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近来，“拉闸限电”这个话题颇为热闹。这并非新话题，2020年12月28日本公众号曾发表过一篇文章《拉闸限电，供给侧改革再遭诟病》，原本以为去年冬天的“电荒”教训会被重视并提前统筹布局，结果今年秋天还变本加厉，今冬形势或将更为严峻。“拉闸限电”，并非黑天鹅，而是灰犀牛。目前看来，这一轮“拉闸限电”的主要原因有
近来，“拉闸限电”这个话题颇为热闹。 这并非新话题，2020年12月28日本公众号曾发表过一篇文章《拉闸限电，供给侧改革再遭诟病》，原本以为去年冬天的“电荒”教训会被重视并提前统筹布局，结果今年秋天还变本加厉，今冬形势或将更为严峻。 “拉闸限电”，并非黑天鹅，而是灰犀牛。 目前看来，这一轮“拉闸限电”的主要原因有三：一是煤炭供给不足，煤价上涨，而火电价格缺少弹性，价格倒挂，影响火电供应，这是最重要的直接原因;二是能耗双控的指标考核下，人为干预的停电限产;三是产业结构调整与能耗结构调整不匹配，中低端产能抢占能源资源，激化了电力不足矛盾。 在碳中和的大背景下，拉闸限电与如火如荼的新能源发展势头，呈现了并不和谐的基调，这也使得我们不得不重新审视当前的能源结构和新能源的发展定位和发展路径。 01 火电仍是存量重点，新能源只是增量重点 截至2021年8月，我国发电装机容量达22.82亿千瓦，同比增长9.5%。其中，火电装机容量12.76亿千瓦(占比55.9%)，同比增长3.8%;风电装机容量2.95亿千瓦(占比12.9%)，同比增长33.8%;光伏装机容量2.75亿千瓦(占比12.1%)，同比增长24.6%。 其中，风电和光伏装机容量合计5.7亿千瓦，根据我国高层提出的战略目标，到2030年风电和光伏的装机将不低于12亿千瓦。 火电、风电和光伏的占比和增速，一目了然，同时也反映了电力结构调整的现状和动态。 预计到“十四五”末，我国可再生能源发电装机占电力总装机的比例将超过50%。可再生能源在全社会用电量增量中的占比将达到三分之二左右，在一次能源消费增量中的占比将超过50%。 总体上，尽管新能源发展迅速，但在未来一段时间，火电仍然是最大的单一电力来源，火电的重要性决不能因为新能源的高调而被埋没。尤其是在“拉闸限电”背景下，火电在电力结构中的重要性更是凸显。 02 新能源的质量重于数量，稳定性是关键 近日，关于东北地区风电装机“不给力”的报道喧嚣尘上，甚至被沦为舆论的笑点。 实际上，光伏和风电，受制于自然因素，决定了新能源当前只能是补充，而不是主力，我们不能给予过高的期望，新能源也不能承担过高的责任。 今年全国光伏和风电的消纳率接近100%，马力全开，基本不存在“弃风弃光”现象，江苏、浙江、安徽、福建、广东等经济发达地区还是100%，新能源发挥了自身应有的价值。 当然，新能源的发展，不光要注重数量，还要注重质量，数量和质量要相互匹配，而质量的关键则是电力稳定性。 无论是光伏，还是风电，稳定性不足是先天因素，自身难以弥合，只有通过外部配套来提升稳定性，而储能则是当前最有效的途径。 03 储能愈加重要，“新能源+储能”成为标配 储能对于提升光伏和风电等新能源装机消纳及稳定性，具有重要的作用。随着新能源占比的提高，这个问题变得更加敏感。 储能对光伏和风电装机目标的达成，乃至“碳达峰”和“碳中和”目标的实现，都具有重要意义，这也是我国今年大力倡导储能的底层原因。 为此，今年成为我国的储能“元年”，政策不断。 4月21日，国家发改委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见(征求意见稿)》，7月15日发布正式意见，提出了发展新型储能的目标和路径，成为这一轮储能业务发展纲领性指导文件。 7月29日，国家发改委、国家能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发电装机并网规模。 8月10日，国家发改委发布《电力可靠性管理办法(暂行)(征求意见稿)》，鼓励电网、发电企业和电力用户合理配置必要的储能设施，增强电力系统的综合调节能力。 9月28日，国家能源局发布《新型储能项目管理规范(暂行)》，对新型储能项目的规划引导、备案建设、并网运行、监测监督等提出了具体要求，制订了一套科学、系统的管理规范，对支撑新型储能规模化发展、促进以新能源为主体的新型电力系统建设具有指导意义。 目前，各个地方的储能项目尤其是“新能源+储能”项目正在如火如荼的推进，项目规模不断增加，业务模式不断成熟。在火电调峰调频不足的背景下，储能对提升电力稳定性的作用也将更加明显。 04 新能源项目的收益模型面临重构 9月27日，湖南省发改委印发《关于完善我省燃煤发电交易价格机制的通知》，要求在确定电力市场交易基准价格的基础上，引入燃煤火电企业购煤价格作为参数，按一定周期联动调整交易价格上限，建立与煤炭价格联动的燃煤火电市场交易价格上限浮动机制，合理体现发电、用电成本，降低市场风险。 其中强调，如煤价过高，交易价格上限上浮到最大值仍不能完全疏导火电燃料成本，超出部分的成本通过延长交易价格上浮时间疏导，交易上限价格上浮延长时间可以累加。如果湖南省燃煤火电上网基准价发生变动，再重新确定基准煤价和交易价格上限浮动范围。 在受制于煤炭价格上涨，煤电供应不足的背景下，湖南拉开了电价市场化联动的序幕。 实际上，早在2019年10月，国家发改委就发布了《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，将原燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，基准价按当地燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。 平价上网之后，新能源上网电价参考当地燃煤发电基准价，同时根据国家发改委《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。 这就意味着，在电力价格走强的宏观背景下，新能源项目有望与市场化电价接轨，进而提升项目收益率，同时也可以消化供应链上游价格上涨带来的成本压力。 05 新能源发展，必须重构一套能源基础设施 我们正在迎来电力及能源结构调整的不可逆趋势，煤电长期从紧，新能源占比不断提高，分布式能源不断增加，等等。 最重要的是，在要素价格普涨的背景下，电力价格可能长期高企。 尤其是煤电供应紧张造成的“拉闸限电”，让公众对当前的电力基础设施更加关心，对电力供应及电力价格更加敏感，而新能源占比的提高，更是强化了这种担忧。 当前的“拉闸限电”问题，更像是新形势下的电力能源结构及需求与电力能源基础设施之间的矛盾爆发。 要解决这个问题，就需要回归根本，重新审视和重构原有的电力能源基础设施网络。 未来的电力基础设施网络，面临几个难题，并需要得到有效解决：一是煤电占比下降带来的调峰调频压力，这个问题已经显现;二是新能源占比提到，电动车需求增加，带来的电力稳定性压力;三是上游原材料价格上涨带来的火电、风电、光伏、储能等电力生产成本的提高，利益结构需要重塑。 电力来源、传输、应用、成本、价格机制等因素在不断变化，这使得我们重构一套能源基础设施网络变得越来越现实。 在未来的能源基础设施网络中，硬件上我们需要更多兼顾特高压、分布式能源、抽水蓄能、新型储能、充换电网络等元素，在软件上我们需要更多兼顾能源互联网、电力交易、碳交易、资产管理等智能、数据和交易要素。 电力及能源改革，作为生产要素改革，本质上是供给侧改革的一部分。拉闸限电，则是能源增长及能源结构调整与经济增长及产业结构调整之间的短期矛盾冲突，新能源的未来发展要致力于缓解这个矛盾，而不是进一步激发这个矛盾。 |
