综合智慧能源发展面临的挑战与机遇

国家电投集团中央研究院党委书记、董事长 何勇健

未来，电力系统和能源系统可能是两套体系并存：一个是以大电网为基础的“电-氢”体系，另一个是“分布式新能源+储能微网系统”。发展综合智慧能源是推动能源转型升级、创新发展模式的重要方向之一。新常态下，综合智慧能源发展面临着机遇和挑战，需要不断地创新突破和政策支持。

一、新能源发展面临的挑战

挑战一：目前，新能源已经没有“护城河”技术，行业竞争加剧，从过去的蓝海变成了现在的红海。国内外新能源发展非常迅速，经过近一二十年的发展，整个产业链已没有“卡脖子”的技术。全球新能源风、光、储十大龙头企业中，绝大多数都是中国企业。随着技术的进步，新能源的开发成本也在逐年降低，资金壁垒已经消失。往回看十年，光伏成本下降了90%，风电下降了50%左右，储能也下降了90%以上。预计光伏的成本还将再降60%～70%，一度电一毛钱，甚至一度电一美分，是指日可待的。但是“双碳”目标确立后，群雄逐鹿，加之政策的不确定性，导致新能源行业恶性竞争的状况愈加严重。

挑战二：新能源开发的底层逻辑发生了变化，给整个行业的发展带来新挑战。过去，中国新能源电量优先收购、带补贴电价高于火电。但短短十余年间，新能源从补贴退坡到平价上网，再到马上进入电力现货市场，电价呈下行趋势，甚至出现负电价，这也是正常的竞争规律，因为新能源的不稳定性导致其无法实时响应电网或者用户侧需求，在电力现货市场中缺乏竞争力。

2023年5月1～2日，山东电力现货市场出现了连续22个小时的负电价，价格区间为-0.085元/千瓦时至-0.032元/千瓦时。这种情况在发达国家电力现货市场屡见不鲜，未来在我国也会成为常态。过去新能源电量和电价都是确定的，很容易确定它的回报率，但现在新能源量、价，以及未来政策边界都存在较大的不确定因素，改变了新能源发展的底层逻辑。新能源企业要实现可持续发展，必须从单纯的项目开发商向综合智慧运营商转型。

挑战三：我国能源资源与需求逆向分布，需要通过特高压远距离输送，对电网安全稳定运行提出更高要求。目前，我国已建成特高压线路35条，每年送电超过9000亿千瓦时，占全社会用电量不到11%，其中输送风电、光伏电量更少，大概只有1500亿千瓦时，占全社会用电量不到2%。

在省级大电网消纳新能源同样面临很大的困难。当风电、光伏总发电量占比超过30%～40%时，大电网系统的频率、电压、功角稳定极限及高昂的成本决定了其消纳新能源的天花板。从一些发达国家的经验来看，新能源占比最高仅能达40%左右，这个比例很难再提上去，在技术、经济和安全上都会有很大的难度和挑战。

从经济性的角度看，也面临很大的挑战。新能源平价上网不等于平价利用，除新能源场站成本外，新能源利用成本还包括灵活性调峰电源投资、系统调节运行等系统成本。随着新能源规模快速增长，系统调节成本将显著提高。据国家电网公司测算，新能源电量占比超过10%以后，每提升5个百分点将增加消纳成本0.088元/千瓦时，因此，需要科学合理地疏导相关成本。如果我国新能源占比达到像德国40%以上，那么单是电网的消纳成本就将高达0.5元/千瓦时以上，新能源就没有竞争力了，这显然是不可持续的。

大规模间歇性可再生能源并网使得供应侧的可控性逐渐降低，电力系统的基本运行特征也由需求侧单侧随机系统转变为供需双侧随机波动系统。过去，在可再生能源上网电量规模还不是特别大的情况下，消纳问题在电网方面的协调下可以得到相应解决，而当可再生能源电量超出一定规模后，仅靠电网来协调解决问题就非常困难或者成本巨大。一般来说，当风、光发电量占到整个电力系统的40%以上时，传统电网的调节方式便难以为继。

挑战四：来自技术上的挑战。虽然我国新能源企业在全球处于主导地位，但从聚合技术，尤其是能源和其他工业、交通领域的融合来看，与国外先进国家相比，还有一定差距。根据中国21世纪议程管理中心对科技研发的相关判断，实现碳中和的三大核心技术是低碳、零碳和负碳技术，目前已进入商业运营的技术仅占30%左右，未来实现碳中和目标的大多数先进技术还在研发中，部分还处在概念设计阶段。

“十四五”是我国实现碳达峰的关键期、窗口期，随着“双碳”目标向纵深推进，希望有更多、更好的技术能被研发出来，为碳中和服务。

挑战五：绿电的零碳价值未得到体现，潜在价值有待挖掘。随着新能源进入全面平价或溢价上网时代，如何开拓除了售电以外的绿色资产变现渠道，成为业界关心的话题。国家发展改革委、财政部、国家能源局联合发布通知提出，进一步健全完善可再生能源绿色电力证书（绿证）制度，明确绿证适用范围，规范绿证核发，健全绿证交易，扩大绿电消费，实现绿证对可再生能源电力的全覆盖。未来，应该进一步把自愿绿证交易市场变成强制性的绿证交易市场，让风电、光伏发挥应有的零碳价值，并且与碳市场做好衔接。

挑战六：国际贸易出口碳关税带来的挑战。在促进可再生能源消纳方面，可再生能源配额制、绿电绿证交易等体系，与国家核证自愿减排量（CCER）体系都能够促进可再生能源的发展，但需要进行统筹协调，避免对可再生能源形成重复激励等问题。同时，应尽快推动绿证国际互认互通，实现绿证交易体系、价格与国际市场接轨，增强新能源及相关承载能产业海外市场的竞争力。未来，应在建立统一规范的绿电认证与交易体系基础上，加强CCER 和绿电、绿证等系统的信息流互通，为CCER 项目发电量、减排量核证提供准确的数据凭证。

二、综合智慧能源发展机遇

一是“双碳”目标带来的机遇。未来3年，全国电力需求仍将保持刚性增长，预计2025年全社会用电量将达到9.8万亿～10.2万亿千瓦时。到2060年，绿色低碳循环发展的经济体系和清洁低碳安全高效的能源体系全面建立，能源利用效率达到国际先进水平，非化石能源消费比重达到80%以上。

电气化发展是实现碳达峰、碳中和的有效途径，在电气化加速的情景下，电能占终端能源消费比重稳步提升。通过构建多元清洁电力供应体系，深入实施工业、建筑、交通、农业领域的电能替代，全国电能占终端能源消费比重将从目前的26.5%提升至2022年的65%，其中工业、建筑、交通、农业与乡村居民生活的电气化率将从2022年的27.1%、49.5%、4.5%、39.8%分别提高至2060年的70%、80%、60%、80%，能效水平显著提升，加强绿色低碳科技创新，深化市场化改革，可推动全社会电气化水平持续提升。

二是发展氢能产业已经成为当前世界能源技术变革的重要方向。要实现碳中和目标，可再生能源装机需要达到用电负荷容量的数倍。可再生能源长时间高出力给系统消纳、安全和储能带来极大挑战。未来电力系统灵活调节能力至关重要，直接关系着电力系统平衡与安全，决定了可再生能源的消纳利用水平。发挥氢气大规模、长时间存储优势，大规模部署电解水制氢储能作为灵活性资源，在电源侧和电网侧跟踪可再生能源波动性，灵活响应消纳系统中多余的风光出力，可有效提升能源供给质量、提高可再生能源消纳利用水平。可再生能源制氢是未来的发展方向。

三是“新能源+”融合发展给国家能源安全提供了巨大的保障。我国能源资源分布不均衡，全国86%以上的煤炭资源集中在山西、内蒙古、新疆、陕西等西北部地区，东中部地区能源资源比较匮乏，能源安全问题较为突出。要加快规划建设新型能源体系，提升非化石能源的替代能力，形成风、光、水、生、核、氢等多元化清洁能源供应体系。例如，氢能可以促进更高份额的可再生能源发展，有效减少我国对油气的进口依存度，这是一个有效的能源安全保障路径。

碳中和带来一个最深刻的改变，就是将能源从资源属性转变为科技属性。能源供给将由高碳排放的化石能源为主转变为清洁高效的可再生能源为主，能源生产从主要依靠资源转变为更多依靠科技装备。在新能源技术装备方面，我国的风电和光伏处在全球领先位置。因此，要抓住能源属性切换的历史机遇。

未来，电力系统和能源系统可能是两套体系并存：一个是以大电网为基础的“电-氢”体系，另一个是“分布式新能源+储能微网系统”。“电-氢”系统是借助“清洁能源基地+特高压+氢能与储能”完成跨时空能源转移供应，保障大电网体系的电力供需平衡与稳定，实现“绿能从远方来”。“分布式新能源+储能系统”则通过就近取材，就地消纳利用，摆脱对大电网的依赖（至多依靠大电网弱连接的备用），形成多个独立的微电网，各个微电网之间又互相备用支撑，实现“绿能从身边取”，保障经济社会发展走向低碳、零碳。（转自：北极星电力网，有删减）