大力发展光伏风电，用大电网还是储能？

现在很多专家谈电力行业碳中和，存在语言误区：分不清电量和功率的概念，也分不清减少煤炭用量和减少燃煤机组装机容量的区别。这种混淆容易误导社会和行业规划，问题的正解应当是：在现有条件下，第一，减煤量不等于减煤机容量；第二，电化学储能目前在经济性上无法代替大电网；第三，电网在目前的技术条件下无法离开煤机，而且随着可再生能源的发展，在电价这个约束条件下，可能需要一定的煤机增长；第四，建议“十四五”规划对于电源增长，除了考虑电量和铭牌功率（名义功率），还应该考虑有效容量（真正可以支撑高峰负荷的可靠容量）。

对电力行业碳中和常见的三个误解

目前来看，业界对电力行业碳中和工作的常见误解有以下三方面：

误解一

实现碳中和等于消灭煤电机组

碳中和实际上是要减少碳排放总量，总排放量与煤电机组的发电量正相关，煤电机组发电量等于煤电机组利用小时乘以煤电铭牌容量，即要减少煤电机组总排放量，加快降低煤电机组的利用小时即可，减少电量与减少容量没有直接关系。只要保证利用小时的降低速度，煤机装机容量适度增加并不意味着会产生比现在更多的碳排放量。随着碳中和的推进，可以肯定地说未来煤机的利用小时数无法回到过去计划模式下，由能源主管部门核准的4000-5000利用小时数。同时可以预见，煤机利用小时数将出现快速下降，大致达到每五年降低1000小时左右的水平，直至达到年利用小时1000的水平，进入一个缓慢下降的平台期。

误解二

可再生能源已经平价上网

可再生能源具有“自食效应”，即可再生能源凭借近似于零的变动成本在电力市场里实现优先消纳的同时，拉低了现货市场的价格，在打击电能量市场竞争对手的同时，也减少了自身的营收。部分集中式风电可以说已实现平价上网，但光伏由于其固有特性，同一地区所有光伏出力在同一时间，所有光伏都要为相同时段用电的用户服务，造成光伏距离平价上网还有很长一段路。在世界范围内光伏装机比例高的地区，光伏出力通常都在电力供给能力最强的时段，即使这个时段是负荷最高的时段，也会由于光伏比例的提高，变成供需比最大的时段，这个时段单位电价一定最低，造成只有低价时段出力的光伏发电，其平价水平不能简单等同于全天出力的风电。那么，光伏做到什么程度才能被认为是真正实现了平价呢？在电力现货市场里的价格能盈利，即为平价。以光伏装机容量在全国排名第一的山东为例，光伏的大发时段是在上午10点到下午4点，从11点到14点的这3个小时内，该时间内现货价格已经压到下限，也就是说，这个时候的现货价格限价如果是0，现货价格就是0，如果是限价是负数，现货价格就是负数。计算平均价格后会发现，光伏发电时段的现货价格只有度电几分钱。如果现货价格是几分钱，为其避险的中长期电能量价格在这个时段也会比较低，这也好理解，10万元等级的车，车主会认为5000元以下的保险比较合适，那么现货和中长期价格的比值近似可以认为是1:1.05。山东的例子充分说明，如果谈平价，山东的集中式光伏应该是度电几分钱才是真正的平价，因为其不可能在电价高的时段发电。

误解三

碳中和不需要考虑市场化改革

一些国家敢于承诺到2040年或2050年实现碳中和，很大程度上是因为其已经通过市场化改革，对运行和投资效率进行了优化，系统运行安全性和电网可靠性得到了保证。特别是未来系统需要常规电源支撑新能源发展，常规能源为电网提供转动惯量和调节能力，使电网在不能离开常规能源的情况下，电能量收入大幅压缩以致常规能源难以生存，就更加需要市场化机制，如容量市场、稀缺电价、辅助服务市场支撑常规电源在有大量新能源的电网中正常经营。由此，可再生能源能够通过市场机制找到最便宜的容量备用、调节电源、调节服务等，进而达到最低廉的系统消纳成本，抑制电价快速上涨，这是实现碳中和需要的边界条件之一。

应对风光特性，用大电网还是储能？

目前对于实现碳中和的路径，能源领域普遍认为需要大力发展光伏和风电。风光如果成为实现碳中和的主力，就需要解决其间歇性和波动性给系统稳定运行带来的问题。从技术层面看，有储能和大电网两种方式。电化学储能的成本下降得很快，以锂电池储能系统为例，2009年时大约是5000元/千瓦时，现在可以做到1200元/千瓦时。据了解，储能的成本每10年降一半的可能性是非常大的。以此为基础，到2030年，电化学储能的成本下降将非常显著。

但当前有一个很有意思的现象，支持电化学储能的人也支持大电网的建设，实际上，电化学储能和大电网是相互替代的技术。电力无法实现大规模经济存储，发输配售环节需要同时完成，所以才有大电网的概念。如果储能技术取得了突破，可以配合集中式和分布式可再生能源，实现电力的大规模储存，那时候就不再需要大电网了。但是很遗憾，从目前来看，还没有实现这种突破。

首先，电化学储能的绝对存储能力还没有达到可以替代大电网的程度。从能量密度上看，不严谨地说一公斤煤炭大约能够发三度电，如果一公斤的电池能够储存三度电，就意味着将来可以直接输送电池，但现在储能的能量密度大约只有三度的二十分之一。以京津唐电网为例，目前最大负荷是6000万千瓦，最大负荷出现在每年的8月，这个月风光的不稳定时间大约会持续10天左右。如果依靠电化学储能，不依靠煤电机组，这10天需要储存由风光生产的50亿度电才能“扛”过去。按照极端情况下全部配置储能（假设成熟替代方式只有储能），电化学储能成本以1000元/千瓦为基准，京津唐需要投资5万亿元，而目前全国电网总资产大约只有6万亿元。

此外，近几年储能在国际上发展迅速。在欧美国家的电力批发市场里，储能主要是功率型的应用，因为其反应速度快、精度高，可以在系统调节里发挥作用。而其能量型应用主要在电网末端，原因是这些国家的电网收费由输电价、配电价和接入费三部分构成，接入主网的费用需要由用户来买单。对于用户而言，在需求小幅增加的情况下，加装电池储能比多建一条电网线路可能更为经济。与此同时，部分国家的制度设计比较科学地明确了每一个节点、每一个用户的经济责任，所以储能在电网末端有很大的应用空间。但在电力批发市场里，储能则不是能量存储的主要方式。

所以不能否认，在局部地区、局部时段、部分功能上，储能具备一定优势，但以目前的技术，还难以成为助力实现碳中和的主要方式，一定时间内，仍然主要需要依靠大电网。

发电之外，燃煤机组有何用？

如果只能依靠大电网，就要看看电网到底需要什么样的电源。

在大电网中，为什么说可再生能源的发展一定需要煤机？在这个讨论语境下，煤机能做的事情，燃机也可以做到，甚至可以做得更好。为什么只谈煤机，不考虑大规模发展燃机替代煤机呢？主要原因是考虑到国内天然气产量远低于需求量，加上燃气机组的国产化程度比较低，因此，发展煤机对能源安全和能源价格水平更有益处。

首先，煤机可以为电网提供日内调节能力，这已经被全社会所熟知，煤机还能提供容量备用。当然，在可以承受电价适当上涨的情况下，储能也可以提供削峰填谷的调节能力，只是目前从经济上看，上文京津唐的例子已经说明电化学储能还不能作为多日容量备用，更谈不到季节性备用了。

以云南为例说明容量备用的作用，云南修建了多座多年调节水库，以至于部分大型电站枯期比丰期电量发得多。在调节水库中，有两个龙头水库，可以把多年间上游的多余水量存在水库中，以丰补枯。从这个意义上看，现在云南电力领域已经具备了实现碳中和的条件，但云南仍要保留1000多万千瓦的煤电装机。宣威电厂“破产不停产”，在多份公告中提到要保留生产能力，就是因为云南需要煤电作为容量备用，哪怕全省全年电量平衡中，完全不需要其生产电能量。每年汛期到来之前，水电都要为迎接汛期腾库，把水位降低。腾库的工作要提前进行，而在水电出力不足的时候，仍然要保持电力供应，如果使用电化学储能，需要投资数万亿元，经济无法承受，于是这个时段只能完全依靠煤机填补空缺。云南每年水电腾库的时期是其全年电力供应最紧张的时期。在这个时期，调度给电厂发出的生产指令，通常是释放最大生产能力，要求不惜代价购煤。在其他新能源规模较大的省区也有这种现象，随着风电、光伏的发展，需要煤机来提供容量备用。这些年，部分地区通常错误地用打压煤电的方式来发展可再生能源，年底年初华中、西北部分省区供应紧张，在一定程度上也是有效容量不足造成的。

其次，煤电还为电力系统提供了转动惯量。转动惯量表示的是一个物体维持其原来运动状态的能力，其能力大小与质量有关，这种能力是维持系统稳定的重要因素。目前世界范围内，还没有运行零转动惯量电网的经验。有人说虚拟同步发电机可以替代煤机，起到同样的作用，但这种方式在技术上尚未得到验证，况且其造价是普通煤机的3-4倍。

当下，能够提供调节能力、容量备用、转动惯量功能的主要是使用矿石类燃料的发电机组，比如核电、煤电、燃气机组。水电也可以提供容量备用，但是受到来水、天气的制约。对电网而言，最基本的要求是电力连续、可靠。风电、光伏要在电网的通行规律下运行，需要付出一定的经济代价，当前还没有找到替代煤电的经济方案。

过去10年间，欧盟28国可再生能源发电量上涨了将近50%，矿石类燃料机组的总容量却没有发生大的变化。能效的提高使得欧盟的总用电量下降。这种情况下，英国却发生了停电事件，德国电力系统可靠性也在下降。这些事件背后出现的问题值得我们关注。

限电引发对有效容量的思考

在过去数年里，通常认为中国的电力供给是过剩的。当然，必须要指出的是，过剩并非特指煤电过剩，而是所有电源都过剩了，这种过剩是指电量生产能力的过剩。2020年冬湖南、江西、浙江等地发布有序用电通知，多地电力供应出现短缺。内蒙古、山西、甘肃这三个能源送出大省（区）也经历不同程度的错峰限电。内蒙古2020年错峰100天，2021年将错峰150天。这些省区，单单比较电力装机规模和负荷规模，前者远大于后者，也印证了通常意义理解的“过剩”。但如果确实过剩，为何仍然需要错峰限电？主要原因是电能量除了电量的要求，还存在电力的要求，电量生产能力的过剩，不等于电力的过剩，即铭牌容量总和不等于有效容量总和。

例如，煤机和燃机的有效容量指的是在最大负荷情况下能够提供的容量，扣减厂用电、检修时间、缺煤（气）时间、非停时间等等，煤机有效容量能达到80%，燃机有效容量能够达到90%。即一般规律上，以各类电源总装机容量100万千瓦为例，煤机在高峰时段能贡献的可靠容量大概是80万千瓦，核电是90万千瓦，燃机也能到90多万千瓦。

与矿石能源机组相比，考虑来水的不确定性，多年调节水电的有效容量只有40%多；光伏的有效容量更低。从北美ISO统计数据来看，在光照资源最好的地方，100万千瓦的光伏能提供30万千瓦有效容量，最低为5万千瓦。当系统最需要电力时，比如晚高峰，光伏发电是缺位的。随着再电气化和人民生活水平的提高，国内的负荷季节特点会出现冬季高峰大于夏季高峰，晚高峰大于日高峰的趋势。为保持电力系统稳定可靠运行，高峰负荷时，需要足够的发电容量冗余。根据国内一些测算，在电力现货市场试点地区，风电的有效容量为10%左右。例如，内蒙古要解决错峰问题，需要投资建设4台100万千瓦的煤机，风电则需要上3000万千瓦。在目前出现错峰的地方，其实是系统中有效的装机容量是不足的，不是名义容量（铭牌）不足，更不是电量生产能力不足。

综上，为实现碳中和，电力领域努力的方向是减少煤炭的消耗量，而不是减少煤机的装机数量。如果不能依靠储能来消纳可再生能源，必须要依靠电网的话，就需要相应地发展煤机。以山东为例，从系统可靠性上看，山东现在的停电时间（年）约20分钟。假设山东风电增加800万千瓦，光伏增加800万千瓦，负荷增加800万千瓦时，在不增加火电机组的情况下，山东电网停电时间将变成1759小时。这也意味着，一年有五分之一的时间有可能停电。为了缩短停电时间，需要配上煤机（或燃机），增加有效容量。当煤机增加200万千瓦，停电时间将逼近1000小时；当煤机增加到600万千瓦的时候，电网的停电时间将缩短至60小时左右。此时还没有考虑可能出现的输电阻塞，导致一个地区的煤电无法输送到另一个地区需要增加更多煤机的问题。

总而言之，从目前条件来看，要保障系统可靠性，必须依靠大电网，受大电网正常运行的要求，在大规模发展可再生能源的时候，需要配套发展煤机。建议“十四五”在考虑各个地区电源配比的时候，重点考虑不同类型电源的有效容量。也许我们会发现，现在的煤机并没有过剩，尤其是在可再生能源富集的地区，考虑到供电可靠性需求，煤机实际上是紧张的。“十四五”规划，应该控制的是煤量而不是煤机数量。当然对于煤机来说，必须努力压减利用小时数，配合碳中和，而必须指出的是，具备完善的电能量、容量和辅助服务的电力市场是实现这个目标最好的方式。同时，要对有效容量给予补偿。补偿不仅仅给煤机，能够提供有效容量的可再生能源也需要获得补偿，即碳中和需要在市场环境下完成，通过计划模式，无法达到目标。
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