南方能源观察｜新能源真的便宜吗？账要这么算
根据 Lazard 2019年的年度报告 (LCOE 13.0)，过去十年（2009—2019）间，全球陆上风电平均发电成本降低至41美元/MWH，下降了70%；光伏发电成本降低至40美元/MWH，下降了89%，均已低于传统化石能源的发电成本。这让我们对清洁电力的未来充满信心。
随着新能源发电成本的降低，各个国家和地区都进行了探索性实践。近年来，我国也在清洁能源消纳方面进行了一系列有益的探索与尝试。例如，青海省连续三年（2017—2019）试验全清洁能源供电，分别实现了连续7天、9天和15天全清洁能源供电。
但在成本下降加上补贴的刺激之下，新能源快速发展，长远的电力消纳并不能由个别地区的全清洁能源供电试验解决，“弃风”“弃光”仍然不容忽视。
造成这种现象的直接原因是，新能源发电的市场建设将关注点集中于发电侧，把发电成本优势当成了竞争优势，而忽略了消纳成本。更深层原因在于，我国大部分地区电力系统灵活性不足，无法适应高比例的清洁能源装机，配套消纳机制和市场建设还不健全。随着新能源装机规模快速增加，电力系统消纳新能源电力的成本也逐渐增加，这将制约我国能源低碳转型的进程。
在成熟的电力市场中，高比例新能源电力的系统性成本表现为批发电价与零售电价之间差距的扩大。据美国能源情报署(EIA)最新的电力年报统计，全美主要发电企业的发电成本仅占其总支出的44%，而输配电及维护等支出占了相当比例，而且还在逐年上升。芝加哥大学能源与环境政策研究所（EPIC）最新的工作论文发现，美国29个州（及华盛顿特区）实施可再生能源配额制 (Renewable Portfolio Standard，RPS) 5年后，可再生能源发电比例提高了1.8%，而零售电价提高了11%；实施7年后，发电比例提高了4.2%，而零售电价提高了17%。这是由于新能源发电成本主要为固定成本，边际成本很小，随着新能源发电比例的提高，一方面批发电价逐渐走低，另一方面，新能源消纳成本通过零售电价转嫁给了最终消费者。
“还原电力商品属性，形成主要由市场决定能源价格的机制”是本轮电力体制改革的主要目标。让电力回归商品属性要求我们从商品的角度认识不同发电技术之间的异质性，从而完善与新能源相关的成本疏导和分摊机制。
被“忽略”的电网级成本
按照系统的层级，我们可以把电力供应的成本分为发电厂级成本、电网级成本和社会成本三类。电厂级成本包括用于建造电厂的各项投入以及运维成本，即日常核算的度电成本（LCOE）。电网级成本包括发电厂在扩建、加固或连接电网方面对系统施加的成本，以及当某些技术（通常是风能和太阳能光伏）的输出不确定或显示间歇性时，维持旋转储备或额外可调度容量的成本。社会成本相当广泛，它包括可能影响电力系统以外个人和社会福利的各种成本（或收益），包括但不限于对空气污染、气候变化、土地使用或资源消耗的影响，以及对能源和电力供应安全、就业和区域凝聚力或创新和经济发展的影响。
其中，对电网级成本进行分解与评估，设计合理的新能源消纳目标，建立新能源友好性的电力市场，对推动我国的能源转型有着重要的现实意义。以下，我们进一步讨论新能源发电的间歇性、波动性及对区位选择的限制产生的电网级成本。
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（1）使用成本（profile cost）
使用成本是指由于新能源技术（通常是风能和太阳能光伏）的输出不确定或显示间歇性时，维持旋转储备或额外可调度容量的成本。由于新能源的边际成本优势，优先上网，需求负荷曲线与新能源供电曲线之间产生了“剩余需求负荷”（residual load），即除去风光发电外，剩余发电组合所需承担的电力需求量。由于需求负荷是变动的，风电和光伏等新能源发电具有间歇性，这就要求常规电厂灵活运行来跟踪负荷（load following）。常规电源电厂为适应间歇性可再生能源发电灵活运行（运行小时数下降）而引起的能源转换效率降低，使电力系统产生了额外的成本。 -
（2）平衡成本（balancing costs）
风电和光伏等新能源发电技术还具有波动性和随机性特点，难以准确预测和评估。平衡成本指的是由于新能源发电的不确定性和预测误差导致的成本。一方面，由于新能源发电的不确定性和预测误差，为了保证电力系统的稳定与安全，需要相应增加旋转备用电源；另一方面，新能源发电量的不确定性也可能导致常规发电厂的爬坡和循环增加，使常规电厂调度效率低下，从而增加系统成本。 -
（3）电网相关成本（grid-related costs）
电网相关成本指的是由于新能源电源区位限制产生的输配电成本（transition and distribution costs）和并网成本（connection costs）。由于发电厂的位置限制，新能源发电对输配电网基础设施的建设和完善提出更高要求。电网成本反映了由新能源发电并网带来的成本。虽然各类发电厂（包括新能源发电厂和常规电厂）都有一些选址限制，但风电和光伏发电受资源禀赋约束更强，其电厂位置受到当地自然条件的限制更多。如果想要实现新能源发电并网，一般需要修建新的输电线路或增加现有基础设施（电网加固）的容量，以便将电力从生产中心输送到负荷地点。其中，远程资源例如分布式光伏发电和海上风电需要对配电网进行更大的投资，其并网成本也可能很高。
电能量在物理上是同质的，与发电技术无关，但从电力系统（市场）角度，不同发电技术的特性决定了其对电力系统其他部分的影响，即发电技术的外部性，也决定了其最终的社会经济价值。外部性指的是某一行为（生产或消费等）对经济系统其它部分施加的有益或有害的影响，对正外部性的不完全补偿或对负外部性的不完全惩罚都会造成全系统效率的损失，这是建立电力市场的经济理论基础。
各国在推进新能源发电的过程中，普遍考虑到了其减少环境污染的正外部性，并通过绿色证书等市场机制对其进行了相应的补偿。而新能源发电的（可预测的）周期性和（不可预测的）间歇性等属性会对电网安全性、出力稳定性及长期供给充足性带来负外部性；此外，新能源远离负荷中心的地理特性也带来了更高的传输成本。目前，对于这些负外部性，在新能源装机规划和相关政策制定中还未得到应有的重视。随着我国新能源装机比率的提升，新能源外部性施加给电力系统的成本必然大幅增加。
通过市场方式促进资源优化配置
新能源的系统消纳成本并非是一成不变的，电源和电网结构是影响消纳成本的重要参数。合理的电源结构与电网布局可以提高电力系统的灵活性，从而最大程度地降低新能源消纳的各类成本。
第一，需要建立完善的电力市场交易体系，通过价格信号，引导各类电源提供系统灵活性支持。一方面，建立电力现货市场，通过节点价格信号、阻塞价格信号等，对各类电源和电网布局进行合理规划，实现电网结构与新能源规划的协同。另一方面，建立辅助服务市场，应地制宜地推出各类交易品种，激励各类电源提供系统灵活性支持。例如，对于光伏资源丰富地区，可借鉴加州的“灵活爬坡产品”（FRP，flexible ramping product）来应对可再生能源出力的波动，内化部分光伏消纳成本。
第二，建立跨省跨区消纳清洁能源的市场化交易机制。各地区之间存在自然资源禀赋的差异，保障清洁能源的合理外送是解决清洁能源消纳、降低消纳成本的关键。保障清洁能源跨省跨区输送，首先要打破清洁能源消纳的省间壁垒，实现更大范围内的清洁能源消纳。其次，建立跨省跨区的辅助服务市场，实现调峰等辅助服务在更大范围内得以实现。最后，建立跨省区清洁能源绿色证书和消纳量的交易机制。绿色证书交易是用市场法则实现交易效率提升的重要手段，可以最大限度保障清洁电力消纳的灵活性。
第三，完善用电侧定价机制。用能终端对实时电价不敏感时，清洁能源低边际成本的优势就无法充分发挥。通过灵活的定价机制，可以使用电侧对电能供需变化进行实时反应。另外，可以通过需求侧管理对新能源发电的波动性进行即时调整、减少负荷以增加系统的灵活性。
最后，政策制定者应该认识到“弃风”“弃光”“弃水”等现象存在的意义，而不是将“三弃”单纯地看作一种浪费。事实上，考虑到清洁能源消纳的系统成本，完全解决“三弃”问题可能会带来更高的机会成本，应当允许一定程度的“三弃”现象的存在。
相比传统发电技术，新能源在发电边际成本方面具有较大优势，从其正的环境外部性来看，新能源发电有较大的成本与环保优势，但从电网消纳角度来看，新能源电力的消纳会对电网的安全性和稳定性带来负面的的影响，从而产生更多的消纳成本，而这一成本将随着新能源装机比率的提升而逐渐增加。因此，正确认识新能源发电的正外部性，客观评估其对电网造成的消纳成本，对合理规划新能源装机、建立健康的成本分摊机制、促进新能源的进一步消纳至关重要。