雖然行業(yè)內普遍預期十四五期間可再生能源、尤其是陸上光伏將成為電源側主要新增方向，但從目前的情況來看，火水核電未見增量停滯勢頭。
比如，9月2日，國務院常務會議做出海南昌江二期和浙江三澳一期兩個核電項目的核準決定。在增加700億元投資的同時，也將在十四五末增加浙瓊兩地年均合計250多億kWh的優(yōu)先發(fā)電量，對本地電源以及外來電源的消納和電價形成沖擊。
一邊是倡導清潔化發(fā)展的煤電，一邊是渴望成為清潔能源基荷的核電，可再生能源在電源中應該占據怎樣的位置？傳統(tǒng)能源、清潔能源和可再生能源三者之間是否存在最佳的配置比例？從開發(fā)投資角度，在可再生能源發(fā)電比例上升后，還有哪些可能存在的成本和變化需要被投資人納入考慮？
可再生能源：從壁龕到主流
2019年，我國風電光伏合計發(fā)電量占比約為8%，在配額制及造價下降的雙重刺激之下，十四五末風光滲透率（即發(fā)電量占比）有望提高至20%，未來五年，正是可再生能源在電源結構中地位上升、以及對電力系統(tǒng)影響逐步顯現的爬坡期和關鍵期。
目前，我國從電網側到發(fā)電側對于高比例接入可再生能源對電力系統(tǒng)的影響分析主要集中在調峰調頻等方面，解決方案包括輔助服務市場的建立和深化、以及發(fā)電側/電網側設備性能的提升以及配置儲能等途徑。
但實際可能產生的變化遠不止于此。2019年，OECD/NEA曾發(fā)布《The Costs of Decarbonisation》，以一個年用電量5370億kWh的地區(qū)（如法國）為例，研究在當前裝機格局的基礎上，當風電、光伏合計滲透率分別為10%、30%、50%、75%時，區(qū)域在系統(tǒng)成本、可靠性、電價等方面的顯著變化。
發(fā)現盲點，有利于政策制定者和行業(yè)參與者的科學規(guī)劃與合理決策。需要聲明的是，由于OECD/NEA是倡導核電發(fā)展的行業(yè)機構，因此報告觀點中會更突出核電的優(yōu)勢和必要性，同時案例地區(qū)的發(fā)輸配電成本和電源結構與我國不盡相同，因此可重點借鑒分析架構，而非具體數值。但整體上仍然極具參考意義。
警示1：高滲透=高裝機
由于各類機組發(fā)電能力不同，而風電光伏屬于容量因子偏低的類型，為此在相同的碳排放強度下（CO250g/kWh），為實現相同發(fā)電量，如風光滲透率越高，發(fā)電側裝機容量越大。當案例地區(qū)風光滲透率從10%上升到30%，裝機容量需要從118GW上升到167GW。如進一步提升至50%，則總裝機容量將翻倍至220GW。
圖1 案例地區(qū)不同可再生能源滲透率下裝機規(guī)模/GW
（VRE= variable renewable energies）
啟示1：電源側從競爭到伴生
風電光伏裝機的增長離不開其他電源的同步增長及協(xié)同利用。
縱觀我國電源側尤其是可再生能源的開發(fā)歷程，早期主要是資源利用導向，而且同一片區(qū)一般只開發(fā)一種電源；近年來伴隨光伏造價下降和從業(yè)者的融合，逐步興起了“單位面積產出最高”的風光協(xié)同開發(fā)設計理念；在新能源汽車行業(yè)發(fā)展帶動電化學儲能成本顯著下降、以及發(fā)電側配儲能成為某些地區(qū)的窗口指導后，近期的項目開發(fā)均強調了風/光+儲的特色，但其中噱頭和促進核準的意味更濃，從系統(tǒng)成本角度考慮的比重較弱。
相比，近期發(fā)改委、能源局出臺了關于開展“風光水火儲一體化”、“源網荷儲一體化”發(fā)展的征求意見，與這一點不謀而合。除了對資源的充分利用外，未來項目開發(fā)需強調內部不同電源品種之間在系統(tǒng)成本上的協(xié)同性和集約性，在發(fā)電量最高、系統(tǒng)成本最低之間尋求最佳配置比例。
警示2：系統(tǒng)成本邊際遞增
間歇性電源滲透率上升后，對系統(tǒng)成本的影響呈現邊際遞增趨勢。與行業(yè)慣用的全生命周期平準化度電成本（LCOE）相比，系統(tǒng)成本主要反映電源對電網系統(tǒng)的影響，如備用電源、調峰調頻、輸配電線路增加及加固成本等，在可再生能源占比高的情形下尤顯重要。有關系統(tǒng)成本概念，可詳見《從LCOE到系統(tǒng)成本》。
在案例地區(qū)，當可再生能源滲透率為10%，系統(tǒng)成本約為7美元/MWh（折合人民幣4.76分/kWh）。當滲透率提高到30%，系統(tǒng)成本翻倍至17.5美元/MWh，滲透率達到50%時，系統(tǒng)成本則進一步攀升至30美元/MWh。
由于可再生能源匯集了日內、季度、年際的資源和出力波動，在系統(tǒng)成本當中，備用成本的上升最為顯著。另外，由于一般地區(qū)用電高峰出現在傍晚而非正午，與光伏發(fā)電時間并不匹配，為此在不考慮儲能及能量時移的顯著影響下，光伏容量增長并不能減少常規(guī)電源的容量需求和高峰期出力，導致其他電源的產能整體上利用率不足。
圖2 案例地區(qū)不同可再生能源滲透率下系統(tǒng)成本USD/MWh
從輸配電投資來看，在分布式電源低滲透率的情況下，可以起到一定的延緩大電網建設的正面效果，但當分布式電源滲透率上升后，配電網也需要升級改造方可滿足用戶側的雙向電力流動需求，從而增加配電網建設成本。
對于調峰服務的來源，除了向市場購買、發(fā)電側多種電源（含儲能）自帶調峰以外，限電也被看做一種選擇，而且是系統(tǒng)成本最低的一種調峰方式。案例地區(qū)，可再生能源發(fā)電量在滲透率達到30%后開始出現限電，在滲透率為50%時，部署的邊際可再生能源機組的限電率將超過10%?；趪鴥葘嶋H，可以理解為適度超裝+能量管理平臺。
啟示2：必須考慮的輔助服務費用
今年以來，我國新能源企業(yè)需要支付調峰費用的地域范圍，已經從東北和西北等傳統(tǒng)高限電地區(qū)蔓延至中東部非限電地區(qū)。
雖然上半年調峰費的發(fā)生主要是由于疫情影響下的負荷驟降，導致短期電力供過于求，但從長期來看，伴隨可再生能源滲透率上升，調峰費將成為必要支出，需要納入投資人的考慮。而且在十四五期間，新能源滲透率顯著提高的地區(qū)，度電調峰費可能呈遞增趨勢，預判尤其重要。而實際上，目前大多數行業(yè)投資人在開發(fā)地區(qū)選擇和投資評估中，對此尚未有明確認知。
警示3：電價波動人為放大
在常規(guī)電源為主導的電力市場中，零/負電價出現的概率較低?？稍偕茉礉B透率提升，是現貨市場出現零/負電價的一個重要因素。2012年，德國日前市場共觀察到15天、56小時的負電價，平均值為-70.2歐元/MWh。而到2017年，負電價出現的時長超過146小時，平均值為-26.5歐元/MWh。
案例地區(qū)，可再生能源滲透率上升的初期，市場平均電價的下降效果相對有限，但零電價出現的次數有顯著上升。滲透率為30%時，每年有60小時為零電價。滲透率為50%時，一年中有超過1200小時的時間為零電價。
表1 案例地區(qū)不同可再生能源滲透率下電價數據
邊際成本為零，是沒有燃料成本的可再生能源的最大賣點，現貨市場零電價的出現并不意外。但另一方面，由于發(fā)電側項目為經濟性投資，零電價出現的時長越多，理論上高電價出現的時長也會增加，否則項目無法實現預期回報，從而人為增大了電價波動和預測難度。
而且，電價更高的時長一般出現在可再生能源不發(fā)電或發(fā)電占比較少的區(qū)間，因為此時市場上電力供應較少，導致可再生能源可能并不是高電價的最大受益方。
相反，由于集中式項目的分布往往較為密集且可調節(jié)性相對較差，“一發(fā)俱發(fā)，一降俱降”。在儲能影響有限的情況下，有電價的發(fā)電時間可能出現可再生能源“自相殘殺”的報價局面。由于光伏發(fā)電時間更為集中和短暫，殺價現象更為嚴重。案例地區(qū)，即使?jié)B透率只有12.5%，光伏電價就已經減半；當滲透率達到17.5%時，電價已經降低到最初水平的1/4。
圖3 案例地區(qū)不同滲透率下風電光伏電價(USD/MWh)
啟示3：有價電量與內部廝殺
理論上，我國可再生能源應全額優(yōu)先并網，未來的電價變化似乎與項目經營和投資回報不相關。但在電力供過于求的背景下，目前三北地區(qū)含補貼存量項目均需要有一定比例電量參與電力交易，而存在負價差。伴隨電改進程和配額制的實施，預計更多省份的新能源項目需要拿出部分電量參與交易，以促進消納。為此，中長期電價預測是開發(fā)商和投資人應該現在就開展的功課。
而在中長期電價預測中，目前市場普遍會以當地主力電源（如火電）發(fā)電成本+毛利作為中長期電價預測基準，結合案例來看，有兩點思路需要修正：
1、在新能源滲透率預期增長的地區(qū)，單獨預測年均電價無法體現項目實際交易電價，針對光伏項目，應明確發(fā)電時段的平均電價；針對風電項目，則需關注凌晨用電低谷期可能的零電價時段，明確有價電量和發(fā)電時段平均電價。
2、雖然新能源不是電力市場的定價者，但卻可能是殺價者，導致競爭之下部分新能源密集發(fā)電時段電價比預期更低。因此投資人應關注競爭格局對報價毛利的影響。
綜合來看，十四五期間，我國新能源行業(yè)滲透率正處于快速增長的關鍵期，對裝機格局、系統(tǒng)成本和電價的影響尚未顯現，卻必將發(fā)生。如何與其他電源協(xié)調發(fā)展尋找最佳配置比例、合理預估和疏導系統(tǒng)成本、全面預測中長期電價和各項費用，是行業(yè)政策制定者和投資人應該關注的問題。
他山之石，可以攻玉。預見可能的變化，是迎接變化的第一步。
