东南亚电力系统是否已准备好迎接大规模可再生能源并网？

与全球大多数国家一样，东南亚国家也在联合国气候大会上做出了国家自主贡献承诺，并于2021年格拉斯哥气候谈判期间更新了本国目标。在2021年格拉斯哥气候大会上，大多数东南亚国家都宣布了新的气候目标，力争在2050-2065年间实现净零排放。新目标远比以往更加激进，必须加速能源转型才能实现。目前，东南亚各国政府计划在未来20年合计增加逾2.5亿千瓦风能与太阳能发电装机容量；随着各国在未来几年中逐步更新其电力发展规划，这一数字可能还会进一步增加。

电网是否已准备好接入更多间歇性可再生能源

目前，东南亚地区的太阳能和风能发电普及率仍然相对较低，“风光”合计分别占该地区发电总量的5%和装机总容量的11%，与德国等“可再生能源强国”相去甚远——在德国，“风光”合计已达到发电总量的34%和装机总容量的55%。鉴于越南在过去3年中新增的“风光”装机规模超过2000万千瓦，该国贡献的间歇性电源容量占比很高，这在一定程度上拉高了该地区整体的可再生能源普及率。越南的可再生能源发电量占比达13%，装机容量占比达30%，是东南亚地区平均水平的两倍多。尽管该地区的“风光“普及率还相对较低，但部分国家已然在应对电源间歇性与电网拥堵方面面临着挑战，这些问题都影响着太阳能与风能发电的利用率。

越南和印度尼西亚在应对可再生能源增长方面，将面临最为严峻的挑战。在东南亚国家中，越南的可再生能源发展目标最具雄心，而印度尼西亚则具有最好的可再生能源资源禀赋。就装机规模来说，两国分处排名的两极——越南的间歇性可再生能源装机规模已超过东南亚所有其他国家之和；而印尼则是装机规模最小的国家之一。尽管差异巨大，但两国都面临着电网拥堵以及应对可再生能源间歇性的挑战，这些挑战将阻碍未来“风光”发电容量的增长。

马来西亚、菲律宾和泰国的电网，在接入当前在运的间歇性可再生能源项目方面未遇到任何挑战，一来是因为这些市场的可再生能源普及水平较低；二来是因为项目在开发前需要满足较为严格的前置要求。展望未来，随着“风光”发电容量加速增长（通过提升项目招标规模，或政府出台更为激进的发展规划/目标），这些国家也将步入与其他东南亚国家相似的能源转型之路，电网容量充足的地区将会减少，这些国家也将需要对电网进行类似的升级改造。

目前，东南亚国家计划到2030年增加近5000万千瓦的太阳能和风能发电能力，而且这一目标还将进一步提高。大多数国家要么亲身经历了间歇性可再生能源迅速增长对电网和电力系统的影响，要么目睹了东南亚邻国所面临的问题。各国电网的现状不同，接入现有间歇性发电容量与计划新增容量的能力存在差异，但各国都将本地区的经验教训纳入了本国的电力发展规划中，力争根据本国宏大的装机目标来实施电网升级改造，以促进更多可再生能源项目并网发电。“风光”装机增长计划要与电网升级改造的步伐保持一致，才能确保新增容量得以并网投产。

升级电网以支持可再生能源增长的计划将带来较高的成本。这是因为，不同于可在负荷中心周边就近建设的传统电厂，可再生能源发电项目的占地面积明显更大，因而需要在更偏远、地价更低的地方开发建设。因此，随着可再生能源在发电结构中的份额增加，对输电基础设施的投资需求也会相应增加。目前，许多东南亚国家都执行政府管制电价，定价水平低于供电成本；鉴于此，为日益增长的电网投资需求提供融资，无疑是一项艰巨的挑战。

法规和政策能否为促进可再生能源增长提供有力支撑

东南亚国家以往的电力发展计划大多侧重于通过增加装机容量来满足强劲的电力需求增长。过去的装机容量增长规划更注重确保供电总量充足，而不是供电的可靠性与灵活性。近年来，东南亚国家都在本国的电力发展规划中，针对电网如何能容纳日益增长的间歇性可再生能源提出了更多方案。尽管如此，除了输配电网升级改造之外，东南亚国家还将在法规和政策层面采取哪些行动来推动发展灵活性资源，以提升电力系统的供需灵活性，还让我们拭目以待。

目前，要求项目在审批前完成“电网影响研究”或“电力系统研究”，是从监管与政策层面确保新增间歇性可再生能源项目不会对电力系统产生不利影响的主要手段。项目开发商和输配电公司共同负责开展这些研究。马来西亚（大型太阳能光伏[PV]招标）、菲律宾（能源监管委员会网间互联协议）和泰国（并网规范）等国家已开展此类研究，且卓有成效——目前未出现任何因电网问题导致的弃电/拥堵问题。近来，继越南饱受电网问题困扰之后，目前每个新提议的“风光”项目在寻求入选国家项目清单时，都要满足一系列与电网相关的明确要求。

长期电力/能源发展规划能引导必要的投资和相应的政策法规调整，以支持本国实现能源结构目标。然而，虽然许多东南亚国家的长期电力规划覆盖的规划期限长达25年，却频繁更新。更新频率最高的国家每年都对电力发展规划进行更新，即使是更新频率较低的国家也会在规划周期还没过四分之一的时候对其进行更新——哪怕这些规划覆盖的展望周期长达10-25年，且通常包含相对重大的变化。如果改动不大，频繁修订发展规划也不会有太大问题，但许多国家的情况并非如此。

东南亚各国的电力发展规划似乎仍以传统发电规划为主。尽管他们确实提到，为在本国发电结构中纳入更多间歇性可再生能源，需要提升电力系统灵活性，但却几乎没有提及灵活性电源的增长规划。未来的电力规划需要填补这一空缺，为潜在的独立发电商提供更清晰的政策方向，以便他们能吸引投资用于建设灵活性电源。

保持规划的连贯性与一致性并且创建“可再生能源开发区”（renewable energy zones），将有助于统筹协调电力系统规划，加快“风光”项目的开发速度。创建“可再生能源开发区”将带来很多好处——通过将资金集中投资于可再生能源禀赋更好、输电网投资效益更佳的地区，将有助于优化可用于投资电网升级改造的有限资金。此外，此举还将为投资者提供清晰的路线图，减少投资的不确定性，明确哪些地区有望在规划期内增建“风光”项目与灵活性电源。

技术层面是否已准备好应对电力系统中不断增加的间歇性电源

东南亚大多数电力发展规划都认识到电力系统需要提升灵活调节能力，这对接入更多间歇性可再生能源来说是个好兆头。然而，许多国家都是首次将“提升电力系统灵活性”纳入电力规划，这对他们来说仍然是一个相对很新的概念——容量补偿费用/市场、辅助服务市场、调频服务等配套机制，在这些市场中尚未实施，或仍处于起步阶段。

灵活性电源并不是一项新技术，但需要改变现状才能在东南亚地区有所发展。目前，该地区尚未明确电池储能提供调频服务的补偿机制，售电是储能唯一的收入来源——这一点亟需改变。燃气发电在技术上能够起到管理间歇性的作用，但当前的购电协议结构是基于较高的发电利用率订立的，因而天然气采购合同也约定了相当大的固定量承购义务，导致燃气发电无法承担灵活性电源的角色。此外，现有的气电机组也不适合作为调峰电源，因其效率和相应的燃料成本都会因发电利用率降低而大打折扣——相较作为基荷电源时，燃料成本增幅可高达300%。