中國儲能網訊：能源危機在世界多地蔓延，一度被寄予厚望的綠電成了背鍋俠。
全球能源危機愈演愈烈，部分輿論將“矛頭”對準了綠電。10月7日，《經濟學人》報道分析指出，歐洲的低風速造成的可再生能源產量降低同樣是歐洲這場能源危機的原因之一。報道進一步指出，由于歐洲各國陸續啟動綠色能源轉型，導致對化石燃料的投資長期處于下降趨勢，由此引發了短時間能源危機。遼寧省同樣將9月23日-9月25日的電力缺口部分原因歸咎給了風電產量驟減。
其實，目前在整個能源體系中占比不高，“個頭”尚小的綠電難堪大任其實在意料之內。更有業內專家表示，綠電“靠天吃飯”的本質仍未發生變化，人們對綠電的厚望成了難以承受之重。
綠電發展面臨哪些瓶頸，何時才能扛大梁？
拉閘限電真相，看綠電企業怎么說
“由于煤炭供需緊張以及煤電價格倒掛所導致”
隨著雙碳目標的提出，我國綠電裝機迎來爆發式增長。
根據國家能源局日前發布的統計數據，2020年，全國電源新增裝機容量1.90億千瓦，占比9.5%，總電力裝機達22億千瓦。新增裝機中，水電1323萬千瓦，占比3.4%、風電7167萬千瓦，占比34.6%、太陽能發電4820萬千瓦，占比24.1%。新增風電和太陽能發電合計達1.20億千瓦，新增占比約63%，成為我國電源增長主導力量。與此同時，2020年新增火電裝機容量5590萬千瓦，占比僅4.7%。
綠電大舉進軍，火電“節節敗退”。2020年，煤電裝機占比首次跌落半壁江山。截至2020年底，我國電力22億千瓦總裝機中，煤電裝機10.8億千瓦，占比49%；氣電近1億千瓦，占比4.5%；水電3.7億千瓦，占比16.8%；風電2.8億千瓦，占比12.8%；光伏2.5億千瓦，占比11.5%；核電近5000萬千瓦，占比2.3%。
不過，實際發電量來看，火電依舊是國內發電的壓艙石，風電、光伏發電量表現與裝機總量不成正比。
2020年中國火力發電量占全國發電總量的67.87%，較2014年的75.43%減少了7.56%；與之相對，風電、光電發電量占比分別為6.12%和3.42%，占比合計9.52%，不足10%。
綠電表現與熱火朝天的裝機形成了鮮明對比，這也可以從遼寧省“拉閘限電”事件看出。根據遼寧省工信廳提供的信息，東三省風電總裝機達到約3500萬千瓦，但在9月21日冷空氣過后，出力出現明顯下降，不足風電總裝機的10%。更有甚者，根據國家電網調度控制中心的消息，年夏季高峰期時，東北3500萬千瓦風電裝機一度總出力只有3.4萬千瓦，幾乎相當于沒有。
廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強認為，過去十年，盡管光伏和風電獲得了長足發展，但其“靠天吃飯”的本質沒有發生變化。光伏一到晚上就沒辦法發電，水電也要看是枯水期還是豐水期，趕上枯水期，還需要承擔蓄水等職能，出力（指發電量）可能會攔腰截斷，風電則被業內稱為“垃圾電”，白天用電需求大的時候風力小，晚上用電需求少發電量較大。
從一組國內各主要能源利用年時長數據也能解釋，為什么裝機量占比顯著提高下，光、風發電量占比并沒有明顯提升。
根據國家能源局數據，2020年，全國核電平均利用小時數最多，為7453小時；全國火電的平均利用小時數其次，為4216小時；全國水電平均利用小時數為3827小時。風電平均利用小時數2097小時；光伏平均利用小時數最低，僅1160小時。
是否因此可以將本次“拉閘限電”責任歸咎綠電？
林伯強教授認為，這種說法并無根據。本次各地拉閘限電，更多還是火力發電不力。“風電（光伏）肯定有影響，但至于說拉閘限電，拉閘限電主要還是因火電發電不足為主。”
林伯強認為，目前光伏+風電發電量只占中國用電量9%左右，目前發電主力還是靠火電，發電量占比大約70%。“新能源個頭太小，占比無足輕重，你把它（風、光）全部關掉都沒有問題，波動性、間接性，風電、光伏缺點是有，但占比只有9%，因此目前討論風電光伏對缺電影響有些操之過急了。”
綠電上下游企業同樣對上述觀點持反對意見。
遠景智能副總裁、遠景零碳業務總經理孫捷告訴貝殼財經，這次限電是三方面原因：煤價成本上漲導致火電廠發電少，即發電量不夠；另外國內9省份能耗雙控所以限電；最后一個原因是，低附加值產業今年耗能增多。三個因素綜合作用下，導致拉閘限電。“本次限電不是因為新能源發電多了，而洽洽是新能源發電少了，火電不發，但新能源裝機不夠呀……這就應該反思下新能源發展太慢的原因。”
10月11日，硅料龍頭通威股份回復新京報貝殼財經記者采訪時表示，當前我國電力供應依然是以煤電等化石能源為主，“拉閘限電”問題主要仍是由于煤炭供需緊張以及煤電價格倒掛所導致。此外，行業另一龍頭隆基股份同樣向貝殼財經做了類似表述。
另有觀點認為，由于國家的碳中和戰略，國內火電新裝機瓦數明顯減少，風、光電新增裝機占比提高，擠占了原本屬于火電的裝機瓦數，由此導致電力短缺。
林伯強對此同樣反對，他認為，目前國內火電裝機目前已經夠用。林伯強提到，因為將發電空間讓給綠電，目前，國內火電平均利用小時數不足4500小時。但在2005年左右，國內的火電平均利用小時數為5500小時，因此火電至少還有20%的發電潛力。
林伯強因此得出結論，火電裝機目前已經足夠用，不需要新增裝機，本輪各地供電緊張最大問題還是出現在煤炭價格高漲背景下的煤電價格倒掛以及用電需求猛增上，認為綠電應承擔主要責任的觀點立不住腳。
綠電何時扛大梁？
需構建新型電力系統：儲能問題亟待解決
盡管，眼下“拉閘限電”與綠電關系不大，但隨著“雙碳”（2030年碳達峰、2060年碳中和）目標的推進，綠電能否扛起大梁，擔當重任？
有分析人士認為，我們目前的電力系統是基于化石能源為主體構建的傳統電力系統，一方面要建設適應以風光為主體電力的新型電力系統，另一方面要發展儲能。
孫捷告訴貝殼財經，尤其發展儲能是風電發展的重中之重。“風光不能叫新煤炭，風光儲加起來才叫新煤炭，因為風光是不穩定的，不可靠的電力來源。”
此外，目前儲能配套系統能夠提升光伏電站電力穩定性，同時能夠削峰填谷，讓電力合理分配，同時還需要解決綠電的消納、輸配、波動等問題。
所謂儲能，就是將較難儲存的能源形式，轉換成技術上較容易且成本低的形式儲存起來。目前常見的儲能方式包括——抽水蓄能、電化學儲能、飛輪儲能（新型儲能技術，還處于商業化早期）、氫儲能。
中國能源網首席信息官韓曉平認為，要徹底解決發電不穩定性、不可靠問題，最終還是需要靠儲能來解決，但目前條件下，發展儲能面臨著成本消化難題，目前電價難以支付起這種成本。
兩組數據證明了這一觀點。
國家能源局數據顯示，2019年，G20國家中，中國電價為0.54元/度，排名世界第19位，僅略高于墨西哥。
另據德國、英國披露的官方數據顯示，2020年德國可再生能源發電量為233.1TWh，發電量占比達到49.3%，接近50%。英國政府公布的能源統計摘要（DUKES）顯示，英國全國電力的43%來自包括風能、太陽能和沼氣在內的可再生資源，高于2019年的37%。 這背后是綠電的成本順利消化，據上圖，電價最高的是德國，達到2.31元/度，英國電為1.66元/度，排名第五。
發展儲能將會導致用電成本增加多少？
東吳證券研報提供的一組數據顯示，2021年，我國儲能系統成本為1.5元/Wh左右。東吳證券預計，到2030年，國內新增儲能需求達到176GW/534GWh，全球新增儲能需求將達536GW/1575GWh。據此計算，在儲能成本不下降前提下，2030年，中國花在儲能上的成本將達到8010億元，全球的儲能成本花費約2.36萬億元。
另外研報還顯示，儲能需求主要來自風電、光伏的發展。預計2030年，集中式新增風光儲能需求達179GW/443GWh，全球分布式光伏儲能新增需求達336GW/1091GWh，合計占總儲能比重超9成以上。
除了成本問題外，當前的四大儲能方式各自都面臨一些難題亟待解決。
抽水蓄能是儲能系統應用最廣泛的一種方式。2020年，抽水蓄能電站占全球儲能裝機的90%以上。我國是全球抽水蓄能電站在運、在建規模最大的國家，在運抽水蓄能電站22座，在建抽水蓄能電站30座，并規劃十四五期間抽水蓄能投產超20GW，到2030年運行裝機將超70GW。
但韓曉平認為，抽水蓄能存在水資源分布地域限制以及水資源儲能不足問題。例如在連續陰天情況下，抽水蓄能一次將電用完后，沒法第二次連續利用。
受益于電動汽車的發展，電化學儲能技術近年來發展很快。但目前電化學儲能的應用場景主要還在出行領域，直到10月8日，國家能源局發布《電化學儲能電站并網調度協議（示范文本）（征求意見稿）》，以及《并網調度協議（示范文本）（征求意見稿）》、《新能源場站并網調度協議（示范文本）（征求意見稿）》、《購售電合同（示范文本）（征求意見稿）》。針對電化學儲能電站首次形成并網調度協議，電化學儲能才正式納入電網調度范疇。
但化學儲能大規模應用依舊面臨兩大難題：安全性和經濟性。
安全性指的是，由于化學電池性質不穩定，儲能電站容易發生安全事故。例如2018年8月，江蘇鎮江揚中一電網側儲能電站電池集裝箱起火并燒毀；2019年5月，北京一酒店布置的用戶側儲能項目發生火災。
經濟性指成本太高。2020年電化學儲能的度電成本在每次0.5元左右，距離規模應用的目標度電成本0.3—0.4元還有20%至40%的差距。另據財新采訪專業人士意見認為，目前很難繼續降低成本。
另外，飛輪儲能目前還處于商業化早期，未經過市場檢驗。
最后值得一提的是，今年以來市場上聲浪很大的氫儲能現階段同樣不被市場看好。今年3月，隆基股份旗下氫能科技公司注冊成功,并由隆基創始人李振國擔任法定代表人、董事長兼總經理，此舉一度引發資本市場廣泛關注。
韓曉平認為，氫儲能的使用成本相比抽水儲能、電化學儲能過高，還處于發展早期，目前同樣沒有大規模應用的條件。
韓曉平解釋，氫能屬于二次能源，利用光伏制氫的過程是利用光伏先發電，再用電能制備氫氣，將氫壓縮儲能，然后再去用氫氣發電。“相當于燒餅翻了兩次，過程中的效率損耗可想而知。”另外，氫能還存在許多其它問題，例如氫氣還原性很強，貯存在管道里會讓金屬管道變脆（脆化），因此需要更先進的材料工藝，這些無疑會帶來新的成本。
林伯強同樣認為，氫儲能技術目前很不成熟。他認為，其要想大力推廣起來，至少需要幾十年時間。
韓曉平最后總結道，“在當前國內電價不提高的前提下，成本上不適合大力發展綠電，現有技術條件下，儲能問題也沒法解決……要么中國電價提高到德國、英國水平，但這顯然不現實。”
他認為，目前這些新型儲能技術，無法持續維持電網的轉動慣量，無法保障電力的品質和電網的安全性，很多技術還在研發的路上。
限電之下光伏上下游產業鏈相愛相殺
硅料價格再度上漲，組件企業呼吁避免光伏電站搶裝潮
短期來看，限電對綠電行業當前發展態勢產生了一定影響，尤其對于光伏產業。
9月30日，隆基、晶科、天合、晶澳、東方日升五家企業聯合發布了《關于促進光伏行業健康發展的聯合呼吁》（簡稱：“《呼吁》”），稱在硅料價格一路飆升的情況下，很多已簽訂的組件訂單將陷入嚴重虧損。這種上下游發展的嚴重失衡，讓光伏產業的發展已然陷入“困局”……懇請國家相關部門能從政策上靈活部署，引導企業避開年末“搶裝潮”，推動國內電站項目建設有序進行。
《呼吁》一文中提到，硅料價格持續攀升，疊加光伏需求爆發帶來的供需錯配，光伏原材料價格持續高漲，截至9月22日，單晶致密料價格相比年初累計漲幅已高達153%，玻璃同比8月報價上漲18.2%、膠膜同比8月報價上漲35%……而近日，根據最新一輪的硅料報價信息，硅料價格或仍將迎來空前大漲，目前部分硅料企業報價已突破260元/公斤。近期由于材料供應嚴重短缺及限電停產等各種因素的綜合影響，幾家頭部組件企業不得不降低產能開工率，預計當前產能的達產率將不超過70%。
“硅料價格漲到200元/公斤以上，下游肯定是做不下去了。”某光伏行業企業主早前告訴貝殼財經。而根據呼吁顯示，當前已有硅料企業報價突破260元/公斤。
面對五家企業聯合呼吁，10月11日，硅料龍頭通威股份向貝殼財經記者表示，近期，恰逢國內光伏裝機傳統旺季，疊加部分地區限電及原材料供應緊張形勢，產業鏈產品價格出現上漲。
“《聯合呼吁》的發布初衷是希望光伏產業鏈能攜手有效應對短期挑戰。”通威稱。
貝殼財經注意到，拉閘限電對于硅料原料工業硅的產量影響巨大。如9月11日，云南省發改委發文要求,9月-12月份黃磷和工業硅減產90%。云南省是工業硅重鎮，公開數據顯示，2020年前三季度，云南工業硅產量占全國21%。因此，云南等地“拉閘限電”造成了工業硅短缺，從而進一步加劇了硅料供需失衡、價格暴漲的局面。
上市公司財報顯示，由于上半年硅料價格上漲，下游組件已普遍出現增收不增利，甚至虧損局面。
2021年年初,國內單晶復投料成交均價為8.8萬元/噸（88元/公斤）,單晶致密料成交均價為8.5萬元/噸（85元/公斤）。而截至6月30日，國內單晶復投料和單晶致密料的成交均價分別達到21.72萬元/噸（217.2元/公斤）、21.34萬元/噸（213.4元/公斤），較年初價格漲幅分別為146.6%和151.1%。
晶澳科技半年報數據顯示，上半年公司實現營業總收入161.92億元，同比增長48.77%；但凈利潤比增幅只有1.78%，增收不增利原因是受硅料價格上漲影響。
隆基股份半年報則顯示，承擔隆基股份組件銷售載體的全資子公司隆基樂葉，上半年在實現營收248.27億元情況下，凈利潤反而虧損3.86億元。
反之，上游硅料企業卻趁硅料暴漲時機賺得盆滿缽滿。以硅料老大通威股份為例，該公司實現營業收入265.62億元，同比增長41.75%；實現歸屬于上市公司股東的凈利潤為29.66億元，同比增長193.50%。財報數據還顯示，上半年該公司多晶硅滿產滿銷，產能利用率126.5%，產品平均毛利率高達69.39%，去年同期僅為27.7%。
因此，從長期來看，本次拉閘限電對于綠電行業可謂是利好。但具體到光伏產業來看，由于拉閘限電帶來的上游材料價格暴漲，短期內將進一步加劇行業上下游發展的嚴重失衡。尤其對于今年飽受硅料漲價之苦的電池片、組件企業來說可謂雪上加霜。
電價松綁，綠電或迎政策陽光
“限電”帶來的影響還在持續發酵中，10月8日，國務院召開的常務會議，被業內認為對能源行業影響深遠。
其中第四項內容顯示，國家將對用電價格作出調整，在保持居民、農業、公益性事業用電價格穩定的前提下，將市場交易電價上下浮動范圍由分別不超過10%、15%，調整為原則上均不超過20%，并做好分類調節，對高耗能行業可由市場交易形成價格，不受上浮20%的限制。鼓勵地方對小微企業和個體工商戶用電實行階段性優惠政策。
同時第六項內容顯示，要堅決遏制“兩高”項目盲目發展。完善地方能耗雙控機制，推動新增可再生能源消費在一定時間內不納入能源消費總量。推動重點領域實施節能降碳改造，在主要耗煤行業大力推進煤炭節約利用。
林伯強認為，第四項、第六項內容對整個能源行業影響深遠。第六項內容中的對高耗能行業可由市場交易形成價格，不受上浮20%的限制是對電力定價改革最重要的一步。“高耗能不限漲幅，意味著供需不足時候，高耗能用電電價可以漲很高，因為高耗能用電接近全國15%的用電量，對高耗能企業來說限制極大。”
另有某不具名分析人士認為，高耗能企業不受上浮限制，直接利好整個電力板塊，可以預見未來工業用電價格會大幅度提升，有利于刺激光伏電站、風力機組建設。另外，第四項內容中，新增可再生能源消費在一定時間內不納入能源消耗總量——意味著強調未來電力供給增量是新能源，且將新能源不納入能耗指標的范圍進一步擴大，確保了新能源產業鏈需求將持續大幅度增長。
獨立經濟學家王赤坤認為，熱電成本上升導致的限電行為，使得市場對清潔能源和新能源有更迫切需求，相對水電、風電來說，光伏發電最易利用，也是可以小型化、家庭化的一種能源。在限電的大背景下，光伏市場預期明顯，會增加光伏組件的銷量。
新京報貝殼財經記者 彭碩 編輯 岳彩周 校對 柳寶慶
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