文｜华夏能源网

对于全球“双碳”进程来说，好消息是，新能源装机在持续爆发式增长；坏消息是，迄今为止风、光新能源的减碳效果并不理想。

为什么呢？

从新能源装机到最终实现减碳，这中间要跨越很多应用环节。光是新能源装机猛增、绿电电量占比攀升后，如何保证整个电力系统的安全、稳定运行，就难住了全球无数英雄好汉。

对此，在前不久举行的行业论坛上，中国工程院院士刘吉臻在主旨演讲中“直言不讳”地表示，新能源“三性”（随机性、间歇性、波动性）是世界性难题，不是用上储能等一两种调节手段就能够解决的。

有鉴于此，刘院士认为，中国也许在未来很长一段时间内，煤电都将是兜底保供的主力电源。幻想“七手八脚就能把煤电干掉”，只能说是“不当家不知柴米贵”。

国际经验也表明，随着新能源电量占比达到并超过15%，新能源电力消纳的系统成本将几何级增长。而即使愿意付出一定的成本代价去最大限度接纳新能源，电力系统目前还没有有效的技术手段让新能源的发电量占比大幅提升。

储能作用非常有限

“源网荷储一体化”，被认为是当前消纳新能源的新路径。在强制配储的政策助推下，各地一直在大干快上储能。

但关于储能的价值有多大，业内充满争议：储能真的能大量消纳新能源、并为整个电力系统做调节吗？

中国工程院院士刘吉臻提出，社会上关于碳中和的解决方案，其中一个叫“风电、光伏加储能”，那么，在已经实现高比例清洁能源的新型电力系统，能不能用储能来应对？“可以很负责任地告诉大家：这是外行的话，是很不专业的概念，根本就不懂电是什么。”刘吉臻院士说。

电力是“电子的运动”，速度是光速每秒30万公里。在电力系统中，电力的物质转换是从电源侧的电荷开始，然后电荷以某种方式（光、热、做功）用掉，在光速下电能量瞬间就消纳掉，两清、没了。“这当中，电荷最大的缺点是“难以大量的堆积”——这说的就是储能。

刘院士进而提醒，对储能一定要有清醒的认识，“储能不是万能的”。将来新型电力系统，能源转型以后的以新能源为主体的能源系统，储能要发挥作用，但是作用将会十分有限。

不同的声音也存在。质疑者提出：真的要如此悲观吗？手机充电是储能，电动汽车充电也是储能，那为什么到了电力系统，储能的作用就十分有限了呢？

刘院士提醒，要注意“量变”和“质变”这两个哲学基本概念。手机充电一次是0.0074度电，电动汽车充电一次也就20-30度电，就连目前已经跑通商业模式的工商业储能，一天充放电大概也就7、8百度电。2023年，中国全社会用电量超过了9万亿度，光是风光绿电就达到了1.46万亿度。这么大规模的发用电量、新能源电量，储能到底能贡献多少度电？

来自电力系统的数据，能够侧面印证刘院士的判断。迄今为止，关于储能电站的各项数据，只有平均充放电次数、平均利用小时数等维度的指标，就是没有储能电站调峰电量的数据。

缺少储能调峰电量数据，肯定不是因为技术上的原因，问题还是在于，给整个电力系统做调节，储能还无法“挑起大梁”。未来想要给整个电力系统做调节，储能无疑需要一个量变到质变的巨大飞跃。

需求响应知易行难

正是由于新能源具有高度的随机性、间歇性、波动性，单纯依靠电网调度来消纳新能源往往会运转不灵。

因此，电力需求响应各方的重视。

在火电为主力能源的时代，火电机组具有高度的稳定性和可控性，电力供给可以随着电力需求的变动而任意变动。到了用电高峰时段，火电机组开足马力全力供应就是了；用电低谷时段，火电机组减少出力就是了。

这一过程中的源随荷动，基本上可以“随心所欲”。

那么，既然在新能源占比越来越高的时代源随荷动那套传统玩法越来越玩不转了，那在尝试荷随源动，让电力负荷去主动适配不稳定的新能源发电，是不是一条可行路径呢？

目前来看，“荷随源动”来更大比例去消纳新能源，有两个途径有很大空间：一个是对一些产业进行产业转移，一个是对一些产业进行负荷灵活性调节。

在产业转移方面：青海近年以低价绿电吸引了大批光伏制造企业，组件龙头天合光能、硅片厂商高景太阳能、多晶硅厂商青海丽豪等等纷纷进驻青海，主要集中在西宁经济技术开发区。目前，这一开发区用电量已经接近青海省用电量的一半，区内多晶硅、单晶硅、光伏组件产量激增的同时，也大大促进了青海省新能源的消纳。

此外，内蒙古、宁夏、甘肃等地目前都在积极布局离网制氢。在风光大基地就近离网制氢，在消纳过剩的风、光电力上展现了巨大的潜力，有望成为未来重要的消纳方式。

在负荷调节方面，什么样的产业其负荷可以尝试灵活调节呢？有发电央企人士举例称，用户侧中，仅仅一个纺织行业的需求侧灵活调节能力就达到35%，即这一行业的可调负荷占自身用电负荷的35%；钢铁、电解铝等行业的可调负荷占比，最大也能达到20%。

然而，上述两个方法的作用都十分有限，远不足以应对新能源消纳越来越严峻的局面。

对企业来说，产业转移是个多维决策，要综合考虑选址地区的营商环境、基础设施环境、人才技术环境等，不是一个绿电便宜就能拍脑门转移的。负荷调节，企业也不能只在光伏发电的白天进行生产、晚上就不生产了。

至于居民部门的需求响应，虽有空间，但是囿于用电习惯的积习难改，改变起来也特别困难。

比如，浙江电力迎峰度夏电力负荷中40% 是空调负荷。浙江方面正在通过提高用电晚高峰电价等方式引导居民部门做出需求响应，可是当盛夏酷热难耐之际，又有多少家庭会因为电价提高就关掉空调呢？浙江方面还试图引导电动汽车用户改在23：00之后充电，但是又有多少用户为了那几元钱的电费节约，就去熬夜呢？

积习难改。无论是企业用户，还是居民用户，用电习惯是非常难以改变的。

煤电调峰其能久乎？

储能和需求响应，目前在大规模消纳新能源的作用上都十分有限，能够实实在在为新能源做调节的，盘来盘去就只有火电了。

然而，与电力系统灵活性调节资源充裕的欧美等发达国家相比，中国尤其缺乏具有启停灵活、响应速度快、调节范围广、可靠性高等特点的燃气电厂。根据EMBER的数据，2023年中国燃气发电装机占比仅约5%，显著低于美国42%、英国的36%和德国的14%。

在“富煤缺油少气”的中国，能够大规模为新能源做调节的，也就只有煤电了。

如果说“风光储”尚处早期阶段，那么，中国目前的新能源发展，恰是采用了“风光火”打捆的模式。有业内人士做过简单测算，原来是1.2千瓦的煤电能为1千瓦的用户供电，但“风光火”打捆模式的新型电力系统下，需要“1.2千瓦的新能源+1千瓦的煤电”，来对应1千瓦的用户。

这样，“风光火”打捆下，平时不开机的煤电，需要频繁启停为新能源提供调峰服务。而为了扶持新能源发电，转型深度调峰的煤电需要大幅让渡发电利用小时数，比如从4500小时减少到3000小时。

当然，风光打捆煤电，如果说上述1.2：1的比例还是高估了煤电配比的话，那么，在风光大基地的实践中，风光火打捆3：1的配比，则是非常常见并更加接近现实的。但也正因为有了这四分之一的煤电配套，才有了中国新能源装机的大幅攀升以及新能源电量的持续增长。

尽管“风光火”打捆调峰模式能够应对新能源“三性”带来的难题，但消纳和调节新能源，长期、过于依赖煤电，也是有副作用的：风光火打捆下，风光绿电要捆绑煤电发展，那碳中和又怎么实现呢？

国家能源局数据显示，截止2024年6月30日，我国风电光伏发电合计装机（11.8亿千瓦）已超过煤电装机（11.7亿千瓦）；然而在发电量上，风电太阳能发电量合计仅占全部发电量的20%。

这意味着，要提升风光电量，还得配套提升煤电装机，这是与减煤降碳的初衷相违背的。如果绿电电量占比永远无法超越煤电，碳中和是实现不了的。

如此说来，由煤电调节新能源只能是中间过渡选项，肯定不是长久之策。如何有些地高比例消纳和使用新能源，中国还需要闯出一条新路来。