国网能源研究院院长张运洲：中国能源与电力中长期发展重大问题分析-第3页-北极星火力发电网

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新能源大发展需要跨区输送和消纳

2030年之前，我国的非化石能源消费量占一次能源消费比重将快速上升，风电、太阳能发电得到大规模开发利用。综合考虑风电、太阳能发电资源经济性、当地负荷匹配程度、调峰电源布局以及中东部环境治理等因素，风电、太阳能发电跨区输送和配置势在必行。

“十三五”期间，预计全国西电东送、北电南送规模将显著增长，跨区输电通道的建设力度前所未有，全国联网强度须满足跨区域电力资源优化配置要求。驱动因素有3点：大气污染治理;新能源的开发输送;更大范围电力市场的建设需要。特高压交直流发展面临重大机遇，将在保障中东部地区电力供应、促进西部北部新能源消纳、治理雾霾等方面发挥重要作用。

未来电力的跨区供应和输送将逐步过渡到以清洁能源为主导，特高压直流主送新能源，提高清洁电力外送比重技术上可行，经济上合理。通过优化电源配比和运行方式安排，新能源电量可达总输送电量的85%以上，输电通道利用水平可达5500小时以上，输电落地电价比受端建设的新电源上网电价低约0.02元 /千瓦时以上，具有一定的竞争力。从中长期来看，特高压直流或柔性大容量直流100%输送新能源也具备可行性，输电通道利用小时数在5000～5500小时，输电到受端电价仍具有竞争力。

智能电网技术创新取得新进展，应用领域不断扩大。新能源、分布式能源的灵活接入与高效消纳，电动汽车、新型储能的推广应用，互动用电、智能用电的蓬勃发展，是推动智能电网技术普及和商业模式创新的重要引擎。可以预见，“十三五”跨区输电网和智能配电网都将得到长足发展，多年来困扰电网发展的“两头薄弱”问题将会明显改观。

加快建设抽水蓄能等灵活调节电源，将有助于未来清洁能源大发展。目前，主要发达国家煤电装机比例在40%以下，油气装机比例在15%以上，抽水蓄能装机比例在4%～9%之间，系统调峰能力较强。相比国外，我国煤电装机比重一直高达60%以上，燃气装机占比仅为4.4%，新能源装机比例仅为1.7%，电力系统调峰能力不足已成为制约新能源消纳的重要原因。促进新能源消纳，要加快抽蓄、燃气等调峰电源建设，挖掘常规火电机组调峰能力，充分利用水电、需方响应等多种形式的调峰资源，多措并举提高灵活调节能力。根据优化研究，预计到2020年，抽水蓄能、燃气等灵活电源比重应由2014年的5.8%提高到7%左右，2030年将达到10%左右。

新能源大规模融入电力系统，不仅需要输送通道的支撑，更需要引入市场手段和政策的优化调整。

一方面，新能源消纳须及早纳入市场机制。我国亟需建立适应可再生能源大规模开发利用的电力市场体系，高效整合各类电力市场资源，加快构建包含电能量市场、辅助服务市场、容量市场等在内的全国统一电力市场，并健全市场规则，加强市场监督。

与此同时，要对可再生能源补贴政策进行调整，应充分借鉴德国的相关经验。首先，根据补贴总额对各类可再生能源限定年度新增规模，避免发展过热或过冷，做到补贴成本可承受;其次，对可再生能源项目全面引入市场机制，可以在享受国家规定的固定上网电价或在补贴基础上参与市场竞争;再次，引入招标机制，通过招标确定补贴额度，采用市场竞争方式确定最低成本的可再生能源项目，促进竞争，降低成本;最后，可再生能源成本分摊既要考虑个别成本也要体现系统成本，将跨区输电、调峰调频等纳入可再生能源补贴范围，体现公平竞争、有偿服务的原则，保障各类电源及电网的协调发展。

总的来说，“十三五”及今后一段时期，中国电力工业面临难得的历史机遇，能源结构调整，大气污染治理，终端用能方式变革，将为电力发展转型注入新的活力。如何提质增效、创新驱动、绿色发展，是永恒的主题。因此，未来电力工业必须以科学规划为引领，做好当前与长远、能源与环境的统筹协调，着力打造电力系统的升级版，更好地服务经济社会的持续健康发展。

（国网能源研究院院长张运洲）

原标题：推荐丨国网能源研究院院长张运洲：中国能源与电力中长期发展重大问题分析（建议收藏）

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