近日召开的中央财经委员会第九次会议指出，“十四五”是碳达峰的关键期、窗口期，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。日前发布的“十四五”规划也特别强调大力提升风电、光伏发电规模，加快中东部分布式能源，建设一批多能互补清洁能源基地。

业内专家指出，电力系统新能源的主体地位已明确，“十四五”规划明确了碳中和的具体路径，即西部“大型清洁能源基地+外送通道”，东部建设分布式能源,双头并举建设新型电力系统。在减碳目标愿景下，各地“十四五”重点布局新能源投资建设，但“风光”基建潮过后，新型电力系统建设还需克服大基地外送、分布式规模化发展等多项难题。

外送通道输电能力有限，跨区输电机制不灵活，省间壁垒仍然突出

全球能源互联网发展合作组织去年发布的《新发展理念的中国能源变革转型研究》显示，2018年哈密南-郑州、酒泉-湖南、晋北-江苏等7条特高压直流实际总最大输出功率为4290万千瓦，仅为总设计输送能力的65%，严重制约西部和北部清洁能源基地开发外送。

这一情况在2019年并未好转。一位不愿具名的业内人士指出，2019年，“三北”地区10条外送通道规划年输送电量5200亿千瓦时，实际输送新能源电量2079亿千瓦时，仅为设计输送量的40%。

该人士透露，外送通道利用率普遍偏低，煤电电源配置只是一方面，关键取决于市场机制。“当前跨区输电价格机制不灵活，不利于跨区电力市场交易规模扩大。跨省区输电通道使用权市场化分配机制尚未建立，绕道输送电力的输电价格机制也有待完善。”

长沙理工大学教授叶泽对此表示赞同：“要通过输配电价机制提高跨省跨区电网的建设效率。目前的输配电价强调政策性、合法性和行业性，基于效率的电网建设机制还未建立起来。在设计效率因素时要考虑前置时间，体现科学性而非经验。”

“此外，可再生能源发电参与市场交易规则有待完善，参与受电地区辅助服务市场有待规范。跨省区电力市场交易实践中，多数市场化交易不支持售电公司、用户参与。跨省区电力交易中仍然存在一定程度的省间壁垒，政府对跨省区市场交易存在不合理限制和干预。”上述业内人士表示。

综合能源处于摸索阶段，隔墙售电和增量配网发展分布式能源仍需破冰

随着能源转型推进和双碳目标的提出，中东部地区分布式能源将进入快速发展期。华北电力大学能源互联网研究中心主任曾鸣表示，“十四五”规划提出“建设智慧能源系统”，分布式能源无疑是智慧能源系统中的重要组成部分。

曾鸣指出，分布式发电主要通过综合能源系统增加新能源消纳比重，传统的以单一系统纵向延伸为主增加可再生能源发电比重的能源发展模式无法满足实现双碳目标的要求，但是综合能源的发展和落地目前仍然在摸索中。

“综合能源各类能源品种在规划、建设、运行和管理层面都相互独立，缺少能够协调管理的综合部门。同时，各类能源的特性不同，要在生产、运输和使用环节实现互补协调还存在技术壁垒，特别是清洁能源和传统化石能源之间的互补协调技术发展滞后。而且，各种能源品种在市场上各自独立，难以实现互补带来的经济和社会效益。”曾鸣直言。

除了综合能源系统，隔墙售电也被寄予厚望。曾鸣认为，只有隔墙售电真正落地，中东部地区分布式的综合能源系统才能真正与市场对接，继而迎来大规模发展。

为推动“隔墙售电”长足发展，自2017年起，国家相关部门出台了一系列支持政策。但截至目前，除江苏有所突破外，其余地区隔墙售电暂无实质进展。

作为新兴市场主体的增量配网，也是消纳分布式能源和新能源的平台之一。北京鑫诺律师事务所律师展曙光表示，鼓励新能源接入配电网的政策非常明确，过网费核定的标准也已明确。“但在具体实践中，由于在补贴主体问题、调度问题、交易组织等方面存在较大争议，目前没有新能源接入配电网的成功案例。”

电源侧强配电化学储能并非长久之计，深化电力市场建设才是正解

据了解，在上述问题未见破局的情况下，各地政府通过“新能源+储能”模式解决大电网新能源消纳问题，各省也将储能作为新能源项目的标配。新能源配储争议不断，但招标规模却不减反增。

“可再生能源+电化学储能方式不具备批量发展的经济性条件，特别是我国还在坚持发展大电网、实现更大区域优化资源配置的原则，更不宜同时大规模发展没有经济比较优势的技术种类。电源侧强配电化学储能并非长久之计，需求侧、电网侧同时发力，深化电力市场建设才是正解。”上述业内人士表示。

中国大连高级经理学院特聘教授叶春表示，当电力需求持续时间更长时，对储能的容量要求和充放时长、安全性能要求更高，相应的成本也更高。“从系统成本最优的角度看，目前单纯倚重储能提高外送通道利用率，不是最合适的时机和选择。”

叶泽指出，从电量角度理解新型电力系统，新能源电量比例与碳中和目标直接挂钩。“为实现这个目标，需要建设调度能力更强大电网，改变不同电源的运行方式，也需要改变管理体制。”

对于深化电力体制改革，叶泽指出，首先要客观评价电力市场改革的效果，并在此基础上明确改革的方向和措施。“目前改革效果不明，与当前政府管理和低碳发展转型的要求不一致有关。因此，需要逐步调整市场改革的范围，在真正需要改革的地方下真功夫。”

尽管2020年上半年，新冠肺炎疫情的突袭对我国光伏产品制造和出口、以及光伏市场需求带来了负面影响，但我国光伏市场仍保持了可观的恢复性增长态势。

根据中国光伏行业协会发布的《中国光伏产业发展路线图（2020年版）》，2020年，我国新增光伏并网装机容量48.2吉瓦，同比上升了60.1%，累计光伏并网装机容量达到253吉瓦，新增和累计装机容量均为全球第一。与此同时，“光伏+”应用潜力得到进一步释放。

市场潜力持续释放

“2020年，我国光伏行业发展整体向好。”中国光伏行业协会副秘书长王世江表示，从国内光伏市场季度装机情况分析，受新冠肺炎疫情影响，第一季度，我国光伏市场装机增速为-23%；但由于疫情管控措施见效迅速，第二季度，我国光伏市场装机增速迅速提升至23%；第三季度增速已达57%；第四季度增速显著提升，已突破109%。

“值得注意的是，2020年1—11月，户用光伏累计新增装机规模显著提升，达到10.1吉瓦，为‘十三五’时期前4年户用光伏装机规模的总和。”王世江特别强调。

据中国光伏行业协会预计，2021年，我国光伏市场潜力将进一步释放，预计2021年光伏新增装机量将超过55吉瓦，累计装机容量有望达到308吉瓦。

平价光伏占据“半壁江山”

“在2020年新增光伏项目中，平价光伏项目已成主力军。”中国水电水利规划设计总院可再生能源信息中心副主任徐国新在会上表示，2020年，我国新增平价光伏项目装机规模4105万千瓦，占全年新增光伏装机的53%；新增竞价光伏项目装机规模2597万千瓦，占全年新增光伏装机的33%；而新增户用光伏项目装机规模1012万千瓦，仅占全年新增光伏装机规模的14%。

据介绍，平价光伏项目装机规模不断增加的同时，其项目建设范围亦进一步扩大。2020年，国家下达的平价光伏示范项目主要分布在23个省区市，除原有的北京、河北、辽宁等平价光伏示范项目集中地外，2020年新增的平价光伏示范项目还覆盖了新疆、湖南、江西等地，全年累计增加平价光伏示范项目共989个，其中，仅广东省申报的平价光伏示范项目规模就高达到1089万千瓦。

徐国新亦表示，随着平价示范项目消纳条件落实，外加2021年并网时限要求，2021年平价示范项目仍将成为新增光伏项目主力。

碳中和进一步拓宽市场空间

在王世江看来，在2060年碳中和目标指引下，我国光伏市场将进入下一个快速发展阶段。“光伏+”产业空间将得到进一步释放。

王世江进一步说，“如‘光伏+5G’即可满足5G基站的用电需求，又可满足光伏电站的日常运维；‘光伏+充电桩’既实现了削峰填谷，又增加了新能源消纳；‘光伏+特高压’的建成，可将其他区域的光伏发电输送到东部地区，促进新能源发电消纳；‘光伏+大数据中心’则可实现数据中心行业用能的清洁低碳化。”

预计2021年，我国新增装机规模将达到55—65吉瓦，“十四五”期间，国内年均光伏新增装机规模将达到70—90吉瓦。

但与此同时，光伏行业产业链供需紧张、硅料周期性紧缺、玻璃结构性紧缺、光伏项目地开发选址难度等难题仍待解决。

工业和信息化部电子信息司调研员金磊对此建议，光伏行业下一步应不断加强行业统筹规划，以政策引导光伏产业有序发展；加快推动产业技术进步和创新应用、推动相关政策实施；积极优化产业发展环境，继续实施太阳能、光伏产业综合标准化技术体系；优化和完善光伏产业公共服务体系，加快修订光伏产业标准，支持光伏检测、认证、知识产权等服务平台建设。

近日，为贯彻落实党的十九大部署，加快建立健全绿色低碳循环发展的经济体系，国务院印发了《关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》（以下简称《意见》）。

据悉，《意见》从生产、流通、消费、基础设施、绿色技术、法律法规政策共六大准则二十三条细则对绿色低碳循环发展作出了部署安排。

某储能行业资深人士指出，《意见》“加快基础设施绿色升级”准则中“推动能源体系绿色低碳转型”这一细则的提出必将加快推动风电、太阳能发电等新能源的跨越式发展。同时，高比例可再生能源对电力系统灵活调节能力将提出更高要求，从而给储能发展带来新机遇。

该人士具体分析称，《意见》明确指出“提升可再生能源利用比例，大力推动风电、光伏发电发展，因地制宜发展水能、地热能、海洋能、氢能、生物质能、光热发电。加快大容量储能技术研发推广，提升电网汇集和外送能力”。目前由于光伏、风电等新能源发电具有不稳定性，同时产生如弃风弃光等问题，因此给上述新能源发电技术增配储能设备，形成风电+储能、光伏+储能的组合发电解决方案，将增加其可调节性和适用性，大幅提升产能利用率。

部分机构也对储能市场的未来前景表示乐观：“根据之前提出的碳达峰碳中和目标，截至2030年，风电、光伏装机达到12亿千瓦将是我国可再生能源发展的基本目标，以风、光为主的可再生能源装机将超过火电装机，从补充能源变为主力能源。根据相关数据显示，2020年我国风电与光伏装机5.14亿千瓦，如果按最低目标计算，平均年增长要在7000万千瓦左右。”

单从数据来看，12亿千瓦的目标实现似乎并不难。但换算成装机量以后，发电与储能之间的巨大缺口将一览无余。

单以风电、光伏而言，2020年我国弃风电量166.1亿千瓦时，弃光电量52.6亿千瓦时，换算成GWh则分别为16610GWh与5260GWh。而我国去年的储能锂电池出货量为多少呢？仅有12个GWh。虽然电化学装机仅占电力储能项目累计装机的3%左右，但通过简单的计算不难发现，即使把所有储能项目用来消纳废弃新能源也是杯水车薪，更遑论如通信、数据中心等业务也对储能电池有着极为庞大的刚性需求。因此，储能行业的未来极为广阔。

据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（420吉瓦）左右。而截至2019年，我国新型储能累积装机规模为2.1吉瓦。这意味着，2060年中国新型储能装机规模将飙升近200倍。

因此，随着“碳中和”目标下的发展目标初定，“十四五”时期储能在我国能源结构调整过程中的战略地位将得到进一步明确和提升，产业有望迎来爆发式增长，业内头部企业如南都电源（300068.SZ） 、派能科技（688063.SH）、圣阳股份（002580.SZ）等或将受益。

以南都电源为例，公司作为较早布局储能行业的企业之一，先后中标了国内第一个储能示范项目“东福山岛风光柴储能电站”、美国德克萨斯州55MWh新能源消纳项目以及被评为 2019 年度“全球领先可再生能源项目”和“全球储能项目技术先锋奖”的德国调频服务储能项目等多个项目，先发优势显著，在储能市场扩张后有望通过规模效应与已有项目快速抢占市场份额。

此外，公司连续多年国内新增电化学储能项目中装机规模、功率规模均列第一。因此，面对储能需求的快速上扬，已具备从储能产品及系统的研发生产、系统集成到运营服务的系统解决方案的能力，在用户侧、电网侧、新能源发电侧均已实现大规模应用的南都电源有望通过定增建立的生产线加快推进技术研发，不断提升强化自身竞争力，抬高行业壁垒，巩固现有优势，进一步深化龙头地位。

后续，随着《意见》的逐步落地，储能市场进一步打开，业内头部企业或将最先享受行业增长红利，并迅速发展壮大。

自“30·60”目标提出以来，光伏行业被视为能源结构调整的主要途径之一。“要实现能耗和碳排放目标，必须要优化产业布局、改善能源结构。这就意味着要进一步加快以光伏为代表的新能源产业的发展。”陕西社科院金融研究所副研究员周宾在接受《证券日报》记者采访时表示。

    “这对于像隆基股份这样的龙头企业来讲，将继续维持高景气发展状态。”开源证券资深投资顾问刘浪对《证券日报》记者表示。

    光伏产业进入快速发展阶段

    “随着‘30·60’目标成为我国实现绿色发展的要求，传统化石能源发电的减碳等量替代前景广阔。”周宾表示，作为新能源产业的代表之一，在经历了近年来的政策调整与行业整理之后，太阳能光伏产业集中度得到进一步提升，市场发展更趋规范。

    近年来，随着我国对清洁能源需求的不断增加，光伏产业受到越来越多的关注。据相关数据显示，2019年年底，我国光伏装机累计达204.3吉瓦，连续五年居全球首位。全国光伏发电量全年达到2242.6亿千瓦时，同比增长了26.3%。2019年光伏主要产业链产量在全球总产量中的占比继续扩大，产品出口总额约207.8亿元，同比增长29%。

    2020年，各个行业都由于新冠肺炎疫情受到了不同程度的影响，但光伏产业却实现了难能可贵的逆势上扬。

    “中国光伏市场在‘碳中和’目标指引下，将进入下一个快速发展阶段，预计2021年全球新增装机达150GW，‘十四五’国内年均光伏新增装机规模70GW-90GW，预计2021年新增规模55GW-65GW，分布式光伏（含户用光伏）20-23GW，集中式地面电站35GW-42GW。”中国光伏行业协会副理事长兼秘书长王勃华在“PAT2021爱光伏一生一世光伏先进技术研讨会”上指出。

    “值得注意的是，由于其供给端和需求端的不匹配性，目前，对光伏产业储能相关的技术、设备和系统研发和生产需求缺口较大。此外，光伏企业非技术成本控制成效也将影响到整个行业的度电成本。”周宾表示，未来不断扩大产业规模逐步替代部分传统化石能源和火电的同时，进一步提升技术效率，加大政策支持和助力企业减负，努力实现“光”“储”耦合和光伏平价将成为实现整个行业健康发展的关键。

    龙头企业机遇凸显

    “光伏产业在‘碳达峰、碳中和’以及‘十四五’要构建以新能源为主体的新型电力系统的大背景下，受到的关注度很高。可以说光伏产业正处在新旧能源替代革命的初潮期，百年未有之能源供给与消费大变局的风口启动期。”北京特亿阳光新能源科技有限公司总裁祁海珅在接受《证券日报》采访时表示，2020年是光伏平价上网的元年，通过去补贴、去落后产能，迎来了完全市场化竞争时代，这也加速了行业的优胜劣汰，更有利于资源向优质光伏企业倾斜，产业链各环节价格的调整会使一些现金流相对脆弱且研发能力相对薄弱的中小企业或被逼永久性退出，而龙头公司在产业链价格调整刺激出新的需求后，能抢占到更多的市场份额，强者之路会更强。

    “这对于像隆基股份这样的龙头企业来讲，将继续维持高景气发展状态。”刘浪表示，隆基股份是全球最大的单晶硅生产制造商，在硅片端优势显著，并且在游组件端迅速通过品牌和渠道优势打开市场空间，已在组件和硅片端取得双龙头地位优势，“隆基股份未来逐步加快电池产能配套，实现硅片-电池-组件全产业链一体化，牢固把握产业各环节竞争要素。鉴于未来五年规划之中，光伏年新增装机规模有望达到67GW以上，硅料供不应求仍将持续一段时间，帮助行业维持高景气状态。”

    “近期的光伏原材料价格明显上涨，体现出行业市场竞争更加激烈。”周宾表示，在光伏产业的发展过程中，发挥光伏产业链上下游相关企业“产学研”一体化创新平台的优势的同时，需要更加重视产业链供应链的协同，促进产业部门、金融资本、科创机构之间良性互动。

    “特别是理论研究、应用研究、样品测试、成果转化等之间的信息流、技术流和价值流应不断优化，提高科技成果转化的效率和效益。”周宾建议，对企业的基础性、原创性、颠覆性技术的持续研究应给予必要的财政奖补和政策支持，“同时，应合理发挥金融工具的杠杆功能，不断扩大直融规模，加强生产企业与投资机构在能源金融、绿色金融、气候金融、碳金融、可持续金融和助力乡村振兴等领域的项目合作。”

    友好型光伏电站成发展样本

    作为全球光伏行业的龙头，据《证券日报》记者了解，目前隆基股份的云南保山工厂和马来西亚古晋工厂已实现100%清洁能源供能，将完全绿色制造的光伏产品输送至全球市场。

    除了生产端，隆基股份也在积极推动供应链绿色化发展，将绿色设计、绿色生产、绿色施工、绿色回收再利用、绿色产品全生命周期管理、生产者责任延伸理念融入隆基供应链管理体系，识别产品及其生命周期各个阶段的绿色属性，协同价值链上的供应商、制造商、物流商、销售商、用户、回收商等实体，对产品的绿色属性进行有效管理，减少其制造、运输、储存以及使用等过程的能源资源消耗和污染物排放。

    在隆基股份看来，在“30·60”目标背景下，光伏行业重塑在即。“自‘30·60’目标提出以来，光伏行业被视为能源结构调整的主要途径之一，叠加‘十四五’光伏全面平价的首年，光伏电站的投资、建设以及发展模式正在被重塑。”隆基清洁能源技术总监邬林勇博士对《证券日报》记者表示，光伏平价全面实现，组件、逆变器等设备成本在不断降低，最低初始投资成本不再是最优解决方案，建设友好型电站才是整个光伏行业发展的最终目标，“未来的光伏电站要实现环境友好、电网友好、系统友好、收益友好，才能最大化地提高收益。”

    三月中旬刚刚结束的“碳达峰”愿景下光伏电站发展趋势研讨会上，与会各方共同发起“关于共同推进友好型光伏电站建设的倡议”。这意味着，光伏电站的发展模式已经从粗放型迈向精细化，友好型光伏电站将成为光伏能源发展的“绿色样本”。

    陕西宜君峡光250MW光伏发电项目就是友好型光伏电站的代表，其不仅全面实现全容量并网、绿色农业收益，还完成了生态全面修复、系统高效协同的使命。

    据《证券日报》记者了解，作为“领跑者”项目，该电站配套了双面专用跟踪支架、单晶双面、多路MPPT逆变器、储能技术等先进技术，在发电量上超出预期二类三类边界，绿色的电力源源不断地通过电网，输送到西安境内的草滩供电局，让西安的工商业用电和居民用电更加“低碳”“洁净”。同时，这座电站还克服了水土流失的难题，在光伏板间建起数百座农业大棚，把荒地变成农业良田，实现了集发电、农业、旅游、扶贫“四位一体”的解决方案。

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。