可再生能源需要为出力波动付出多大程度的“代价”

张树伟

光伏行业的竞价结果之低，一再刷新人们的认知。2020年，我国补贴项目竞价结果显示1：单个项目的最低电价为0.2427元/千瓦时，加权平均电价为0.3720元/千瓦时，低于经常作为标杆的煤电行政定价水平。国际上，在2019年突尼斯50万千瓦光伏项目招标中，出现了非洲地区的最低价？ 0.024美元/千瓦时（约合人民币0.164元/千瓦时）。

然而，一个基本的事实是，光伏设备只能在有太阳的时候发电，这对于需要随时应对打开电灯或者开启生产线的连续电力供应需求来说，显然不是优点。比如，给定光伏设备只能服务于白天的供电，意味着无论发展多大规模的光伏装机，超过最高负荷的多少倍，也并不能解决夜晚的供电问题。

关键在于，对于这个特点，需要多大程度的惩罚？需要付出多大代价才是合理的？这在我国能源行业的讨论中尤其重要。因为，一方面，在我国的公众，特别是媒体讨论中或多或少存在着“講个优点，评劳模；说个缺点，重复惩罚”的不精确论证模式，往往只说性质、不讲程度；另一方面，由于缺乏短期竞争性市场，也不存在以市场定价的精确方式来显示这种“正确”的惩罚程度作为透明的标杆，从而很难让普通大众感知其程度。

那么，从“惩罚”来看，至少有如下几个程度上的“台阶”：

第一阶：光伏是典型的“垃圾电”。来片云，出力就能波动80%。系统完全不需要这种电源，不应该发展光伏。惩罚：停止发展。

第二阶：光伏设备出力波动如此厉害，完全不听指挥，因此，必须加装储能设施，让光伏出力多少就必须出力多少。所以，储能应该按1：1的比例进行配置，存储周期最好是基于月度。惩罚：每千瓦时电量+0.05元的储放成本。

第三阶：在夏季使用空调的高峰期，光伏是不是也得做点贡献？可是太阳一落，人们纷纷回家吹空调时，光伏设备也停发了。那么，光伏是不是应该加装20%的储能，弄个日存储的储能？惩罚：每千瓦时电量+0.01元的额外长期平均成本。

第四阶：光伏设备装了那么多，达到最高负荷的1.5倍，原来的中午高峰变成了低谷，傍晚的高峰却更高。光伏的电力价格是不是要打个折扣？如果煤电电价是0.3元/千瓦时，光伏在中午时段所发电量的电价就只能按0.15元/千瓦时计算。这意味着，如果光伏还享受着补贴，其强度要远高于大家之前的认知。惩罚：每千瓦时电量少收益50%，但起码不用受到额外惩罚。

第五阶：惩罚？开玩笑吧？光伏设备在夜间无法供电，出力下来了，也不能获得相应收入。如果夜间电价变高，光伏的平均收益就远远低于可控机组，这样的惩罚还不够吗？惩罚：夜间没有收入，已经算是自动惩罚了，不需要再进行二次惩罚。

第六阶：市场应该时刻保持开放性，发展光伏的目的从来不是为了实现系统平衡，而是基于节能减排的需要，完全不应该被惩罚，反而需要奖励。惩罚：负的惩罚，奖励其具有的环境减排价值。

那么，到底哪个是更合理的？本期专栏将讨论这个问题。

最初上网的光伏发电

一般而言，大部分地区的中午时段都是相对的用电高峰期，特别是在低纬度地区，夏季的中午往往意味着巨大的空调负荷。因此，此时的光伏发电恰恰能够弥补负荷高峰、捕捉市场的高价格。到了晚上，负荷进入低谷，光伏设备不发电，但这时的电价往往很低。因此，从平均上来看（比如1年），光伏的度电收益往往高于煤电或核电等传统发电机组。

光伏装机容量远超最大负荷的情况

那么，如果光伏的装机持续增长，是出于节能减排而非系统平衡的目的（这仍旧是必要的，因此，要不断替代其他电源才行），就有可能出现光伏设备的出力超过最大负荷的情况，从而将过去的高峰变成现在的低谷。美国加利福尼亚州2020年8月中旬发生的炎热天气下的拉闸限电提供了观察这一情况的机会。

8月14日，加利福尼亚州电力系统因为系统充足性不足，进行了三级切除负荷响应，而同期的市场电价超过1美元/千瓦时（见图1）。但是很显然，光伏捕捉不到这样的高价机会，因为它的出力在这个时候是越来越低的。因此，从平均上来看，其市场价值会跌落至其他机组的80%、50%，乃至更低（但不会无限降低）。

为何出现系统充足性不足？除了风电与天然气发电机组的意外停机，加利福尼亚州的半计划、半市场电力体制也是重要的原因。政府监管部门仍旧使用方法论陈旧、不能考虑完整不确定性的“综合资源规划”（IRP）确定未来的装机节奏，是一个重要的体制性原因。

2019年，加利福尼亚州监管机构预测2020年的电力需求只有4500万千瓦左右。但事实上，因高温天气，其需求一度超过4700万千瓦，使得系统备用率下降到5%？ 一个不可接受的低水平。

加装储能设施会改变什么

从以上的两个极端来看，光伏具有“自我毁灭”的性质，最初其单位发电价值往往高于其他可控电源，但越过一定阶段，在将剩余净负荷的峰值转移到傍晚之后，其价值通常会迅速跌落。这意味着，基于平准化度电成本（LCOE）比较各种电源的竞争力，已经很难有比较确切的含义。当然，这种情况与我国的现状存在很大差异，并且它只是一个特点，并非缺点，很多事物都有这个特点。

那么，光伏加装储能设施后，会有何种变化？

储能在市场中无疑扮演着“套利”的角色，在低谷低价时段，作为用电者；在高峰高价时段，作为发电者。类似地，它必然也具有“自我毁灭”的性质，其实现收益的过程就是消灭电价波动的过程（图2显示的日存储情况）。若电价没有了足够的波动，新增的储能设施自然就不存在盈利的空间。

因此，如果没有足够的未来预见能力，“可再生能源+储能”的系统，可能会经历与资本主义经济危机类似的“繁荣―萧条”周期。

最初，接近零成本的光伏加上廉价的储能，在此刻的电源结构下盈利颇丰，吸引了大量的投资与新设施的建设。随着它们进入系统，电价变得越来越低，峰谷差也在缩小。很快，最终电价的差别下降到这些“光储系统”的经济平衡点，促使泡沫最终破裂，很多建成的资产成为“搁置资产”。

泡沫破裂后，建成的储能设施只能勉强维持运转。高峰电价不够高，从而无法吸引新的储能设施建设；平均电价水平又太低，无法吸引独立的光伏以及任何其他新的电源。直到有一天，人们开始在部分时段缺电（比如傍晚），电价突然上涨，从而进入新一轮的循环。

可以想象，这其中必然包含各种投资的错配危机以及反周期政策的干预，并不会出现线性发展。市场似乎永远无法解决系统的容量充足性与周期性波动问题。

当然，如果电力价格仍旧没有一个高的时间分辨率，那么，以上的发展变化只能是“暗流涌动”。唯一表现出来的只是各种装机的过剩、某些时段的平衡困难以及某些机组的严重限电。类似于我国风电装机规模自2005年快速增长后，在2010―2015年间出现的严重弃风限电问题。

所以，到底是光伏的发展改变电力系统的平衡方式，还是电力系统的平衡范式将光伏“改造”得与传统能源一样？ 这往往意味着减排目的将大打折扣，系于我国的政治经济学。对于二者的互动与相互适应如何随着时间进化，本专栏将持续关注。

小结

过去，我国曾长期处于缺电状态，并且可再生能源所占的份额小。因此，系统在“电力价值”上的区分与否误差不大，煤电的行政定价水平成为标杆。未来，随着系统的容量过剩问题（特别是煤电过剩）愈发突出，以及可再生能源所占的份额不断增加，各种电源的系统价值会更加分化。

通过行政手段确定的电力价格、自由量裁而非交易决定的粗尺度调度方式，已经到了非改不可的地步。否则，系统的电能质量与安全保障都可能随着系统的复杂化，“灰犀牛”风险将日益增加。