容量電價按照固定成本加準(zhǔn)許收益的原則核定，電量電價主要彌補電站抽發(fā)損耗，容量電費和抽發(fā)損耗納入電網(wǎng)運行費用統(tǒng)一核算，并作為銷售電價調(diào)整因素統(tǒng)籌考慮。
但隨著輸配電價改革，2016年，國家發(fā)展改革委印發(fā)了《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法（試行）》，明確提出抽水蓄能電站不得納入輸配電有效資產(chǎn)。2019年，國家發(fā)展改革委發(fā)布了《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》，將抽蓄電站的資產(chǎn)、成本費用剔除在有效資產(chǎn)和定價輸配電成本的范圍，電網(wǎng)企業(yè)按要求將抽蓄電站容量費（或租賃費）列入購電成本核算。因此，新投產(chǎn)和已投產(chǎn)尚未疏導(dǎo)的抽水蓄能電站面臨電費不能正常結(jié)算的困局。
上述成本疏導(dǎo)問題迎來了轉(zhuǎn)機。2021年5月7日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發(fā)改價格〔2021〕633號）（下稱《意見》），進一步完善抽蓄電價的疏導(dǎo)機制?！兑庖姟分赋?，以兩部制電價政策為主體，以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收，強化與電力市場建設(shè)發(fā)展的銜接。
公開信息顯示，4月22日，湖北黃岡白蓮河示范區(qū)混合抽水蓄能電站項目、宜昌秭歸羅家抽水蓄能電站項目、襄陽?？悼h毛兒嶺抽水蓄能電站項目、咸寧通山縣洪港抽水蓄能電站項目4個抽水蓄能電站項目開發(fā)建設(shè)合作意向簽約儀式在黃岡白蓮河舉行。上述4個抽水蓄能電站規(guī)劃裝機總規(guī)模約640萬千瓦，總投資超過400億元。
國家能源局監(jiān)管總監(jiān)李冶近日透露，預(yù)計到2025年，全國在運抽蓄的裝機總規(guī)模將達到6200萬千瓦。中國水電工程學(xué)會調(diào)峰與抽水蓄能專委會秘書長郝榮國則預(yù)計，“十四五”期間抽水蓄能年度投產(chǎn)規(guī)模約500萬-600萬千瓦，五年內(nèi)新開工規(guī)模在3000萬-4000萬千瓦。
隨著政策利好，2021年以來，部分地區(qū)抽水蓄能電站出現(xiàn)“跑馬圈地”現(xiàn)象。據(jù)悉，個別地區(qū)，地方政府和企業(yè)繞開國家統(tǒng)一規(guī)劃，提前開展前期投入，“搶占”抽蓄電站站址資源，由此可能造成抽水蓄能電站的無序開發(fā)，并出現(xiàn)與電網(wǎng)需求不匹配等問題，從而導(dǎo)致社會資源的浪費。
4月22日，國家能源局發(fā)布的《2021年全國能源工作指導(dǎo)意見》提出，要開展全國新一輪抽水蓄能中長期規(guī)劃，加快長龍山、荒溝等抽水蓄能電站建成投產(chǎn)，推進泰煩、奉新等抽水蓄能電站核準(zhǔn)開工建設(shè)。
7、氫能
巨頭布局，競相逐鹿
當(dāng)前，氫能正在打破能源品種的界限，成為各能源企業(yè)爭奪的新興能源戰(zhàn)略高點。
4月13日，中石化與隆基股份在北京簽署了戰(zhàn)略合作協(xié)議，由此掀開了油氣公司巨頭與民營光伏巨頭跨能源品種之間的合作，重要落點在于發(fā)展氫能。中石化把氫能作為公司新能源業(yè)務(wù)的主要方向，并計劃打造“中國第一大氫能公司”。隆基則是光伏領(lǐng)域的龍頭企業(yè)，伴隨著光伏度電成本快速下降，低成本的光伏制氫預(yù)期成為雙方合作的基礎(chǔ)。
4月17日，中國石化集團董事長兼黨組書記張玉卓、隆基股份總裁李振國又共同亮相央視《對話》特別節(jié)目——《碳中和倒計時：氫能之熱》。
近兩年來，伴隨著氫能的大熱，新能源制氫也進入了探索階段。新能源制氫有利于清潔能源消納，將棄風(fēng)棄光等可再生能源電力以氫能的形式存儲下來，以解決電力供需的大規(guī)模季節(jié)性不平衡問題，助力新型電力系統(tǒng)的調(diào)峰問題。
中科院院士歐陽明高在第十屆儲能國際峰會上表示，氫能是集中式可再生能源大規(guī)模長周期儲存的最佳途徑。他認(rèn)為，隨著風(fēng)光發(fā)電成本的降低，制氫儲能的優(yōu)勢更加凸顯，并且特高壓輸電線路是我國綠氫輸送的優(yōu)勢通道。
近期發(fā)布的《中國氫能源及燃料電池產(chǎn)業(yè)白皮書》預(yù)測，2030年我國可再生能源制氫有望實現(xiàn)平價。
除了可再生能源制氫，化石能源重整制氫、電解水制氫也是目前相對成熟的技術(shù)路線。根據(jù)白皮書，煤制氫是成本最低的制氫方式，以煤氣化技術(shù)為例，每小時產(chǎn)能為54萬方合成氣的裝置，在原料煤（6000千卡，含碳量80%以上）價格600元/噸的情況下，制氫成本約為8.85元/公斤。天然氣制氫技術(shù)中，天然氣原料占制氫成本的比重達到70%以上，因此天然氣價格是制氫價格的決定性因素。
目前，氫能的利用主要集中在交通領(lǐng)域，氫燃料電池車成為重要的攻堅方向。而美國正在新建首個氫氣發(fā)電站，該電站位于俄亥俄州，為裝機容量485MW聯(lián)合循環(huán)電站，電站使用的渦輪機被設(shè)計成能夠使用80%的天然氣和20%的氫氣。經(jīng)過調(diào)整，該電站未來可以實現(xiàn)燃燒100%氫氣，計劃于2021年11月啟動運營。
不少業(yè)內(nèi)人士預(yù)計，氫電這一新型電源品種將有望出現(xiàn)。據(jù)《中國2060年前碳達峰研究報告》分析，氫電將在未來主要作為調(diào)峰電源，2050年、2060年氫電的裝機可能達到1億千瓦、2億千瓦。
目前來看，除了氫電，地?zé)岚l(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電等都是未來新型電力系統(tǒng)下的有機組成部分。國家能源局?jǐn)?shù)據(jù)顯示，截至2020年底，國內(nèi)生物質(zhì)發(fā)電2952萬千瓦，連續(xù)3年穩(wěn)居全球首位。4月14日，國家能源局綜合司發(fā)布了《關(guān)于促進地?zé)崮荛_發(fā)利用的若干意見（征求意見稿）》，提出穩(wěn)妥推進地?zé)崮馨l(fā)電示范項目建設(shè)。
在碳達峰、碳中和目標(biāo)下，以煤電為主的電源結(jié)構(gòu)正面臨大幅調(diào)整。風(fēng)電、光伏發(fā)電呈現(xiàn)躍進之勢，核電借力零碳能源，尋求規(guī)模發(fā)展，氣電成為過渡時期的現(xiàn)實選擇，氫能有后來者居上的態(tài)勢，能源巨頭競相布局。以新能源為主的新型電力系統(tǒng)，對靈活性電源需求日益迫切，儲能產(chǎn)業(yè)整裝待發(fā)，只待政策利好。
以風(fēng)電、光伏發(fā)電為主的新能源，已經(jīng)成為全國僅次于煤電的第二大電源。在補貼激勵以及技術(shù)進步推動下，新能源發(fā)電成本迅速下降，已經(jīng)具備與煤電同臺競爭的能力，但未來新能源進一步發(fā)展仍將受到經(jīng)濟性與消納的約束。
而新能源越發(fā)展，圍繞煤電的爭議就越激烈，是否需要新增煤電、煤電如何退出；作為零碳電源的核電，如何在減碳目標(biāo)下，實現(xiàn)規(guī)?；?、批量化發(fā)展；啟停迅速、運行靈活但資源較少、無法擺脫碳排放、經(jīng)濟性偏弱的氣電還有沒有“用武之地”；抽水蓄能、新型儲能等作為新型電力系統(tǒng)的重要支撐，在政策的加持下，能否最大限度發(fā)揮作用。
電源結(jié)構(gòu)的調(diào)整并不僅是規(guī)模的此消彼長，而且是深層次利益格局的變遷。“雙碳”目標(biāo)既已明確，如何在低碳轉(zhuǎn)型的路徑中準(zhǔn)確尋找自身定位，是各類電源面臨的共同挑戰(zhàn)。電力市場建設(shè)正在穩(wěn)步推進，全國統(tǒng)一碳市場建設(shè)指日可待，如何發(fā)揮市場配置資源的決定性作用，引導(dǎo)各類電源高質(zhì)量發(fā)展，考驗著政策制定者的智慧與決心。
1、新能源
重任在肩，如何堪當(dāng)
4月23日，中電聯(lián)公布了2021年一季度全國電力供需形勢分析預(yù)測報告，報告指出，預(yù)計到2021年底，全國非化石能源發(fā)電裝機規(guī)模及比重將有望首次超過煤電。
這是一個至關(guān)重要的轉(zhuǎn)折點，新能源發(fā)電裝機迅猛增加，煤電裝機所占比重逐年下降，以煤電為主的電源結(jié)構(gòu)正面臨深刻變革。
中電聯(lián)公布的數(shù)據(jù)顯示，2021年一季度，全國全口徑非化石能源發(fā)電裝機容量10.0億千瓦，占總裝機容量的比重為44.9%；全口徑煤電裝機容量10.9億千瓦，占總裝機容量比重進一步降至48.8%。
預(yù)計到2021年底，全國發(fā)電裝機容量23.7億千瓦，其中，非化石能源發(fā)電裝機容量達到11.2億千瓦左右，占總裝機容量比重上升至47.3%，非化石能源發(fā)電裝機規(guī)模和比重將超過煤電。
其中，風(fēng)電和太陽能發(fā)電裝機容量占到全國總裝機容量的24.7%，新能源成為僅次于煤電的第二大電源，并且風(fēng)電和太陽能發(fā)電裝機同比增長34.9%、24.0%，繼續(xù)保持高速增長。
為了實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標(biāo)，以風(fēng)電、光伏發(fā)電為主的非化石能源的裝機規(guī)模還會進一步增加，并將成為未來能源增量的主體。
在清潔低碳轉(zhuǎn)型的賽道上，新能源一路高歌猛進。中央財經(jīng)委員會第九次會議提出構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，進一步明確了新能源的定位。但這條賽道并非坦途，以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)面臨著電力供應(yīng)、電網(wǎng)安全和社會用能成本的嚴(yán)峻挑戰(zhàn)，新能源作為主角，將承擔(dān)更多責(zé)任，同時也更加需要合理的機制設(shè)計，實現(xiàn)各類電源公平參與市場。
電力系統(tǒng)靈活性不足
在2020年底召開的氣候雄心峰會上，中國承諾到2030年，非化石能源占一次能源消費比重將達到25%左右，風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機容量將達到12億千瓦以上。2020年底，全國風(fēng)電、太陽能發(fā)電裝機為5.3億千瓦。按照12億千瓦的裝機目標(biāo)，未來10年，中國年均風(fēng)電和太陽能發(fā)電裝機規(guī)模要達到6700萬千瓦以上。
國家電網(wǎng)調(diào)度中心教授級高工裴哲義在第十屆儲能國際峰會上表示，新能源在冀北、甘肅、青海等地已經(jīng)成為第一大電源，近20個省區(qū)新能源成為第二大電源，有的電網(wǎng)新能源滲透率超過40%，對電網(wǎng)運行的影響日益突出。
裴哲義指出，新能源高比例接入電力系統(tǒng)后，常規(guī)電源不僅要跟隨負(fù)荷變化，還要平衡新能源出力，大大增加了電網(wǎng)調(diào)節(jié)難度。他舉例稱，2018年3月，西部電網(wǎng)風(fēng)電出力最大超過3000萬千瓦，最小200萬千瓦，日內(nèi)最大波動超過1700萬千瓦，電網(wǎng)平衡變得十分困難。
部分省級電網(wǎng)負(fù)荷峰谷差正在逐年拉大。數(shù)據(jù)顯示，2019年春節(jié)期間，浙江電網(wǎng)用電負(fù)荷最高3465萬千瓦，最低1877萬千瓦，統(tǒng)調(diào)負(fù)荷平均峰谷差1039.6萬千瓦，平均峰谷差率為41.8%。江蘇電網(wǎng)峰谷差達到2463萬千瓦，比2018年的1600萬千瓦的差值多出近1000 萬千瓦，峰谷差率38.7%。
高比例可再生能源電力系統(tǒng)需要更強的調(diào)節(jié)能力，現(xiàn)階段電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力不足是制約新能源消納的重要因素。
國家能源局電力安全監(jiān)管司司長童光毅在一場學(xué)術(shù)研討會上表示，新能源出力與負(fù)荷在季節(jié)上呈反調(diào)峰特性，給消納帶來很大困難。而我國電力系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力還存在短板，抽蓄、燃?xì)獾褥`活調(diào)節(jié)電源比重僅為6%，火電調(diào)峰深度普遍不高，核電參與調(diào)峰的水平也與先進國家存在較大差距，系統(tǒng)整體調(diào)峰能力顯著不足。
國家電網(wǎng)有限公司總工程師陳國平在上述峰會中表示，新能源裝機增加，如果沒有足夠的儲能，其利用率將大幅下降，建設(shè)抽水蓄能和儲能對新能源高效利用具有重要作用。
經(jīng)濟性是根本
在技術(shù)進步的推動下，風(fēng)光的發(fā)電成本已經(jīng)大幅下降，逐步實現(xiàn)平價上網(wǎng)，但未來仍然需要關(guān)注新能源消納的系統(tǒng)成本以及價格疏導(dǎo)機制。
中國人民大學(xué)應(yīng)用經(jīng)濟學(xué)院助理教授鄭?曾撰文指出，新能源發(fā)電的市場建設(shè)將關(guān)注點集中于發(fā)電側(cè)，把發(fā)電成本優(yōu)勢當(dāng)成了競爭優(yōu)勢，而忽略了消納成本。更深層原因在于，我國大部分地區(qū)電力系統(tǒng)靈活性不足，無法適應(yīng)高比例的清潔能源裝機，配套消納機制和市場建設(shè)還不健全。隨著新能源裝機規(guī)模快速增加，電力系統(tǒng)消納新能源電力的成本也逐漸增加，這將制約我國能源低碳轉(zhuǎn)型的進程。
4月24日，南方電網(wǎng)公司在廣州發(fā)布了《數(shù)字電網(wǎng)推動構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)白皮書》（以下簡稱白皮書）。白皮書指出，構(gòu)建新型電力系統(tǒng)需要統(tǒng)籌好新能源與電能供應(yīng)經(jīng)濟性的關(guān)系。新能源能量密度小、發(fā)電年利用小時數(shù)低，且大型能源基地通常遠離負(fù)荷中心，為保障高比例新能源并網(wǎng)消納、系統(tǒng)安全與可靠供電，總體上新型電力系統(tǒng)建設(shè)和運營成本將上升。
南方電網(wǎng)公司首席技術(shù)專家饒宏在接受采訪時表示，總體而言，構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)沒有不可克服的技術(shù)障礙，關(guān)鍵在于確保安全可靠的前提下經(jīng)濟上具有可行性。
有電力行業(yè)專家對eo表示，新能源剛剛實現(xiàn)平價上網(wǎng)，短期看用能成本是上升的，如果新能源發(fā)電成本能夠大幅低于常規(guī)電源，電源側(cè)就可以消化掉成本，如果技術(shù)進步不盡如人意，需要在用戶側(cè)進行疏導(dǎo)，那么終端電價就會上漲。
長期來看，還是要通過技術(shù)創(chuàng)新和機制創(chuàng)新保持電價不漲、少漲。“如果沒有經(jīng)濟性約束，增加新能源裝機相對容易，但難點就在于如何不增加社會用能成本的同時增加裝機。”
上述專家表示，建設(shè)新型電力系統(tǒng)過程中存在著巨大的利益調(diào)整，只有通過電力市場才能有效地發(fā)現(xiàn)各類電源的價值，高效地配置資源。電力市場需要綜合考慮各類電源的投資回報機制，為投資主體提供決策參考。
2、煤電
轉(zhuǎn)型在即，誰可補位
盡管“十三五”期間，控制煤電發(fā)展的政策已陸續(xù)出臺，但在“十四五”的開局之年，煤電才迎來發(fā)展歷史上“最深刻的一擊”。
4月22日，國家主席習(xí)近平在出席領(lǐng)導(dǎo)人氣候峰會上發(fā)表重要講話，明確中國將嚴(yán)控煤電項目，“十四五”時期嚴(yán)控煤炭消費增長、“十五五”時期逐步減少。
煤電未來發(fā)展趨勢已定，但49.8%裝機容量、64%發(fā)電量占比的煤電如何轉(zhuǎn)型，如何把握退出節(jié)奏，電力系統(tǒng)如何過渡到少煤電甚至零煤電的未來，成為關(guān)注焦點。
壓力重重
能源系統(tǒng)轉(zhuǎn)型對實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標(biāo)至關(guān)重要，這是能源行業(yè)乃至全社會所達成的共識。
中國能源研究會副理事長周大地曾多次強調(diào)，全社會2060年前碳中和，能源系統(tǒng)需要更早實現(xiàn)零碳，電力系統(tǒng)甚至要在2040年至2045年就實現(xiàn)零碳。
裝機容量、占比和發(fā)電量“三高”的煤電，成為電力系統(tǒng)“雙碳”目標(biāo)下重要的改革領(lǐng)域。自2012年以來，中國煤電裝機比重逐年下降，截至2020年，煤電裝機占比為49.8%。但隨著全社會用電需求的上漲，煤電裝機容量實際呈上升趨勢，截至2020年底，煤電裝機容量為10.95億千瓦。
周大地以碳中和目標(biāo)倒推，指出未來中國煤電裝機容量峰值為11億-13億千瓦，產(chǎn)能增長空間有限。
對于傳統(tǒng)化石能源如何逐步退出當(dāng)前電力系統(tǒng)，周大地在接受eo采訪時表示：“首先是不要盲目建設(shè)新的火電，包括所謂的燃?xì)庹{(diào)峰電廠，都要慎重，特別是煤電。”在周大地看來，“十四五”期間化石能源一旦上沖得越高，未來下降的壓力越大。
與該觀點相近的，北京大學(xué)能源研究院氣候變化與能源轉(zhuǎn)型項目副主任康俊杰告訴eo：“如果繼續(xù)增加煤電裝機，這部分機組要到2055年甚至2060年以后才能退出，這將增加實現(xiàn)碳中和路徑中煤電的退出難度。”
不過康俊杰更傾向從總量上對煤電進行控制，他認(rèn)為全國煤電裝機應(yīng)做到有增有減，而不是完全不增加。“對于三北地區(qū)的跨區(qū)域輸電，確實需要新建一些煤電項目為可再生能源并網(wǎng)服務(wù)，湖北、湖南等局部缺電地區(qū)，上一臺煤電機組也未嘗不可。”他表示。
不建設(shè)或少建設(shè)煤電會不會造成缺電等電力系統(tǒng)安全問題，成為行業(yè)擔(dān)心的重點。
根據(jù)電力行業(yè)從業(yè)人員陳愚此前的分析，浙江新增電量供應(yīng)存在嚴(yán)重不足的情況，預(yù)計“十四五”初開始缺電，而云南大規(guī)模上馬高耗能產(chǎn)業(yè)，則可能影響其送電端省份電力供應(yīng)可靠性，建議在江浙粵區(qū)域籌備一批煤電前期項目。
而國網(wǎng)能源研究院能源規(guī)劃所主任工程師張富強則透露，根據(jù)此前的研究，煤電峰值規(guī)模應(yīng)該在12.5億-14億千瓦。他指出，如果未來沒有顛覆性的技術(shù)投入實際應(yīng)用，煤電仍然要維持一定規(guī)模。
在接受《中國電力報》采訪時，國家能源局局長章建華就如何正確認(rèn)識與處理好減污降碳和能源安全的關(guān)系表示：“從能源安全的角度，能源結(jié)構(gòu)和系統(tǒng)形態(tài)將面臨巨大變革，短期內(nèi)需要承受轉(zhuǎn)型與變革的陣痛，但從長遠來看，堅定不移走生態(tài)優(yōu)先、綠色低碳的高質(zhì)量發(fā)展道路，逐步減少對化石能源依賴，才能實現(xiàn)我國能源本質(zhì)安全。”
除了電力系統(tǒng)發(fā)展目標(biāo)的制約，煤電發(fā)展也承受著燃料成本和產(chǎn)能帶來的雙重壓力。
“十三五”期間，供給側(cè)改革的開展中，煤炭去產(chǎn)能成果顯著，與之相對，煤價上漲，煤企營收水平回升。在煤炭供應(yīng)總體偏緊的情況下，一旦遇上煤礦項目推進不及時的情況，煤炭現(xiàn)貨價格迅速攀升。據(jù)《中國能源報》報道，2020年下半年以來，電煤總體價格連創(chuàng)新高，2021年一季度，電煤價格不僅歷經(jīng)先猛漲、再回落的大幅震蕩，還罕見地出現(xiàn)傳統(tǒng)淡季非理性上漲的現(xiàn)象。
對此，中國電力企業(yè)聯(lián)合會建議應(yīng)加大先進煤炭產(chǎn)能的釋放力度，充分發(fā)揮進口煤的補充作用，引導(dǎo)市場電煤價格回歸綠色區(qū)間。
角色轉(zhuǎn)變
重壓之下，煤電在電力系統(tǒng)中所扮演的角色將發(fā)生怎樣的變化？
在過去長時間里，煤電一直扮演電力系統(tǒng)中的“基荷電源”，能夠穩(wěn)定輸出為電網(wǎng)提供“托底”功能。隨著可再生能源的大力發(fā)展，煤電在不少新能源基地與風(fēng)、光捆綁外送，而在用電峰谷差較大的區(qū)域也承擔(dān)調(diào)峰作用。
到2030年，中國風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機容量有望達到12億千瓦以上。章建華表示，12億千瓦以上的新能源并網(wǎng)對電力系統(tǒng)調(diào)峰能力提出了較高的要求，要全面實施火電機組靈活性改造，因地制宜發(fā)展天然氣調(diào)峰電站，加快抽水蓄能電站建設(shè)和新型儲能研發(fā)應(yīng)用，增強系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力，提高新能源消納和存儲能力。
部分專家認(rèn)為，煤電的調(diào)峰功能應(yīng)更多考慮存量煤電改造，而非通過新建煤電來實現(xiàn)。
“對存量煤電進行靈活性改造，持續(xù)增加抽水蓄能和儲能，再加上3.8億千瓦的水電，足以支撐可再生能源的發(fā)展。”康俊杰分析。他指出，天然氣發(fā)電調(diào)峰效率更高，相比新增煤電機組更具優(yōu)勢。
周大地則認(rèn)為，可再生能源外送基地也應(yīng)該自主解決穩(wěn)定供電和調(diào)峰問題，但不能因為可再生能源發(fā)展得快，火電也就配套增加。“保障電力安全穩(wěn)定運行一定要走新路，通過儲能，用電側(cè)響應(yīng)，提高電力電子技術(shù)應(yīng)用范圍和水平等等新的途徑，解決支持高比例可再生能源發(fā)展的運行新問題。”
另外，需求側(cè)響應(yīng)也將壓縮煤電的調(diào)峰空間。
全國兩會期間，全國政協(xié)委員、南方電網(wǎng)公司總經(jīng)理曹志安提交了關(guān)于打造發(fā)展新模式，大力提升電力需求側(cè)響應(yīng)效能的提案。根據(jù)預(yù)測，預(yù)計到“十四五”末，南方電網(wǎng)峰谷差將超1億千瓦，新能源發(fā)電裝機接近2.7億千瓦，對電力系統(tǒng)安全運行提出了極大挑戰(zhàn)。為此，曹志安建議大力推進電力需求側(cè)響應(yīng)效能提升，有效縮小電力負(fù)荷峰谷差，提高電力系統(tǒng)運行效率，促進清潔能源足額消納，保障電力系統(tǒng)安全經(jīng)濟運行。
顯然，長遠看，調(diào)峰只能為煤電爭取部分存量的生存空間。
章建華引用有關(guān)研究機構(gòu)初步測算的數(shù)據(jù)表示，到2060年，中國非化石能源發(fā)電量占比將由目前的34%左右提高到90%以上。這意味著，到2060年，煤電發(fā)電量占比將由目前的64%降至10%以內(nèi)，相應(yīng)的，單個煤電機組發(fā)電利用小時數(shù)將遠遠低于現(xiàn)有水平。
這些煤電機組將是怎樣的生存形態(tài)，能源行業(yè)已開始探索。成為有效備用容量，是其中較為重要的方式。
新能源出力具有間歇性、波動性，其大規(guī)模接入給電力系統(tǒng)穩(wěn)定和能源安全帶來了新挑戰(zhàn)，系統(tǒng)需要儲備有效容量來應(yīng)對風(fēng)險。以歐盟28國為例，其在可再生能源裝機量大的情況下，仍保持傳統(tǒng)電源容量與最大負(fù)荷相當(dāng)，作為有效備用容量的來源。
在北京華能熱電有限公司楊耀攀看來，在現(xiàn)有技術(shù)經(jīng)濟條件下，火電是唯一可行的備用電源選擇。“電力系統(tǒng)并非只需要旋轉(zhuǎn)備用一種備用，為了保證連續(xù)可靠供電電網(wǎng)，需要年度、季度、月度、日、旋轉(zhuǎn)備用五個維度的備用，五個維度的備用缺一不可，否則就會出現(xiàn)相應(yīng)維度上的可靠性問題，目前只有火電機組能夠經(jīng)濟地提供上述五個維度的備用。”
2020年，全國多個省份已就建立煤電容量補償機制提出研究，旨在提供指導(dǎo)電力容量投資的價格信號，引導(dǎo)合理投資來滿足電力系統(tǒng)對裝機容量的需求。
不盲目擴大裝機容量、降低發(fā)電量、擔(dān)任備用容量，煤電未來發(fā)展路徑已可一窺。
2021年4月，國家能源局印發(fā)《2021年全國能源工作指導(dǎo)意見》，指出將加強電力應(yīng)急調(diào)峰能力建設(shè)。“積極推進以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)建設(shè)，推動北京、上海、天津、重慶、廣州、深圳等試點城市堅強局部電網(wǎng)建設(shè)，加強應(yīng)急備用和調(diào)峰電源能力建設(shè)。研究促進火電靈活性改造的政策措施和市場機制，加快推動對30萬千瓦級和部分60萬千瓦級燃煤機組靈活性改造。”
3、核電
零碳定位，尋求規(guī)模
隨著電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型，未來煤電發(fā)電量份額將由清潔零碳的發(fā)電品種填補。此前，由于出力穩(wěn)定，核電一直被視為重要的基荷電源選擇。
中國核工業(yè)集團有限公司副總經(jīng)理曹述棟認(rèn)為，當(dāng)前，可再生能源開發(fā)成本快速走低，規(guī)模發(fā)展迅速，但因靜穩(wěn)天氣、晝夜變換等原因造成的可再生能源發(fā)電存在間歇性和發(fā)電效率低等問題仍無法解決，迫切需要穩(wěn)定的基荷電源支撐大比例可再生能源接入電網(wǎng)，保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。“核電運行穩(wěn)定、可靠、換料周期長，適于承擔(dān)電網(wǎng)基本負(fù)荷及必要的負(fù)荷跟蹤，可大規(guī)模替代化石能源作為基荷電源。”
中國核能行業(yè)協(xié)會報道指出，中國自主三代核電有望按照6-8臺核準(zhǔn)節(jié)奏，實現(xiàn)規(guī)?；?、批量化發(fā)展。
乍一看核電發(fā)展前景明亮，但目前中國核電裝機容量為5104萬千瓦，裝機占比僅占2.29%，在外部環(huán)境上，面臨著布局的不平衡和體制的制約，在內(nèi)部挑戰(zhàn)上，成本是核電急需解決的問題。
目前，中國在運和在建的商用核電站都位于東部沿海地區(qū)。在周大地看來，核電建設(shè)多的省份，享受到清潔能源帶來的好處。以福建為例，清潔能源裝機3509萬千瓦，占全省裝機容量的55.1%，其中在運核電9臺，裝機容量986萬千瓦，發(fā)電量為652.55億千瓦時，占比超過福建省清潔能源發(fā)電量的一半。與之相對，中部地區(qū)的核電項目仍為零。
目前國內(nèi)控股核電項目的有4家能源央企，核電站由控股企業(yè)的分子公司運營，而非采用運營外包的模式。一名能源央企高管在接受eo采訪時表示，其所在企業(yè)具備核電控股資質(zhì)，同時擁有在運煤電廠，而目前大部分在運煤電機組為30萬、40萬千瓦類型，未來核電小型堆可以對合適的煤電機組進行替換。“核電項目多需要人員在現(xiàn)場，可以一部分解決煤電廠退役帶來的員工就業(yè)問題。”他說。
一名行業(yè)人士告訴eo，其所在能源央企尚未具備核電控股資質(zhì)，在缺乏可靠清潔能源選項的情況下，集團新的投資集中在可再生能源項目。
一名能源規(guī)劃領(lǐng)域?qū)＜覄t認(rèn)為，煤電和核電的安全管理不同，核電門檻更高，沒必要所有的電力企業(yè)都控股核電項目。
盡管在“一廠一價”時代結(jié)束后，核電上網(wǎng)電價不高于當(dāng)?shù)孛弘姌?biāo)桿上網(wǎng)電價，核電經(jīng)濟性有了氣色，但三代核電技術(shù)由于首堆應(yīng)用，工期長、造價高，幾個示范項目的電價則高于煤電。經(jīng)濟性成為制約核電發(fā)展的關(guān)鍵一環(huán)。
周大地告訴eo，在提高經(jīng)濟性方面，核電應(yīng)該考慮標(biāo)準(zhǔn)化制造。他指出：“現(xiàn)在國內(nèi)不同的堆型太多了，科研成本、制造成本、建設(shè)成本等都太高，應(yīng)該重點選擇少數(shù)堆型發(fā)展，不限制只有一種，但也不能所有都試一遍。”
4、氣電
現(xiàn)實選擇，不可或缺
2021年以來，有關(guān)煤電、新能源、儲能的發(fā)展與討論不絕于耳，與此形成鮮明對比的是，在這輪新型電力系統(tǒng)建設(shè)討論中，無論是國家政策層面，還是產(chǎn)業(yè)組織層面，氣電的可見度均較低?！?021年全國能源工作指導(dǎo)意見》提及了抽水蓄能、新型儲能及火電的靈活性改造，但未提及氣電的發(fā)展。
有氣電行業(yè)人士直言，當(dāng)前國家構(gòu)建的以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)中，氣電行業(yè)整體處于較迷茫狀態(tài)。“當(dāng)前，國家把氣電行業(yè)統(tǒng)計并入火電，但是氣電具有清潔低碳、快速啟停的特點，應(yīng)該在新型電力系統(tǒng)中擁有姓名。”
不過，自雙碳目標(biāo)明確以來，低碳的氣電是否屬于清潔電源，也存在一定爭議。也有觀點認(rèn)為，在未來電力有保障之后，以化石能源為原料的氣電就不能算作清潔能源。
廣東省技術(shù)經(jīng)濟發(fā)展研究中心副所長鐘式玉認(rèn)為，在新型電力系統(tǒng)的構(gòu)建中，氣電仍不可或缺，還有較大的增長空間，主要原因包括：天然氣燃料相對清潔，符合綠色低碳方向；氣電具有啟停迅速、運行靈活、適合調(diào)峰等特點，契合可再生能源發(fā)電具有間歇性、隨機性和反調(diào)節(jié)特性的調(diào)峰需求；在碳達峰、碳中和的目標(biāo)引領(lǐng)下，氣電是局部地區(qū)保障能源電力安全的重要支撐電源；隨著天然氣產(chǎn)供儲銷體系、開放競爭性市場體系的逐步健全完善，以及科技創(chuàng)新驅(qū)動下，天然氣成本下降、氣源供應(yīng)更加安全和燃機技術(shù)自主創(chuàng)新水平提高，氣電的技術(shù)經(jīng)濟性將顯著提升。
全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織3月份發(fā)布的《中國2060年前碳達峰研究報告》認(rèn)為，氣電的定位主要作為調(diào)峰電源，80%以上裝機將布局在東中部地區(qū)。預(yù)計，2030年、2050年、2060年國內(nèi)氣電的裝機規(guī)模分別為1.9億千瓦、3.3億千瓦和3.2億千瓦。
公開信息顯示，2021年1月18日，伴隨著東莞深能樟洋電力公司擴建項目首套機組168小時滿負(fù)荷試運的順利結(jié)束，國內(nèi)氣電裝機容量突破1億千瓦，氣電裝機在我國發(fā)電總裝機容量中占比約4.5%。與氣電裝機緩慢增長形成鮮明對比的是，2020年中國的風(fēng)電、光伏的新增裝機總量就突破了1.2億千瓦。
“氣電三十年，干不過新能源一年。”有從事燃?xì)獍l(fā)電的人士感嘆道。
目前，能源行業(yè)普遍預(yù)計，“十四五”期間，電力需求仍會持續(xù)剛性增長，以電動汽車、5G及數(shù)據(jù)中心、智能家居為代表的新產(chǎn)業(yè)、新業(yè)態(tài)將成為用電增長的新動能。4月22日，我國在“領(lǐng)導(dǎo)人氣候峰會”上提出，中國將嚴(yán)控煤電項目，“十四五”時期嚴(yán)控煤炭消費增長、“十五五”時期逐步減少?！?021年全國能源工作指導(dǎo)意見》提出從嚴(yán)控制東部地區(qū)、大氣污染防治重點地區(qū)新增煤電裝機規(guī)模，適度合理布局支撐性煤電。
有業(yè)內(nèi)人士分析認(rèn)為，以廣東為代表的東部沿海省份新上煤電越來越困難，而在新能源成本尚未大幅下降的過渡期內(nèi)，發(fā)展氣電仍是現(xiàn)實的選擇。
2021年年初開始征求意見的《廣東省能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃（征求意見稿）》提到，截至2020年底，廣東省內(nèi)氣電裝機約為2800萬千瓦，考慮調(diào)峰需求和建設(shè)條件，初步規(guī)劃“十四五”期間，廣東的新增天然氣發(fā)電裝機容量約為1900萬千瓦，這一裝機規(guī)模在各類電源規(guī)劃中位列前位。
2021年2月，浙江省發(fā)布的《浙江省能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃（征求意見稿）》提出，“十四五”迎峰度夏期間可預(yù)見的電力缺口高達千萬千瓦級，能源供求持續(xù)緊平衡狀態(tài)。“十四五”期間，浙江要積極推進天然氣發(fā)電。
3月31日，浙江省發(fā)改委和能源局下發(fā)的《2021年度浙江省電力電量平衡方案》顯示，2021年氣電的預(yù)計增發(fā)電量在所有的電源中最大。上述平衡方案預(yù)測，正常氣候條件下，2021年浙江全省全社會用電量為5192億千瓦時，同比增長7.5%。浙江計劃2021年安排外購電量1840億千瓦時，比2020年增加53億千瓦時；統(tǒng)調(diào)水電和核電發(fā)電量253億千瓦時，比2020年增加10億千瓦時；統(tǒng)調(diào)風(fēng)電、光伏暫按47億千瓦時參與平衡，比2020年增加6億千瓦時；省統(tǒng)調(diào)天然氣機組發(fā)電量275億千瓦時，比2020年增加119億千瓦時，地方電廠發(fā)電量按616億千瓦時參與平衡，比2020年增加30億千瓦時，統(tǒng)調(diào)燃煤機組承擔(dān)保供兜底，安排發(fā)電量2045億千瓦時，全省電量供需總體平衡。
“脆弱”是氣電從業(yè)者經(jīng)常用于描述氣電發(fā)展的用詞。天然氣價格高、天然氣供應(yīng)不穩(wěn)定、對外依存度高等仍是制約氣電發(fā)展的主要因素，與此同時，地方及國家持續(xù)推進的降低終端用能成本，一些地方下調(diào)天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價進一步限制了氣電的盈利空間。
此外，燃?xì)廨啓C的燃燒器、透平葉片等熱部件基本依靠進口，核心部件的更換維護基本上依賴國外制造廠商，造成燃機的運行維護成本偏高等均是制約因素。同時，為了保障氣電的盈利性，不少企業(yè)在新建氣電項目時，傾向于熱電聯(lián)產(chǎn)的模式，從而進一步拖累了氣電的靈活性。
“‘十四五’，我們還是會在東部地區(qū)新投一些氣電項目，至少現(xiàn)在來看，氣電在新型電力系統(tǒng)中能有所擔(dān)當(dāng)。”有發(fā)電企業(yè)人士說道。
5、新型儲能
利好加持，仍待政策歸位
“加強調(diào)峰能力建設(shè)，提升系統(tǒng)靈活性是解決新能源發(fā)展問題，提高新能源開發(fā)和利用效益的關(guān)鍵。”中國工程院院士湯廣福在2020年12月底召開的中國能源電力“十三五”成就與“十四五”展望專題活動中說道。湯廣福介紹，目前歐美很多發(fā)達國家的能源轉(zhuǎn)型都是以約30%的靈活電源作為基礎(chǔ)支撐，目前我國靈活性電源的比例仍舊過低。
《2021年全國能源工作指導(dǎo)意見》提出，積極推進以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)建設(shè)，推動北京、上海、天津、重慶、廣州、深圳等試點城市堅強局部電網(wǎng)建設(shè)，加強應(yīng)急備用和調(diào)峰電源能力建設(shè)。研究促進火電靈活性改造的政策措施和市場機制，加快推動對30萬千瓦級和部分60萬千瓦級燃煤機組靈活性改造。開展全國新一輪抽水蓄能中長期規(guī)劃，加快長龍山、荒溝等抽水蓄能電站建成投產(chǎn)，推進泰順、奉新等抽水蓄能電站核準(zhǔn)開工建設(shè)。穩(wěn)步有序推進儲能項目試驗示范。
除了對火電進行靈活性改造，發(fā)展抽水蓄能和新型儲能，建設(shè)調(diào)峰天然氣發(fā)電站，加強電力需求側(cè)管理等都是提升電力系統(tǒng)靈活性的重要手段。
對于全國應(yīng)該配置多少抽水蓄能、氣電、儲能等靈活性電源，參照什么標(biāo)準(zhǔn)來配置，受采訪的眾多業(yè)內(nèi)人士表示，目前行業(yè)尚未有定論與標(biāo)準(zhǔn)。
另外，由于全國各地電力供應(yīng)及需求情況差異較大，未來無論是儲能、氣電還是抽水蓄能亦或是氫能等都要結(jié)合各地實際情況充分發(fā)揮其比較優(yōu)勢，從而在新型電力系統(tǒng)中找到相應(yīng)合適的位置。與此同時，圍繞新型能源系統(tǒng)建設(shè)的過程中，相關(guān)的風(fēng)險及成本如何共擔(dān)是無法回避的議題。
近段時間，儲能成為國家能源局局長章建華的重點調(diào)研領(lǐng)域。4月7日至10日章建華帶隊赴湖北、湖南兩省調(diào)研，其中包括深入電池儲能電站等實地考察新型電力系統(tǒng)建設(shè)情況。4月16日，章建華又率隊到福建晉江儲能電站調(diào)研，并表示“碳達峰、碳中和”的目標(biāo)下，風(fēng)電、光伏發(fā)電將快速發(fā)展，而儲能是解決風(fēng)電、光伏發(fā)電不穩(wěn)定性、間歇性，增強能源系統(tǒng)供應(yīng)安全性、靈活性的重要手段。
碳中和的背景下，儲能行業(yè)迎來了發(fā)展的“風(fēng)口”，2021年4月舉辦的第十屆儲能國際峰會熱鬧非凡。行業(yè)人氣飆升的同時，國家產(chǎn)業(yè)政策持續(xù)加持。4月21日，國家發(fā)展改革委和國家能源局發(fā)布了《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見（征求意見稿）》（以下簡稱《征求意見稿》），面向社會公開征求意見。
在《征求意見稿》中，國家主管部門第一次明確新型儲能的發(fā)展目標(biāo)，即到2025年新型儲能裝機規(guī)模達到3000萬千瓦以上，由此將以電化學(xué)為代表的新型儲能推向了快速發(fā)展的新賽道，不少金融機構(gòu)稱之為萬億級儲能市場來臨的前夜。
中國能源研究會儲能專委會、中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟4月下旬發(fā)布的《儲能產(chǎn)業(yè)研究白皮書2021》顯示，截至2020年底，中國已投運儲能項目累計裝機規(guī)模3560萬千瓦，其中，抽水蓄能的累計裝機規(guī)模最大，為3179萬千瓦；電化學(xué)儲能的累計裝機規(guī)模位列第二，為326.9萬千瓦，在各類電化學(xué)儲能技術(shù)中，鋰離子電池的累計裝機規(guī)模最大，為290.2萬千瓦。
不過，當(dāng)前儲能行業(yè)發(fā)展面臨的最大問題仍然是缺乏成熟的商業(yè)模式。
eo記者 洪嘉琳 制圖
數(shù)據(jù)來源：《儲能產(chǎn)業(yè)研究白皮書2021》報告
有儲能從業(yè)人士介紹，儲能行業(yè)發(fā)展的十余年，商業(yè)模式一直都較為模糊，但是市場一直在拓展儲能的應(yīng)用邊界及盈利模式。目前來看，儲能的商業(yè)模式包括在用戶側(cè)的峰谷電價差套利；通過參與調(diào)峰調(diào)峰輔助服務(wù)獲得收益；配套新能源電站；或由電網(wǎng)租賃等模式。
上述人士介紹，2015年前后，其所在的公司開始在用戶側(cè)進行儲能商業(yè)運營模式探索研究?？紤]到江蘇的峰谷電價差較高，當(dāng)時優(yōu)選了一家條件較好的大工業(yè)用戶進行示范實驗，但由于彼時電池成本仍舊較高，結(jié)果不甚理想，難以滿足企業(yè)投資回報要求。
此后，伴隨著全國輔助服務(wù)市場化進程的推進，輔助調(diào)頻儲能機會開始顯現(xiàn)。2017年11月，國家能源局發(fā)布了《完善電力輔助服務(wù)補償（市場）機制工作方案》，鼓勵采用競爭方式確定電力輔助服務(wù)承擔(dān)機制。此后，各區(qū)域能監(jiān)局及地方能監(jiān)辦紛紛出臺輔助服務(wù)市場交易規(guī)則及運營細(xì)則，由此給儲能配置在火電廠輔助調(diào)頻創(chuàng)造了新的運用場景。
不過，該業(yè)內(nèi)人士告訴記者，火電廠配置儲能調(diào)頻項目收益尚可，但由于政策的變化性，調(diào)頻服務(wù)收益也在調(diào)整。“總體而言，給火電廠調(diào)頻并不是一個很大的市場。”
新能源配備儲能成為近幾年來儲能應(yīng)用的主要場景。2017年，青海省發(fā)改委發(fā)布的《2017年度風(fēng)電開發(fā)建設(shè)方案》中提出，列入2017年度風(fēng)電開發(fā)建設(shè)方案的43個項目按照建設(shè)規(guī)模的10%配套建設(shè)儲電裝置，儲電設(shè)施總規(guī)模0.33GW，此后各地政策開始跟進。2020年，全國包括江西、安徽、內(nèi)蒙古、湖南等18省出臺鼓勵支持新能源項目配置儲能政策文件。2021年開年至今，山西、寧夏、青海、內(nèi)蒙古、貴州等多個地方發(fā)布了新能源配置儲能方案要求“十四五”期間新能源配置儲能設(shè)施，配置比例在5%、10%、20%不等。
廣州智光儲能科技有限公司副總經(jīng)理肖時輝告訴eo記者，近兩年來，該公司的儲能項目主要集中在新能源電站，而2021年以來，在雙碳目標(biāo)加持下，該公司一季度的儲能項目合同量與去年合同總量相當(dāng)。
“儲能市場明顯感覺火了起來。”
不過，盡管市場有所起色，儲能的商業(yè)盈利模式仍未完全清晰。目前，各地發(fā)文要求新能源電站配置儲能，使得新能源業(yè)主企業(yè)更注重價格成本而不是技術(shù)。肖時輝認(rèn)為，當(dāng)前低價中標(biāo)的游戲規(guī)則對于儲能的技術(shù)突破缺乏激勵，從而造成了劣幣驅(qū)逐良幣的現(xiàn)象。
《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見（征求意見稿）》對于儲能行業(yè)呼吁的價格機制也有所回應(yīng)。《征求意見稿》提出，健全新型儲能價格機制：建立電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動儲能電站參與電力市場；研究探索將電網(wǎng)替代性儲能設(shè)施成本收益納入輸配電價回收。完善峰谷電價政策，為用戶側(cè)儲能發(fā)展創(chuàng)造更大空間。
此外，安全、可靠性也是目前制約儲能行業(yè)發(fā)展的重要方面。4月17日北京大紅門集美儲能電站火災(zāi)事故，敲響了行業(yè)安全的警鐘，儲能行業(yè)相關(guān)的標(biāo)準(zhǔn)體系還待建立及完善。
6、抽水蓄能
迫在眉睫，中長期規(guī)劃啟動
作為當(dāng)前技術(shù)最成熟、功能最齊全、經(jīng)濟性最好的安全調(diào)節(jié)電源，抽水蓄能電站在話題熱度上遠不及電化學(xué)儲能，但在新型電力系統(tǒng)的構(gòu)建中，抽蓄不可缺席。近段時間，國家能源局也對抽水蓄能展開調(diào)研。
國內(nèi)的抽水蓄能電站經(jīng)歷了數(shù)十年的起伏發(fā)展階段，曾給行業(yè)留下了進展緩慢的印象。但隨著國家“雙碳”目標(biāo)的明確，在構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)中，抽水蓄能的建設(shè)也步入了快車道。
國家“十四五”規(guī)劃和2035年遠景目標(biāo)綱要指出，要構(gòu)建現(xiàn)代能源體系，加快抽水蓄能電站建設(shè)和新型儲能技術(shù)規(guī)模化應(yīng)用。
國家電網(wǎng)披露，“十四五”期間將積極推動抽水蓄能電站科學(xué)布局、多開多投，力爭在新能源集中開發(fā)地區(qū)和負(fù)荷中心新增開工2000萬千瓦以上裝機、1000億元以上投資規(guī)模的抽水蓄能電站，并向社會開放國家電網(wǎng)擬建抽水蓄能項目，到2025年，國網(wǎng)經(jīng)營區(qū)抽水蓄能裝機超過5000萬千瓦。
南方電網(wǎng)則計劃到2030年南方五省區(qū)抽水蓄能裝機將達2000萬千瓦。
過去多年來，電價疏導(dǎo)機制不明確是制約抽蓄發(fā)展的主要因素。據(jù)南方電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻公司相關(guān)負(fù)責(zé)人介紹，2014年，國家發(fā)展改革委下發(fā)了《關(guān)于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關(guān)問題的通知》，明確了在電力市場形成前，抽水蓄能電站實行兩部制電價，其中容量電價按照固定成本加準(zhǔn)許收益的原則核定，電量電價主要彌補電站抽發(fā)損耗，容量電費和抽發(fā)損耗納入電網(wǎng)運行費用統(tǒng)一核算，并作為銷售電價調(diào)整因素統(tǒng)籌考慮。
但隨著輸配電價改革，2016年，國家發(fā)展改革委印發(fā)了《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法（試行）》，明確提出抽水蓄能電站不得納入輸配電有效資產(chǎn)。2019年，國家發(fā)展改革委發(fā)布了《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》，將抽蓄電站的資產(chǎn)、成本費用剔除在有效資產(chǎn)和定價輸配電成本的范圍，電網(wǎng)企業(yè)按要求將抽蓄電站容量費（或租賃費）列入購電成本核算。因此，新投產(chǎn)和已投產(chǎn)尚未疏導(dǎo)的抽水蓄能電站面臨電費不能正常結(jié)算的困局。
上述成本疏導(dǎo)問題迎來了轉(zhuǎn)機。2021年5月7日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發(fā)改價格〔2021〕633號）（下稱《意見》），進一步完善抽蓄電價的疏導(dǎo)機制?！兑庖姟分赋?，以兩部制電價政策為主體，以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收，強化與電力市場建設(shè)發(fā)展的銜接。
公開信息顯示，4月22日，湖北黃岡白蓮河示范區(qū)混合抽水蓄能電站項目、宜昌秭歸羅家抽水蓄能電站項目、襄陽?？悼h毛兒嶺抽水蓄能電站項目、咸寧通山縣洪港抽水蓄能電站項目4個抽水蓄能電站項目開發(fā)建設(shè)合作意向簽約儀式在黃岡白蓮河舉行。上述4個抽水蓄能電站規(guī)劃裝機總規(guī)模約640萬千瓦，總投資超過400億元。
國家能源局監(jiān)管總監(jiān)李冶近日透露，預(yù)計到2025年，全國在運抽蓄的裝機總規(guī)模將達到6200萬千瓦。中國水電工程學(xué)會調(diào)峰與抽水蓄能專委會秘書長郝榮國則預(yù)計，“十四五”期間抽水蓄能年度投產(chǎn)規(guī)模約500萬-600萬千瓦，五年內(nèi)新開工規(guī)模在3000萬-4000萬千瓦。
隨著政策利好，2021年以來，部分地區(qū)抽水蓄能電站出現(xiàn)“跑馬圈地”現(xiàn)象。據(jù)悉，個別地區(qū)，地方政府和企業(yè)繞開國家統(tǒng)一規(guī)劃，提前開展前期投入，“搶占”抽蓄電站站址資源，由此可能造成抽水蓄能電站的無序開發(fā)，并出現(xiàn)與電網(wǎng)需求不匹配等問題，從而導(dǎo)致社會資源的浪費。
4月22日，國家能源局發(fā)布的《2021年全國能源工作指導(dǎo)意見》提出，要開展全國新一輪抽水蓄能中長期規(guī)劃，加快長龍山、荒溝等抽水蓄能電站建成投產(chǎn)，推進泰煩、奉新等抽水蓄能電站核準(zhǔn)開工建設(shè)。
7、氫能
巨頭布局，競相逐鹿
當(dāng)前，氫能正在打破能源品種的界限，成為各能源企業(yè)爭奪的新興能源戰(zhàn)略高點。
4月13日，中石化與隆基股份在北京簽署了戰(zhàn)略合作協(xié)議，由此掀開了油氣公司巨頭與民營光伏巨頭跨能源品種之間的合作，重要落點在于發(fā)展氫能。中石化把氫能作為公司新能源業(yè)務(wù)的主要方向，并計劃打造“中國第一大氫能公司”。隆基則是光伏領(lǐng)域的龍頭企業(yè)，伴隨著光伏度電成本快速下降，低成本的光伏制氫預(yù)期成為雙方合作的基礎(chǔ)。
4月17日，中國石化集團董事長兼黨組書記張玉卓、隆基股份總裁李振國又共同亮相央視《對話》特別節(jié)目——《碳中和倒計時：氫能之熱》。
近兩年來，伴隨著氫能的大熱，新能源制氫也進入了探索階段。新能源制氫有利于清潔能源消納，將棄風(fēng)棄光等可再生能源電力以氫能的形式存儲下來，以解決電力供需的大規(guī)模季節(jié)性不平衡問題，助力新型電力系統(tǒng)的調(diào)峰問題。
中科院院士歐陽明高在第十屆儲能國際峰會上表示，氫能是集中式可再生能源大規(guī)模長周期儲存的最佳途徑。他認(rèn)為，隨著風(fēng)光發(fā)電成本的降低，制氫儲能的優(yōu)勢更加凸顯，并且特高壓輸電線路是我國綠氫輸送的優(yōu)勢通道。
近期發(fā)布的《中國氫能源及燃料電池產(chǎn)業(yè)白皮書》預(yù)測，2030年我國可再生能源制氫有望實現(xiàn)平價。
除了可再生能源制氫，化石能源重整制氫、電解水制氫也是目前相對成熟的技術(shù)路線。根據(jù)白皮書，煤制氫是成本最低的制氫方式，以煤氣化技術(shù)為例，每小時產(chǎn)能為54萬方合成氣的裝置，在原料煤（6000千卡，含碳量80%以上）價格600元/噸的情況下，制氫成本約為8.85元/公斤。天然氣制氫技術(shù)中，天然氣原料占制氫成本的比重達到70%以上，因此天然氣價格是制氫價格的決定性因素。
目前，氫能的利用主要集中在交通領(lǐng)域，氫燃料電池車成為重要的攻堅方向。而美國正在新建首個氫氣發(fā)電站，該電站位于俄亥俄州，為裝機容量485MW聯(lián)合循環(huán)電站，電站使用的渦輪機被設(shè)計成能夠使用80%的天然氣和20%的氫氣。經(jīng)過調(diào)整，該電站未來可以實現(xiàn)燃燒100%氫氣，計劃于2021年11月啟動運營。
不少業(yè)內(nèi)人士預(yù)計，氫電這一新型電源品種將有望出現(xiàn)。據(jù)《中國2060年前碳達峰研究報告》分析，氫電將在未來主要作為調(diào)峰電源，2050年、2060年氫電的裝機可能達到1億千瓦、2億千瓦。
目前來看，除了氫電，地?zé)岚l(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電等都是未來新型電力系統(tǒng)下的有機組成部分。國家能源局?jǐn)?shù)據(jù)顯示，截至2020年底，國內(nèi)生物質(zhì)發(fā)電2952萬千瓦，連續(xù)3年穩(wěn)居全球首位。4月14日，國家能源局綜合司發(fā)布了《關(guān)于促進地?zé)崮荛_發(fā)利用的若干意見（征求意見稿）》，提出穩(wěn)妥推進地?zé)崮馨l(fā)電示范項目建設(shè)。
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