电网调度方式僵化 新能源难以形成分时价格

“我国现有的电力系统碳排量很高,不能适应碳中和的发展目标,必须进行重构和再造。当新能源发展为主体能源的时候,需要换一种思维方式,更多考虑让新能源在保障系统安全、保电力供应方面发挥更大的作用。目前的电网调度方式仍主要面向常规电源为主的计划调度方式,较为僵化。”11月24日,在国际环保组织绿色和平举办的“新型电力系统底层逻辑思考——双碳目标下如何实现低碳保供”研讨会上,电力规划设计总院高级顾问徐小东如是分析。

双碳目标下电力系统如何低碳保供?以新能源为主体的新型电力系统如何构建?《“十四五”现代能源体系规划》、《能源碳达峰实施方案》两份重要指导性文件发布在即的当下,多位业内专家各抒己见、建言献策。

短时电力缺口会否影响“十四五”规划制定?

9月以来,国内“拉闸限电”现象相继波及黑龙江、吉林、辽宁、广东、江苏等10余个省份。这一短时电力紧缺,会否成为未来用电新常态?是否会对即将出台的“十四五”能源电力规划带来新的调整与变化?

对此,中国能源研究会研究员黄少中表示,前段时间部分地区的缺电限电情况并不是一个必然趋势,也不是一个常态现象,不会构成影响“十四五”规划、乃至能源转型和“双碳”目标实现的重大因素,也不应该影响政府和政策的决心与信心。

中国能源研究会理事陈宗法则认为,“今年出现了罕见的拉闸限电现象,主要原因是煤炭供应缺口、煤价暴涨、煤电亏损发电,再加上今年突出的电力需求增长,本质上是煤电体制机制矛盾造成的。总体上讲,我国基本不缺电力装机,只是在高峰、尖峰时段或者极端天气下新能源出力不足时,会出现用电紧张现象。这也将是未来用电的新常态。”

在其看来,“拉闸限电”将对我国电力发展规划的制定产生三个方面的影响。第一是规划编制的原则,首先强调安全保障用电,然后是双碳目标落实与构建新型电力系统;第二是重新评估了煤电的定位与作用,以及过去的政策举措,加大了煤电的新增规模,对淘汰的煤电不再要求强拆,改为“关而不拆”,转为备用、调峰;第三是鼓励大力发展抽水蓄能电站与新型储能。这都是限电问题后带来的政策调整与举措变化。

国网能源研究院副院长蒋莉萍坦言,区域短时电力缺口对“十四五”规划方案本身不会有太大影响,因为在做“十四五”能源及电力规划方案编制时,已经考虑并包含了低碳转型的要求。但她同时表示,此次事件是一个很有价值、带有警示意味的教训。

“这一教训带给我们两个启示,第一个是关于生产力和生产关系。生产力很重要,但是生产关系也很重要,如果生产关系没处理好,即使有生产力也会出现问题。第二个启示是电力供应问题,或者说是新型电力系统建设问题。这不仅是电力行业自己的事,而是需要整个能源体系重构,实现协同。”蒋莉萍说。

“拉闸限电”之后,企业低碳转型之路如何走?对此,清华大学能源互联网智库研究中心主任夏清提醒,不应过于夸大区域缺电对于绿色低碳转型信心的影响,“不要怪罪于绿色转型,造成这次问题是两方面的——计划失灵,市场失灵。今天我们应进一步思考现有的体制机制存在哪些不足,怎么防患于未然,让政府变得更加有为,市场变得更加有效。”

以新能源为主体的新型电力系统之路如何走?

今年3月15日召开的中央财经委员会第九次会议提出,要构建清洁低碳安全高效的能源体系,构建以新能源为主体的新型电力系统。新型电力系统有何特征?又将遇到哪些难题?

对此,蒋莉萍表示,如果用一个词描述新型电力系统的特点,一定是“多元化”。“技术、设施、参与主体,以及主体之间的关系等都将是多元化的,主体之间关系的建立或是通过政策性要求,或是通过市场行为。市场模式里有中长期、现货甚至期货等,用户需求方面也是多元化的,除传统意义上的供电外,还会有诉求绿色电力的,有诉求更高供电可靠性的。”

陈宗法则认为,新型电力系统具备五大特征。第一,绿色低碳,新能源成为电量供应的主体;第二,多能互补,实现风光水火储一体化发展,冷热电气水多能联供,开展综合能源服务;第三,源网荷储高度融合;第四,建立起一个有效竞争的市场体系;第五,建立一个智慧高效的电力系统。

“今年推出的深化电力改革的举措,如取消目录电价,让工商用户全部入市,放宽煤电电价涨跌幅限制,推行分时尖峰电价,都具有积极意义。”从发电侧的角度,陈宗法表示未来需要通过技术进步和管理提升,来解决新能源随机性、经济性的问题,“电源侧想单打独斗已经不行了,必须要多能联供、源网荷储融合。”

构建以新能源为主体的新型电力系统,还将面临一系列新问题、新挑战。从国际上看,丹麦作为实现高比例新能源电力系统的“先行者”,实现了将近60%的发电量来自风电和光伏。德国、英国、葡萄牙、西班牙、意大利、希腊都实现了新能源发电量超过20%。尽管我国风电、光伏并网装机容量位居世界首位,但从发电量来看,风电、光伏年发电量占总发电量的比重分别为5.5%和3.1%,还处于中低比例新能源发展阶段。

夏清表示,当前的电力市场机制面对构建以新能源为主体的电力系统,主要存在三个方面的问题:一是新能源几乎是零边际成本,难以形成分时价格来引导储能行为、与新能源互动的用电行为;二是新能源容量定价困难,新能源发电取决于当时的气象条件,其有效容量与用户需求最大负荷是不匹配的;三是缺少激励新能源主动降低自身波动性的价格信号,只有价格的激励才能促进源网荷储高效、精准的互动。

“在这样的机制下,用户或新能源企业将自主决策储能的投资行为,而不是发改委直接的微观管制,要求新能源企业直接配比储能。所以当前的现货市场需要与时俱进,适应新能源主体新型电力系统的颠覆性变革。”夏清说。

北京大学能源研究院副院长杨雷则提醒,“十四五”煤电装机仍有增加空间。然而,增容不等于增量,发电小时数会有所下降,“十五五”之后将步入“控容减量”,并进一步实现“减容减量”。“在未来的转型过程中会将出现很多挑战变化,最重要的是要改变思维定式,用新的模式构建新型电力系统。这是一个革命性的过程,不是对老系统的修修补补,而是系统的优化和升级。”

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