2024年中國新能源最大的成果，當屬提前6年完成了12億千瓦的裝機目標。
與此同時，新能源電量系統占比也超過了15%這一標志性的“魔鬼臨界點”。因此2025年，將是新能源發展極為關鍵的一年，前瞻2025，也意味著探尋新能源下一步將走向何方。
作為“十四五”收官之年，2025年還將制定“十五五”規劃，我國雙碳目標中的2030年實現“碳達峰”，屆時碳排放那個“峰”就再也無法回避了。
“十五五”的新能源裝機目標要怎么設定？新能源裝機大量累積后，驟然抬頭的新能源消納問題又要怎么去處理？
既要保障電力安全又要有效減碳，電力系統要怎樣去處理新能源與火電之間的關系？
中國的“雙碳”進程在經過了頭一個五年的探索實踐之后，是時候對“風光火儲”進行系統回顧與思考了。
關于2025年的變局之年，我們提出關于新能源發展“三問”，要如何提出適應變局的、更科學的系統方案，已迫在眉睫。
一問：煤電價值被重估，未來怎么走？
正如同剛剛上任的美國總統特朗普認為“新能源還不夠成熟”因而高調支持油氣一樣，過去幾年間，煤電在中國同樣也經歷了一波“過山車”行情。
“雙碳”目標出爐的最初一、兩年，政策風向標之下，煤電成了業界喊打的“過街老鼠”；其后，卻又在“先立后破”的反思中重又“王者歸來”。
對于此前各省市激進去煤電的舉措，中國工程院院士劉吉臻將其斥之為“不當家不知柴米貴”，并直言，中國的“雙碳”不是要“七手八腳把煤炭干掉”。
劉吉臻認為，新型電力系統就是實現“三化”，即化石能源清潔化、清潔能源規模化和多種能源綜合化。這當中，煤電不單是兜底保供主力，也是靈活性調節和支撐的主力。
這樣的認識深化過程，也反映在中央政策的相關表述中。
2021年3月，中央首提新型電力系統概念，官方強調的還是“實施可再生能源替代行動”“構建以新能源為主體的新型電力系統”；而到了2023年7月的中央深改委第二次會議上，相關表述已調整為“加快構建清潔低碳、安全充裕、經濟高效、供需協同、靈活智能的新型電力系統”。
可以說，在“保障國家能源安全”大前提下，煤電價值得到重新確認。
也正是在這一認識深化與激蕩調整過程中，爭議多年的煤電容量電價在2023年年底最終得以出臺。2024年，在煤炭價格回調以及容量電價的“神助攻”下，煤電企業得以徹底從此前的巨額虧損中解脫出來。而受到前兩年缺電危機以及“煤電將重新盈利”預期的雙重影響，煤電裝機也在悄然走高。
截至2024年11月底，中國火電裝機容量約14.3億千瓦。這當中，刨除近1.3億千瓦的氣電，到2024年底，估算中國煤電裝機或已經超過了13億千瓦。
另據行業媒體“能源電力觀察”統計，2024全國擬在建100萬千瓦重大燃煤電廠約116座，另有一大批60萬千瓦級煤電項目上馬。也就是說，光是這些在建項目，未來幾年就將釋放超過1億千瓦的煤電裝機。
由于大量風光新能源項目需要配套支撐性電源，因此，上述在建煤電項目當中，有很大一部分是“風光火”打捆項目，煤電將擔當“支撐性電源”的重任。
不過，“風光火”打捆式開發的長期隱患是，為了發展新能源，無形中也推高了煤電裝機，而這無疑會給減碳進程帶來影響。本來，新能源配套煤電裝機，如果能夠大力推進煤電的靈活性改造——即實現煤電裝機增長的同時、煤電利用小時數能夠大幅削減，這也可以說是符合“雙碳”大方向的。
可現實的問題是：在新能源裝機大幅增長的同時，火電發電量占比卻不見下降。
數據顯示，2024年前三季度，中國火電發電量占比高達67.23%，這一占比甚至比2023年還要有所提高。
因此，2025年來臨，我們對新能源發展的第一問是，煤電保供的確是功不可沒，未來要如何實現調峰和減碳的“既要又要”？
二問：風光會一直“風光”下去嗎？
中國能源轉型，主要靠不斷推動新能源裝機量來實現。
在連續兩年風光裝機凈增3億千瓦之后，截至2024年末，中國風光裝機已經接近14億千瓦。而到2060年實現碳中和的時候，中國需要有60億千瓦以上的風光新能源。
但如今，新能源想要充分發揮出應有的價值和效益，遭遇了一系列堵點、卡點，問題在2024年尤為突出，為實現下一步的持續健康發展，障礙有待清除。
這一系列障礙風光新能源進一步發展的堵點、卡點，大致可分為兩種類型：
一類是阻礙項目裝機落地的，另一類是影響項目收益率的。前者主要表現在接網限制上，接網方面，集中式新能源發電是受制于特高壓建設進展，分布式新能源則是受制于配電網。
據不完全統計，截至2024年上半年，分布式光伏接網難題已經席卷了全國逾10個省份，有超過400個縣先后出現低壓承載力紅色區域，包括黑龍江86個縣、山西73個縣、河南逾70個縣、河北南網53個縣、廣東37個縣、山東37個縣、遼寧逾20個縣、廣西10余個縣、福建4個試點縣，等等。紅區內，分布式光伏被叫停。
另據梳理發現，2024年以來，內蒙古、湖南、海南、山西、遼寧、黑龍江、廣東、廣西、河南等9省逾36縣市，都相繼發布了暫停分布式光伏備案的文件。
相較之前的接網紅區情況更為復雜的是，這些暫停備案的原因已經不是配電網容量足夠不足夠的問題了，其中部分地區更是直接點明原因——新能源驟增，電網根本就消納不了。
而關于新能源項目收益率大幅下滑的問題，華夏能源網在2024年多有討論（見華夏能源網此前報道：《驚！收益率8.53%的光伏項目都被國家電投叫停？》）。從東到西、由南而北，很多光伏電站中午時段限電棄光三四個、五六個小時不說，光伏發電午間現貨市場均價也已經跌破0.15元，甚至于跑出了4分錢的“地板價”，就是以往很有保障的中長協電價，也已經滑落到了0.15元。
正是考慮到收益率下滑，2024年下半年以來，光伏電站甩賣潮蔓延開來。據不完全統計，截至目前央國企旗下已有30余家新能源企業掛牌轉讓股權，涉及央國企包括：國家電投、國家電網、三峽、中國電建、中廣核、中煤、中車、中國煤炭地質總局、東方電氣集團等。
有意思的是，這一波光伏電站大甩賣，民企也在迅速跟進。
去年12月28日，正泰電器公告稱，董事會已授權公司管理層辦理向大型能源國央企、金融機構等第三方投資者出售戶用光伏電站資產的相關事項，授權出售的總裝機容量不超過1400萬千瓦。
央國企與民企為何大事甩賣光伏電站？還不是因為電價低、項目收益“很受傷”嗎？（見華夏能源網此前文章《電力央企為何“甩賣”光伏電站？市場的風向變了！》）
截至目前，已經有19個省份的電價政策，將光伏出力最鼎盛的午間納入了谷價，光伏整體低電價的預期必然影響新能源資產的收益率，進而影響進一步的開發意愿。
新能源開發的“谷賤傷農”問題，在2025年亟須要得到有效遏制了。
三問：儲能要怎樣“能”？
由于新能源與煤電的博弈問題難解，“風光火”打捆模式也不符合長遠目標，因而隨著新能源發展的探索，避免這一糾纏的最理想的方式，就成了“風光儲”打捆。
事實上，從2017年第一個強制配儲地方政策出臺以來，這些年來，地方政府一直在不遺余力大干快上儲能裝機。然而儲能的價值，卻一直在經受各方質疑。
質疑儲能的聲音，以中國工程院院士劉吉臻和南方電網專家委員會專職委員鄭耀東最具代表性。劉吉臻認為，給電力系統做調節，儲能的作用十分有限，就如同“用上幾只礦泉水桶來給長江做調節”。
而鄭耀東則直接否定“源網荷儲”這一概念，認為儲能與前三者根本就不在一個量級上。
那么，針對劉鄭二人的鮮明觀點，來看看數據會怎么“說話”吧。儲能的“能”與“不能”，調峰數據最具權威性。
國家能源局在2024年第四季度新聞發布會上提到，截至2024年9月底，全國已建成投運新型儲能5852萬千瓦/1.28億千瓦時，較2023年底增長約86%。然而，2024年1月至8月的數據現實，全國新型儲能累計充放電量約260億千瓦時，等效利用小時數約620小時。
目前個別省份，由于充放電價差能夠達到1元左右，因而工商業配儲在全生命周期內已經可以收回成本；但是對于整個國家來說，對于整個電力系統來說，最主要的還要看儲能的調峰數據，看儲能到底能為系統調節多少度電。
近6000萬千瓦裝機規模的儲能設施，而同期（1月至8月）的累計充放電量約260億千瓦時，據此推算，全年累計充放電量在400億千瓦時左右，單獨計算放電調峰的電量，大概也就在200億千瓦時左右。
200億千瓦時是什么概念？
2023年，中國10.5億千瓦的風光裝機，共計發電1.46萬億千瓦時；大致估算，2024年中國近14億千瓦的風光裝機，發電量大概在1.8萬億千瓦時左右。儲能200億千瓦時的調峰電量，之于風光新能源1.8萬億千瓦時的發電量，占比大概是1/100。
也就是說，新能源每發100度電，儲能能夠將1度風光棄電存起來，然后放出來用于電力調峰——可謂微乎其微。
而任何儲能電站的投資是有成本的，與其如此，將那1度電棄掉又如何？這也就是劉吉臻院士向儲能電站索要調峰數據，電站方根本就拿不出來相關數據的全部原因。
因此截至2024年，儲能在電網系統中的調節能力尚十分有限。
不可否認，儲能的能力也是需要透過不斷的技術進步來進化升級的。沒人可以否定，現如今的儲能，會不會就是20年前的光伏發電、還需要時間去證明自己？
支撐儲能持續發展的最大理由，還來自于“雙碳”的底層邏輯。煤電屬實有能力為新能源調峰，屬實能夠在風光新能源發電能力不足的時候頂峰保供，但是，長期來看，“風光火”打捆模式如果解決不了減碳的問題，新能源豈不要成一個“歷史笑話”？
從2025年到2030年碳達峰，直至2060年碳中和，風光火儲之間的激烈博弈，有待儲能的持續進化，從“不能”進化到“能”。
而這一進化，必須取決于調節能力怎樣實現幾何級增長——這也必然成為2025年儲能行業發展的指引目標。
mportant;">2025年，中國的新能源大變局已拉開帷幕，能源轉型將進入更艱巨的發展階段，什么樣的系統方案能夠引導變革，是2025年“收官”之年的重要議題。
