近日召开的中央财经委员会第九次会议指出，实现碳达峰、碳中和是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，要把碳达峰、碳中和纳入生态文明建设整体布局，拿出抓铁有痕的劲头，如期实现2030年前碳达峰、2060年前碳中和的目标。

本版开设“碳达峰 碳中和·产业在行动”栏目，解析碳达峰、碳中和对行业带来的影响，企业面临的机会，敬请关注。

春日的暖阳照在钱塘江面上，也照进了唐跃明的心里。“昨天多云，我们厂的屋顶发了80640千瓦时电。”3月11日，站在浙江海宁尖山新区联鑫板材科技有限公司屋顶上，该公司电气负责人唐跃明一脸兴奋。

尖山新区是“天下奇观”钱江潮的起潮地，也是浙江海宁市的主要经济引擎。在这里，370家企业几乎每家屋顶都铺满了光伏板。2020年，尖山新区光伏装机容量达到229.4兆瓦，发电量2.18亿千瓦时，加上沿江的风电，总发电量超过3亿千瓦时，折合年节约煤炭8.8万吨，减少二氧化碳排放21.96万吨。

随着碳达峰、碳中和目标的提出，中国成为全球主要排放国里首个设定碳中和目标期限的发展中国家，这也是中国在《巴黎协定》承诺的基础上，在碳排放达峰时间和长期碳中和问题上设立的更高目标。目标之下，电力行业的清洁化进程加速推进，成为碳中和的“胜负手”。

清洁能源逐步替代燃煤

电力行业脱碳将是碳达峰、碳中和的重中之重。

目前，我国电力行业碳排放量居于各行业之首，且煤电占我国发电量比重仍在60%以上。当前我国碳减排最迫切的需求在于通过清洁能源发电替代燃煤发电，从而降低电力行业的碳排放。

国网能源研究院发布的《中国能源电力发展展望2020》显示，2020年工业和电力部门占全部能源消费产生二氧化碳排放量的70%。随着电能替代加速，使部分碳排放从终端用能部门转移到电力行业，电力部门将成为最主要的碳排放源。

“我国是世界上最大的能源生产国和消费国，而且以煤炭为主，传统发电企业煤电占比很大。”国家电力投资集团总工程师兼环保总监王俊表示，国家电投落实碳达峰、碳中和工作的整体思路是严控煤电、气电总量，大力发展风、光、水、核等清洁能源，加强低碳技术创新、系统集成研发和新兴产业发展，积极参与全国碳市场和电力市场建设。

在碳达峰、碳中和目标下，2030年非化石能源在一次能源中的占比要从20%提升至25%，风电、光伏发电累计装机要达到12亿千瓦以上，以风电、光伏为主的可再生能源电力电量要大幅增加。根据国家发展改革委能源研究所的一项研究显示，在高比例可再生能源情景下，2050年，预计一次能源消费将达到35.4亿吨标准煤，终端消费达到30.5亿吨标准煤，终端用能电气化比例将达到66%，非化石能源发电占比91%，其中风电、光伏发电占比将达到73%。

低碳化是新一轮能源变革发展的必然趋势。水电水利规划设计总院副总工程师谢宏文表示，风电成本将持续下降，而光伏未来将成为我国上网电价最低、规模最大的电源。技术进步将推动光伏转换效率和工艺制造水平持续提升，推动光伏发电成本下降。

新能源消纳需超前谋划

实现碳达峰、碳中和是一项复杂艰巨的系统工程，面临诸多严峻挑战。当前欧美主要国家已完成工业化，经济增长与碳排放脱钩；我国尚处于工业化阶段，能源电力需求还将持续攀升，经济发展与碳排放仍存在强耦合关系，在经济持续稳定增长情况下必须探索一条既能保障能源电力安全可靠供应，又能实现碳减排的务实路径。

实现碳中和的核心是控制碳排放。能源燃烧是我国主要的二氧化碳排放源，占全部二氧化碳排放的88%左右，电力行业排放约占能源行业排放的41%，减排任务很重。业内人士表示，能源消费达峰后，随着电气化水平提高，电力需求仍将持续增长，电力行业不仅要承接交通、建筑、工业等领域转移的能源消耗和排放，还要对存量化石能源电源进行清洁替代，必须作出更大贡献。

推进能源清洁低碳转型，关键在于加快发展非化石能源，尤其风电、太阳能发电等新能源。我国95%左右的非化石能源主要通过转化为电能加以利用。电网是电力系统碳减排的核心枢纽，电网企业面临保安全、保供应、降成本的巨大压力，同时自身节能减排任务繁重。

“新能源迅猛发展，在有效缓解经济社会发展对能源需求、改善环境质量的同时，也带来了一些新问题，特别是其消纳工作，给电力系统带来了新挑战。”国网湖北省电力有限公司董事长肖黎春说。

以湖北省为例，近5年内新能源装机年均增长38%，部分地区电网就地消纳空间、通道断面外送能力已趋于饱和，电网调峰的难度和安全稳定运行的压力剧增。

肖黎春表示，为实现碳达峰、碳中和目标，亟待超前研究谋划新能源消纳工作，在全社会形成新能源消纳合力，避免出现弃风弃光现象，促进电力结构调整，最大限度以清洁和绿色方式保障电力充足供应。

能源基础设施要跨界融合

碳中和目标下，如何保障大幅增长的清洁能源消纳是首要问题。

在尖山新区，几百座屋顶光伏发出来的电汇入大电网，整个地区由一个高密度用电区域转变为一座新能源绿色发电厂。“电网最重要的是安全、可靠、稳定和高质量，而分布式光伏每一处输出的电能质量都不一样，对电网运行和部分企业生产造成了困扰。”国网海宁市供电公司副总工程师范云其说，为此，项目建成了柔性互联换流站，研发了网源荷储协调控制系统。同时，对尖山新区电网实施智能化改造升级，通过能量路由器，在不同区域、不同电压等级配电线路之间架起了一座桥梁，初步实现了对企业光伏发电的分层分区全额消纳。

着眼全局，发展电池储能是保障能源电力可靠供应的长久之计。国网湖南省电力有限公司董事长孟庆强表示，当前，我国电力供应紧平衡问题凸显，部分地区高峰负荷时段保供电压力较大。

以湖南为例，近年来用电负荷持续快速攀升，电力供应能力已达极限，预计未来一段时间电力缺口仍将存在，提升电力供应保障能力刻不容缓。

“发展电池储能，可作为电力系统的‘充电宝’和‘稳定器’，不仅可在用电紧缺时段提供电力支撑，还能显著增强电网应对事故的能力，切实保障能源电力安全。”孟庆强说。

放眼未来，国家发展改革委能源研究所可再生能源中心研究员时璟丽表示，目前，可再生能源发展在资源、技术、产业、经济性方面基本不存在瓶颈和障碍，关键在于可再生能源与能源系统的融合，而实现融合的关键是建设电气化、清洁化、智能化的现代能源体系。未来，化石能源在能源系统中的作用和运行方式必须转变，同时，可再生能源要实现优化存量，有序增长，能源基础设施要实现跨界融合。 

国家能源局综合司关于印发《清洁能源消纳情况综合监管工作方案》的通知

国能综通监管〔2021〕28号

各省（自治区、直辖市）能源局，有关省（自治区、直辖市）及新疆生产建设兵团发展改革委，各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司、相关能源企业：

　　为深入贯彻《可再生能源法》，全面落实“碳达峰、碳中和”战略目标和中央生态环境保护督察要求，促进清洁能源消纳，根据我局《2021年能源监管重点任务清单》（国能发监管〔2021〕5号）安排，我们研究制定了《清洁能源消纳情况综合监管工作方案》，现印发给你们，请认真组织实施。有关要求如下：

　　一、切实加强工作统筹。请各派出机构结合本地实际情况和疫情防控常态化要求制定具体实施方案，细化监管内容和措施，扎实开展相关监管工作。加强与局机关沟通联系，及时报送监管工作开展情况，反映监管中发现的问题，提出相关意见和建议。

　　二、加强工作协同配合。请各省级能源主管部门积极配合相关派出机构开展工作，并协助组织辖区内电网企业、电力调度机构、电力交易机构、清洁能源发电企业及时开展自查和现场监管，认真做好问题整改，客观分析清洁能源消纳实施成效和存在困难，提出针对性的意见和建议。

　　三、坚持问题导向和目标导向。各单位要突出工作重点，针对清洁能源问题多发的重点地区、重点企业和重点事项开展监管，推动清洁能源消纳政策得到有效实施，确保清洁能源得到高效利用。国家能源局将适时组织相关司、第三方机构专家赴部分重点地区、重点企业开展核查工作。

国家能源局综合司

2021年3月17日

清洁能源消纳情况综合监管工作方案

　　为深入贯彻《可再生能源法》，全面落实“碳达峰、碳中和”战略目标和中央生态环境保护督察要求，促进清洁能源消纳，根据《2021年能源监管重点任务清单》（国能发监管〔2021〕5号）安排，决定组织开展清洁能源消纳情况综合监管，现制定工作方案如下。

　　一、工作目标

　　坚持问题导向和目标导向，督促有关地区和企业严格落实国家清洁能源政策，监督检查清洁能源消纳目标任务和可再生能源电力消纳责任权重完成情况；督促电网企业优化清洁能源并网接入和调度运行，实现清洁能源优先上网和全额保障性收购；规范清洁能源电力参与市场化交易，完善清洁能源消纳交易机制和辅助服务市场建设；及时发现清洁能源发展过程中存在的突出问题，进一步促进清洁能源消纳，推动清洁能源行业高质量发展。

　　二、监管依据

　    （一）《中华人民共和国可再生能源法》

　　（二）《电力监管条例》（中华人民共和国国务院令第432号）

　　（三）国家发展改革委关于印发《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》的通知（发改能源〔2016〕625号）

　　（四）国家发展改革委 国家能源局关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知（发改能源〔2016〕1150号）

　　（五）国家能源局关于印发《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》的通知（国能发监管〔2017〕67号）

　　（六）国家发展改革委 国家能源局关于印发《解决弃水弃风弃光问题实施方案》的通知（发改能源〔2017〕1942号）

　　（七）国家发展改革委 国家能源局关于印发《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》的通知（发改能源规〔2018〕1575号）

　　（八）国家发展改革委 国家能源局关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知（发改能源〔2019〕807号）

　　三、监管范围

　　在全国范围内组织开展。

    　四、监管内容

　　重点对地方政府主管部门、电网企业、电力调度机构、电力交易机构、发电企业落实清洁能源消纳目标任务、可再生能源电力消纳责任权重、并网接入、优化调度、跨省区交易、参与辅助服务市场等情况开展监管。具体内容包括：

　　（一）清洁能源消纳主要目标完成和重点任务落实情况。包括2020年各省（自治区、直辖市）弃水、弃风、弃光电量和弃电率情况，是否完成年度清洁能源消纳目标，是否完成重点任务。2021年上半年，各省（自治区、直辖市）清洁能源消纳情况。

　　（二）落实可再生能源电力消纳责任权重情况。包括各省（自治区、直辖市）可再生能源电力消纳责任权重落实工作开展情况，可再生能源电力消纳实施方案编制情况，电网企业组织实施工作开展情况，超额消纳量和绿色证书交易情况；各省（自治区、直辖市）是否完成年度可再生能源电力消纳责任权重，辖区内承担消纳责任义务的市场主体是否完成年度可再生能源电力消纳责任权重等。

　　（三）清洁能源发电项目并网接入情况。一是电网企业是否定期开展消纳能力研究论证，制定消纳方案；是否按规定及时出具并网接入意见；是否未及时建设接网工程；是否未及时按约定回购发电企业自建送出工程；是否按照规划和消纳能力合理安排项目并网时序。二是清洁能源发电项目是否存在未办理手续提前并网，是否签订并网调度协议及执行情况如何；发电企业是否在国家能源局可再生能源发电项目信息管理系统及时填报更新项目核准、开工、在建、并网、运行信息等。

　　（四）清洁能源优化调度情况。包括电力调度机构是否落实优先安排清洁能源年度发电计划；电网企业是否严格落实可再生能源发电全额保障性收购制度，是否进行有效的调度运行管理和检修计划管理，是否建立流域上下游信息共享和联合调度协调机制，是否存在因未开展流域水电联合优化调度导致弃水加剧情况；清洁能源项目是否按照规定有序参与电力市场化交易和发电权交易等。

　　（五）清洁能源跨省区交易消纳情况。包括省间清洁能源电力送电协议是否得到及时、有效执行；电力交易机构是否组织清洁能源发电企业积极参与跨省区电力市场化交易；受端省份是否存在限制外受电量规模的情况；送受端是否存在干预可再生能源报价和交易等情况；跨省区交易输电费用、网损、交易费用等收取依据、实际收取情况。

　　（六）清洁能源参与辅助服务市场情况。包括电网企业是否有效执行电力辅助服务市场运行相关规则；清洁能源发电企业是否公平参与辅助服务市场；辅助服务费用结算是否及时、足额；是否存在市场成员严重违反相关规则，对电网安全稳定运行造成影响等情况。

　　五、进度安排

　　（一）启动部署（3月至4月）。国家能源局印发《清洁能源消纳情况综合监管工作方案》，启动清洁能源消纳情况综合监管工作。各派出机构按照部署要求，结合本地区实际制定相关工作实施方案，启动辖区内相关工作。

　　（二）自查整改（5月至6月）。各派出机构会同省级能源主管部门组织辖区内电网企业、电力调度机构、电力交易机构、清洁能源发电企业围绕重点监管内容开展自查，对自查中发现的突出问题，及时开展整改落实。

　　（三）现场监管（7月至8月）。在自查基础上，各派出机构结合疫情防控常态化要求采取多种方式开展监管，视情况开展非现场、非接触监管。具备条件时，按照国家能源局《推广随机抽查事中事后监管的实施方案（2020年修订）》，采取“双随机、一公开”方式组织开展现场监管。现场监管要突出重点、突出问题导向，避免形式主义，防止增加基层负担。对现场监管发现的问题，要严格按照相关规定进行处理，并督促相关单位及时整改。

　　（四）形成监管报告（9月至10月）。各派出机构要形成专项监管报告，于9月底报送国家能源局。监管报告的内容包括但不限于：清洁能源消纳基本情况，清洁能源消纳取得的成效，清洁能源消纳存在的突出问题，针对发现问题已采取的措施，进一步规范清洁能源消纳的监管意见等。国家能源局于10月底前汇总形成清洁能源消纳情况综合监管报告，适时按程序发布。

作为全球最大的发展中国家，我国提出“力争2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和”的目标。实现碳达峰、碳中和，是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，需要同时处理好发展和减排、整体和局部、短期和中长期的关系，有计划有步骤地积极推进。“十四五”规划纲要对实现碳达峰、碳中和与应对气候变化进行了全面部署。

实现碳达峰、碳中和是一个挑战，更是一场硬仗。当前，我国碳排放仍然处在“总量高、增量高”的历史阶段，超过85%的碳排放来自于能源活动。2020年末，我国非化石能源比重约15%，化石能源占比依然很高。与一些发达国家不同，我国既要控排放，又要保增长，还要转变高碳化的能源结构，争取用不到十年的时间实现碳达峰，从根本上扭转碳排放总量持续增长的趋势，任务艰巨。

低碳转型，能源先行。围绕实现碳达峰、碳中和，“十四五”期间需要加快推动能源革命，建设清洁低碳、安全高效的能源体系，提高能源供给保障能力。在供给端，提升能源清洁生产的能力，充分利用各地资源禀赋，重点建设一批多能互补的清洁能源基地，逐步提升非化石能源比重。在需求端，发展能源低碳替代途径，推进以电代煤、以电代油，大幅度提高能源利用效率。在配置端，加强“源网荷储”衔接，提高特高压输电通道利用率，加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用。在数字化场景方面，推进智慧能源领域的应用工程，实现多能协同互补、需求智能调控。

除了能源产业以外，“十四五”期间为工业、交通、建筑等产业升级提供了重要的转型窗口。工业的重点将突出绿色制造，推动高耗能产业的低碳转型，包括大力提高电能利用比重、加快技术研发与商业化应用、淘汰落后产能设备、提升产业聚集度、推进资源节约与循环利用。交通领域的关键在于实现绿色低碳交通方式，包括突破新能源汽车与智能联网汽车的关键技术，在高速公路与中小县城推进充换电设施建设，发展城市公共交通、建设自行车道、步行道等。建筑领域要提升节能标准，加快新型绿色建材研发应用、推动高性能智能家电的普及利用、推广清洁能源采暖与楼宇节能系统改造。

“十四五”作为实现碳达峰与碳中和的关键期与窗口期，还要为经济社会系统性的变革完善机制谋划布局。坚持山水林田湖草系统治理，促进自然生态系统质量与稳定性的改善，提升生态系统的碳汇能力。推进前瞻性的未来产业，加速氢能、储能与生物能源等前沿科技产业的孵化与壮大，开展近零能耗建筑、碳捕集利用与封存等重大项目示范。进一步完善绿色低碳政策和市场体系，优化体制机制软环境，重点包括深化能源体制改革、加快推进碳排放权交易、积极发展绿色金融、健全与绿色低碳发展相关的法律法规、倡导营造绿色低碳生活方式、加强应对气候变化国际合作与规则标准制定等。

进入2021年以来，山东储能产业不断迎来利好。

山东省《关于开展储能示范应用的实施意见》将于近期出台。该文件从总体要求、任务目标、支持政策等全方面，以试点促推广应用、以示范促深化发展，着力推动储能技术和产业实现新突破，为山东能源高质量发展提供重要支撑和有力保障。

其中，备受瞩目的当属其支持政策。新增并网的集中式风电光伏项目，按照不低于10%比例配建或租赁储能设施，连续充电时间不低于2小时。同等条件下，配建或租赁示范项目的,优先并网、优先消纳；

示范项目参与电力辅助服务，在火电机组调峰运行至50%以下时，优先调度；

示范项目实行充电电量与放电电量相抵原则，损耗部分按工商业及其他用电单一制电价执行。其中结合存量煤电建设的示范项目，损耗部分参照厂用电管理但统计上不计入厂用电。

除了明确支持力度和标准，该文件的亮点还体现在以下几方面：

制定任务目标。通过开展试点示范，建立健全相关标准体系，探索形成可复制易推广的经验做法，推动山东省储能加快发展。首批示范项目规模约50万千瓦，后期视电力系统发展和首批示范项目运营情况确定后续示范规模。

明确示范标准。调峰示范项目接入电压等级为110KV及以上，功率不低于5万千瓦、连续充电时间不低于2小时。联合火电机组调频示范项目单体功率不低于0.3万千瓦。锂电池储能电站交流侧效率不低于85%、放电深度不低于90%，电站可用率不低90%，其他形式储能电站，按照“一事一议”原则确定。

创新发展模式。统筹利用当地资源，因地制宜推动风光(火)储一体化项目建设。支持各类市场主体投资建设和运营共享储能设施，鼓励风电光伏项目优先租赁共享储能设施,租赁容量视同其配建储能容量。鼓励风电、光伏发电制氢，装机运行规模视同配套储能规模。

建全支撑体系。建立储能备案机制,按年度发布容量需求信息。依托山东电力交易平台，培育储能辅助服务和容量租赁市场，规范储能建设和管理，完善设计、验收、检测、接入等标准,建设省级储能监测、调度平台、强化日常监测和运行管理。

促进产业发展。优先发展大容量、长时间、低成本的调峰储能技术,加强储能关键材料、单元模块和控制系统研发。重点培育青岛、济宁、枣庄储能产业基地，加快建设济南储能设备集成和工程创新中心，逐步形成材料生产、设备制造、储能集成、运行检测全产业链。

这是继今年2月印发《2021年全省能源工作指导意见》，提出建立独立储能共享和储能优先参与调峰调度机制，新能源场站原则上配置不低于10%储能设施之后，山东省又一次大力助推储能产业发展。

去年，山东发改委和山东电力现货市场还分别针对储能出台了AGC调频+拉大峰谷价差等利好储能的政策。

山东作为能源消费和电力消费大省，正在积极推进新旧动能转换。从山东的电源结构可以看出，灵活性调节电源明显不足，占比1%，远低于全国平均6%的水平。

山东省能源局副局长邓召军曾在新闻发布会上表示，随着山东新能源装机比例迅速增加，省外来电送入电力大幅提高，山东电网调峰形势较为严峻，亟需增加调峰资源和丰富调峰手段，提升电网调节能力。

山东电力工程咨询院智慧能源事业部设计总工程师裴善鹏也在一次线上活动上表示，山东省电网调峰压力较大，2020年，山东省系统调峰容量缺口为914万千瓦，预计到2025年，这一缺口将达到1319万千瓦。

在刚需的背景下，火电联合调频、可再生能源+储能、用户侧储能在山东将迎来不错的机遇，山东的储能市场前景有望比肩江苏、广东等储能大省。

“十三五”期间，我国多措并举，持续推进以风电、太阳能发电为主的可再生能源开发，取得了举世瞩目的成绩，新能源累计装机规模突破4.5亿千瓦，超过水电成为第二大电源，新能源年均新增装机容量6036万千瓦。“十四五”期间，随着新能源步入平价时代，以及产业政策和市场环境的调整，使得新能源的发展面临严峻的挑战，但是在“四个革命、一个合作”能源战略引领下，新能源将成为完成“碳达峰”和“碳中和”目标的重要方式，我国新能源也将迎来新的发展机遇。居安思危，曾经严峻的弃风限电问题虽得以缓解，但是否会伴随着装机规模的增加而再次卷土重来令人担忧，如何避免消纳问题再次成为新能源发展掣肘，是能源高质量发展道路上必须解决的课题。

我国新能源电力消纳现状

新能源装机及消纳情况

2020年，全国风电新增装机7167万千瓦，累计并网装机容量达到2.8亿千瓦，占全国发电总装机（22亿千瓦）的12.8%，增长9.5%。其中，中东部和南方地区占32.6%，“三北”地区占67.4%，风电平均利用小时数2073小时，同比降低10小时。全国弃风电量166.1亿千瓦时，风电利用率96.5%，同比提升0.5个百分点；全国光伏发电新增装机4820万千瓦，累计并网装机容量达到2.5亿千瓦，占全国发电总装机的11.5%，增长9.5%。全国光伏平均利用小时数1281小时，同比降低10小时。弃光电量52.6亿千瓦时，光伏发电利用率98.0%，与去年基本持平。

2020年，全国发电量76236亿千瓦时，同比增长4.0%。其中，风电和光伏发电量分别为4665和2611亿千瓦时，同比分别增长15.1%和16.6%，占全国发电量的比重分别比上年提高0.6和0.4个百分点，风电、太阳能累计发电量占比稳步提升。

制约新能源消纳的原因

一是新能源爆发式增长与用电需求增长放缓矛盾突出。2012~2016年，全社会用电量年平均增长率4.5%，装机容量年平均增长率9%，风电装机容量年平均增长率26.4%；近五年，全国全社会用电量年均增长5%，同期电源装机年均增长近10%，新能源装机年均增长高达30%以上，新增用电市场无法支撑各类电源的快速增长。

二是网源发展不协调严重制约新能源发展。我国能源分布广泛但不均衡，主要特征表现为能源资源“西富东贫”，消费“东多西少”，能源生产与消费中心逆向分布。如风电装机集中的“三北”地区远离负荷中心，难以就地消纳，电网发展滞后。其他新能源富集大型能源基地，都不同程度存在与开发配套的电网送出项目规划、核准相对滞后，跨省跨区通道能力不足等问题，成为制约新能源消纳的刚性约束。

三是缺乏灵活调节电源系统调节能力不充足。新能源发电具有间歇性、波动性等特征，大规模并网对电网稳定性、连续性和可调性造成极大影响，因此对电力系统调峰能力提出很高要求，而目前系统缺乏灵活调节电源，调峰能力不足。例如风资源集中的“三北”地区电源结构单一，以煤电机组为主，抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源比重低，新疆、内蒙古等地区大量自备电厂不参与系统调峰，东北、华北燃煤机组中热电机组比重较大，冬季为了满足供热需求，采暖期供热机组“以热定电”运行，进一步压缩了机组调峰空间，导致系统调峰能力严重不足。

四是促新能源消纳的政策和市场机制不健全。目前，虽然各部委陆续出台了多项支持可再生能源行业健康可持续发展的政策文件，但是改革过程中各项政策、各种博弈、各种利益诉求交织在一起，因此政策的落地以及作用的发挥不可能完全按照理论实现，需要经历复杂而曲折的过程。当前我国电力供需以省内平衡和就地消纳为主，缺乏促进清洁能源跨区跨省消纳的强有力政策、合理的电价和辅助服务等必要的补偿机制，省间壁垒突出，跨区跨省调节电力供需难度大，成为当前制约清洁能源消纳的重要因素。

新能源面临的发展形势

项目开发方面

“30·60”目标加快新能源跨越发展。2020年12月12日在气候雄心峰会上我国提出到2030年中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。截至2020年底，我国风电装机2.8亿千瓦、光伏发电装机2.5亿千瓦，合计达5.4亿千瓦，预计未来10年，风电、太阳能发电合计年均至少新增规模6700万千瓦以上，才能实现12亿千瓦，新能源将迎来跨越式发展。

集散并举，海陆齐进，发储协同特征明显。“十三五”期间，受“三北”地区限电等因素影响，新能源项目向消纳较好的中、东、南部等地区转移，逐步形成集散并举的格局，国家能源局2020年发布的《新时代的中国能源发展》白皮书指出，全面推进大型风电基地建设与分散风能资源开发结合，优先发展平价风电项目。随着“三北”地区消纳问题逐渐缓解，“十四五”期间，土地资源丰富、风光资源和建设条件较好的“三北”地区优势凸显，特别是在外送通道建设助力下，风电大基地迎来又一轮建设高潮，而具备消纳优势的中、东、南部和内陆低风速地区则以分散式开发为主，有条件的地方局部集中开发。2021年全国能源工作会议提出，要加快风电、光伏发展，新增装机总量较“十三五”有大幅增长，大力提升新能源消纳和储存能力，发展抽水蓄能和储能产业，加快推进“风光水火储一体化”和“源网荷储一体化”发展，1.2万千瓦海上风电等领域取得突破。“十四五”期间，新能源开发“集散并举、海陆齐进，发储协同”的特征将更加明显。

电价及市场方面

平价时代全面到来。国家发改委2019年5月发布的《关于完善风电上网电价政策的通知》规定，自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴，海上风电自2022年起执行并网年份的指导价。2020年，财政部、发改委和能源局先后联合印发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》和《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见有关事项的补充通知》，明确风电、光伏、生物质发电项目全生命周期的合理利用小时数，规定纳入可再生能源发电补贴清单范围的项目，所发电量超过全生命周期补贴电量部分，不再享受中央财政补贴，核发绿证准许参与绿证交易，这意味着风电、光伏电量补贴的方式由全电量补贴向全生命周期补贴转变。

市场化交易规模进一步扩大。2017年以来，发改委、能源局等部门相继出台一系列政策和规则，来不断完善市场化机制，探索通过市场化消纳新能源的新途径，2019年我国市场交易电量占售电量比重接近40%，启动8个省级现货市场试点，部分新能源富集省区陆续开展多种市场化交易，包括：大用户直接交易、发电权置换、调峰辅助服务市场交易、新能源跨区现货交易等。北京电力交易中心数据显示，2020年新能源省间交易电量915亿千瓦时，同比增长3.7%，其中天中、祁韶、灵绍、鲁固、高岭等跨区通道新能源占比超过20%。

技术及政策方面

储能及虚拟电厂促消纳见成效。2020年，多地探索储能调节、试点开展虚拟电厂调峰促进新能源消纳。青海、宁夏、山东、江苏和湖南等地均出台了辅助服务市场交易规则，鼓励储能电站参与辅助服务。在浙江、江苏两地开展虚拟电厂调峰试点，其中江苏省在国庆假期实施填谷电力需求响应，促进清洁能源消纳8690万千瓦时。在山西启动“新能源+电动汽车”智慧能源试点以解决弃风弃光问题，降低电动汽车用电成本。随着能源供给结构性改革深化，综合能源利用项目开发、技术创新和新技术应用集成发展已成为“十四五”规划的重要战略目标，综合能源利用有望成为新能源领域新的增长点。

可再生能源消纳保障机制发挥实效。2019年5月可再生能源电力消纳保障机制的出台，意味着能源低碳转型发展长效机制建立，但是要真正落实可再生能源消纳责任，需要科学确定消纳责任权重，发挥目标导向作用，建立有效的监管机制，同时完善绿色电力证书交易。自2017年我国开始实行绿证自愿认购，但市场始终“低温运行”,未发挥其应有的作用。随着“全寿命周期补贴”的实施，补贴和“绿证”脱钩，为“绿证”交易创造了条件，使得“绿证”收入成为增加项目收益的重要途径。

新能源消纳行稳致远

“十四五”期间，新能源电力势将迎来更广阔的市场，也将承担更重要的历史使命，如何防范和解决大规模新能源并网消纳问题，应得到重视和解决，应多方着手，统筹规划，下好“先手棋”。

因地制宜强战略，政策落实谋长远。一是可再生能源规划要与电网发展规划相适应，综合考虑新能源发展和电网安全性，合理规划新能源装机，优化网架结构，建立健康的成本分摊机制，促进新能源消纳。二是项目开发要因地制宜进行战略布局。“三北”地区结合特高压等电力送出工程布局大基地项目；水电丰富区开发风光水储一体化基地项目，有效推进源网荷储一体化典型项目；中东部地区电价高，消纳能力强，应综合利用土地开发渔光互补、农光互补项目。三是强化产业政策落地，切实发挥可再生能源消纳保障机制作用，提升各省区优先消纳可再生能源积极性，目前尚处于“低温”运行状态下的绿证交易，亟需尽快完善以实现与市场建设的高效衔接，用“看不见的手”代替行政管制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，若能与可再生能源保障机制有效协调，可以稳定企业收益与现金流，提升项目测算经济效益，实现项目开发与市场交易相互促进。

技术创新破壁垒，源网荷储强协同。一是技术创新提高项目经济性，当前新能源发电技术和成本应对平价的全面到来，尚显得力不从心，在能源转型中胜任主力军角色更是需要进一步提高发电利用小时数、降低度电成本、提高发电技术特性。二是新能源电力系统稳定性和波动性的问题，是制约其并网的关键，目前解决该问题的主要手段有大电网和储能两种，一方面要加强电网建设，扩大电网互联、推进电网的智能化，以增强大电网优化配置资源能力；另一方面需要转变观念，发挥煤电等传统火电调节电源作用，要加强氢能、储能等技术手段的应用，尽快打破储能壁垒，对于配套储能新能源项目，要合理优化项目储能方案，以产业链的高速发展带动储能技术进步和造价下调，不断优化新能源储能性价比以确保项目收益。三是深挖需求侧潜力，推进源荷互动。随着大数据、物联网、5G等信息与数字技术不断进步，通过构建需求侧智能管控系统，实现荷随源动、源荷互动，为新能源间歇性问题提供解决路径。

市场建设开新篇，产业发展拓空间。加快构建适应新能源优先发展的电力市场机制，一是建立健康的成本分摊机制，平价上网不等同于平价利用，新能源利用不但包含自身发电成本，还需要考虑系统成本，系统成本需要通过市场机制共同分担，才能更好消纳新能源。二是做好优先发电保障和市场化消纳的衔接，随着分布式能源和用户侧需求响应技术的进步，电力市场主体呈现多元化，新兴化趋势，以碳中和为契机，通过电力市场主体与新兴技术融合拓展，发售用等多重市场角色重塑，发挥“虚拟电厂”“负荷聚集商”等新兴市场主体的作用，进一步拓宽新能源消纳空间。

在以碳中和为主题的时代舞台上，新能源，无疑是一个最具光环、最受青睐的重磅角色。2020年12月12日，在气候雄心峰会上，习近平主席提出到2030年，我国风电、光伏发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。但无论是研究智库还是资本市场，对于新能源未来10年的发展预测都远高于这一目标。

尽管“十四五”能源电力规划仍在制定之中，但一个显而易见的共识是，经历了多年的产业培育后，如今新能源已走到了一个重要的历史坐标：从替代能源转向主体能源。

无论是装机总量、新增规模还是产品制造能力，我国新能源已领先于世界。过去10年，我国陆上风电度电成本下降了40%，光伏的成本下降了约80%，大部分地区新建的新能源项目已可以实现平价上网，新能源迎来发展的新高度与新纪元。这一切看似顺理成章，但一条光环加持的道路，并不意味着更加好走。

更高的期望，意味着更大的责任。曾经，在能源电力的家族中，新能源只是一个无关大局的“小透明”。如今，承载着碳中和愿景的新能源，已经进入了与传统能源竞争的时代。因此，看待新能源的视角，也不应局限于产业角度，而应将其放在能源转型、经济转型乃至社会转型的层面，来衡量其服务经济社会发展的能力。很显然，面对挑战的不止是新能源，更包括全行业与全社会。

从平价上网到平价利用

主体能源的更新换代，绝非简单的此消彼长或替代竞争，而是一项牵一发而动全身的系统工程。

目前，我国处于煤炭与新能源的“混合能源时代”，新能源发电量占比约为10%，相对于低碳转型的典型国家而言，这一比例并不算高，但我国地域广阔，地区差异巨大，局部地区新能源占比已高达30~40%，在冀北、甘肃、青海等地区，新能源已成为第一大电源，电网安全及运行控制已受到巨大挑战。

作为最复杂、最庞大的人造系统，过去电力系统中电源跟随负荷变化调整出力，使电网运行保持瞬时平衡。但新能源的加入打破了电源侧长久以来的运行规律，其他常规电源必须同时跟随新能源波动调节出力。适应高比例新能源特性的电力系统，在未来或许会出现革命性的重大技术突破，但在现阶段，新能源与其他电源、电网、负荷之间的相互适应，只能基于当前电力系统的平衡理论和安全原则来开展。“在过去，新能源占比较小时，可以把平衡新能源波动视作负荷侧波动来对待。但随着新能源规模的逐渐扩大，高比例新能源电力系统的电力电量平衡将面临巨大挑战。”国网能源研究院有限公司新能源与统计研究所所长李琼慧说。

新能源与电力系统的“交手”，是技术问题，也是经济问题。

为保证用户的稳定可靠供电，大规模的新能源入网，需要整个系统提升其他的辅助性投资。有研究显示，一个独立的电力系统中，在新能源电量占比小于10%时，电力系统本身的裕度尚可调节新能源带来的波动。一旦新能源的电量占比超过了10%，其系统成本就开始显现；新能源电量占比超过20%，系统成本大约将占据新能源本体成本的1/3~1/2；如果新能源电量占比达到40%，其系统成本将与发电成本基本相当。这一结论基于不同的系统结构会有一些偏差，但也大致为我们厘清了高比例新能源电力系统中所对应的消纳成本比重。

在新能源提速发展的当下和未来，系统成本的显著提升已难以避免。近期，国家能源局下发《关于征求2021年可再生能源电力消纳责任权重和2022-2030年预期目标建议的函》，要求非化石能源消费比重2021年按16.6%考虑，2030年按26%考虑。2030年全国统一可再生能源电力消纳责任权重为40%，其中非水电电力消纳责任权重为25.9%。按照以上的研究推论，到2030年，我国电力系统为承载新能源的发展将面临成本走高的压力，未来制约新能源发展的是大规模利用的经济可负担性。

“未来高比例新能源电力系统最理想的运行状态是什么？即在满足电网安全稳定运用和电力可靠供应的前提下，通过技术的进步，促使以新能源为主的系统供电成本和当前供电成本大致持平甚至更低，这一天我们的能源革命就实现了。”李琼慧说，“因此，新能源发展到了一定阶段以后，能源经济学显得特别重要，尤其是在‘双碳’目标倒逼下，一定要从能源经济学的角度来研究新能源发展。”

供电成本的拉平，有赖于新能源发电成本和系统成本的下降。在发电成本方面，中国可再生能源学会常务理事秦海岩表示，新能源发电技术经济水平在短期内依然未到天花板，风电度电成本的下降最主要的贡献来自于发电能力和效率的提升，而不仅是造价的下降。“依托于先进控制技术和材料科学的进步，过去十年风电机组的风轮直径不断突破，增加到原来的2倍，同样风况条件下发电量增加到3倍左右，即使在风电场单位千瓦造价下降不多的情况下，度电成本也可以下降到原来的50%。西北部风能资源好的地区，5年后度电成本有望降到0.15元/千瓦时，中东南部5年内度电成本有望降到0.2元/千瓦时，近海风电在5年内成本有望降到0.4~0.5元/千瓦时，远海风电在8年左右有望降到0.4~0.5元/千瓦时。这还没有包括风电机组可靠性和基于大数据人工智能的全生命周期管理等技术应用带来的叠加提升效应。”秦海岩说。

在系统成本方面，由于风光发电有效容量低，需要常规电源提供足够的有效容量实现功率平衡，满足电力平衡要求，从系统层面的角度通常需要考虑到增加相应的备用电源容量投资、灵活性电源的投资、接网和配网投资，以及其他运行管理等系统资源，新能源从平价上网到平价利用仍有一段距离。因此，在“十四五”、“十五五”期间，新能源度电利用成本较之传统能源并没有显著优势。“随着发展规模的扩大，对于新能源的运行管理要求，即便不能与常规电源完全等同视之，也需要在一定程度上对新能源的出力稳定提出要求。”李琼慧说，“另外，从系统综合成本的角度来考量，应允许适当放宽对新能源利用率的考核。目前国家对新能源消纳率的要求为95%，我们之前一度达到了96~98%。但据国网能源研究院的研究，在‘十四五’期间，如果消纳率从96%降到93.5%，可以多接纳新能源一亿千瓦以上。因此，需要更加理性地看待消纳率和弃电率。”

李琼慧表示，科学谋划新能源发展，是一个宏观与微观统筹协调的过程，需要在项目可盈利、行业成本最小化、社会经济可承受三方面之中寻求平衡。如今，新能源已从政策驱动走向市场驱动，新能源未来的市场规模，从微观层面来说取决于新能源开发企业的项目盈利状况，从宏观层面来说取决于社会在转型代价与绿色收益之间的权衡。电力行业需要承担的，就是以技术创新、系统优化和管理提升，让转型代价最小化，使转型成本可承受、可负担。

释放灵活资源需要灵活机制

在系统的消纳成本组成中，灵活性资源是支撑新能源大规模入网的重要部分。新能源接入电网规模越大，对于灵活性电源的需求就越高。系统灵活性资源的充裕程度，在某种程度上决定了新能源发展的空间，进而影响到我国低碳转型的速度与进程。欧美很多发达国家的能源转型是以大量灵活电源作为基础支撑的：西班牙、德国、美国的灵活电源占比分别为34%、18%、49%，而我国灵活电源占比不到6%。在现阶段，离开灵活电源谈新能源，无异于在沙地起高楼。

秦海岩认为，当前我国电力系统的灵活性资源仍有巨大的挖潜空间，阻碍灵活性资源进一步增长的深层次“堵点”在于缺乏调动这些灵活性资源的市场机制与合理的价格传导机制。市场机制的缺失，使得为电力系统提供灵活性服务的企业难以获得与其成本投入相匹配的回报，难以激励广大市场主体为新能源消纳提供必要的调峰、调频和备用，导致资源优化配置的效应无法释放。

德国是能源转型最成功的国家之一，但德国自2000年以前以来，工业电价提高了1.96倍，居民电价提高了1.3倍。从国外能源转型与电力市场的典型国家来看，新能源比例升高后，终端电价会有明显的上涨。“在我国，电力系统的转型成本仍然阻塞在行业内部，这样的机制只能暂时维持，无法持续发展，零和游戏的最终结局，是无人提供服务。”李琼慧说。

一套适应新能源大规模发展的电力市场体系，需要充分将电能产生的时间和空间因素纳入价格机制之中，从而更有效地释放灵活性资源。在时间上，需加快建立优化资源配置最直接、最高效的现货市场，扩大峰谷电价差，不断缩短交易周期，为市场主体提供反映市场供需和生产成本的价格信号，充分发挥风电、光伏边际发电成本低的优势，同时激励风光发电根据市场价格信号提升自身调节能力，减轻系统运行压力。现货市场的价格激励既可作用于发电侧，亦可作用于用户侧，将系统调节压力适当传导至用户侧，可挖潜用户侧的调节空间。

在空间上，需打破省间电力交易壁垒，推进跨省区发电权置换交易，确保省间清洁能源电力送电协议的执行，加速构建跨区、跨省的全国大范围电力市场。近年来，丹麦风力发电量占比连创新高，引起业界高度关注，但这一成就的背后是欧洲电网强大跨国电力交换能力的支撑所取得的，换言之，是邻国水火调峰电源保障了丹麦绿色电力的大规模发电。我国西部、北部地区拥有80%以上的陆地风能、60%以上的太阳能，而全国70%的负荷集中在中、东部地区，新能源资源远离负荷中心，因此，必须借助大电网，构建大市场，从而在全国范围内消纳新能源。我国拥有全球最大规模的大电网系统，具备大范围电源互济、负荷互补的基础条件，因此，更需要在市场化交易方面提升组织效率，将绿色电能送出去、卖出去。

在采访中，多位业内专家表示，“十四五”期间，我国能源供应方面要实现系统整体优化、多种能源互补的供应模式，大力改善各种能源单独供应、互补水平低的现象。近日，国家发改委、能源局出台《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，旨在通过源网荷储协同互动，形成完整的互动响应市场体系，解决新能源消纳瓶颈问题，这不仅需要发电侧释放灵活潜能，更需要市场侧释放灵活机制。

“没有一个完美的市场制度可以解决一切矛盾，只能在特定的发展时期，抓住主要矛盾。美国经历了三轮电改，每一轮都有其重点任务和目标。第三轮电改以绿色转型为主要任务，围绕转型进行市场设计，并为新能源高比例入网推出调频服务、初级备用服务、黑启动、无功电压控制和不平衡电量等市场产品。在市场的发展中，主要矛盾会变化，市场运行制度也会不断调整，但任何时候，市场建设都要认准第一目标。”李琼慧说。

问题导向倒逼创新发展

时至今日，新能源规划与布局的底层逻辑已经发生改变。过去，科学控制新能源的“产”与“消”，以消纳定发展，是基于产业扶持、电价补贴下的发展模式。但在新的形势下，消纳的角色定位已发生转变，新能源的发展需要以“双碳”目标倒推，综合各地资源条件、电网条件、负荷水平等因素，合理规划新能源项目开发的建设规模、装机布局和开发时序，从而确定可再生能源短期以及中长期战略目标。

从规模和时序来看，中电联对于新能源发展规模的预计是，2025年达到9亿千瓦，年均增加约8000万千瓦；2025年以后每年新增规模超过1亿千瓦（“十五五”1.2亿、“十六五”1.6亿），新增规模呈现前低后高趋势的原因主要在于短期内的消纳挑战巨大，尽管近年来在一系列措施的保障下，新能源弃电矛盾得到了有效缓解，但同时还要看到，新疆、甘肃等新能源发电量占比较高的省份（20%、27%），弃风率还处于10.3%、6.4%的水平。预计2025年，全国新能源发电量占比将从目前的9.7%上升到16.7%，消纳瓶颈应引起高度重视，因此，“十四五”期间需要合理调控新能源开发规模。

从布局来看，考虑到新能源资源的差异性，需对风能、太阳能等新能源资源进行深度勘查和评估，确保资源高效利用；充分利用风、光资源自身互补性，在全国范围优化布局新能源，因地制宜地制定各地区年度规划。

受西部地区新能源消纳困难影响，新能源装机持续向消纳形势较好的中东部转移。东部地区电价高，近负荷，分散式风电和分布式光伏将成为新能源规模化发展的一个重要阵地。但东部新能源面临着复杂的开发环境，新能源大规模开发与现有土地使用和生态环境保护政策之间存在矛盾。风电、光伏发电对土地的需求量非常大，中东部地区许多地方都存在生态红线。在中东部地区，分散式低风速风能资源在100米高度上大约可达到10亿千瓦，但在具体的项目开发中，仍然会受到众多因素的制约。“对于这一点，业界也提出了土地恢复等技术方案，但事实上，是否能够通过技术手段平衡生态限制，还需要成熟的鉴定意见才能实施，目前，土地生态红线仍然是制约新能源发展的一大因素。所以新能源的发展在中东部，我们认为天上的资源是够的，但能不能落地，还有待研究。”李琼慧说。

在风光资源和土地资源优势明显的“三北”地区，新能源开发潜力巨大，但未来仍存在消纳隐患。开发与消纳并举，尤其是提高消纳能力，将是决定“三北”地区能否持续大规模开发的关键。秦海岩表示，提升消纳能力，一是要加大跨省区的联络线路建设，提高跨省区的电力交换交易能力，增强系统的灵活性。二是要提高可再生能源电力就地消纳的规模和比例，“三北”地区政府部门应推动低价、零碳电力需求量大的产业向“三北”转移，使其成为支撑西部经济发展的新引擎。

处于后工业时代的中国正同时面临调结构与稳增长的压力，但转型的进程不以人为意志为转移，发展中的问题要在发展中解决。新能源带给电力行业的那些爱痛交织的深刻体验，正是倒逼体制创新与技术革新的起点，今天我们设想的诸多可能性，或将成为明天的必然性。新能源的未来，正是这样一个充满无限可能的故事。这样一个故事，或许便是碳中和的序章，讲好这个故事，将让我们拥有更多起笔碳中和的底气与信心。