文|华夏能源网   刘洋

一路高歌猛进的风、光新能源，正给电力系统带来一场严峻的“大考”。

碳中和目标提出三年，中国风光新能源装机目前已迅速攀升至近9亿千瓦，年底有望突破10亿千瓦。风、光新能源的发电量渗透率，也达到了13%左右，并迅速向15%关口逼近。

国网能源研究院测算表明，当新能源电量渗透率超过10%~15%后，整个电力系统的成本将进入快速增长临界点。未来新能源场站的成本下降，很难完全对冲消纳新能源而上升的系统成本。

这意味着，无论对于风光新能源而言，还是对整个电力系统而言，15%的绿电渗透率都是“一道坎儿”。面对大考，电力系统该如何应对？新型电力系统建设该如何破局？

考验一：负电价是严峻挑战

新能源发电成本，的确是在不断走低，但是对于动辄百亿千亿的投资，新能源仍然面临成本收益问题，稳定的电价是最后的收益保障。

为鼓励发展新能源，国家对新能源发电实行“优先收购”政策。在短短十余年间，新能源从补贴退坡到平价上网，再到马上就要进入电力现货市场，电价下行趋势仍在继续，甚至出现负电价。

今年“五一”假期期间，山东省连续长时间的“负电价”刷新了国内电力现货市场的纪录，引发热议。“五一”小长假五天中，共有46小时出现负电价，其中从5月1日晚间至5月2日，有连续22个小时持续负电价，价格区间为-0.085元/千瓦时至-0.032元/千瓦时。

负电价的出现有点“不可思议”，但却是符合经济规律的。因为新能源的间歇性和不稳定性，导致它没法实时响应电网或者用户需求，因而在电力现货市场中没有竞争力，负电价就出现了。

全球范围内，负电价早已不是什么新鲜事。自2007年开始，德国、奥地利、法国、瑞士等欧洲国家相继引入负电价。以新能源电量渗透率达到四成的德国为例，2020年全年负电价时长达到了298小时。

未来很长一段时间，随着中国可再生能源比重的不断增加，出现时段性电力供大于求的情况将变得频繁，负电价或将成为常态。

负电价（或者是低电价）会严重挫伤风光新能源的积极性，也没办法充分体现出绿电的价值。以新能源大省青海为例，目前青海省0.2277元/千瓦时的平价上网电价长期居全国低位，外送新能源电力落地电价普遍要低于当地火电基准电价，这严重影响着新能源投资收益，企业投资积极性受挫。

IEA最新报告指出，负电价小时数增多这一市场现象，反映出当前电力系统的灵活性不足。当发电量超过需求量时，价格就会低于零；而一个灵活性足够高的电力系统就能作出判断——要么需求量需要增加、要么发电量需要减少。

这对于中国的电力系统来说，做出灵活性调控还有点难，负电价的挑战会比较严峻。

考验二：电力系统成本上升

中国新能源发展，还面临远距离输送和大电网消纳的限制。

目前中国已建成35条特高压输电线路，合计送电量约9000亿千瓦时，不到全社会年用电量的11%。其中，送出的风、光电量更少，只有约1500亿千瓦时，占全社会用电量不到2%。

不是特高压不想输送更多的风光绿电，国家能源局要求特高压线路输送风光绿电的比例是50%。但是由于风光新能源的间歇性和不稳定性，风光绿电电量非常不可控，当风光新能源发不出电来的时候，特高压只能输送煤电。

这里面还有个一直倍受诟病的特高压低利用率问题。

华夏能源网（公众号hxny3060）注意到，2018年4月，国家能源局就曾发布报告指出，部分特高压工程投运后最大输电功率一直未达预期，输电能力发挥不充分，工程利用小时数偏低，输电效益未充分发挥，大部分直流工程平均利用小时数不足5000小时，平均利用率仅为57%。

事实上情况可能更糟糕，很多线路利用率不足三成，甚至有的线路利用率仅为一成。没有特高压，三北绿电送不出来；重金建成特高压，线路利用率又成问题。因而，特高压的绿电输送能力，严重制约着风光新能源的发展。

华夏能源网（公众号hxny3060）注意到，国家电投集团科学技术研究院曾有测算，到2060年，中国新能源约35亿千瓦的装机将分布在三北地区。三北地区35亿千瓦装机发电量约5.5万亿千瓦时，这当中，可通过特高压送出的新能源电量仅为1万亿千瓦时。

剩余的4.5万亿千瓦时电量中，预计2060年就地消纳的上限为0.5万亿千瓦时，具体怎么实现，那就是把部分“高载能”行业向三北电源中心迁移来实现；剩余4万亿千瓦时的绿电电量，需要将其转化为绿色燃料（原料、材料）加以利用，包括绿电制氢。

无论是特高压高成本输送绿电，还是特高压输送能力有限大量绿电不得不转化为绿基燃料，风光新能源消纳都带来了整体系统成本的上升。

国家电网也有测算，新能源电量占比超过10%以后，需要大量增加抽水蓄能、新型储能等灵活性资源，新能源电量占比每提升5个百分点，将增加消纳成本0.088元/千瓦时。

从新能源发电绝对成本来讲，中国已经具备了驱动能源全面转型的基础，挑战在于如何更经济的绿色电能传递给消费者和用户。随着整体系统成本的增加，最终结果可能是，新能源发电成本在下降，但用户却感知不到，甚至成为了系统成本上升的买单者，这是大家都不愿意看到的结果。

考验三：从“煤电顶牛”到“煤新顶牛”

就如同“煤电顶牛”客观存在一样，当大比例新能源持续接入电力系统，煤电要转型为调节性电源。在这一过程中，“煤新顶牛”也将无可避免要出现。

目前风电、光电能够实现平均每年发电3000多小时，但都属于间歇性发电。越是利用风电和光电，越需要有备份的容量（编者注：备份容量是指能够应急调峰的机组，这些机组在中国有相当大一部分是靠煤电）。

有业内人士做过简单测算，原来是1.2千瓦的煤电能为1千瓦的用户供电，但新型电力系统下，需要“1.2千瓦的新能源+1千瓦的煤电”，才能对应1千瓦的用户。这样，平时不开机的1千瓦煤电，需要频繁启停为新能源“保驾护航”，提供调峰服务。

但是，“频繁启停”这件事，现有煤电机组是不太做得到的——因为还没有快速启停的性能，它们最低负荷量也不能降到比较低，所以还要对煤电进行彻底的灵活性改造，才能承担起这项任务。

煤电灵活性改造必然带来成本增加，另一方面，煤电调峰会直接损害煤电企业的利益。

这就是难点所在。在转型为调峰机组之前，煤电机组的最小出力为60%，对应着4500煤电利用小时数，对于13亿千瓦的煤电总盘子，经济性刚好还过得去；可是转型为调峰机组后，这意味着煤电最低负荷，将降至40%甚至20%。

当煤电利用小时数降至2000-3000小时，收入下降不说，度电成本还要大幅提高。据国网浙江电科院专家张宝统计，1000兆瓦超超临界湿冷煤电机组以20%的负荷率运行时，供电煤耗为367~385克/千瓦时。相比40%负荷率，供电煤耗上升了约46克/千瓦时。

尽管国家一直在推动增加新能源电力调峰成本的分摊主体，但截至目前，电力市场上的电力调峰，60%的费用仍由火电集团出，为此，电力集团年度输血在200亿元以上。

当然，新能源消纳和调峰，鉴于煤电转型为支撑性电源所带来的系统成本，政府正在考虑出台煤电容量电价。

如果按固定成本的30%来补贴煤电，那就是每千瓦煤电年度补贴100元，那近14亿千瓦煤电，每年可以获得1400亿元的容量电费，这相当于度电补贴8.8分钱。

然而，伴随着越来越多的风光新能源接入系统，煤电承担的调峰任务会越来越重，容量电价补贴仍然是“兜不住底”的，“煤新顶牛”亦将越演愈烈。

或许要等到储能、氢能等新型能源解决方案彻底走通并担当起重任的时候，新型电力系统才能彻底摆脱“煤新顶牛”的困扰。如此来看，彻底理顺这些问题需要的时日还很长。