從8月開始,國內多地相繼啟動了拉閘限電,部分工商業企業被限制用電量和錯峰用電,導致相關行業生產受到限制,隨后伴隨電力缺口增大和能耗雙控政策升級,拉閘限電從企業端逐步過渡到了居民端,對生產制造和居民生活產生重大影響,引發市場的高度關注。
限電限產最近引起社會熱議,背后原因諸多。
第一,上半年能耗雙控執行不徹底,未完成指標而突擊限電的情況還存在。
第二,煤炭價格提升,導致電廠成本顯著增加,虧損發電導致區域內火電廠發電意愿弱。
第三,新能源發電的供給能力仍舊不穩定。
未來隨著電力結構的持續優化,新能源和儲能市場的發展。那么哪些新能源正蓄勢待發呢?
首先,先來講一下目前我國電力結構的演變趨勢。目前碳排放占比較高的發電仍以煤電為主,今年1-7月,火電占比72%,水電占比13%,風電占比8%,相對于2020年火電仍然是主流的供電形式,風電由于基數小相對而言增速提高比較快。
值得注意的是近年來,棄風棄光率有顯著的下降。根據國家能源局統計,2017年棄風率為12%、棄光率為6%;2018年棄風率為7%、棄光率為3%;2019年棄風率降至4%、棄光率降至2%;2020年全國平均棄風率為3．5%、棄光率為2%,全國平均棄風率和棄電率持續“雙降”。雙控政策完善了獎懲制度,鼓勵地方新能源電量的消納,也將持續降低棄風棄光率。
來源:國家能源局
同時,國家發展改革委在這一輪拉閘限電的舉措方面,也體現了明確的政策指向。針對一些地方拉閘限電,引發社會對冬季能源保供的擔心,發展改革委表示,將重點從六個方面采取措施,確保今冬明春能源穩定供應,確保居民用能安全。
一是多渠道增加能源保供資源。依法依規釋放煤炭先進產能,有序增加煤炭進口,盡力增加國內天然氣產量,保持中亞管道氣進口穩定,壓實責任保障煤電氣電機組應發盡發。
二是發揮好中長期合同“壓艙石”作用。推動發電供熱用煤中長期合同直保全覆蓋,全面簽訂年度和供暖季供氣合同,及早鎖定資源。
三是進一步做好有序用能工作。指導地方科學合理制定有序用能方案,完善動態調整機制,切實做到用戶知情、合同約定,確保方案可執行、可操作,科學實施。堅守民生用能保供底線,堅決避免壓限居民用能的情況發生。
四是發揮好能源儲備和應急保障能力的重要作用。督促電廠在供暖季前將存煤提高到安全水平之上,加快推進應急備用和調峰電源能力建設,嚴格落實儲氣設施注氣進度,確保入冬前注滿。
五是合理疏導用能成本。在確保民生、農業、公益性領域用能價格穩定的情況下,嚴格按價格政策合理疏導能源企業生產運行成本。
六是有效控制不合理能源需求。堅決遏制“兩高”項目不合理用能需求,推動主要耗煤行業節煤限煤。
不難看出,國家發展改革委的定調主要體現了兩個方面方向,一是保障火電出力,另一方面積極推動清潔能源發展:一方面是包含了提前制定冬季電力用煤用氣保供方案,保障煤電、氣電機組充分出力,多渠道提升電力供應能力等;另一方面是從電力結構來看主要還是火力為主,水利其次,風電和光伏發電快速成長。從裝機來看,2020年風電+光伏裝機為5．35億千瓦,而到2030年預期要達到12億千瓦,增量翻倍接近目前火電的裝機量。
2030年我國風電+光伏裝機預計達12億千瓦以上
(單位:億千瓦)
來源:中國能源局
從持續優化的內生動力來看,我們認為電力結構演變趨勢背后的推動因素與關鍵催化劑也至關重要,一是成本,決定了行業發展動力,二是調峰能力,決定了新能源的消納能力。以風電為例,通過產業鏈看成本,通過輸出功率的峰谷來看調峰能力難度。風電產業鏈主要包括了上游零部件制造,中游整機制造及配套,以及下游的風電運營。調峰能力時決定新能源消納能力的關鍵指標。
風電產業鏈
成本端上來看,風電成本持續下降。全球陸上風電發電成本從2010年的0．086美元/千瓦時下降到了2019年的0．053美元/千瓦時,海上風電由于沿海傳輸優勢以及利用小時數優勢成本更加低。成本降低的關鍵在于風機的價格,2020年是我國風電補貼的最后一年,年底行業出現了大規模的搶裝,同時隨著風機大型化,未來預計成本進一步下降。
全球陸上及海上度電成本趨勢
技術端上來看,調峰能力決定了新能源的消納能力,構建以新能源為主題的新型電力系統至關重要。其中,儲能系統技術服務主要應用于電源側、電網側和用戶側,用于提升新能源并網消納能力、電源調峰調頻能力,電網靈活調節和應急支撐能力,用戶側峰谷調節能力,以解決新能源并網時因其隨機性和波動性對電網的沖擊。
展望未來,有機遇也有挑戰。其實新型儲能投資回報相比傳統抽水蓄能還是成本劣勢,同時,價格機制也有問題,電網側儲能現在是沒有價格機制的,既不能進入輸配電成本,也不能參與調峰調頻市場化價格調節,這些基本上是電網投資。但是技術在不斷發展,整個十幾年儲能成本有下降了70%～80%,我們看到了光伏和風電投資成本的下降,棄風棄光率的下降,以及未來裝機量的翻倍空間,電力結構的轉變趨勢有機遇也有挑戰,方向趨勢不會改變。
