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社科院与杜兰大学能源管理硕士｜朱彤：我国可再生能源发展的问题与挑战

时间：2020-05-01     点击：   【打印此页】  【关闭】

朱 彤，男，1970年4月生于贵州省玉屏县。经济学博士，中国社会科学院工业经济研究所能源经济研究室副研究员。

中国社会科学院工业经济所能源经济室主任 朱彤

一、存在的问题

我国可再生能源发展面临的问题可以从不同角度、不同层次来概括。从可再生能源未来发展与能源转型的关系角度看，我国可再生能源发展面临的问题突出表现在三个方面：

1.现有体制难以协调可再生能源发展带来的利益冲突

尽管我国能源转型还处于初级阶段，2017年风光等波动性可再生能源发电量占比仅为7.3%，但全国平均风电限电率达到12%，光伏发电限电率为6%。2018年风电限电率下降到6.2%，光伏发电限电率下降到3%。根据欧洲主要国家的经验，在风光电比重在10%左右时，限电率已经下降到了1%以下，并随着风光电渗透率的进一步提升，限电率呈现稳步下降特征。《清洁能源消纳行动计划（2018-2020）》提出，2020年我国（水、风、光）弃电率实现5%的目标，但进一步大幅降低弃风弃光率必然要受到现有体制机制的制约。

现有能源体制难以有效协调能源转型推进中相关方的利益冲突。当前的能源转型以可再生能源替代化石能源为核心内容。当可再生能源规模不大时，这种替代关系导致的利益冲突不明显、不严重，政府支持可再生能源发展的各项政策因为阻力小也能够顺利实施。随着可再生能源规模的进一步扩张，利益冲突越来越大，而政策制定和实施部门难以有效解决这些冲突和矛盾时，能源体制的这一问题就会日益凸显，对可再生能源发展的制约作用就日益突出。随着风电与光伏发电逐渐进入平价时代，2020年后我国将迎来光伏与风电大规模建设高峰。如果当前阻碍波动性风光电并网的体制因素没有得到根本性解决，要实现在既有的电力系统中进一步大幅提高波动性风光电量的比重的目标较难。

2.后补贴时代风力和光伏发电的“非技术成本”的不利影响将日益凸显

在政策支持与技术进步的推动下，我国风电与光伏发电的成本快速下降。目前，在资源条件优良、建设成本低、投资和市场条件好的地区，风电、光伏发电成本已达到燃煤标杆上网电价水平，具备了不需要国家补贴平价上网的条件。预计2020-2022年，全国大部分风电和光伏发电项目将具备发电侧平价上网条件，我国风力与光伏发电将进入“后补贴时代”。我国风力和光伏发电项目建设一直存在非技术因素导致的“成本”过高的现象，这类成本占到项目总建设成本的20%-30%。“非技术性成本”的来源主要有三个方面：一是国土与林业部门在项目建设用地政策方面不一致导致项目延误甚至取消，土地使用费用征收不规范。二是风电与光伏发电项目并网工程建设缺乏竞争。三是风电与光伏发电项目融资信用体系建设滞后导致融资成本居高不下。已有的可再生能源项目补贴政策实际上起到了“对冲”和“非技术性成本”的作用。进入后补贴时代后，这些“非技术性成本”的不利影响将成为妨碍可再生能源，特别是风电和光伏发电发展的重要因素，甚至会影响到风电和光伏发电进入“平价上网”时代。

3.风力与光伏发电的“系统成本”将随着其份额提高而快速增长

发电成本快速下降一直是推动风力发电与光伏发电的重要推动力。根据21世纪可再生能源政策网络（REN21）的数据，全球主要国家2010-2017年光伏发电度电成本下降40%-75%（见表1）。其中，我国光伏发电度电成本下降了72%，日本下降了73%，美国下降了40%，德国下降了64%。未来全球风电和太阳能光伏发电成本还有进一步下降空间。多数机构预测，2025年，可再生能源将实现比大多数化石能源电厂更低的运营成本，风力发电与光伏发电加速迈向发电侧“平价上网”时代。

风光等波动性可再生能源发电的度电成本具备与化石能源发电的竞争力，将极大地推动风力发电和光伏发电规模增长。随着波动性风光电量在电力系统中所占比例的快速提升，特别是其在发电量中的份额超过20%以后，风力和光伏发电的“系统成本”将会呈现明显的上升。所谓“系统成本”是指波动性风能与光伏发电增加所导致的备用电源容量的增加、风光电不能满足电力高峰需求时需要电网提供的额外容量、电网灵活性改造、常规电源电厂为适应间歇性可再生能源发电灵活运行（运行小时数下降）而引起的能源转换效率的降低，以及电网系统惯性（inertia）的减低造成系统的不稳定性等方面的成本。

根据英国能源研究中心对英国电网估算，当风光电量占比为30%时，其系统成本大约为10英镑/兆瓦时（约合人民币8.6分/千瓦时）。如果风电光伏发电量占到50%，那么仅备用电源要求这一项所带来的成本就会大幅攀升至45英镑/兆瓦时（合人民币0.39元/千瓦时）。也就是说，随着波动性可再生能源电量份额的进一步提升，其系统成本会上升较快。因此，尽管从技术和度电成本角度考虑足以支持风能与光伏发电规模不断增长，但面向2030年和2050年考虑风能与光伏发电时，需要从系统成本与收益角度来统筹考虑风能与光伏发电的方式。

二、面临的挑战

从现在到2030年前是我国可再生能源发展的关键期，它决定了我国能源转型能否从初级阶段进入中级阶段，进而决定了2050年可再生能源成为我国主体能源的规划能否成为现实。这一转变最大的挑战不是来自技术，而是来自理念与体制。

1.理念的真正转变是首要挑战

我国可再生能源发展成绩显著，鼓励和支持可再生能源发展的政策体系也日益丰富，但能源规划与政策没有完全按照能源转型的逻辑进行梳理和调整，很多基于“旧逻辑”的政策依然以“促进能源低碳转型和可再生能源发展的名义”延续或强化。

在以促进可再生能源发展的名义下，一些不利于提高电力系统运营效率的政策依然大行其道。如中东部大力推进光伏发电与海上风电建设的同时，西部投资建设风电和光伏发电大型基地，以及配套建设特高压长距离送电政策依然延续，而优化区域电网联络线、配电网和提高负荷侧响应技术能力等有利于提升电力系统灵活性，从而有利于提升波动性电力消纳能力的投资并没有提升到优先位置；为提高能效和降低排放而关闭30万以下煤电机组的政策，以及要求60万及其以上规模机组进行灵活性改造的政策，没有考虑到随着波动性可再生能源电力份额增加，火电机组运行小时数大幅下降，峰谷负荷差进一步增加的状况。这意味着，尽管能源转型与能源革命已经成为普遍接受的理念，但很多政策并没有真正从能源转型的逻辑做系统的研究和制定，仍然只是从技术层面或单一指标来制定和实施可再生能源发展政策。因此，理念的真正转变是有效推动我国可再生能源发展战略的首要挑战。

2.构建电力系统技术与制度灵活性是关键挑战

随着波动性风光电比重增加到一定程度，灵活性成为电力系统最稀缺的资源，也是影响能源转型的关键。然而，从技术方面与市场制度方面看，目前都存在限制电力系统灵活性释放的障碍。

从技术方面看，无论是电源规模结构、位置、网架结构以及区域电网的连通性、负荷实时监测与调整的技术可行性等构成电力系统各个“元件”的“灵活性”都存在很大的改进空间。从市场制度方面看，现货市场、辅助服务市场以及需求侧响应等相关市场制度缺失导致电力系统“灵活性”供需缺乏有效市场信号和实现机制，不仅导致既有的系统灵活性资源无法充分释放和满足，而且使得部门满足的灵活性需求也是以较高成本的方式来实现的。更重要的是，因为缺乏有效灵活性市场信号，引导灵活性投资的政策方向与方式也存在问题。如一方面强制关闭30万（含）以下的煤电机组的政策，满足了单机的高能耗和超低排放标准，但同时却降低了电力系统的灵活性；另一方面又要求60万的煤电机组进行灵活性改造的政策，满足了能源转型带来的深度调峰的灵活性要求，但同时这些大规模的煤电机组低负荷根本无法满足政策的能耗和排放要求。因此，无论是对于2035年我国能源转型从初级阶段进入中级阶段，还是2050年可再生能源成为我国的主体能源，能否从技术和制度两个层面构建一个具有足够灵活性的电力系统都是我国可再生能源中长期发展战略能否实现的关键挑战。

3.能源转型政策与能源体制改革的冲突与协调是持续挑战

能源系统向可再生能源转型不是市场和技术自然演进的结果，而是全球应对气候变化的产物，因此，在转型的初期和中期，可再生能源发展必须借助政策支持加以推进。但是，我国与欧洲国家的能源阶段不同导致推进能源转型面临的挑战也不相同。

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