文｜华夏能源网
2024年中国新能源最大的成果，当属提前6年完成了12亿千瓦的装机目标。
与此同时，新能源电量系统占比也超过了15%这一标志性的“魔鬼临界点”。因此2025年，将是新能源发展极为关键的一年，前瞻2025，也意味着探寻新能源下一步将走向何方。
作为“十四五”收官之年，2025年还将制定“十五五”规划，我国双碳目标中的2030年实现“碳达峰”，届时碳排放那个“峰”就再也无法回避了。
“十五五”的新能源装机目标要怎么设定？新能源装机大量累积后，骤然抬头的新能源消纳问题又要怎么去处理？
既要保障电力安全又要有效减碳，电力系统要怎样去处理新能源与火电之间的关系？
中国的“双碳”进程在经过了头一个五年的探索实践之后，是时候对“风光火储”进行系统回顾与思考了。
关于2025年的变局之年，我们提出关于新能源发展“三问”，要如何提出适应变局的、更科学的系统方案，已迫在眉睫。
一问：煤电价值被重估，未来怎么走？
正如同刚刚上任的美国总统特朗普认为“新能源还不够成熟”因而高调支持油气一样，过去几年间，煤电在中国同样也经历了一波“过山车”行情。
“双碳”目标出炉的最初一、两年，政策风向标之下，煤电成了业界喊打的“过街老鼠”；其后，却又在“先立后破”的反思中重又“王者归来”。
对于此前各省市激进去煤电的举措，中国工程院院士刘吉臻将其斥之为“不当家不知柴米贵”，并直言，中国的“双碳”不是要“七手八脚把煤炭干掉”。
刘吉臻认为，新型电力系统就是实现“三化”，即化石能源清洁化、清洁能源规模化和多种能源综合化。这当中，煤电不单是兜底保供主力，也是灵活性调节和支撑的主力。
这样的认识深化过程，也反映在中央政策的相关表述中。
2021年3月，中央首提新型电力系统概念，官方强调的还是“实施可再生能源替代行动”“构建以新能源为主体的新型电力系统”；而到了2023年7月的中央深改委第二次会议上，相关表述已调整为“加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统”。
可以说，在“保障国家能源安全”大前提下，煤电价值得到重新确认。
也正是在这一认识深化与激荡调整过程中，争议多年的煤电容量电价在2023年年底最终得以出台。2024年，在煤炭价格回调以及容量电价的“神助攻”下，煤电企业得以彻底从此前的巨额亏损中解脱出来。而受到前两年缺电危机以及“煤电将重新盈利”预期的双重影响，煤电装机也在悄然走高。
截至2024年11月底，中国火电装机容量约14.3亿千瓦。这当中，刨除近1.3亿千瓦的气电，到2024年底，估算中国煤电装机或已经超过了13亿千瓦。
另据行业媒体“能源电力观察”统计，2024全国拟在建100万千瓦重大燃煤电厂约116座，另有一大批60万千瓦级煤电项目上马。也就是说，光是这些在建项目，未来几年就将释放超过1亿千瓦的煤电装机。
由于大量风光新能源项目需要配套支撑性电源，因此，上述在建煤电项目当中，有很大一部分是“风光火”打捆项目，煤电将担当“支撑性电源”的重任。
不过，“风光火”打捆式开发的长期隐患是，为了发展新能源，无形中也推高了煤电装机，而这无疑会给减碳进程带来影响。本来，新能源配套煤电装机，如果能够大力推进煤电的灵活性改造——即实现煤电装机增长的同时、煤电利用小时数能够大幅削减，这也可以说是符合“双碳”大方向的。
可现实的问题是：在新能源装机大幅增长的同时，火电发电量占比却不见下降。
数据显示，2024年前三季度，中国火电发电量占比高达67.23%，这一占比甚至比2023年还要有所提高。
因此，2025年来临，我们对新能源发展的第一问是，煤电保供的确是功不可没，未来要如何实现调峰和减碳的“既要又要”？
二问：风光会一直“风光”下去吗？
中国能源转型，主要靠不断推动新能源装机量来实现。
在连续两年风光装机净增3亿千瓦之后，截至2024年末，中国风光装机已经接近14亿千瓦。而到2060年实现碳中和的时候，中国需要有60亿千瓦以上的风光新能源。
但如今，新能源想要充分发挥出应有的价值和效益，遭遇了一系列堵点、卡点，问题在2024年尤为突出，为实现下一步的持续健康发展，障碍有待清除。
这一系列障碍风光新能源进一步发展的堵点、卡点，大致可分为两种类型：
一类是阻碍项目装机落地的，另一类是影响项目收益率的。前者主要表现在接网限制上，接网方面，集中式新能源发电是受制于特高压建设进展，分布式新能源则是受制于配电网。
据不完全统计，截至2024年上半年，分布式光伏接网难题已经席卷了全国逾10个省份，有超过400个县先后出现低压承载力红色区域，包括黑龙江86个县、山西73个县、河南逾70个县、河北南网53个县、广东37个县、山东37个县、辽宁逾20个县、广西10余个县、福建4个试点县，等等。红区内，分布式光伏被叫停。
另据梳理发现，2024年以来，内蒙古、湖南、海南、山西、辽宁、黑龙江、广东、广西、河南等9省逾36县市，都相继发布了暂停分布式光伏备案的文件。
相较之前的接网红区情况更为复杂的是，这些暂停备案的原因已经不是配电网容量足够不足够的问题了，其中部分地区更是直接点明原因——新能源骤增，电网根本就消纳不了。
而关于新能源项目收益率大幅下滑的问题，华夏能源网在2024年多有讨论（见华夏能源网此前报道：《惊！收益率8.53%的光伏项目都被国家电投叫停？》）。从东到西、由南而北，很多光伏电站中午时段限电弃光三四个、五六个小时不说，光伏发电午间现货市场均价也已经跌破0.15元，甚至于跑出了4分钱的“地板价”，就是以往很有保障的中长协电价，也已经滑落到了0.15元。
正是考虑到收益率下滑，2024年下半年以来，光伏电站甩卖潮蔓延开来。据不完全统计，截至目前央国企旗下已有30余家新能源企业挂牌转让股权，涉及央国企包括：国家电投、国家电网、三峡、中国电建、中广核、中煤、中车、中国煤炭地质总局、东方电气集团等。
有意思的是，这一波光伏电站大甩卖，民企也在迅速跟进。
去年12月28日，正泰电器公告称，董事会已授权公司管理层办理向大型能源国央企、金融机构等第三方投资者出售户用光伏电站资产的相关事项，授权出售的总装机容量不超过1400万千瓦。
央国企与民企为何大事甩卖光伏电站？还不是因为电价低、项目收益“很受伤”吗？（见华夏能源网此前文章《电力央企为何“甩卖”光伏电站？市场的风向变了！》）
截至目前，已经有19个省份的电价政策，将光伏出力最鼎盛的午间纳入了谷价，光伏整体低电价的预期必然影响新能源资产的收益率，进而影响进一步的开发意愿。
新能源开发的“谷贱伤农”问题，在2025年亟须要得到有效遏制了。
三问：储能要怎样“能”？
由于新能源与煤电的博弈问题难解，“风光火”打捆模式也不符合长远目标，因而随着新能源发展的探索，避免这一纠缠的最理想的方式，就成了“风光储”打捆。
事实上，从2017年第一个强制配储地方政策出台以来，这些年来，地方政府一直在不遗余力大干快上储能装机。然而储能的价值，却一直在经受各方质疑。
质疑储能的声音，以中国工程院院士刘吉臻和南方电网专家委员会专职委员郑耀东最具代表性。刘吉臻认为，给电力系统做调节，储能的作用十分有限，就如同“用上几只矿泉水桶来给长江做调节”。
而郑耀东则直接否定“源网荷储”这一概念，认为储能与前三者根本就不在一个量级上。
那么，针对刘郑二人的鲜明观点，来看看数据会怎么“说话”吧。储能的“能”与“不能”，调峰数据最具权威性。
国家能源局在2024年第四季度新闻发布会上提到，截至2024年9月底，全国已建成投运新型储能5852万千瓦/1.28亿千瓦时，较2023年底增长约86%。然而，2024年1月至8月的数据现实，全国新型储能累计充放电量约260亿千瓦时，等效利用小时数约620小时。
目前个别省份，由于充放电价差能够达到1元左右，因而工商业配储在全生命周期内已经可以收回成本；但是对于整个国家来说，对于整个电力系统来说，最主要的还要看储能的调峰数据，看储能到底能为系统调节多少度电。
近6000万千瓦装机规模的储能设施，而同期（1月至8月）的累计充放电量约260亿千瓦时，据此推算，全年累计充放电量在400亿千瓦时左右，单独计算放电调峰的电量，大概也就在200亿千瓦时左右。
200亿千瓦时是什么概念？
2023年，中国10.5亿千瓦的风光装机，共计发电1.46万亿千瓦时；大致估算，2024年中国近14亿千瓦的风光装机，发电量大概在1.8万亿千瓦时左右。储能200亿千瓦时的调峰电量，之于风光新能源1.8万亿千瓦时的发电量，占比大概是1/100。
也就是说，新能源每发100度电，储能能够将1度风光弃电存起来，然后放出来用于电力调峰——可谓微乎其微。
而任何储能电站的投资是有成本的，与其如此，将那1度电弃掉又如何？这也就是刘吉臻院士向储能电站索要调峰数据，电站方根本就拿不出来相关数据的全部原因。
因此截至2024年，储能在电网系统中的调节能力尚十分有限。
不可否认，储能的能力也是需要透过不断的技术进步来进化升级的。没人可以否定，现如今的储能，会不会就是20年前的光伏发电、还需要时间去证明自己？
支撑储能持续发展的最大理由，还来自于“双碳”的底层逻辑。煤电属实有能力为新能源调峰，属实能够在风光新能源发电能力不足的时候顶峰保供，但是，长期来看，“风光火”打捆模式如果解决不了减碳的问题，新能源岂不要成一个“历史笑话”？
从2025年到2030年碳达峰，直至2060年碳中和，风光火储之间的激烈博弈，有待储能的持续进化，从“不能”进化到“能”。
而这一进化，必须取决于调节能力怎样实现几何级增长——这也必然成为2025年储能行业发展的指引目标。
2025年，中国的新能源大变局已拉开帷幕，能源转型将进入更艰巨的发展阶段，什么样的系统方案能够引导变革，是2025年“收官”之年的重要议题。