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对比美国经验，再探双控背景下新型电力系统与绿电会议纪要

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2021-09-29 00:03:52

基本情况介绍：
李博士：我国在去年确定了双碳目标，电力系统碳排放占全部碳排放35%左右，我国提出了以新能源为主体发展新型电力系统，这也是我国首次提出亿新能源为主体，未来新能源发电占比要超过50%。新能源具有较大的波动性和不确定性，我国包括全世界范围内都面临缺电问题，尤其是转型过程中，对电力系统是很大的挑战。
像东北地区限电问题，部分原因是风电出力远远不足装机容量，东北地区风电装机在3500万千万左右，据公开报道今年出力只有装机容量的10%，按照往年风资源较好的情况下是远远高于10%的，但是今年自然气象原因导致出力不足。另外一个叠加远远是化石燃料供给不足，多方面原因电力需求增长好于预期，然而电力供给不增反降，出现了很大的缺口。以往限电有个排序表，优先对高能耗的企业进行控制，但是今年有些地方已经出现了对居民产生影响。欧美国家也面临转型阶段新能源出力不足，即使像美国这种重要的天然气生产国，国家也大力发展气电，产能也不足，也面临很大的用电缺口，缺电是电力转型过程中的世界性难题。

以新能源为主体核心的转型过程中不同的技术的作用：
新型能源核心风光发电：2050年风能、太阳能分别20亿千瓦左右的装机，每年新增至少1亿千瓦，经过过去多年的发展我国目前风能太阳能3亿千瓦左右，风能和太阳能产业发展处于初期，未来发展前景还会更好。尤其是太阳能，我国太阳能基础设施的产能在全球占比较高，所以跟太阳能相关的产业未来还会有大规模的发展。
可靠能源核能：太阳能和风能波动性、季节性，因此我们需要一定的可靠的能源供给，其中比较重要的就是核能。日本和台湾对核能比较抵触，我国第三代核能技术较为成熟，我们的技术和市场条件是适合我国发展核能的，普遍认为到2050年核能装机4~5亿千瓦，每年新增1000万千瓦，每年上8~9个大型发核电机组。
风光辅助储能：另外就是配合风光发电的储能设置，让供给和需求实时平衡。目前主要措施是抽水蓄能，技术相对成熟，根据能源局的报告未来抽水蓄能也能有大幅增长，未来增长的情况主要看地方政府的决心和中央对抽水蓄能的态度。抽水蓄能每年1000万千瓦左右才能匹配未来风光装机的发展，抽水蓄能相对来说储能时间较长，可以满功率发电十几个小时，这是其他储能形式比不了的，在新型电力系统中，抽水蓄能还会有很重要的作用。
电力输送特高压：另外就是特高压技术，像风能在西部地区为主，太阳能也是在西北电网五省装机量占大头，因此需要特高压将西部与东部连接起来。预计2050年特高压装机在10亿千瓦左右，每年装机几千万千瓦。电力系统数字化技术，太阳能和太阳能出力不确定性和波动性，太阳能的预测相对可靠，风能出力的预测难度大，需要数字化技术来结合气象、水文、经济、人的行为等来预测处理情况，预测电力需求的波动情况，通过数字化的技术更加精准的匹配供给和需求。
光热技术：核心是利用太阳能，发电形式是用太阳能电板收集热能，再用热熔路结合推动汽轮机，可以将我们国家非常成熟的汽轮机技术利用起来。大量淘汰煤电，但煤电中的汽轮机技术并不能浪费。相对风能和太阳能技术相比，光热出力是可控的。光热技术通过运用热储能和汽轮机技术对出力情况进行调节。在未来新能源电力供给难平衡的条件下，光热技术可以进行辅助，但短期内由于成本高很难发展起来。短期仍然是发展风能和太阳能，但中长期来看光热发电是有很重要的前景。
燃气轮机：也可能有一定的装机，因为比较灵活。但我国缺气的现状决定着不可能大幅度增加，因为大幅度增加后，气的成本必然会大幅度增加，而我国的气严重依赖外部进口，所以燃气轮机的方面可能会有增加，但不会大幅度增加。
分布式能源，微电网体系：以及公用设施的屋顶光伏。但是目前难点是如何保分布式能源的持系统稳定性，目前大电网运行较为成熟，分布式能源在稳定性上有改善空间。分布式能源如何与集中式能源如何构建架构也是一个很重要的方向。
电-车、车-路协同发展：我国正在大力发展电动车，车在充电的时候对电网的冲击，尤其是尖峰负荷，如何让车即是消费者又是生产者。让车需要充电的时候就可以充电，在尖峰负荷的时候需要放电则可以放电。
氢燃料车，在商用车有前景，例如卡车、公交车，电动较难放在卡车领域，在大卡车上放电池需要非常重的电池。氢燃料电池同样重量下热值较高，所以可以用更轻的燃料驱动更长的里程数。我国也在大力发展氢燃料电池车，有技术瓶颈和成本的瓶颈，目前类似于2010年-2013年之间的电动车的发展阶段，随着投入的研究人员增大，未来五年内逐渐会变得成熟，在一些地区有一定突破性的应用。
绿色金融：新能源发电形式初始投资非常高，运营成本较低，和传统煤电天然气发电不同，初始投资高会让投资者感觉到不确定性和投资回报的问题，采用绿色金融手段给投资主体低息贷款等，会让投资者有更强烈的意愿参与投资新型能源建设。

单博士：风电光伏有序进入电力市场，电价会不断降低，降低社会的生产成本，但是激进、无序的进场，比如之前德国大力发展可再生能源，导致需要很多灵活性资源，甚至需要额外进口电力，最终一定程度导致系统电价上涨。美国天然气便宜，2美元/百万立方英尺，相对来说比较具有竞争力，因此灵活性资源首推就是天然气，搭配风电和光伏，很大程度上缓解了美国电网一开始遇到的不确定性等问题。州政府对可再生能源支持较好，加州每两年更新，最近也提出了整个州要达到碳中和。像这样光看天然气可能不是很够，很多储能系统，像水电，很多讨论中水电目前不是很受重视。在美国中部市场，提供的调频比电池系统要多，当地本来水电就不多，水电提供了远超装机容量份额的灵活性资源。在加州，即使缺水，水电也是仅次于天然气的灵活性资源。在旋转备用市场，水电提供的灵活性资源比天然气更多，水电也许可以发挥更大左右。风光有序入场，运营成本比较低，此外还有电价补贴。可以以很低的价格去竞标，在美国这种相对来说比较市场化的市场中可以让电价降下来。水电24小时不断的发电，利润率会不断降低，水电另一个重要作用是提供辅助性服务方面。水电的另一个重要作用是储能，水电的抽水蓄能容量来分在美国也是最大，和电池储能有很多区别。市场上看，融资机构原因去投资电化学储能，不太支持抽水蓄能建设，主要是担心投资周期长，因此水电的增长也不是很多，哪怕是最需要水电的加州，目前也只规划了4~5个项目，有些还建设在州外。国内有国家规划，而且规划比较多，如果能全部建成一定可以占据很大储能市场的，其他的储能系统，只有部署快的才能抢占市场，否则抽水蓄能凭借着效率目前也比较高（仅比电池低一点点，有些大概80%左右）、体量大还是很具有优势的，抽水蓄能可以提供长期储能。达到80%的碳中和很容易，比如天气不好的时候用电池撑一下没有问题，但是连续一个月都是阴雨天，光伏出力低，可能就需要抽水蓄能这种长期的储能来支持。需要机制来平衡季节的不平衡，把能量存起来，长时间大容量的电能储存对电化学储能来说也具有一定的挑战性，LFP储存电量3个月从95%跌倒80%左右，和抽水蓄能基本持平。未来全面碳中和需要应对季节性的需求，像抽水蓄能这样的长期储能系统需要更多的支持。除此之外，重力储能、压缩空气储能、液流电池、热储能等。储能也需要大量的初始投资，所以我们也会关注商业模式是什么样的，美国有家公司不做储能，但是做储能系统的托管，轻资产公司，通过集合各个小的储能系统，自己变成了大的电厂，能给参与电价交易，同时给客户提供付费服务，这种商业模式可以减少风险。国内的储能系统与美国较大的差别在于，美国储能系统主要在电价差套利，国内目前电价市场化还不成熟，相关的价格形成机制还不是很成熟，所以目前储能盈利确实有一定的困难。像抽水蓄能是大型的，跟资源分布有关，但是跟可再生能源的资源调频调峰需求不匹配。像西北可再生能源多，但是也缺水，因此建抽水蓄能比较困难，考虑到电网传输需要一定的稳定性，如果把储能系统部署在需求端近的地方储能发挥的作用就有限。因此发展微电网、分布式能源，能源供给靠近消费端，这样的商业模式目前也在探索。在微电网中，储能可以发挥调频调峰、负荷管理的作用。美国这边就会有电力零售商，未来除了卖电还会承担区域电网的管理工作。例如A想把屋顶的光伏卖给B，但是突然今天没有太阳没有电，那此时B还需要电，那么会从电池取一部分电送过去，A受到一定的能源处罚，比如补偿更多的电给电池，这样的一个微电网管理逻辑。这种模式也可以由电动汽车来提供，也就是将交通和微电网结合起来。锂电池的成本下降较为迅速，但由于电动车的成长带动锂电池加速下降，很多研究表明，当天充电当天放电锂电池占市场主导，但是当天充电过一周之后再放电，可能由于效率的原因会有其他的技术来参与，技术层面可以分为两个市场。国内和国外都有很多煤电天然气机组面临转型，添加储能是其中一种方式，储能可以提高煤电的灵活性，但是更有价值的思路是将热电厂改成热储能，本来是热水推动轮机发电，以前是煤或者天然气烧热水，现在是用电来烧水。这个技术相对来说较为成熟，应用场景近几年也在推广。美国很多天然气机组，由于热介质需要温度高，热交换机成本较高，直接改造天然气机组不是很合适，对于煤电机组来说，温度较低，改造较为容易，国内这方面改造的话会更有市场竞争力。天然气改造方面，19年MIT评出的十大技术突破之一，把二氧化碳和天然气混在一起烧，烧出来的基本上就是纯的二氧化碳，人工碳捕集，电厂排出来的是高浓度的二氧化碳，后续会有专业的公司来继续做后续的处理。氢能方面，美国专注于氢能的规模化，规模化上去之后成本会快速下降，未来远海输电网用在制氢上，这样的商业模式可能更加合理。以后全球贸易市场可能不是液化石油气、煤炭、燃油等，而是液化氢气，不过这个是很远之后的设想。像前段时间国网提出超导电力传输，需要给电网降温，像液氢的运输也需要降低温度，两个降温需求放在一起，可能建设阶段会降低成本。近期氢能主要用于钢铁、化工等难脱碳的行业。限电方面，没有市场化的话很难分摊成本，美国原材料也在涨，像天然气涨60-70%，用于电力的涨大概50%，因为天然气厂一般会有长期合约。居民用电大概涨5%，商业和工业可能涨了8%，这说明价格市场化确实可以使电价涨一些。国内希望进一步推荐电力市场化，储能商业模式、微电网商业模式能够激活，能够助力碳中和。

Q&A
Q：本次限电一方面由于双控政策，另外东北地区面临电网频率跌破安全红线的风险，终端能源电气化也将不可避免地提高用电峰值。从短期看，如何应对新型电力系统建设很难迅速匹配用电需求的矛盾局面？
李博士：我个人觉得新能源可能不是一个短期的问题。主要原因之一是现在全球，尤其是我们国家，雄心勃勃制定了碳排放控制目标、能耗总量和能耗强度的控制目标，在控制目标下，我短期内煤炭的产能是不会大幅增长的。在这样的情况下，化石燃料的供给就不可能大幅度增长，燃料价格会很贵，比如近期相关数据显示，5500大卡动力煤大约都超过了1000元/吨，这就意味着一个电厂发一度电成本都要超过三毛钱。在上网电价没有大幅度提升的情况下发一度电就亏一度电，所以化石燃料发电厂不乐意大规模提高发电量。
另外，在电力需求端肯定还会有很大幅度的提升，因为我国电气化、电动车推广方面已经在快车道上。在供给端，新能源装机容量未来还会大幅度增长，但由于新能源的供给不确定性，新能源出力很难说会大幅增长。所以世界各国都对快速转向新能源为主体的新型电力系统都会有担心，但所有国家都对它有过高的期待，在这种情况下我们需要做好心理准备，未来几年这种缺陷可能会是比较常见的情况。
单博士：从大致的情况来看存在三个问题：钱的问题，量的问题和波动性的问题。量的问题容易解决，发电端、需求端多建就可以了。波动性的问题难一点，需要增强管理，包括储能系统；但是安装储能系统也还不够，要去调配储能系统，比如说如果一个地方缺电其他地方能不能迅速调配相关资源，那么传输规划能力也有待建设。
钱的问题会涉及到整个市场结构的调整，包括电价、临时性合约是不是能签、与上游发电厂和上游供应商的长期合约和相关金融工具是不是能保证。金融工具和长期合约能够稳定发电厂的成本，临时合约能够满足供电价格的波动。灵活性能够保证的情况下企业愿意出更多的钱获得电，就能够解决钱的问题。
在需求端，很多工厂有光伏风电自建电厂，特别是一些互联网公司，在美国会比较多。18年美国20%新建光伏和风电电厂都是由公司去投的。国内开展绿证交易之后，我们认为在这一方面也存在相应的空间，企业可以通过自建电厂去满足能源需求，虽然给整体的监管规划带来一定困难，但是也能够发挥稳定供应作用。

Q：在新能源大比例接入电网之后，对电网造成冲击，现在能够承受的新能源所占比例是多少，未来改造后理论可以承受的比例是多少？
李博士：不同的电网能源结构、灵活性、系统稳定性等方面都有很大的差异，要具体来看待。比如南方电网，有很大比例的水能，可以提供很大的频率和电压的稳定性，所以它能够承受更多的新能源；在西北地区有大量的化石燃料发电，比如说煤电，煤电基地也能提供很大的灵活性和辅助服务来保障新能源的接入。所以越是要发展新能源，越是不能把传统的发电技术大规模淘汰掉，反而需要保留有一定比例的传统发电来保障新能源接入下系统的灵活性和辅助服务。我们先前有一项研究分析煤电的灵活性改造，对整个电力系统发展，尤其是新能源接入带来的好处，我个人判断煤电改造，比新建储能系统带来的好处还要大一些，因为新型储能系统可能会发挥很大作用，但是它成本不低，但是对现有的煤电进行灵活性改造，可以带来很多的系统的好处，比如在新能源结构提升的情况下保证电力系统安全性等等。
所以总体上说得根据不同的电网来看，不同的电力系统能够接受的新能源的比例，但总体判断即使要发展新能源，传统发电形式还是会发挥很大的作用，尤其是在电力系统灵活性和辅助服务方面。
单博士：如果是我们把之前提到的长期储能、灵活性调配等所有的技术路线改造都做完，当然是可以达到这个100%可再生能源的，也是目前学界的这样一个判断。

Q：东北的火电很多都做了灵活性改造，但仍出现了临停这种情况，那么现在国内传统能源终端按照什么样的比例可以是一个比较良性互动的情况？风光水系统设计原则上是可以实现的，但是成本会很高，假设现在用电系统的成本不提高的话，那大概怎样的比例是比较合理的？
单博士：灵活性资源比例随着气候变化，要求越来越高，国内对于这方面的要求也越来越高。在加州，一些比较小的项目风光自配的储能系统差不多是1:2~1:4之间，少量1:6~1:8，但是不一定能支持整个系统的灵活性。如果风力突然降低，那它就不是调频的工作，而是需要紧急应急的储能系统，目前杜克大学一个教授在研究这个问题。这不是正常开发能够去估计的，而是说作为应急设施怎么去规划。
再说风光水和电源系统成本，用电端成本可以维持的非常低，但是发电端的成本可能还会比较高。因为如果我们把初始投资分散，做远期或者是发长期债券，当然能够把用电端成本控制的比较低。但是发电端的成本是难以避免的，因为初始投资会比较大。第二个成本是碳的成本，如果利用政策、投资意愿和购买意愿能够激活一个计入二氧化碳气候变化成本的市场，那碳的成本能够通过碳市场或绿电购买市场降低。
李博士：电力需求响应也是一个低成本方式。例如美国中央空调可以设置它能够承受的最低温度和最高温度，管理方托管空调之后可以根据设置的情况以及当前电力系统情况，通过系统来调节用电，这就可以保证不影响用电的情况下，降低电力需求，让供给和需求更加平衡，而且这个也是一个非常低成本的方式。

Q；绿电交易对可再生能源运营公司会有哪些影响？在欧美发达国家，新能源运营公司的盈利模式是怎样的？
单博士：绿电交易会使新能源运营商有更多的资金来源，电力交易不仅仅是长期合约，还包括直接投资以及电力零售商的多元业务，包括绿证区域电网之内的P2P。大多数人关注的应该是这个长期绿色电力购买协议以及直接投资，它们能够分散风险，例如填补财政补贴缺口，提高收入来源多样性。在国外，绿电采购确实支持了很多新能源电站的开发和运营。
国外电站的主要盈利模式近期是投资right&credit。生产的补贴逐渐取消，以前专门收政府补助的盈利模式和类似的投资者逐渐会退出市场，大部分还是直接通过供电卖电去赚钱。但目前我们也看到他们在探索其他业务，包括加州有些电厂咨询气电是否可以挖b

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，但是主要盈利模式就是靠卖电，也没有其他的辅助性服务。在部分地区，自建电厂能够自己解决数据中心等高耗能用电，并没有接入电网，这个也能够去申请项目，当然也和当地电价和技术成本相关。
李博士：绿电肯定是对新能源发展有很大的作用，但我个人觉得绿电在目前情况下是主要是自愿性的，所以只能做一个补充，而且可能短期内都是这样，除非长期来看，国家能够将绿电变成一个很重要的新能源卖电的形式的话才可以。所以总体来说我认为绿电是一个很重要的帮助新能源投资主体分散风险的方式，但它不是一个特别主流的方式，可能起的作用会比较有限。
单博士：绿电也要看国内互联网公司和大型能源化工企业的购买意愿，因为在国外大部分的绿电购买者和投资方都是能源公司或者是传统能源公司、化工企业和互联网公司，尤其是国内像阿里、腾讯都发布了自己的碳中和规划，他们一定会有买绿电的需求。像电信、联通之类的数据中心也会有很大需求，所以说看这些企业的购买意愿会有更直接的一个估计。

Q：能否对我国光伏目前的投资方向以及技术发展现状进行介绍？以及怎么看未来我国光伏的技术发展方向以及投资方向？
单博士：我个人对薄膜太阳能电池比较看好。由于土地资源限制和供给关系的限制，现在很多企业和园区来找我们咨询做bipv（光伏建筑一体化），薄膜太阳能相对来说会有更灵活的布局空间。从成本上看，目前立面太阳能板成本也不高，但是从长远发展来看，我个人还是比较看好薄膜太阳能电池。在钙钛矿里面无机和有机目前各有优劣，但是方向我还是比较看好的。
李博士：这一轮新能源为主体的电力系统构建非常依赖于政策驱动，所以到底按照哪种技术非常取决于我们国家的政策导向。比如前几年发展集中式的太阳能发电比较多，这几年发展屋顶光伏比较多，因为相关政策在往这个方向倾斜，所以它可能会对相关技术有一定的导向。

Q：我国光伏发展可以如何借鉴国外的经验？
单博士：加州光伏建设成本相对来说比较低，唯一的难点出现在了拿到电网许可的这一端，比如在美国西部布局光伏，可能建一个光伏电厂可能至少一年，但要拿到电网许可可能要等三年，这个是由于电网当地的管理能力需要提升，还有他们并不是希望那么快的接入这么多的光伏。大家也知道，越晚接入电网，电价越低赚钱越少，这一块现在存在地方的博弈。
另外，屋顶光伏和家用光伏片做的会比较多。从市场数据看不是特别多，因为相关的市场还比较封闭，但从相关做光伏的公司估值看比较高，所以大家对这一块有一些信心。所以我们认为在这个集中式光伏和分布式光伏中，现在在美国分布式光伏目前被业界比较看好。

Q：在储能方面，在电源侧、电网侧它们在会有怎样的差别？
单博士：在电网侧，它可以缓解电网阻塞的情况，提供辅助性服务，维持电网稳定性。在电源侧，如果不接电网或者是主控权在发电企业的话，它当然可以提高自己的灵活性，甚至如果政策设计有缺陷的话可以通过储能系统去影响电站获得超额利润。
李博士：个人觉得对于我们中国目前情况，发展这个电网侧的会更加合适。根据企业调研，企业并没有太多意愿来自己发展这种电源侧技术，一方面是如果他自建风能电站、太阳能电站、储能系统，利用率可能不高，另一方面他们不知道花这么多钱来建储能系统之后带来的整体效益有多大，或者说他们判断是没有太大。如果由电网来建一个整体的储能系统，可能带来效益会更大。所以在储能还很稀缺的情况下，电网侧带来的效益会比电源侧充电系统更加有用。
单博士：其实电网也并不清楚这个系统的价值是多少。加州政府找我们提供一个重要的工作就是怎么去给长期储能系统建立长期价值体系，目前电力交易、充放电价值估算基本上是集中在日内，但是日间和周间的价值空间目前在模型也没办法反映出来。所以这里肯定会有价值，但具体多少目前还在这个科研当中。

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