可再生能源需要為出力波動付出多大程度的“代價”

張樹偉

光伏行業的競價結果之低，一再刷新人們的認知。2020年，我國補貼項目競價結果顯示1：單個項目的最低電價為0.2427元/千瓦時，加權平均電價為0.3720元/千瓦時，低于經常作為標桿的煤電行政定價水平。國際上，在2019年突尼斯50萬千瓦光伏項目招標中，出現了非洲地區的最低價？ 0.024美元/千瓦時（約合人民幣0.164元/千瓦時）。

然而，一個基本的事實是，光伏設備只能在有太陽的時候發電，這對于需要隨時應對打開電燈或者開啟生產線的連續電力供應需求來說，顯然不是優點。比如，給定光伏設備只能服務于白天的供電，意味著無論發展多大規模的光伏裝機，超過最高負荷的多少倍，也并不能解決夜晚的供電問題。

關鍵在于，對于這個特點，需要多大程度的懲罰？需要付出多大代價才是合理的？這在我國能源行業的討論中尤其重要。因為，一方面，在我國的公眾，特別是媒體討論中或多或少存在著“講個優點，評勞模；說個缺點，重復懲罰”的不精確論證模式，往往只說性質、不講程度；另一方面，由于缺乏短期競爭性市場，也不存在以市場定價的精確方式來顯示這種“正確”的懲罰程度作為透明的標桿，從而很難讓普通大眾感知其程度。

那么，從“懲罰”來看，至少有如下幾個程度上的“臺階”：

第一階：光伏是典型的“垃圾電”。來片云，出力就能波動80%。系統完全不需要這種電源，不應該發展光伏。懲罰：停止發展。

第二階：光伏設備出力波動如此厲害，完全不聽指揮，因此，必須加裝儲能設施，讓光伏出力多少就必須出力多少。所以，儲能應該按1：1的比例進行配置，存儲周期最好是基于月度。懲罰：每千瓦時電量+0.05元的儲放成本。

第三階：在夏季使用空調的高峰期，光伏是不是也得做點貢獻？可是太陽一落，人們紛紛回家吹空調時，光伏設備也停發了。那么，光伏是不是應該加裝20%的儲能，弄個日存儲的儲能？懲罰：每千瓦時電量+0.01元的額外長期平均成本。

第四階：光伏設備裝了那么多，達到最高負荷的1.5倍，原來的中午高峰變成了低谷，傍晚的高峰卻更高。光伏的電力價格是不是要打個折扣？如果煤電電價是0.3元/千瓦時，光伏在中午時段所發電量的電價就只能按0.15元/千瓦時計算。這意味著，如果光伏還享受著補貼，其強度要遠高于大家之前的認知。懲罰：每千瓦時電量少收益50%，但起碼不用受到額外懲罰。

第五階：懲罰？開玩笑吧？光伏設備在夜間無法供電，出力下來了，也不能獲得相應收入。如果夜間電價變高，光伏的平均收益就遠遠低于可控機組，這樣的懲罰還不夠嗎？懲罰：夜間沒有收入，已經算是自動懲罰了，不需要再進行二次懲罰。

第六階：市場應該時刻保持開放性，發展光伏的目的從來不是為了實現系統平衡，而是基于節能減排的需要，完全不應該被懲罰，反而需要獎勵。懲罰：負的懲罰，獎勵其具有的環境減排價值。

那么，到底哪個是更合理的？本期專欄將討論這個問題。

最初上網的光伏發電

一般而言，大部分地區的中午時段都是相對的用電高峰期，特別是在低緯度地區，夏季的中午往往意味著巨大的空調負荷。因此，此時的光伏發電恰恰能夠彌補負荷高峰、捕捉市場的高價格。到了晚上，負荷進入低谷，光伏設備不發電，但這時的電價往往很低。因此，從平均上來看（比如1年），光伏的度電收益往往高于煤電或核電等傳統發電機組。

光伏裝機容量遠超最大負荷的情況

那么，如果光伏的裝機持續增長，是出于節能減排而非系統平衡的目的（這仍舊是必要的，因此，要不斷替代其他電源才行），就有可能出現光伏設備的出力超過最大負荷的情況，從而將過去的高峰變成現在的低谷。美國加利福尼亞州2020年8月中旬發生的炎熱天氣下的拉閘限電提供了觀察這一情況的機會。

8月14日，加利福尼亞州電力系統因為系統充足性不足，進行了三級切除負荷響應，而同期的市場電價超過1美元/千瓦時（見圖1）。但是很顯然，光伏捕捉不到這樣的高價機會，因為它的出力在這個時候是越來越低的。因此，從平均上來看，其市場價值會跌落至其他機組的80%、50%，乃至更低（但不會無限降低）。

為何出現系統充足性不足？除了風電與天然氣發電機組的意外停機，加利福尼亞州的半計劃、半市場電力體制也是重要的原因。政府監管部門仍舊使用方法論陳舊、不能考慮完整不確定性的“綜合資源規劃”（IRP）確定未來的裝機節奏，是一個重要的體制性原因。

2019年，加利福尼亞州監管機構預測2020年的電力需求只有4500萬千瓦左右。但事實上，因高溫天氣，其需求一度超過4700萬千瓦，使得系統備用率下降到5%？ 一個不可接受的低水平。

加裝儲能設施會改變什么

從以上的兩個極端來看，光伏具有“自我毀滅”的性質，最初其單位發電價值往往高于其他可控電源，但越過一定階段，在將剩余凈負荷的峰值轉移到傍晚之后，其價值通常會迅速跌落。這意味著，基于平準化度電成本（LCOE）比較各種電源的競爭力，已經很難有比較確切的含義。當然，這種情況與我國的現狀存在很大差異，并且它只是一個特點，并非缺點，很多事物都有這個特點。

那么，光伏加裝儲能設施后，會有何種變化？

儲能在市場中無疑扮演著“套利”的角色，在低谷低價時段，作為用電者；在高峰高價時段，作為發電者。類似地，它必然也具有“自我毀滅”的性質，其實現收益的過程就是消滅電價波動的過程（圖2顯示的日存儲情況）。若電價沒有了足夠的波動，新增的儲能設施自然就不存在盈利的空間。

因此，如果沒有足夠的未來預見能力，“可再生能源+儲能”的系統，可能會經歷與資本主義經濟危機類似的“繁榮―蕭條”周期。

最初，接近零成本的光伏加上廉價的儲能，在此刻的電源結構下盈利頗豐，吸引了大量的投資與新設施的建設。隨著它們進入系統，電價變得越來越低，峰谷差也在縮小。很快，最終電價的差別下降到這些“光儲系統”的經濟平衡點，促使泡沫最終破裂，很多建成的資產成為“擱置資產”。

泡沫破裂后，建成的儲能設施只能勉強維持運轉。高峰電價不夠高，從而無法吸引新的儲能設施建設；平均電價水平又太低，無法吸引獨立的光伏以及任何其他新的電源。直到有一天，人們開始在部分時段缺電（比如傍晚），電價突然上漲，從而進入新一輪的循環。

可以想象，這其中必然包含各種投資的錯配危機以及反周期政策的干預，并不會出現線性發展。市場似乎永遠無法解決系統的容量充足性與周期性波動問題。

當然，如果電力價格仍舊沒有一個高的時間分辨率，那么，以上的發展變化只能是“暗流涌動”。唯一表現出來的只是各種裝機的過剩、某些時段的平衡困難以及某些機組的嚴重限電。類似于我國風電裝機規模自2005年快速增長后，在2010―2015年間出現的嚴重棄風限電問題。

所以，到底是光伏的發展改變電力系統的平衡方式，還是電力系統的平衡范式將光伏“改造”得與傳統能源一樣？ 這往往意味著減排目的將大打折扣，系于我國的政治經濟學。對于二者的互動與相互適應如何隨著時間進化，本專欄將持續關注。

小結

過去，我國曾長期處于缺電狀態，并且可再生能源所占的份額小。因此，系統在“電力價值”上的區分與否誤差不大，煤電的行政定價水平成為標桿。未來，隨著系統的容量過剩問題（特別是煤電過剩）愈發突出，以及可再生能源所占的份額不斷增加，各種電源的系統價值會更加分化。

通過行政手段確定的電力價格、自由量裁而非交易決定的粗尺度調度方式，已經到了非改不可的地步。否則，系統的電能質量與安全保障都可能隨著系統的復雜化，“灰犀牛”風險將日益增加。