近日，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》，以确保完成2030年非化石能源占比的目标。

根据文件 ，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%，据测算，这一目标大概相当于16亿千瓦左右，具体还需要视风电、光伏装机配比而定。与之对应的2021年非水目标为12.7%，此后逐年提升约1.47个百分点。

文件强调， 实现双消纳双考核，压实风电太阳能发电发展责任，对各省级行政区域分别设置总量和非水电两类消纳责任权重，且两类权重均应逐年提高至少不降低。坚持责任共担，逐步统一全国各地可再生能源电力消纳责任权重，到2030年全国各省级行政区域实现同等可再生能源电力消纳责任权重，公平承担可再生能源发展和消纳责任。

可再生能源消纳保证机制是推动可再生能源高比例、大规模、低成本、市场化发展的重要制度机制。事实上，进入全面平价之后，国家层面将通过可再生能源消纳责任权重这一指标来调动地方政府发展新能源的积极性，这其实意味着未来光伏的年度新增指标将与各地的消纳责任权重指标挂钩，由各省级能源主管部门牵头落实。

本月起，生态环境部印发的《碳排放权交易管理办法（试行）》启动施行，标志着酝酿10年之久的全国碳市场终于“开门营业”。按照要求，企业年度温室气体排放量达到2.6万吨二氧化碳当量，折合能源消费量约1万吨标煤，即纳入温室气体重点排放单位，应当控制温室气体排放、报告碳排放数据、清缴碳排放配额、公开交易等信息并接受监管。

碳市场被视为利用市场机制应对气候变化的风向标。多位专家指出，这是我国第一次从国家层面将温室气体控排责任压实到企业，通过市场倒逼机制，推动绿色低碳发展。但因尚处初期，全国碳市场仍面临诸多不确定因素，从建成、完善到真正实现交易仍需过程。

试点走向全国，成交量有望翻倍

“这项工作从2011年起试点先行，截至2020年8月，7个试点省市碳市场共覆盖钢铁、电力等20多个行业、接近3000家企业，累计成交量超过4亿吨、成交额超过90亿元。”生态环境部气候司司长李高介绍。

试点实践证明，利用市场化手段解决碳排放问题，成本更低、效率更高。“湖北碳市场现有各类主体9800多个，有效覆盖了工业领域的温室气体排放。其中电力、钢铁、水泥和化工四大行业的排放量，占纳入企业的81%。”湖北碳排放权交易中心负责人告诉记者，纳入企业累计实现减排收益3.5亿元，市场化减排激励机制初步形成。另有217万吨省内贫困地区产生的碳减排量进入市场交易，带动收益超5000万元。

李高表示，以试点为基础，全国碳市场自2017年底启动筹备，经过基础建设期、模拟运行期，如今进入真正的配额现货交易阶段。除了首批纳入2225家发电企业，钢铁、化工、电解铝等行业也已经做了长期准备，下一步要考虑加快纳入。

“我国发电行业全年碳排放总量约为40亿吨。因此，尽管目前只有电力一个行业参与交易，全国市场启动后也将成为全球最大碳市场。”北京绿色交易所总经理、北京绿色金融协会秘书长梅德文进一步称，多方预测显示，2021年，全国碳市场成交量或达到2.5亿吨，为2020年各个试点交易总量的3倍。未来碳市场覆盖范围逐步扩大，整个“十四五”期间交易量较“十三五”有望增加3-4倍。到2030年实现碳达峰，累计交易额或将超过1000亿元。

参与度不足导致碳价频繁波动

李高同时指出，我国碳排放量在一定程度上仍将继续增长，与发达国家在已经达峰、逐年下降的情况下建立碳市场不同。也正因此，全国碳市场建设是一项非常复杂的系统工程。

对此，厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强坦言，各大试点市场虽取得了不少成绩，但长期存在价格波动较大、活跃度不足等问题。由试点向全国过渡的过程中，碳价是市场能否成功运转的关键。“好的市场需要一个有效的价格机制和很高的市场参与度，完善价格机制是首要任务。各大试点均以电力行业作为主要参与对象，后来才逐渐扩展到其它工业领域，涉及的企业单位仍然较少，再加上准入门槛限制，碳市场活跃度并不算高。以碳中和目标为契机，需要吸引更多的投资者和专业人员，同时加入更多交易产品，以提高碳市场的有效性。”

以北京碳市场为例，自2013年11月开市以来，其成交价格一直位居七大试点之首。但记者梳理发现，碳价波动同样频繁，比如近半年成交均价低至约10元/吨，而高点却近100元/吨。

“企业参与市场的积极性，与碳价走势息息相关。碳配额是企业在一定时间内允许排放二氧化碳的上限，配额用尽，企业就需要花钱购买碳排放权。然而，很多企业平时不积极，直到发现配额不足时才扎堆抢购，供小于求的情况难免推高价格，导致一年不同时期碳价差别很大。”北京理工大学能源与环境政策研究中心教授王科称，这种现象背后反映出企业减排意识不强的问题。只有将交易行为平摊到全年，抓住合适时机“高卖低买”，才能避免碳价过高、加重成本。

尽快开展线上第一单碳交易

那么，企业如何更好地参与全国碳市场？王科建议换个视角，把碳配额作为一种资产进行管理，像大宗商品一样参与买卖。“碳市场的最终目的不是为了买卖配额，或加重企业负担，而是用经济手段推动企业深度参与减排。一方面，碳减排是一项长期任务，不能到了履约监管时才急着购买配额、应付交差；另一方面，企业如果能积极主动减少排放，自己‘省’下来的配额还可以卖给别人，从中获取一定收益。”

王科还称，作为碳市场的初始环节，碳配额的分配直接影响减排成本及交易积极性。主管部门需谨慎把握初始配额的松紧程度。分配过松，对企业约束力不够，减排压力反被减弱；由于碳价暂时无法通过电价传导，分配也不宜过紧，造成企业成本上升过快。全国碳市场刚刚运行，需要做好风险控制，真正督促和帮助企业减排。

在电力行业的基础上，清华大学气候研究院学术委员会主任何建坤提出，“十四五”期间，力争将石油化工、化学原料和化学制品制造业、黑色金属冶炼和压延加工业等行业，年综合能耗达到1万吨标准煤的企业纳入其中。既包括化石燃料燃烧产生的直接排放，也要重视电力和热力使用的间接排放。在我国电力市场尚缺乏价格传导机制的情况下，将促进电力消费部门节电与发电部门提效的联动，这也是我国碳市场设计区别于发达国家的一个特点。

记者了解到，生态环境部将尽快在线上开展第一单碳排放权交易。“我们将抓紧在全国碳排放权注册登记系统和交易系统中开户，做好发电行业率先开展交易的一系列准备工作。”李高透露。

光伏成本在十年间降低了近90%，解决了BIPV的高成本问题，给BIPV产业化以及产品带来了发展机遇。内部收益率（IRR）高、投入回收快，是BIPV得以发展的根本原因。

经过多年的市场沉淀，光伏建筑一体化（BIPV）发展模式及技术路径逐渐成熟。据记者统计，现有超过20个省市发布了BIPV相关政策，地方政府日益重视光伏建筑一体化发展。

据了解，建筑与施工占据全球能源消耗的36%，是碳排放的主要来源之一。对此，有业内人士指出，BIPV能够削减建筑碳排放。如果建筑采用BIPV建设方案，可以大幅提高企业绿色用电比例，助力“碳达峰”、“碳中和”目标实现。

记者了解到，BIPV顺应了建筑清洁化、低碳化、可持续化的发展潮流。那么，当前，国内BIPV发展还面临哪些挑战？

建筑节能减排助力“能源转型”

BIPV是将光伏发电产品集成到建筑上的技术，是光伏和建筑的结合，在国际上已经有20多年历史。近两年来，光伏技术逐渐发展成熟，为BIPV带来了新的发展机遇，受到广泛关注。

近来，北京、广州等多个城市纷纷出台支持BIPV发展的政策，在补贴及并网等方面给予大力支持。其中，北京市支持光伏发电系统高端应用，全部实现光伏建筑一体化应用(光伏组件作为建筑构件)项目，补贴标准为每千瓦时0.4元(含税)。

“2020年是BIPV发展的元年。我们在2020年推出了包含建筑屋顶、建筑立面、光伏车棚在内的多环BIPV产品。”隆基新能源有限公司总经理陈鹏飞告诉记者，“最近，我们建设的江苏省首个装配式‘光伏建筑一体化’项目在无锡正式交付。我认为，光伏建筑一体化在国内外具有极大的市场前景。”

随着技术升级，发电效率不断提升，光伏建筑一体化整体发电量增加，进而提高业主收益率，因此，越来越多的业主愿意采用光伏建筑一体化技术。

据了解，建筑节能减排成为全球可持续发展的重要举措之一。面对气候危机与能源转型压力，降低建筑能耗成为首要任务。

有业内人士曾指出，绿色节能建筑是未来建筑的发展方向，而绿色节能建筑的最高形态是零能耗被动式节能建筑和正能源建筑。“也就是说，建筑物的能耗能够靠自身生产的能量相抵消，甚至自身生产的能量多于建筑物的能耗。”

BIPV要“有据有法可依”

联合国开发署能源部门负责人马塞尔·阿勒尔斯(Marcel Alers)最近表示:“当前，大多数国家选用太阳能比建造新的煤电厂更便宜，太阳能正成为最便宜的电力。”

随着2021年国内光伏平价时代正式开启，BIPV的经济性进一步提升。

陈鹏飞认为，光伏成本在十年间降低了近90%，这就解决了BIPV的高成本问题，给BIPV产业化以及产品带来了发展机遇。“内部收益率（IRR）高、投入回收快，是BIPV得以发展的根本原因。”

多位业内人士认为，因为2020年是光伏建筑一体化发展的元年，所以，很多光伏知名企业都快速进入光伏建筑一体化领域；与之相对应的情况是，光伏建筑一体化产业处于起步阶段，面临技术标准、规范与检测认证体系缺失等问题。

据了解，BIPV的发展需要光伏行业、建筑行业、政府及行业协会等更广泛参与；营造积极的政策环境和市场环境。

“在政策方面，国家应该尽快通过地方标准（地标）、行业协会标准（行标）甚至上升到国标体系，让光伏建筑一体化真正有据可依、有法可依。”陈鹏飞表示，“在验收、检验、检测等方面都有依据，光伏建筑一体化产业才能够更好地发展。”

“希望国家可以尽快推动隔墙售电更多区域的开放。如果隔墙售电可以更广泛开放，将对整个市场起到良好的助推作用。”陈鹏飞补充道。

要遵循“尊重建筑特性”原则

记者了解到，分布式光伏的春天正在快速到来，与建筑结合的光伏系统必将大量涌现。因此，如何规避光伏系统安装与建筑规划之间的一些矛盾，是光伏行业人士急需补上的一课。

“我认为，关键在于光伏产品研发人员要尊重建筑。”陈鹏飞表示，“正是秉持‘尊重建筑特性’的原则，我们在各个领域尤其是建筑领域招揽人才，打破了光伏企业原有的人才格局。”

中国建筑设计研究院有限公司太阳能建筑技术研究所所长鞠晓磊公开表示，BIPV在实际建设过程中，光伏企业介入往往滞后，与建筑设计方缺乏必要的沟通，在设计阶段就需要频繁返工，从而大大增加了项目施工难度，也给光伏企业带来很大困扰。

“解决建筑规划和光伏系统安装之间的矛盾，务必在前期就植入BIPV。否则，建筑规划和光伏系统安装之间必然会存在一些矛盾。”陈鹏飞强调。

上述业内人士认为，实现碳减排目标，不只是光伏企业、能源企业的事情，需要全社会参与；城市建筑面、工厂厂房屋顶都可以建设绿色光伏发电站，产生清洁电力，这样，可以减少企业能耗，并带来额外收益。

2020年12月4日，全球清洁能源“巨无霸”国家电投抛出重点计划，在分布式光伏领域打造独角兽企业。

2020年8月25日，东方电气投资与三峡资本、正泰新能源、天宏阳光共同投资创立三峡智慧能源投资（海南）有限公司，初期聚焦工商业分布式光伏电站的投资运营。

……

“央、国企开始着急了。”对于以摧枯拉朽之势称霸大型地面电站开发的国企开始密集进军分布式光伏，成立仅一年半便以300MW签约、200MW并网量入驻行业前三的“黑马”道达尔远景CEO孙捷如此评价。

19GW、21GW，2017~2018年，分布式光伏装机一度疯狂，然“531”一纸通知瞬间浇灭了市场投资热情。不过，逐渐成熟的商业模式下10%的收益率，远远高于大型地面电站，这也让分布式光伏的投资热情再度被点燃。

“玩家”聚焦

根据国家能源局公布的最新数据，2020年我国分布式光伏新增装机15.52GW，其中户用光伏10.1GW，同比增长91%；工商业分布式光伏5.42GW，同比降低22%。

从年度数据来看，工商业分布式光伏的成绩依旧不太理想。而背后掣肘原因，沉浸新能源行业近十年的孙捷总结为两大原因，其一便是历史原因——补贴。

2013年，国家发改委下发《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》，开启三类资源区光伏标杆上网电价及分布式光伏度电补贴制度，由此正式催生了我国光伏市场的“黄金时代”。从2016年起，光伏补贴逐年下调，但分布式光伏补贴在2016~2017年依旧保持了最初的0.42元/千瓦时。2018年起，分布式光伏补贴开始下调，至2020年历经4次下调，工商业分布式光伏补贴从0.37元/千瓦时直线下滑至0.05元/千瓦时，降幅高达86%。

另一大原因则是分布式光伏的自身属性。孙捷介绍，合同能源管理是工商业分布式开发的主流模式之一，其中“收电费”可谓一块难啃的骨头，这与企业信用息息相关，而挖掘优质企业用户也是分布式光伏开发中艰难的第一步。

此外，分布式光伏的高补贴曾吸引一众外行蜂拥而入，其中不乏投机者，这为分布式光伏电站质量埋下隐患，叠加规模较小且分散，分布式光伏电站融资及可交易性大打折扣。“资产贵在流动，但在近年来的光伏电站交易中，分布式光伏电站交易寥寥无几。” 孙捷指出。

由此，2018年后一大批人员开始纷纷离场，留下的则是长期专注分布式光伏领域的企业。

“近两年分布式光伏的装机规模虽然仅有5GW左右，但合理的规模也让‘玩家’从过往的分散开始逐渐聚集。”孙捷介绍。梳理当下分布式光伏市场的投资企业（不包含EPC服务商），大致可以分为三类。

一是以上述提到的道达尔远景等中外合资企业为代表的专业投资商，据孙捷介绍，2020年道达尔远景完成了300MW的分布式光伏签约量，新增并网规模200MW左右，“主要受上半年疫情影响，很多企业新建工厂及改造工期延后影响了屋顶光伏项目并网。2021年计划签约量达到500MW。”

第二大不容忽视的力量则是国网、南网两大电网旗下的综合能源公司。以南网综合能源公司为例，其招股说明书显示，截至2020年6月，分布式光伏电站投资建设运营项目一共 132个,总装机容量 697.87MW。

第三则是地方国企，如青岛城投、广州发展、浙江交投等。据悉青岛城投仅上海公司2020年分布式光伏的开发规模约80MW。

随着国家电投、龙源电力、三峡、大唐等央企的挥师，电力央企无疑将成为分布式光伏开发市场的第四股主力开发力量。从2020年的光伏备案数据来看，央企分布式光伏项目的储备规模正快速飙升，如国家电投2020在仅在河南一地便备案上百兆瓦分布式光伏项目；在江西刚刚公布的省级光伏发电规划论证项目库中，大唐、国家能源集团的分布式光伏项目规模均超200MW。

不过，在孙捷看来，分布式光伏最终是“企业对企业的行为”，央企最终能否真正沉下去和分散的终端用电企业打交道，还须后续观察。因此，不排除央企联手民企共同开发，如龙源电力。

“不仅仅是分布式光伏”

来自彭博新能源财经的一份分析数据显示，预期到2040年，中国工商业屋顶分布式光伏市场规模或达到300GW。收益率方面，据一位资深从业人员透露，即使是平价模式下，自发自用的分布式光伏项目收益率仍可达到10%以上。

无论是“玩家”质量，亦或开发潜力，无不显示分布式光伏的投资价值已得到市场的充分认可。

“但价值远未被开发”，在这一过程中，专业投资商的创新功不可没。如联盛新能源以“零碳新城平台”主打普惠性；道达尔远景强调“可融资性”和“可交易性”。

其中，道达尔远景可谓特立独行。道达尔远景于2019年7月正式成立，由全球石油天然气巨头道达尔携手零碳技术公司远景科技集团，旨在“重塑分布式光伏行业的游戏规则”。

虽然仅仅成立一年半时间，但沉淀行业5年以上的业内人士可谓对这一公司并不陌生，因为核心力量之一的远景早在2014年便进军分布式光伏市场。彼时，远景以阿波罗光伏为触角，为行业提供标准、设计、管理等数字化软件，全力打造第三方资产服务平台。而道达尔的加入，投资实力如虎添翼。

“立足分布式光伏，超越分布式光伏。”孙捷强调，道达尔远景以分布式光伏为切入点，为终端客户提供一揽子零碳综合解决方案，包括光储充和绿证交易等服务领域，持续为客户创造价值，帮助客户实现100%绿色能源转型。“道达尔远景不在乎一个项目规模有多大，在乎的是客户是否有持续的零碳需求实现价值挖掘，道达尔远景能不能作为客户值得信赖的解决方案提供商和客户长期合作下去，从这个角度来看，分布式光伏的投资价值被重新定义了，这个是关键。”

此外，道达尔远景力在破局分布式光伏的弊端，打造分布式资产的“可融资性”和“可交易性”。而实现这两个目标的前提就是投资开发和建设高质量电站。

据孙捷介绍，道达尔远景承袭远景科技集团与道达尔高质量标准、重安全和数字化的优势，在项目设计、建造过程中，公司有严格的安全标准和质量要求，同时通过智能化平台全程监控。道达尔远景奉行的高质量和安全标准受到国内外金融机构的广泛认可，目前已经并网的资产包即将获得金融机构数亿元的无担保项目融资，这在国内分布式光伏行业尚属先例。

值得重视的是，在全球减碳的大趋势下，100%使用可再生能源已成为各行各业领头企业的不二选择。而受屋顶装机规模限制，分布式光伏产生的绿电对企业贡献相对有限，绿证、碳交易等需求应运而生。

就绿证而言，道达尔远景在2020年进行了先行探索。孙捷介绍，当前国内绿证交易尚不包含分布式光伏项目，于是道达尔远景转向国际绿证。国际绿证包含I-RECs和APX/TIGR两大体系，受到RE 100联盟成员企业的广泛认可。目前,道达尔远景已经有多个分布式光伏项目成功进行了国际绿证交易。孙捷预测，一年内单个绿证价格将超过20元，甚至到30元，后续随着需求增加价格会有较大涨幅。

尽管目前分布式项目无法参与绿证交易，但生态环境部发布的《碳排放权交易管理办法(试行)》已于2月正式施行，全国碳市场正式启动。在碳交易市场中，除了控排企业外，满足相关条件的自愿减排企业及个人也可以通过登记注册成为交易方，提供核证自愿减排量-CCER，这为分布式光伏带来了新的增值空间。

据业内测算，2020年在我国率先实行碳交易试点的地区，CCER价格约30元（5美元左右）/吨。孙捷表示，如果20元/吨，则意味着光伏电站每度电将获得约2分钱补贴，收益相当可观。

权威机构预测，2030年CCER价格将上升到160元（25美元左右）/吨以上。在我国2030年“碳达峰”、2060年“碳中和”目标的刺激下，碳交易无疑将为分布式光伏带来前所未有的发展机遇。

“绿证和碳交易将会越来越受到关注。”挖掘更多附加价值，也将成为分布式光伏主流“玩家”的下一个核心竞争点。

仍旧道阻且长

“十四五”期间，分布式光伏装机或达100GW，分布式光伏重回巅峰被寄予厚望。

但需要看到的是，诸如融资贵、融资难、屋顶难找、电网消纳以及企业经营风险等问题依然存在，分布式光伏发展并非一路坦途。

短期内，分布式光伏电站的主要收益仍来自发电收入，其他的增值渠道尚不通畅。以碳交易为例，虽然整体前景看好，但碳交易对光伏电站的收入贡献仍存不确定性，如各个地方政府尚未公布高排放企业的配额。而CCER是买方市场，如果配额较多那么基本上CCER没有需求。

此外，孙捷提醒，目前仅有北京、上海、广州等地建设了环境交易所，且地方限制较为严重，“全国碳交易步入正轨还须半年时间”。

长远来看，“隔墙售电”放开之后分布式光伏将进入跨越式发展阶段。而自2017年国家发改委、国家能源局印发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》以来，分布式发电市场化交易推行进程较为缓慢。今年年初江苏地区率先破局，先后发文明确了相关电价和电费结算问题，为“隔墙售电”扫清了障碍。

用户侧、灵活性、收益稳、想象空间大，分布式光伏的优势毋庸多言，必将在未来的光伏开发中扮演至关重要的角色。但行业突破，仍旧需要政策引导，需要企业创新，需要行业自律。而突破升级后的行业，诞生的将是下一个分布式光伏“独角兽”企业。

天恩能源作为综合能源开发企业，有着丰富的工商业、家庭等场景分布式光伏开发经验，对于未来分布式光伏发展前景十分看好。接下来，我们将以开放的心态，期待与国企央企龙头合作，迎接分布式光伏的新风口。

大力发展新能源是国家的重大战略决策，也是我国经济社会可持续发展的客观要求，对推进能源生产和消费革命、促进生态文明建设具有重要意义。“十三五”期间，我国新能源发展与消纳取得了重大成就，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，其中国家电网经营区年均新增5180万千瓦。国家电网有限公司坚决贯彻落实党中央、国务院对新能源发展和消纳工作的重要部署，落实新发展理念，发挥“大国重器”的责任担当，始终把促进新能源发展和消纳作为重要的政治责任、社会责任和经济责任，立足电网本职，在电网建设、调度运行、市场交易、技术创新等方面开展了大量工作，多措并举、综合施策，不断提升新能源利用水平。

新能源发展和消纳成就

新能源装机持续快速增长。截至2019年底，国家电网公司经营区新能源发电装机容量超过3.46亿千瓦，“十三五”年均增长26%，占电源总装机的比例由2015年的12.0%提升至22.3%。其中，风电、太阳能发电迅猛发展，装机容量分别达到1.7亿千瓦和1.9亿千瓦，分别是2015年底的1.7倍、5.2倍。21个省区新能源已成为第一、第二大电源，国家电网是全球接入新能源增速最快、规模最大的电网。

布局得到进一步优化。截至2019年底，“三北”地区新能源装机占国家电网经营区全部新能源装机的比例为67%，较2015年降低16.4个百分点。新增装机持续向消纳条件较好的省区转移，华东、华中“十三五”新增新能源装机容量占全网的42%，较“十二五”提高26个百分点。新疆、冀北、山东、山西等8个省区风电装机超过1000万千瓦，山东、江苏、浙江、安徽等8个省区太阳能发电装机超过1000万千瓦。

发电量和占比持续“双升”。2019年，国家电网经营区新能源发电量5102亿千瓦时，“十三五”年均增长31%；占总发电量的比例由2015年的4.0%提升至9.2%。其中，风电、太阳能发电量分别为3152亿千瓦时、1950亿千瓦时，年均分别增长22%、57%。13个省区新能源发电量占总发电量比例超过10%，其中冀北、青海、蒙东新能源发电量占比分别达到31.5%、27.7%、26.7%，与德国（33.8%）、西班牙（23.6%）等国家水平相当。

新能源消纳矛盾持续缓解。2019年，国家电网经营区新能源发电累计利用率96.8%，较2015年提升12.2个百分点，累计弃电量168.6亿千瓦时，较2015年降低47%。在各方的共同努力下，新能源提前一年实现国家《清洁能源消纳行动计划（2018～2020年）》利用率95%以上工作目标。

工作举措

一是突出规划引领，服务有序发展。持续研究制定年度工作方案，立足电网本职，组织实施6大方面重点工作。逐年滚动开展消纳能力测算，分省优化新能源时空布局，向国家和地方主管部门报送新增规模和布局建议，2020年5月对外公开发布2020年风电、光伏新增消纳能力，稳定各方预期，引导有序发展。落实可再生能源消纳保障机制，印发实施《省级电网企业可再生能源电力消纳责任权重实施组织工作大纲》。积极配合国家能源局开展电力、可再生能源发展“十四五”规划研究和编制工作。优化工作流程，建立“绿色通道”，加快送出工程建设，保障新能源项目及时接入电网。“十三五”以来，累计投资750千伏及以下新能源并网及输送工程超过400亿元，保证了2.2亿千瓦新增新能源项目的并网和输送。为分布式项目业主提供“一条龙”服务，满足了分布式光伏爆发式增长的需要。连续五年发布《国家电网有限公司服务新能源发展报告》，营造有利于新能源健康发展的良好环境和氛围。

二是加快电网建设，扩大资源配置范围。累计建成“十三交十一直”特高压输电工程，跨区直流输电能力达到9560万千瓦，进一步提高新能源电力大范围配置能力。2020年上半年，张北柔性直流电网试验示范工程建成投运，创造12项世界第一，输电容量450万千瓦，保障了张家口新能源送出消纳；世界首个以送出新能源为主的青海—河南±800千伏特高压直流工程启动带电调试。通过推动加快配套电源建设、加强送受端电网结构等措施，持续提高在运特高压直流利用效率。“十三五”以来，建成投运西北750千伏第三通道、新疆哈密—三塘湖、蒙东兴安—扎鲁特等一批省内重点输电工程，合计提升新能源送出能力2000万千瓦以上。

三是加强统一调度，提升消纳能力。完善适应高比例新能源运行的技术和管理体系，深化大电网实时平衡能力建设，完善区域内和跨区域旋转备用共享机制；实施清洁能源“日分析、旬总结、月报告”工作机制，滚动评估和测算新能源消纳情况；充分发挥抽水蓄能电站作用，继续组织跨区域抽水蓄能电站富余容量参与省间低谷新能源消纳；持续推动火电机组灵活性改造，深度挖掘火电调峰潜力。提升新能源功率预测精度，量化分析设备检修对新能源消纳的影响，持续发布西北新能源受限预警，提高新能源消纳能力。在青海创新开展“绿电7日”“绿电9日”“绿电15日”“绿电一月”全清洁能源供电实践，创造新的世界纪录。

四是建设统一电力市场，扩大消纳空间。发挥市场在资源配置中的决定性作用，全面推进国家电网经营区内四川等6个试点省份现货市场和区域、省市辅助服务市场建设。创新交易品种，积极开展风火打捆外送交易、发电权交易，创新组织冬奥会场馆和大兴国际机场绿电交易，开展电力援疆，不断加大新能源省间外送力度；推进虚拟电厂交易试点，推动实施电力需求响应。扩大省间交易规模，2019年新能源省间交易电量880亿千瓦时，是2015年的3倍，其中新能源跨区现货交易电量50亿千瓦时，实现新能源电量应送尽送、能送尽送。配合政府主管部门，推广东北经验，推动“三北”辅助服务市场建设，深入挖掘系统调节潜力。大力推进电能替代，“十三五”以来累计完成替代电量5335亿千瓦时。

五是加强技术创新，支撑系统稳定运行。将新能源发电并网与运行控制技术等列为重点攻关方向，累计开展科研项目800余项，获得国家科学技术奖项12项，其中一等奖2项，二等奖10项。建成国家能源大型风电并网系统研发（实验）中心、国家能源太阳能发电研发（实验）中心等一批国家级重点科技研发机构。建成世界上规模最大的张北风光储输联合示范工程，以及海西多能互补集成优化、镇江电网侧储能电站等多项重大示范工程，不断提升促进新能源发展和消纳的技术水平。

建设新能源数字经济平台

为更好地服务党和国家工作大局，落实建设具有中国特色国际领先的能源互联网企业战略，充分发挥电网在能源汇集、传输和转换利用中的枢纽作用，推动电网加快向能源互联网转型，国家电网践行央企“六个力量”，立足国家能源转型战略和新能源产业发展，顺应能源革命和数字革命相容并进的大趋势，创新建设国网新能源云，构建“横向协同，纵向贯通”和“全环节、全贯通、全覆盖、全生态、全场景”的新能源开放服务体系，打造状态全面感知、信息高效处理、应用便捷灵活的新能源数字经济平台，为我国新能源的高质量发展提供坚强保障。

一是创新建设新能源云平台。以建设具有中国特色国际领先的能源互联网企业战略为指引，聚焦市场化、透明度、高效率，凝聚各方共识，按照PDCA全面质量管理理念研究设计了环境承载、资源分布、规划计划、厂商用户、电源企业、电网服务、用电客户、电价补贴、供需预测、储能服务、消纳计算、技术咨询、法规政策、辅助决策、大数据服务15 个功能子平台，完成新能源云PC端、手机APP一期应用功能开发和应用部署，努力打造中国特色国际领先的新能源数字经济平台，服务和推动我国新能源行业高质量发展。目前，完成新能源云在27家省公司的应用部署，组建完成总部层级新能源运营服务公司和首家省级新能源云运营服务公司，接入新能源场站180万余座、3.8亿千瓦，服务各类企业9000余家，带动产业链上下游共同发展。

二是组织开展新能源云深化应用。研究提出促进新能源云深化应用重点工作举措，通过线上办理新能源接网等业务，加快推进新能源领域的新基建，助力新能源产业链上下游共同发展。依托新能源云组织可再生能源发电企业开展可再生能源补贴项目申报，实现补贴项目清单线上申报、审核、公示、公布全流程一站式服务，便捷、高效、透明开展补贴目录申报和审核，目前已公布七批纳入补贴项目清单。依托新能源云开展线上消纳能力计算，经国家能源局复核，向社会公布2020年公司经营区风电、光伏发电新增消纳空间6850万千瓦，科学引导新能源开发布局。新能源企业通过新能源云外网PC、APP在线办理接网申请、在线查询业务办理进度，实现接网申请“一次也不跑”，2020年累计在线办理新能源接网申请262项，其中国网新疆、甘肃、黑龙江电力公司在疫情期间“不见面”完成了接入申请受理、接入方案评审和接入方案印发。

三是不断提升新能源云品牌影响力。新能源云作为国家电网数字新基建的重要建设内容，与华为、航天云网签署战略合作协议，参展第四届世界智能大会、十四届国际太阳能光伏智慧能源论坛。新能源云（新能源数字经济平台）获计算机软件著作权全部权利，依托新能源云申报的“工业互联网标识资源搜索系统”“工业互联网仿真验证平台”研究课题获批工信部2020年发展创新工程项目，为打造新能源工业互联网平台奠定重要基础。

未来展望

大力开发新能源是顺应时代发展和能源电力加速转型的需要，“十四五”期间新能源将进入平价上网和高质量发展的新阶段，作为促进新能源发展和消纳的关键环节，国家电网将认真贯彻党中央的精神和决策部署，与各方共同努力，采取更加有力的措施，推动新能源更大规模、更高质量发展，为实现二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和的目标贡献力量。

一是以“十四五”规划编制为契机，推动国家规划与地方规划、新能源规划与电网规划、常规电源规划、灵活性调节电源规划等的衔接，引导新能源有序发展。

二是落实可再生能源消纳保障机制，引导各类市场主体公平承担消纳可再生能源电力的责任，提升各省区优先消纳可再生能源积极性，推动完善可再生能源电力消费引领的长效发展机制。

三是推动完善促进新能源消纳市场机制，建立健全新能源参与市场交易和火电调峰等补偿机制，做好优先发电保障和市场化消纳的衔接，加快推动各省级电力现货市场建设，鼓励新能源发电参与现货市场，完善电力需求响应政策，提高负荷资源的灵活性和响应规模。

四是加快推进“新能源云”向“能源云”迭代升级，汇聚能源全产业链信息，在可再生能源信息监测基础上，以电力系统碳排放为抓手，实现各类能源信息监测，助力国家能源低碳转型，建成支撑服务“碳中和”的能源数字经济平台。

本文由天恩能源转载于《中国电力企业管理》2020年12期

现阶段，要降低新能源和储能的成本，一方面需要新能源和储能自身技术的进步，另一方面还依赖于数字化技术构建能源工业互联网，以促进新能源更多的应用，提高能源效率，并改善能源用户体验。

　　近日，在各地陆续发布的“十四五”规划中，清洁能源、可再生能源、光伏、风电、氢能、新能源汽车均成为“高频词”。记者通过梳理发现，在“碳中和”背景下，新能源行业开始通过数字化、智能化技术，加速推进数字化转型进程，全力保障能源安全，提升能源利用效率。

　　在业内人士看来，对于新能源企业来说，数字化转型需要在设备制造和运营维护两侧共同建设。在互联网时代，只有整合新能源全产业链，并与数字平台深度融合，利用大数据、云计算等数字技术，才能构筑全新的能源生态系统，优化管理流程、降低生产成本、打造完整业务链。

　　疫情之后数字化转型将成“必选项”

　　为顺应新一轮科技革命和产业变革趋势，护航新能源行业高质量发展，助力智慧能源的构建，不仅需要针对既有业务痛点的数字化升级方案，更需要针对能源企业业务数字化转型与发展需求，综合提供安全合规、云化转型、大数据分析、AI应用的整体解决方案和一站式服务。

　　全球能源互联网发展合作组织技术处副处长侯金鸣表示，随着能源转型的不断深入和全球能源互联网的构建，未来电力行业将呈现出完全不同的形态：低碳化、数字化、智能化将成为新特点。“这些趋势意味着电力行业的管理、运营、服务、交易模式将发生巨大改变，电力企业需要重新思考用户在哪里，谁是竞争对手，谁是新一轮的利益相关方和参与者，以及能源生态系统如何运作等问题。随之而来的是新的用户参与方式、新的商业模式、新的竞争对手、更多的利益相关者。”

　　中国信息通信研究院政策与经济研究所副总工程师韦柳融认为，如果说疫情前“数字化转型”还是很多单位和企业的选择之一的话，疫情之后“数字化转型”就成了必选项，单位和企业只有早做和晚做的区别，没有做和不做的区别。但从目前供给侧来看，支撑这种全面数字化发展的技术、产业和基础设施都不成熟，未来十到二十年，数字化需求和供给之间的互动、升级将成为数字化发展的主旋律。

　　数字化技术助力新能源利用前景

　　数字化手段能否赋能能源转型？上海电气集团股份有限公司总裁黄瓯判断，作为能源装备制造业，如果把数字化转型做好，机遇大于挑战。“一方面，可再生能源装备会迎来商机﹔另一方面，大量的可再生能源接入电网，需要综合能源的解决方案，这也是一个机遇。伴随新能源大规模并网，同样需要用数字化手段，帮助用户保证电网稳定性、经济性及可靠性。”

　　围绕新型基础设施和数字经济发展，韦柳融表示，数据中心仍是投资热点。投资主体不仅包括电信运营商，传统的第三方数据中心运营商，一些传统行业的龙头企业、地产商、建筑商、政府都会参与其中。数据中心集聚区会加快发展，数据中心的技术架构也逐渐从简单的虚拟化走向云架构，大型超大型数据中心也会继续增加。

　　此外，国家电力投资集团公司科技创新总监范霁红认为，现阶段，要降低新能源和储能的成本，一方面需要新能源和储能自身技术的进步，另一方面还依赖于数字化技术构建能源工业互联网，以促进新能源更多的应用，提高能源效率，并改善能源用户体验。“我相信，在数字化技术助力下，“新能源+储能”是未来能源的主导方向。随着技术的进步，很快就会实现“新能源+储能”发电成本低于火电、核电发电成本的目标。届时，新能源会出现爆发式增长。”

　　开启新能源数字化转型新征程

　　“‘光储并济、数字互联’可以打破空间、时间、平台桎梏，光伏等清洁能源的发展潜力将被充分激发出来。未来，能源架构中将会最大限度吸纳清洁能源。”阳光电源相关负责人曾公开表示，在能源数字化和智能化发展过程中，提高新能源的渗透率，需要从技术路径和顶层设计上努力。

　　在技术路径方面，需要通过技术进步提升产品品质。新能源渗透率的提升，光伏与储能的深度融合成为发展趋势，能源数字化和智能化发展在这种趋势中发挥了积极作用。

　　在顶层设计方面，清洁能源数字化和智能化的发展，需要国家层面来统筹产业发展方向，建立健全技术应用标准体系和价值评价体系、制定合理的电价政策等。“光储并济、数字互联”下的经济和能源利用，才能构建出更高效、更可持续发展的清洁能源数字化体系。

　　国家发展改革委能源研究所可再生能源发展中心副主任陶冶表示，未来五年是新能源技术从辅助能源到成长为支柱性能源的重要发展期，因此应加强产业数字化工作的顶层设计，将新能源数字化平台建设从企业行动上升到国家方案，在全国范围打造和部署应用统一的数字化运行平台，汇集行业数据信息，服务国家能源清洁转型和新能源数字经济高质量发展，加快推动新能源产业数字化应用，全面支撑“十四五”规划研究和“新基建”，更好地服务实现国家碳达峰碳中和目标。