来源：人大生态金融
以下文章来源于环境科学与政策 ，作者Shangwei Liu
中央提出“实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统”，以新能源为主体的新型电力系统中，光伏和风电肯定是主体中的主体。近年来，光伏和风电的成本都在快速下降，为电力系统中部署光伏和风电提供了机会。但是光伏风电的间歇性的特点要求必须有光、有风，意味着在某个地区部署更多的光伏、风电的时候，光伏和风电有可能会卖得更便宜，所以光伏风电的收益也会减少。所以光伏、风电成本的下降和收益的下降一直有一个装备竞赛。这提醒我们，不能因为成本的下降对光伏、风电的前景过分乐观。
比如某地白天需要一定量的电，开始的时候建光伏很不错，也能卖个好价钱，但是这个地方光伏建得越来越多，结果就是白天能提供电力的供给多了，所以电力的价格就下来了，这是Profile（发电时间曲线）的原因；也有的地方建得多了，也有需求，但是电力传输有限，卖不到电价贵的地方，这样的收益下降就是Congestion（电力拥堵）的原因；此外，有的地方建得太多，出现了弃风弃光，发电少了收益少了，这种下降是Curtailment（弃风弃光）的原因。这三大原因相互之间是关联的，除了这些原因也有的收益下降和电力市场设计有关，比如电力平衡（balancing）成本的增加等等。以往的研究有很多模型证实了光伏、风电的收益随着其比例会快速下降，但是用实际数据的还比较少，而且很少文章把上面三种原因区别开来，今天的文章用美国2012-2019年数据讨论了这个问题。
Millstein， D．， Wiser， R．， Mills， A． D．， Bolinger， M．， Seel， J．， & Jeong， S． （2021）． Solar and wind grid system value in the United States： The effect of transmission congestion， generation profiles， and curtailment． Joule．
作者的研究是基于美国几大独立系统运营商（ISOs）内风电、光伏的真实收益来计算的。在电力市场上，一个电厂的收益来源大概分为两个：能量市场发电价值（Energy）和容量市场价值（Capacity，主要是在电力需求高峰期的价值，可以减少建更多的电厂）。光伏和风电基本不参与辅助市场，辅助市场也比较小，所以主要就是上面两个收益来源。下图比较了一个假想的持续等量发电的电厂和有间歇性的光伏、风电在不同ISO内的发电收益（ERCOT德州的电网没有容量市场，所以不会有容量市场的收益）。可以看到，光伏发电的价值一般比较高，而且比假想的持续等量发电的电厂收益还高，这原因就是光伏发电的高峰期一般也是用电高峰期——除非你光伏建得多了（大概超过20-30%就有区别），比如CAISO这个加州的系统，著名的“鸭子曲线”告诉我们光伏超过一定量的时候，白天都是光伏，所以光伏的收益也就降了下来。
光伏和风电的收益（或者叫价值）显然是和光伏、风电建了多少（penetration level，光伏、风电在电网中的比例）有关的，下图就是美国2012-2019年各地区不同光伏、风电占比下光伏、风电收益的变化。下图左边区分了不同的ISO，可以看到美国大多数ISO的可再生能源占比都不高，加州CAISO有很多光伏，ERCOT、SPP主要是风电，整体趋势都是建得越多，光伏和风电就越便宜；但是也有一些地方比较特殊，比如ERCOT在10%左右占比的时候风电的价值就升高了，原因主要是ERCOT建了电力传输导致的。下图的右边是拟合的曲线，大概都是一个对数曲线的形状，开始的百分之几卖的很贵，后来多了卖得就越来越贱。根据现有的模型模拟的结果，也大概认为会是如此，但是很多模型也指出，当可再生能源达到20-30%以上的时候，事情就不好办了，光伏、风电建得往往过多，出现一定程度的弃风弃光，从而单位收益大幅下降，不过美国的数据还不能证实这一点，这些电网的可再生能源比例都不高。
光伏和风电有可能会卖的更便宜，作者还分解了上述的三个原因的贡献，如下图所示（左边是光伏，右边是风电，与假想的持续等量发电的电厂价值差异的贡献分解）。整体来看，风电的间歇性导致风电贱卖，但是光伏发电曲线和用电需求比较一致，所以开始价值较高。但是不同的ISO系统下价值也不同，比如NYISO这个地方传输建得不怎么样，所以传输拥堵导致光伏、风电卖不了好价钱。前几天这个地方的J区域（纽约城和长岛）的电价就在高峰阶段涨到了40多刀一度，原因也是电力拥堵、传输不行，所以NYISO这种地方多建传输很关键。但是只建传输显然不能解决所有问题，因为很多地方光伏、风电价值的下降不是传输拥堵导致的，而是发电时间曲线的原因，特别典型的就是ERCOT的风电和CAISO的光伏。而弃风弃光在美国整体上不严重，很多模型也指出，光伏、风电占比比较低的情况下，弃风弃光应该不是大的问题。我们国家之前严重的弃风弃光问题，应该主要是系统规则设计的原因。当然这也不是说一点也不能弃风弃光，因为光伏、风电足够便宜的情况下，合理的弃风弃光也是必要的。
怎么解决光伏和风电越多卖得越贱的问题呢？前面建传输显然是重要的办法，我们国家的特高压（特高压更多是区域间的传输而不是区域内）也好，高压也好，都是重要的建设可再生能源为主体的新型电网的措施，美国SPP，ERCOT的例子也实际证明了这是有效的，可以促进光伏、风电的部署。但是针对光伏、风电本身的间歇性，就需要储能技术和需求侧响应来帮助了，在加州，已经有强制储能建设要求；在我国，也有风光储一体化的政策，要求建设风电光伏的同时配置一定的储能，但真正不确定的问题是，这些政策需要多激进？要配置多少的灵活性能源才足够风光的成本仍然小于收益？
风光的成本和风光的收益正在进行装备竞赛，建得越多，因为规模效应和学习曲线，风光越便宜；建得越多，因为风光间歇性，卖得也越便宜，下图表现到美国目前的风光成本还是跑得更快一些。
但是现在成本跑得过收益，不代表将来也可以。如前所说，很多模型指出，大概风光占比到了30%左右的时候，风光收益会出现明显地下降，主要是因为弃风弃光的“overproduction”。不过在美国，这一事情还没有发生，之后会不会发生，也还存在不确定性，这也就给发展多少储能和供给侧响应带来不确定性。我们国家按照目前披露的计划，大概到2030年风光的占比会在20-30%这个区间，那时候我们国家需要多少储能、多少供给侧响应呢？考虑我们国家用电结构工业仍是大头，而且传输建设比美国好不少，可能会同美国的情况有不小差异；另一个不同是，我们国家的电力市场化改革还在进行中，怎么建立一个服务新能源为主体的新型电力系统的电力市场，仍有太多不确定性。
作者：佚名
