“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。

中共中央总书记、国家主席、中央军委主席、中央财经委员会主任习近平3月15日下午主持召开中央财经委员会第九次会议，研究促进平台经济健康发展问题和实现碳达峰、碳中和的基本思路和主要举措。习近平在会上发表重要讲话强调，我国平台经济发展正处在关键时期，要着眼长远、兼顾当前，补齐短板、强化弱项，营造创新环境，解决突出矛盾和问题，推动平台经济规范健康持续发展；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。

　　中共中央政治局常委、国务院总理、中央财经委员会副主任李克强，中共中央政治局常委、中央书记处书记、中央财经委员会委员王沪宁，中共中央政治局常委、国务院副总理、中央财经委员会委员韩正出席会议。

　　会议听取了国家发展改革委、中国人民银行、国家市场监管总局关于促进平台经济健康发展的汇报，听取了国家发展改革委、生态环境部、自然资源部关于实现碳达峰、碳中和的总体思路和主要举措的汇报。

　　会议指出，近年来我国平台经济快速发展，在经济社会发展全局中的地位和作用日益突显。平台经济有利于提高全社会资源配置效率，推动技术和产业变革朝着信息化、数字化、智能化方向加速演进，有助于贯通国民经济循环各环节，也有利于提高国家治理的智能化、全域化、个性化、精细化水平。我国平台经济发展的总体态势是好的、作用是积极的，同时也存在一些突出问题，一些平台企业发展不规范、存在风险，平台经济发展不充分、存在短板，监管体制不适应的问题也较为突出。

　　会议强调，要坚持正确政治方向，从构筑国家竞争新优势的战略高度出发，坚持发展和规范并重，把握平台经济发展规律，建立健全平台经济治理体系，明确规则，划清底线，加强监管，规范秩序，更好统筹发展和安全、国内和国际，促进公平竞争，反对垄断，防止资本无序扩张。要加强规范和监管，维护公众利益和社会稳定，形成治理合力。要加强开放合作，构建有活力、有创新力的制度环境，强化国际技术交流和研发合作。要坚持“两个毫不动摇”，促进平台经济领域民营企业健康发展。

　　会议指出，要健全完善规则制度，加快健全平台经济法律法规，及时弥补规则空白和漏洞，加强数据产权制度建设，强化平台企业数据安全责任。要提升监管能力和水平，优化监管框架，实现事前事中事后全链条监管，充实反垄断监管力量，增强监管权威性，金融活动要全部纳入金融监管。要推动平台经济为高质量发展和高品质生活服务，加速用工业互联网平台改造提升传统产业、发展先进制造业，支持消费领域平台企业挖掘市场潜力，增加优质产品和服务供给。要加强平台各市场主体权益保护，督促平台企业承担商品质量、食品安全保障等责任，维护好用户数据权益及隐私权，明确平台企业劳动保护责任。要加强关键核心技术攻关，支持和引导平台企业加大研发投入，加强基础研究，夯实底层技术根基，扶持中小科技企业创新。要加强网络基础设施建设。

　　会议强调，我国力争2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和，是党中央经过深思熟虑作出的重大战略决策，事关中华民族永续发展和构建人类命运共同体。要坚定不移贯彻新发展理念，坚持系统观念，处理好发展和减排、整体和局部、短期和中长期的关系，以经济社会发展全面绿色转型为引领，以能源绿色低碳发展为关键，加快形成节约资源和保护环境的产业结构、生产方式、生活方式、空间格局，坚定不移走生态优先、绿色低碳的高质量发展道路。要坚持全国统筹，强化顶层设计，发挥制度优势，压实各方责任，根据各地实际分类施策。要把节约能源资源放在首位，实行全面节约战略，倡导简约适度、绿色低碳生活方式。要坚持政府和市场两手发力，强化科技和制度创新，深化能源和相关领域改革，形成有效的激励约束机制。要加强国际交流合作，有效统筹国内国际能源资源。要加强风险识别和管控，处理好减污降碳和能源安全、产业链供应链安全、粮食安全、群众正常生活的关系。

　　会议指出，“十四五”是碳达峰的关键期、窗口期，要重点做好以下几项工作。要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，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。要实施重点行业领域减污降碳行动，工业领域要推进绿色制造，建筑领域要提升节能标准，交通领域要加快形成绿色低碳运输方式。要推动绿色低碳技术实现重大突破，抓紧部署低碳前沿技术研究，加快推广应用减污降碳技术，建立完善绿色低碳技术评估、交易体系和科技创新服务平台。要完善绿色低碳政策和市场体系，完善能源“双控”制度，完善有利于绿色低碳发展的财税、价格、金融、土地、政府采购等政策，加快推进碳排放权交易，积极发展绿色金融。要倡导绿色低碳生活，反对奢侈浪费，鼓励绿色出行，营造绿色低碳生活新时尚。要提升生态碳汇能力，强化国土空间规划和用途管控，有效发挥森林、草原、湿地、海洋、土壤、冻土的固碳作用，提升生态系统碳汇增量。要加强应对气候变化国际合作，推进国际规则标准制定，建设绿色丝绸之路。

　　会议强调，实现碳达峰、碳中和是一场硬仗，也是对我们党治国理政能力的一场大考。要加强党中央集中统一领导，完善监督考核机制。各级党委和政府要扛起责任，做到有目标、有措施、有检查。领导干部要加强碳排放相关知识的学习，增强抓好绿色低碳发展的本领。

　　中央财经委员会委员出席会议，中央和国家机关有关部门负责同志列席会议。

新能源在未来电力系统中的主体地位，首次得以明确。

3月15日，中共中央总书记、国家主席、中央军委主席、中央财经委员会主任习近平主持召开中央财经委员会第九次会议，研究促进平台经济健康发展问题和实现碳达峰、碳中和的基本思路和主要举措。

会议指出，要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，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。

这是一个至关重要的定义。此前能源电力行业包括国家能源局的提法是，构建适应高比例可再生能源发展的新型电力系统，也就是新一代电力系统。此次会议则进一步定调，叫构建以新能源为主体的新型电力系统。

我们知道，新能源主要就是指风电和光伏，新能源属于可再生能源，后者包括了风力发电、光伏发电、光热发电、水电、生物质发电等。

构建以新能源为主体的新型电力系统，意味着风电和光伏将是未来电力系统的主体，煤电降成辅助性能源。

去年12月12日，习近平在气候雄心峰会上表示，到2030年，中国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。而业内则普遍预测，12亿千瓦只是下限。主要智囊机构预测，到2030年风电和光伏装机可能在16-18亿千瓦左右。

但是如此之高的新能源装机，对于电力系统构成了史无前例的巨大挑战，因此需要构建新型电力系统。

我们知道，电力系统是一个超大规模的非线性时变能量平衡系统，电能以光速传播，发电、输电、用电瞬时完成，而且要时刻保持平衡。

而传统电力系统采取的生产组织模式是“源随荷动”，简单说叫发电跟着用电走。在发电侧，常规发电机组，比如火电，可以进行精准的控制；在用电侧，千家万户的用电无法自由控制。传统电力系统，是根据日常经验的积累、大数据的分析、天气预报和节假日及不同季节负荷特性，对第二天用电趋势做出一个比较准确的预测，这个预测准确率一般高于95%。

于是，用一个精准可控的发电系统，去匹配一个基本可测的用电系统，并在实际运行过程中滚动调节，可以实现电力系统安全可靠运行。

但是新能源大规模接入后改变了这一切。应该说从根本上改变了“源随荷动”的运行模式。在新能源高占比电力系统中，因为集中式的风电、光伏大规模接入，发电侧的新能源随机性、波动性影响巨大，“天热无风”、“云来无光”，发电出力无法按需控制。同时在用电侧，尤其是大量分布式新能源接入以后，用电负荷预测准确性也大幅下降。这意味着，无论是发电侧还是用户侧都完全不可控，所以传统的技术手段和生产模式，已经无法适应高占比新能源电网的运行需求。

同时，新能源本质上是电力电子设备，不具备传统发电机的机械转动惯量，本身抗扰动性能就差，而整个系统转动惯量下降后，全系统抗故障冲击的能力也大大降低。

国家电网调度部门给过一个形象的比喻——过去电网像一艘航空母舰，现在改成了一个小吨位的货轮加上无数艘小帆船来运行，大海里边一个大浪过来，首先小帆船就翻了，小吨位货轮也会产生大幅摇摆，对电网安全造成巨大的影响。

因此，需要对传统电力系统进行革命，构建新型电力系统。

而构建以新能源为主体的新型电力系统，将对三个领域产生巨大的拉动作用。

首先是风电和光伏将进入倍增阶段。按照智囊机构的普遍预测，到2030年新能源装机可能会达到16-18亿千瓦，风电和光伏的爆发式增长已经是确定性事件，不再存有争议。截至2020年底，我国风电和光伏累计装机为5.3亿千瓦，这意味着从现在起的未来十年，新能源装机将新增10.7亿-12.7亿千瓦左右。而“十三五”期间，我国风电和光伏平均每年新增装机为0.72亿千瓦左右。

其次是储能将实现爆发式增长。储能被认为是解决新能源发电不稳定的最主要工具，可以实现削峰填谷，是现在电力系统运行中迫切需要的。国网能源研究院预计，中国新型储能在2030年之后会迎来快速增长，2060年装机规模将达4.2亿千瓦（420GW）左右。而截至2019年，我国中国的新型储能累积装机规模为2.1GW。这意味着，2060年中国新型储能装机规模将飙升近200倍。所谓新型储能，即为抽水蓄能之外的各类储能总称。

最后是能源数字化迎来黄金发展期。能源数字化体现在方方面面，包括源网荷储的各个环节。如果单纯用储能来平衡风、光等可再生能源的波动性，成本高昂且不易实现。电网公司将未来新型电力系统定义为能源互联网。而数字化就是能源互联网的核心抓手，未来需要利用数字化手段，打通源网荷储各个环节，例如把海量的分布式储能通过数字化手段形成一个虚拟的大型能源调节中心，进而帮助可再生能源的高比例接入和使用，来实现清洁、低碳的目的。传统智能电网时代，虽然已经具有智能化调控能力，但无法满足未来需要。以打车为例，早期在北京约车，大家都往96103打电话。96103总台统一发布消息，司机再应单对接。虽然也能实现叫车，但是效率非常低，满足不了海量并发的这种需求。而能源互联网相当于升级版的打车软件，可以应对海量的用户侧接入，实现更大比例的生产，这是传统智能电网的集中调度、管控的方式难以应对的。

构建以新能源为主体的新型电力系统，是实现碳达峰、碳中和最主要举措之一。

按照中央财经委员会第九次会议精神，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。

当然实现碳达峰和碳中和并非易事，中国将用30年时间从碳达峰完成碳中和，走完发达国家需要70年才走完的路。因此，此次会议强调，实现碳达峰、碳中和是一场硬仗，也是对我们党治国理政能力的一场大考。要加强党中央集中统一领导，完善监督考核机制。各级党委和政府要扛起责任，做到有目标、有措施、有检查。领导干部要加强对碳排放相关知识的学习，增强抓好绿色低碳发展的本领。

刚刚，国家发改委、财政部、中国人民银行等五部委联合发布《关于引导加大金融支持力度 促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》，通过九大措施，加大金融支持力度，促进风电和光伏发电等行业健康有序发展。

政策原文如下：

关于引导加大金融支持力度 促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知

发改运行〔2021〕266号

各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、财政厅（局），人民银行上海总部、各分行、营业管理部、各省会（首府）城市中心支行、副省级城市中心支行，各银保监局，能源局：

近年来，各地和有关企业坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的十九大和十九届二中、三中、四中、五中全会精神，认真落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，推动我国风电、光伏发电等行业快速发展。与此同时，部分可再生能源企业受多方面因素影响，现金流紧张，生产经营出现困难。为加大金融支持力度，促进风电和光伏发电等行业健康有序发展，现就有关事项通知如下：

一、充分认识风电和光伏发电等行业健康有序发展的重要意义。大力发展可再生能源是推动绿色低碳发展、加快生态文明建设的重要支撑，是应对气候变化、履行我国国际承诺的重要举措，我国实现2030年前碳排放达峰和努力争取2060年前碳中和的目标任务艰巨，需要进一步加快发展风电、光伏发电、生物质发电等可再生能源。采取措施缓解可再生能源企业困难，促进可再生能源良性发展，是实现应对气候变化目标，更好履行我国对外庄重承诺的必要举措。各地政府主管部门、有关金融机构要充分认识发展可再生能源的重要意义，合力帮助企业渡过难关，支持风电、光伏发电、生物质发电等行业健康有序发展。

二、金融机构按照商业化原则与可再生能源企业协商展期或续贷。对短期偿付压力较大但未来有发展前景的可再生能源企业，金融机构可以按照风险可控原则，在银企双方自主协商的基础上，根据项目实际和预期现金流，予以贷款展期、续贷或调整还款进度、期限等安排。

三、金融机构按照市场化、法治化原则自主发放补贴确权贷款。已纳入补贴清单的可再生能源项目所在企业，对已确权应收未收的财政补贴资金，可申请补贴确权贷款。金融机构以审核公布的补贴清单和企业应收未收补贴证明材料等为增信手段，按照市场化、法治化原则，以企业已确权应收未收的财政补贴资金为上限自主确定贷款金额。申请贷款时，企业需提供确权证明等材料作为凭证和抵押依据。

四、对补贴确权贷款给予合理支持。各类银行金融机构均可在依法合规前提下向具备条件的可再生能源企业在规定的额度内发放补贴确权贷款，鼓励可再生能源企业优先与既有开户银行沟通合作。相关可再生能源企业结合自身情况和资金压力自行确定是否申请补贴确权贷款，相关银行根据与可再生能源企业沟通情况和风险评估等自行确定是否发放补贴确权贷款。贷款金额、贷款年限、贷款利率等均由双方自主协商。

五、补贴资金在贷款行定点开户管理。充分考虑银行贷款的安全性，降低银行运行风险，建立封闭还贷制度，即企业当年实际获得的补贴资金直接由电网企业拨付给企业还贷专用账户，不经过企业周转。可再生能源企业与银行达成合作意向的，企业需在银行开设补贴确权贷款专户，作为补贴资金封闭还贷的专用账户。

六、通过核发绿色电力证书方式适当弥补企业分担的利息成本。补贴确权贷款的利息由贷款的可再生能源企业自行承担，利率及利息偿还方式由企业和银行自行协商。为缓解企业承担的利息成本压力，国家相关部门研究以企业备案的贷款合同等材料为依据，以已确权应收未收财政补贴、贷款金额、贷款利率等信息为参考，向企业核发相应规模的绿色电力证书，允许企业通过指标交易市场进行买卖。在指标交易市场的收益大于利息支出的部分，作为企业的合理收益留存企业。

七、足额征收可再生能源电价附加。为保证可再生能源补贴资金来源，各相关电力用户需严格按照国家规定承担并足额缴纳依法合规设立的可再生能源电价附加，各级地方政府不得随意减免或选择性征收。各燃煤自备电厂应认真配合相关部门开展可再生能源电价附加拖欠情况核查工作，并限期补缴拖欠的金额。

八、优先发放补贴和进一步加大信贷支持力度。企业结合实际情况自愿选择是否主动转为平价项目，对于自愿转为平价项目的，可优先拨付资金，贷款额度和贷款利率可自主协商确定。

九、试点先行。基础条件好、积极性高的地方，以及资金需求特别迫切的企业可先行开展试点，积极落实国家政策，并在国家确定的总体工作方案基础上探索解决可再生能源补贴问题的有效做法。鼓励开展试点的地方和企业结合自身实际进一步开拓创新，研究新思路和新方法，使政府、银行、企业等有关方面更好的形成合力，提高工作积极性。对于试点地方和企业的好经验好做法，国家将积极向全国推广。

十、增强责任感，防范化解风险。各银行和有关金融机构要充分认识可再生能源行业对我国生态文明建设和履行国际承诺的重要意义，树立大局意识，增强责任感，帮助企业有效化解生产经营和金融安全风险，促进可再生能源行业健康有序发展。

国家发展改革委

财 政 部

中国人民银行

银 保 监 会

国 家 能 源 局

2021年2月24日

五部委重磅利好“六连发”

2021年全国两会期间，国务院相关部委关于光伏行业的利好政策迭出。

利好一｜两会政府工作报告：大力发展新能源

3月5日，国务院总经理李克强代表国务院作政府工作报告时提出，扎实做好碳达峰、碳中和各项工作。制定2030年前碳排放达峰行动方案。优化产业结构和能源结构。推动煤炭清洁高效利用，大力发展新能源，在确保安全的前提下积极有序发展核电。扩大环境保护、节能节水等企业所得税优惠目录范围，促进新型节能环保技术、装备和产品研发应用，培育壮大节能环保产业。加快建设全国用能权、碳排放权交易市场，完善能源消费双控制度。实施金融支持绿色低碳发展专项政策，设立碳减排支持工具。中国作为地球村的一员，将以实际行动为全球应对气候变化作出应有贡献。

利好二｜国家发改委：以推动碳达峰碳中和为契机，加快调整优化能源结构

在3月8日国家发改委举行的新闻发布会上，国家发改委副主任宁吉喆表示，要以推动实现碳达峰、碳中和为契机，加快调整优化产业结构和能源结构，2020年我国可再生能源发电装机已经达到了9.34亿千瓦，要进一步扩大可再生能源装机规模，推进清洁能源增长消纳和储能协调有序发展，培育壮大规模达数万亿元的节能环保产业，推进重点行业和重要领域绿色化改造，实现单位GDP能耗降低3%左右、主要污染物排放量继续下降的目标。

加快建设全国用能权、碳排放权交易市场

国家发改委秘书长赵辰昕则表示，着力促进全面绿色转型。重点要围绕实现碳达峰、碳中和这样一个目标，加快建设全国用能权、碳排放权交易市场，要完善能源消费的双控制度，完善清洁能源增长、消纳、储能协调有序发展的体制机制。建立健全生态产品的价值实现机制。加快研究制定生态补偿条例。

利好三｜国家能源局：将制定更加积极的新能源发展目标

国家能源局有关负责人表示，将制定更加积极的新能源发展目标，推进陆上风电和光伏发电全面实现平价无补贴上网；因地制宜开发水电；在安全的前提下，积极有序发展核电。围绕能源领域碳达峰、碳中和目标的实现路径，将研究制定能源领域落实举措，围绕促进能源低碳智慧转型、新能源高质量发展、新一代电力系统建设、新型储能发展等重点任务出台配套政策。

从这一表态上看，国家能源局坚定支持光伏发展的初心仍毫不动摇，这将长期利好光伏。此前，国家能源局曾下发《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》，一度被市场解读为利空光伏，也是这一纸文件引发光伏股大调。对此，“能源100”认为，光伏股的深调主要是修正前期涨幅，市场进行价值重估，将股市调整归因于这份文件，并不客观。天行有道，不为尧存，不为桀亡。股市运行是有自身规律的。

利好四｜财政部：进一步支持光伏等可再生能源发展

近日，受国务院委托，财政部3月5日提请十三届全国人大四次会议审查《关于2020年中央和地方预算执行情况与2021年中央和地方预算草案的报告》（以下简称《报告》）下发。《报告》表示，支持全面实施乡村振兴战略，支持加强污染防治和生态建设。

同时，《报告》明确，支持做好碳达峰、碳中和工作。进一步支持风电、光伏等可再生能源发展和非常规天然气开采利用，增加可再生、清洁能源供给。

利好五｜生态环境部：确保2021年6月底前启动上线碳市场交易

2月26日至27日，生态环境部部长黄润秋赴湖北省、上海市调研碳市场建设工作。他强调，要把落实习近平总书记关于我国新的碳达峰目标与碳中和愿景的重大宣示作为重要政治任务，从战略全局认识和把握应对气候变化目标任务，积极稳妥推进全国碳排放权交易市场建设。

实现“30.60碳达峰、碳中和”目标，大力发展光伏等可再生能源与全面启动碳市场交易均是必经路径。建立碳市场，启动碳排放权交易，既可强化碳减排约束机制，又可通过金融市场，为碳排放市场引入增量资金，进而支持全国的碳减排工作。

利好六｜人民银行：计划6月底前启动全国碳交易，上海牵头建设交易系统

无独有偶，关于建立碳市场，全国政协委员，人民银行上海总部党委副书记、副主任兼上海分行行长金鹏辉也表态，计划6月底前启动全国碳交易，上海牵头建设交易系统。

他在一份提案中称，建议加快发展碳市场，从加快完善碳市场法律法规制度、建立统一的全国碳市场、加大碳金融培育力度等五方面推动建设。

光伏写入12省两会政府工作报告，16省十四五规划装机67GW

为了实现碳“双碳”目标，光伏等可再生能源正成为国家政策支持重点之一。据“能源100”不完全统计，在1-2月份召开的全国地方两会中，光伏写入了辽宁、山西和西藏等12省、区、市两会政府工作报告。

同时，光伏还写入了云南、西藏、河北和陕西等多省、区、市的“十四五”规划。据“北极星太阳能光伏网”整理，写入16省“十四五”规划的光伏装机量约达到6700万千瓦。

五大发电加码、国家电网打“保票”

作为电力装机的主力军，五大发电集团也准备加码光伏。近日，中国华电集团董事长温枢刚表示，公司计划在五年内关闭超过3GW的火力发电容量，并增加可再生能源，使其占到总发电组合的一半。温枢刚还称，中国华电将以更大力度发展风光电 持续推进水电发展。

温枢刚这一表态或意味着中国华电将在加大光伏等可再生能源的投资力度。而据业内预测，“十四五”期间五大发电集团光伏预期装机量将达到15000万千瓦。

更重要的是，作为光伏发电的接入方，国家电网也给光伏抛来“橄榄枝”。在前不久发布的碳达峰、碳中和方案上，国家电网表示，为分布式装机提供免费服务，预计到2025年，公司经营区分布式光伏装机将达1.8亿千瓦。

同时，国家电网还预计，到2030年，其经营区风电、太阳能发电总装机容量将达到10亿千瓦以上。

对上述两个数字，这无异于国家电网全力推进碳达峰，碳中和目标的实现，在力促光伏发展方面，立了“军令状”，打了“保票”。

综上可见，全国两会期间，国务院、国家发改委、国家能源、财政部、生态环境部、人民银行都传递出利好光伏的信息、信号，更有五大发电集团加码，国家电网“打保票”，全力推动光伏等可再生能源发展。由此，不难预判，2021年、“十四五”期间，光伏装机市场必迎来井喷。