瞭望 | 发电主力军与替补队，未来将发生角色转换
12亿千瓦是当前新能源装机量的两倍多，超过了当前煤电近11亿千瓦的体量
随着风机技术的进步和特高压输电工程的发展，西北风电的大基地平价项目将有很多新的发展空间；中东部地区将发展分散式风电；海上风电、海上工程和海上装备的成本预计未来几年将明显下降，海上风电将迎来高速发展
据国家能源局统计，2020年全国水电“弃水”主要发生在四川，四川又主要集中在大渡河干流，约占全省“弃水”电量的53%。与此同时，四川也面临着缺电隐忧
国家停止新能源补贴后，新能源企业可以通过“绿证”来填补这部分空缺，但必须要让消费企业通过使用绿电来获得经济上的收益
文 |《瞭望》新闻周刊记者 杜刚 杨迪 郭燕
薪柴、煤炭、石油、太阳能……能源不仅见证同时也在推动着人类文明不断发展。在应对全球气候变化中，能源行业正成为先行军。中国、美国、欧盟、英国、日本等均制定了明确的碳中和时间表，吹响了全球能源结构从化石能源为主体向可再生能源转型的号角。
作为当今世界能源利用效率提升最快的国家，为了实现2030年前碳达峰、2060年前碳中和的双碳目标，中国的能源电力行业正在迎来变革——电力系统中的主力军煤电与替补队伍可再生能源，未来将发生角色转换。
提法变了
碳达峰是指二氧化碳的排放量不再增长，达到峰值之后逐步降低。碳中和是指通过节能减排、技术创新等途径，抵消排放的二氧化碳，实现“零排放”。
3月15日召开的中央财经委员会第九次会议（下称会议）提出，要把碳达峰、碳中和纳入生态文明建设整体布局，拿出抓铁有痕的劲头，如期实现2030年前碳达峰、2060年前碳中和的目标。这次会议，更清晰地谋划了“十四五”期间碳达峰、碳中和工作的“施工图”——从能源体系、重点行业、绿色低碳技术、绿色低碳政策和市场体系、绿色低碳生活、生态碳汇能力、国际合作等7个方面进行了部署。
国网新疆电力有限公司经济技术研究院院长赵志强认为，中国现在距碳达峰只有不到10年时间，从碳达峰到碳中和也只有30年时间，时间紧、压力大，所以“十四五”必须取得实质性进展，才能保障碳达峰及后续的碳中和目标如期实现。可以说，“十四五”是落实双碳目标的关键期、窗口期。
能源的清洁低碳化，是会议对碳达峰进行部署的第一项重点工作。会议指出，“要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。”此前的2020年底，国家能源局的相关表述是，“构建适应高比例可再生能源发展的新型电力系统。”
受访专家认为，对新型电力系统的新提法，一方面更加明确了新能源在新型电力系统中的主导地位，意味着以风电和光伏为主的新能源将迎来爆发式增长，新能源在一次能源消费中的比重将持续提升；另一方面则更加明确了推动新型电力系统转型发展的迫切性——新型电力系统的发展目标是构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系，目前的电力系统还不能满足这一发展要求，因此，还需要在电力系统技术创新、体系建设、体制机制等方面进一步突破，加快推进电力系统转型发展。
位于四川省宁南县和云南省巧家县交界处金沙江干流下游河段上的白鹤滩水电站（5月31日摄） 王冠森摄/本刊
谁把局面扭转了
实现碳达峰目标，为什么要建立新能源为主体的新型电力系统？
厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强解释，我国的资源禀赋是“富煤、贫油、少气”，过去，能源消费结构中化石能源消费量占比约85%，化石能源的二氧化碳排放量，75%是由煤炭消耗导致的。以煤电为主的能源消费结构若继续保持下去，就不能实现“30·60”双碳目标，“新型电力系统要实现低碳化，就必须让非化石能源在其中占据主体地位”。
我国的可再生能源开发利用较晚，但在这一领域的探索成效显著。去年底发布的《新时代的中国能源发展》白皮书显示，2019年碳排放强度比2005年下降48.1%，超过了2020年碳排放强度比2005年下降40%~45%的预定目标，扭转了二氧化碳排放快速增长的局面。这背后，是能源供给侧和消费侧的持续优化。
一方面，在能源供给侧，水电、风电、光伏发电、生物质发电装机容量分别连续16年、11年、6年和3年稳居全球首位。特别是2010年以来，我国在新能源发电领域累计投资约8180亿美元，占同期全球新能源发电建设投资约三成。
另一方面，能源消费结构加快向清洁低碳转变。白皮书显示，2019年我国煤炭消费占能源消费总量比重为57.7%，比2012年降低10.8个百分点；天然气、水电、核电、风电等清洁能源消费量占能源消费总量比重为23.4%，比2012年提高8.9个百分点；非化石能源占能源消费总量比重达15.3%，比2012年提高5.6个百分点。
未来，随着我国新能源装备制造业不断创新升级，新能源在减少碳排放中起到的作用将越来越明显。
我国风电制造头部企业之一新疆金风科技股份有限公司董事长武钢介绍，今年1月，金风科技和全球权威的第三方机构瑞典环境科学研究院合作，完成了GW155-4.5和GW136-4.2两款风机的全生命周期环境影响评估，发布了我国首个风机环境产品声明：两款风机在整个生命周期的单位发电量对应二氧化碳排放分别为7.25克/度和8.04克/度，不到火电的1%。两款风机在分别运行6个月和6.4个月后所产生的能源量，便可抵消其在全生命周期中所消耗的能源量。
我国光伏制造头部企业之一协鑫集团执行总裁沈承勇介绍，目前世界上绝大部分厂家生产的光伏产业所需的硅料，均采用传统的改良西门子法，这是最为成熟、应用最广泛的工艺技术。而该集团旗下保利协鑫能源控股有限公司历经10年探索与创新，推出了完全自主创新工艺——硅烷流化床法（FBR）制备颗粒硅，去年下半年万吨级生产线已正式量产。光伏产业链分别对FBR颗粒硅和改良西门子法生产的多晶硅组件进行碳足迹溯源后发现，仅在硅料环节，生产1吉瓦颗粒硅就可减排13万吨二氧化碳，较改良西门子法降低74%；从整个产业链来看，生产1吉瓦组件至少可降低二氧化碳排放量47.7%。
中交一航局海上施工人员在进行海上风电大直径嵌岩单桩施工作业（5月21日摄） 魏培全摄/本刊
新能源装机量将超煤电
国家能源局的数据显示，截至2020年底，我国可再生能源发电装机总规模达到9.3亿千瓦，占总装机的42.4%。其中水电3.7亿千瓦、风电2.8亿千瓦、光伏发电2.5亿千瓦、生物质发电2952万千瓦。
国家能源局主要负责人表示，未来将制定更积极的新能源发展政策，锚定2030年非化石能源消费比重25%和风电光伏装机12亿千瓦以上的目标，构建清洁低碳、安全高效的能源体系。12亿千瓦是当前新能源装机量的两倍多，超过了当前煤电近11亿千瓦的体量。
各种新能源的发展动力和趋势如何？业内人士分享了他们的观点。
——长期来看，海上风电发展潜力大。
国家能源局的数据显示，到2020年底，全国陆上风电累计装机2.71亿千瓦、海上风电累计装机约900万千瓦。西北、华北、东北仍是陆上风电场集中区域；山东、江浙、福建、广东等中东部沿海经济发达、负荷集中地区则是海上风电市场发展迅速。
新疆金风科技股份有限公司旗下天润新能创新经理刘昊分析，随着风机技术的进步和特高压输电工程的发展，西北风电的大基地平价项目将有很多新的发展空间；中东部地区将发展分散式风电；海上风电、海上工程和海上装备的成本预计未来几年将明显下降，海上风电将迎来高速发展。
和君国有资本与国企改革研究中心专家任明涛介绍，海上风电与陆上风电相比有几个优势：一是距离用电负荷中心近。海上风电场一般都在沿海一两百里处，离主要的经济圈比较近，并且常年有风，不需要长距离运输，符合用电负荷中心的需求。二是海上风机利用效率更高。在同等海拔，海上的风速要显著高于陆上风速，海上风电风能资源的能源效益比陆地风电高20%~40%。三是海上风机不占用土地资源，不会对居民和生物产生太大影响。
——光伏成本大幅降低，集中与分布并重。
我国光伏产业经过20年的发展，已经实现了光伏制造业产量、装机量和发电量三个世界第一，成为一张闪亮的“中国名片”。我国光伏产业头部企业之一隆基绿能科技股份有限公司副总裁李文学认为，双碳目标的提出，为光伏产业发展带来了前所未有的历史机遇。
李文学介绍，光伏产业多年来技术进步很快，超出人们预期。2008年，我国单晶硅片的市场价格约为100元/片，现在已降至3元多；组件当年30多元/瓦，现在是1.8元/瓦。光伏设备没有转动部件，运行维护简单，大规模应用后，运维成本也较低。目前，光伏发电在全球绝大多数国家和地区是最便宜的电力能源。“将来技术继续进步的空间还很大，成本还可能进一步降低。”
沈承勇认为，当前光伏产业的发展趋势可以从两个层面来看：一是从技术角度看，随着储能技术的进步，“光伏 储能”会解决光伏电力不稳定的难题，减少对电网的冲击；二是从经济角度看，随着光伏产业技术迭代发展，成本逐步降低，每度电的上网成本可以低至0.16元，即使政府不补贴，也可以在能源市场有很强的竞争力。“未来10年到20年，光伏是前景最明朗的新能源产业。”沈承勇的语气充满信心。
对于光伏产业集中式电站和户用分布式两种发展方式，沈承勇认为，未来这两种方式需要并重发展，光伏集中式电站好比高速公路，户用分布式光伏则可以看作省道、县道，两种发展方式有不同用途，一定会并存。
——光热电站尚需寻求突破。
在新能源行业中，太阳能光热发电是新型发电方式。其中熔盐塔式光热发电是目前较受欢迎的技术路线，原理是将太阳光通过镜面集中反射到吸热塔形成热能，再通过传统发电技术将热能转化为电能。
2016年，国家为了支持太阳能光热发电产业，在全国推出了20个示范项目，分布在新疆、甘肃、青海等地。一相关投资人介绍，太阳能光热发电产业链条长，属于资金密集型、技术密集型产业，在短时间内很少有企业能正常投产。据不完全统计，此前的20个示范项目，截至目前仅有8个项目并网。这名投资人介绍，国内不少企业不掌握核心技术，只能作为承包商来进行项目建设。
——水电正形成梯级滚动开发之势。
根据国家能源局的数据，截至2021年3月底，全国水电装机容量约为3.71亿千瓦。因开发规模最大、技术最成熟、经济性最强，水电已成为我国目前最重要的清洁能源种类。我国不仅是水电大国，还是水电装备大国，水电装备国产化水平很高。
四川、云南是我国水电装机规模最大的省份。目前，正在建设中的乌东德、白鹤滩，以及已经建成投运的溪洛渡、向家坝等四座水电站，将在金沙江下游河段形成4646万千瓦装机的水电集群。形成梯级滚动开发之势后，金沙江下游水电站还将与三峡、葛洲坝电站联合调度，发挥出巨大的综合效益，标志着世界上最大清洁能源走廊初步建成。
当前，我国水电开发项目多位于川滇两省，不过两省的水电发展也面临着一系列“新愁旧困”，特别是自“十二五”以来出现了水电大规模“弃水”问题。据国家能源局统计，2020年全国水电“弃水”主要发生在四川，四川又主要集中在大渡河干流，约占全省“弃水”电量的53%。与此同时，四川也面临着缺电隐忧。
“一边在'弃水’，一边又缺电，这种矛盾反映出四川电力行业的结构性问题。”四川省能源局有关负责人解释，四川水电“弃水”主要发生在汛期，缺电主要是因水电先天不足、“丰余枯缺”导致的冬季季节性缺电，以及成渝地区双城经济圈加快建设带来的成都及其周边的区域性缺电。
国网四川省电力公司副总工程师、调度控制中心主任李镇义介绍，近年来，通过着力提升外送能力、促进本地消纳、加大市场化交易力度等举措，四川省花大力气使“弃水”电量连续四年同比下降，水能利用率在2020年底达到了国家《清洁能源消纳行动计划（2018—2020年）》要求的目标。“十四五”时期，随着成渝地区双城经济圈建设国家战略的加快实施，川渝地区将成为高质量发展的重要增长极，电力供需形势将在未来两三年出现“拐点”。当前，急需加快推动连接川西水电群和成都负荷中心的1000千伏四川特高压交流电网落地开建。
大连理工大学水利工程学院教授程春田认为，在电化学储能技术的规模、经济性、安全性目前尚不足以支撑上述需求的情况下，如何利用好世界独一无二的水电资源禀赋，利用水电基地干流多个龙头水电站巨大的梯级杠杆效应，通过梯级水电功能再造，加建季节性抽水蓄能电站，进一步提升水电灵活性，构建以水电基地为核心的国家、区域灵活性调节枢纽风光大规模集中消纳技术体系，将是未来很长一段时间内实现我国双碳目标的可靠和现实选择。
也有不同观点认为，水电会受到技术和可开发量的限制。由于前期国家对水电大规模集中开发较多，剩余水电可开发空间有限。随着水电开发难度增加，综合造价会逐步上升，开发规模会逐渐趋缓。加之生态、民生等因素，水电装机增长空间有限。
——生物质发电成有益补充，也需“减污降碳”。
目前，可再生能源中装机最少的是生物质发电。生物质发电作为可再生能源利用的一种形式，主要包括沼气发电、垃圾发电等形式和技术。业内人士分析，作为新能源电源发展的有益补充，未来生物质发电装机规模将呈缓慢上升趋势，考虑到生物质发电同样存在二氧化碳排放的问题，中期可能要“减污降碳”。
林伯强认为，可再生能源发电与储能技术相结合，才是推动其大规模应用的关键。这种结合不仅可以有效提升可再生能源发电的可靠性和稳定性，同时可以降低电力系统的碳排放，推动双碳目标实现。
河北省张家口市张北县国家风光储输试验示范项目基地 宋鹏涛摄
平价时代的新挑战
国家能源局的数据显示，2020年我国风电和光伏发电总量合计仅占当年发电总量的9%左右。在这样的情况下，推动实现双碳目标，除了要提升可再生能源装机体量，还要提升其利用效率。
近日国家发改委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知（征求意见稿）》，明确提出2021年起对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏和新核准陆上风电项目发电中央财政不再补贴。补贴“断奶”后，新能源在供给侧形成新的商业模式，在消费侧建立更有利于促进可再生能源消纳的电力市场，就成为提高利用效率的关键问题。
刘昊认为，从新一轮电改、新能源参与市场化交易以及最新发布的新能源上网电价政策所释放的信号可以看出，新能源电价走进平价时代，将引导全行业寻找转型的机会，发展更多的细分新型服务。对新能源企业而言，具备更强的风资源预测、发电量预测、政策研究、绿电销售、碳资产交易能力，将尤为关键。
从消费侧来说，作为社会用电主力的企业如何使用更多绿色电力是关键。记者调研发现，许多企业还不愿意主动消费绿色电力。有一些企业有购买绿电的意愿，这种意愿来源于上游跨国企业的要求。客观来说，绿电存在一定的价格劣势，消费成本相对较高。现在企业要用绿电，如果自己去建一个新能源电站，它们一般不愿意去做；如果从国家可再生能源信息管理中心购买“绿证”，也会额外增加企业的运营成本，所以近些年来“绿证”的推广并不快。
清华大学中国碳市场研究中心主任段茂盛认为，国家停止新能源补贴后，新能源企业可以通过“绿证”来填补这部分空缺，但必须要让消费企业通过使用绿电来获得经济上的收益。同时，要加强可再生能源配额管控，要求售电公司出售的电必须有一定比例的可再生能源是较为现实的选择。
此外，多位受访专家表示，随着新能源占比快速提高，为消纳新能源付出的系统成本将会明显上升，电力系统源网荷储各环节建设和运营成本都要增加，且新能源发电成本下降不能完全实现对冲。与此同时，社会各界对于降电价的呼声和期盼仍然强烈。因此，未来需要着力疏解供应侧成本上升与需求侧降低用电成本的矛盾，努力实现电力安全、绿色、廉价三者的综合平衡。