虽然行业内普遍预期十四五期间可再生能源、尤其是陆上光伏将成为电源侧主要新增方向，但从目前的情况来看，火水核电未见增量停滞势头。
比如，9月2日，国务院常务会议做出海南昌江二期和浙江三澳一期两个核电项目的核准决定。在增加700亿元投资的同时，也将在十四五末增加浙琼两地年均合计250多亿kWh的优先发电量，对本地电源以及外来电源的消纳和电价形成冲击。
一边是倡导清洁化发展的煤电，一边是渴望成为清洁能源基荷的核电，可再生能源在电源中应该占据怎样的位置?传统能源、清洁能源和可再生能源三者之间是否存在最佳的配置比例?从开发投资角度，在可再生能源发电比例上升后，还有哪些可能存在的成本和变化需要被投资人纳入考虑?
可再生能源：从壁龛到主流
2019年，我国风电光伏合计发电量占比约为8%，在配额制及造价下降的双重刺激之下，十四五末风光渗透率(即发电量占比)有望提高至20%，未来五年，正是可再生能源在电源结构中地位上升、以及对电力系统影响逐步显现的爬坡期和关键期。
目前，我国从电网侧到发电侧对于高比例接入可再生能源对电力系统的影响分析主要集中在调峰调频等方面，解决方案包括辅助服务市场的建立和深化、以及发电侧/电网侧设备性能的提升以及配置储能等途径。
但实际可能产生的变化远不止于此。2019年，OECD/NEA曾发布《The Costs of Decarbonisation》，以一个年用电量5370亿kWh的地区(如法国)为例，研究在当前装机格局的基础上，当风电、光伏合计渗透率分别为10%、30%、50%、75%时，区域在系统成本、可靠性、电价等方面的显著变化。
发现盲点，有利于政策制定者和行业参与者的科学规划与合理决策。需要声明的是，由于OECD/NEA是倡导核电发展的行业机构，因此报告观点中会更突出核电的优势和必要性，同时案例地区的发输配电成本和电源结构与我国不尽相同，因此可重点借鉴分析架构，而非具体数值。但整体上仍然极具参考意义。
警示1：高渗透=高装机
由于各类机组发电能力不同，而风电光伏属于容量因子偏低的类型，为此在相同的碳排放强度下(CO250g/kWh)，为实现相同发电量，如风光渗透率越高，发电侧装机容量越大。当案例地区风光渗透率从10%上升到30%，装机容量需要从118GW上升到167GW。如进一步提升至50%，则总装机容量将翻倍至220GW。
图1 案例地区不同可再生能源渗透率下装机规模/GW
启示1：电源侧从竞争到伴生
风电光伏装机的增长离不开其他电源的同步增长及协同利用。
纵观我国电源侧尤其是可再生能源的开发历程，早期主要是资源利用导向，而且同一片区一般只开发一种电源;近年来伴随光伏造价下降和从业者的融合，逐步兴起了“单位面积产出最高”的风光协同开发设计理念;在新能源汽车行业发展带动电化学储能成本显著下降、以及发电侧配储能成为某些地区的窗口指导后，近期的项目开发均强调了风/光+储的特色，但其中噱头和促进核准的意味更浓，从系统成本角度考虑的比重较弱。
相比，近期发改委、能源局出台了关于开展“风光水火储一体化”、“源网荷储一体化”发展的征求意见，与这一点不谋而合。除了对资源的充分利用外，未来项目开发需强调内部不同电源品种之间在系统成本上的协同性和集约性，在发电量最高、系统成本最低之间寻求最佳配置比例。
警示2：系统成本边际递增
间歇性电源渗透率上升后，对系统成本的影响呈现边际递增趋势。与行业惯用的全生命周期平准化度电成本(LCOE)相比，系统成本主要反映电源对电网系统的影响，如备用电源、调峰调频、输配电线路增加及加固成本等，在可再生能源占比高的情形下尤显重要。有关系统成本概念，可详见《从LCOE到系统成本》。
在案例地区，当可再生能源渗透率为10%，系统成本约为7美元/MWh(折合人民币4.76分/kWh)。当渗透率提高到30%，系统成本翻倍至17.5美元/MWh，渗透率达到50%时，系统成本则进一步攀升至30美元/MWh。
由于可再生能源汇集了日内、季度、年际的资源和出力波动，在系统成本当中，备用成本的上升最为显著。另外，由于一般地区用电高峰出现在傍晚而非正午，与光伏发电时间并不匹配，为此在不考虑储能及能量时移的显著影响下，光伏容量增长并不能减少常规电源的容量需求和高峰期出力，导致其他电源的产能整体上利用率不足。
图2 案例地区不同可再生能源渗透率下系统成本USD/MWh
从输配电投资来看，在分布式电源低渗透率的情况下，可以起到一定的延缓大电网建设的正面效果，但当分布式电源渗透率上升后，配电网也需要升级改造方可满足用户侧的双向电力流动需求，从而增加配电网建设成本。
对于调峰服务的来源，除了向市场购买、发电侧多种电源(含储能)自带调峰以外，限电也被看做一种选择，而且是系统成本最低的一种调峰方式。案例地区，可再生能源发电量在渗透率达到30%后开始出现限电，在渗透率为50%时，部署的边际可再生能源机组的限电率将超过10%。基于国内实际，可以理解为适度超装+能量管理平台。
启示2：必须考虑的辅助服务费用
今年以来，我国新能源企业需要支付调峰费用的地域范围，已经从东北和西北等传统高限电地区蔓延至中东部非限电地区。
虽然上半年调峰费的发生主要是由于疫情影响下的负荷骤降，导致短期电力供过于求，但从长期来看，伴随可再生能源渗透率上升，调峰费将成为必要支出，需要纳入投资人的考虑。而且在十四五期间，新能源渗透率显著提高的地区，度电调峰费可能呈递增趋势，预判尤其重要。而实际上，目前大多数行业投资人在开发地区选择和投资评估中，对此尚未有明确认知。
警示3：电价波动人为放大
在常规电源为主导的电力市场中，零/负电价出现的概率较低。可再生能源渗透率提升，是现货市场出现零/负电价的一个重要因素。2012年，德国日前市场共观察到15天、56小时的负电价，平均值为-70.2欧元/MWh。而到2017年，负电价出现的时长超过146小时，平均值为-26.5欧元/MWh。
案例地区，可再生能源渗透率上升的初期，市场平均电价的下降效果相对有限，但零电价出现的次数有显著上升。渗透率为30%时，每年有60小时为零电价。渗透率为50%时，一年中有超过1200小时的时间为零电价。
表1 案例地区不同可再生能源渗透率下电价数据
边际成本为零，是没有燃料成本的可再生能源的最大卖点，现货市场零电价的出现并不意外。但另一方面，由于发电侧项目为经济性投资，零电价出现的时长越多，理论上高电价出现的时长也会增加，否则项目无法实现预期回报，从而人为增大了电价波动和预测难度。
而且，电价更高的时长一般出现在可再生能源不发电或发电占比较少的区间，因为此时市场上电力供应较少，导致可再生能源可能并不是高电价的最大受益方。
相反，由于集中式项目的分布往往较为密集且可调节性相对较差，“一发俱发，一降俱降”。在储能影响有限的情况下，有电价的发电时间可能出现可再生能源“自相残杀”的报价局面。由于光伏发电时间更为集中和短暂，杀价现象更为严重。案例地区，即使渗透率只有12.5%，光伏电价就已经减半;当渗透率达到17.5%时，电价已经降低到最初水平的1/4。
图3案例地区不同渗透率下风电光伏电价(USD/MWh)
启示3：有价电量与内部厮杀
理论上，我国可再生能源应全额优先并网，未来的电价变化似乎与项目经营和投资回报不相关。但在电力供过于求的背景下，目前三北地区含补贴存量项目均需要有一定比例电量参与电力交易，而存在负价差。伴随电改进程和配额制的实施，预计更多省份的新能源项目需要拿出部分电量参与交易，以促进消纳。为此，中长期电价预测是开发商和投资人应该现在就开展的功课。
而在中长期电价预测中，目前市场普遍会以当地主力电源(如火电)发电成本+毛利作为中长期电价预测基准，结合案例来看，有两点思路需要修正：
1、在新能源渗透率预期增长的地区，单独预测年均电价无法体现项目实际交易电价，针对光伏项目，应明确发电时段的平均电价;针对风电项目，则需关注凌晨用电低谷期可能的零电价时段，明确有价电量和发电时段平均电价。
2、虽然新能源不是电力市场的定价者，但却可能是杀价者，导致竞争之下部分新能源密集发电时段电价比预期更低。因此投资人应关注竞争格局对报价毛利的影响。
综合来看，十四五期间，我国新能源行业渗透率正处于快速增长的关键期，对装机格局、系统成本和电价的影响尚未显现，却必将发生。如何与其他电源协调发展寻找最佳配置比例、合理预估和疏导系统成本、全面预测中长期电价和各项费用，是行业政策制定者和投资人应该关注的问题。
他山之石，可以攻玉。预见可能的变化，是迎接变化的第一步。
