可再生能源有望成为能源消费主体

10月14日，“中国新能源电力圆桌（光伏）”专题交流会在北京召开，水电水利规划设计总院副院长易跃春参加会议，并对新能源产业发展提出建议。他认为，未来5年可再生能源有望成为能源消费增量主体，2035年可再生能源基本满足能源消费增量，2050年可再生能源成为能源消费总量主体。

（来源：微信公众号“能源杂志” ID：energymagazine 作者：水电水利规划设计总院副院长 易跃春）

可再生能源四方面问题待解

“十三五”期间，我国可再生能源发展取得显著成就。2019年可再生能源发电量是2015年的1.7倍。在消纳利用上，提前一年实现利用率95%的目标。但是，我国可再生能源发展也存在诸多问题，如规划实施难度加大、补贴资金缺口增加、局部地区限电问题依然存在。

首先，支持可再生能源发展协同体系有待建立：国土空间、生态环境、海洋海事等管理要求日益加强，行业间政策统筹协调力度待加大。

其次，可再生能源从辅助电源变成主力电源后，需要进一步降低成本。但制约其提高经济竞争力的的因素依然较多，如关键核心部件自主创新能力薄弱，土地、移民、接网、融资等建设成本，机制、市场、省间壁垒等政策因素，环境效益机制未建立等。

第三，虽然我们的弃电率降到5%以内，但这是有代价的。一是在局部地区限制发展，另外是形成新能源自身的经济性去参与市场竞争，这种思路，对未来大规模的发展而言，并不适用。目前，弃水弃风弃光现象更加集中，保障性收购未得到有效落实，灵活性不足较长时间存在，继续保持新能源弃电“双降”不符合发展趋势。可再生能源更大规模的发展需要融合发展、体制机制创新。

第四，可再生能源供暖及非电利用水平明显滞后：北方地区供暖占一次能源消费比重21%,其中，可再生能源仅占供暖的2%。

国际：构建以可再生能源为中心的灵活电力系统

全球范围内来看，总的趋势是各国相继制定可再生能源主导的能源变革战略，将可再生能源作为能源转型的主要方向，光伏和风电是能源转型主力；世界常规水电进入中低速发展时代，重点在亚洲（中国以外）、拉丁美洲和非洲；抽水蓄能电站仍是世界各国提供电网辅助服务的优先选择。国际水电协会预测2030年世界抽水蓄能电站总装机将达到2.4亿千瓦。

从技术、成本发展趋势上看，可再生能源将进一步呈现出多元化、高效率、低成本、融合发展的趋势。风电、光伏发电成本有望较大幅度低于常规电源成本。国际可再生能源署研究预测，2030年新投运风电、光伏发电的加权平均度电成本分别位于0.03~0.05美元/千瓦时和0.02~0.08美元/千瓦时之间，2050年进一步降至0.02~0.03美元/千瓦时和0.014~0.05美元/千瓦时。

电力系统也在发生变革。为了适应高比例可再生能源发展，各国均在构建以可再生能源为中心的灵活电力系统。

发电侧，通过可调节水电、抽水蓄能、燃气机组、火电深度调峰改造等措施提高灵活性。比如，德国硬煤发电功率由周最大的1600万千瓦降低至160万千瓦，降幅90%。

电网侧，通过扩大电网平衡区、建立灵活调度机制保障可再生能源在更大范围内消纳。例如，美国加州将电网平衡区范围逐年扩展到整个美国西部电网，充分利用风电、光伏发电平滑效应促进消纳。

用电侧，通过储能、电动汽车、电储热锅炉、虚拟电厂等新技术实现负荷侧响应可再生能源波动性。以丹麦为例，其安装了全欧洲最多的区域供热系统，开始使用大型电储热装置在新能源电力富余时制热并储存后供热。

除了上述物理措施外，全球也在建立更灵活的电力调度机制，通过市场方式实现可再生能源消纳。通过长期合同、溢价补贴、差价合约、绿证交易等保障可再生能源收益。对常规能源来讲，通过容量市场、辅助服务等机制，保障各方利益，支撑中长期电力供应可靠性。

国内：2035年可再生能源基本满足能源消费增量

对国内来讲，总体来看，未来5年可再生能源有望成为能源消费增量主体；2035年，可再生能源基本满足能源消费增量；2050年，可再生能源成为能源消费总量主体。

在多种可再生能源中，水电的传统功能定位正在发生变化，水电的功能定位将由电量供应为主逐渐变为清洁电量和容量双支撑。

风电成本持续下降，“三北”陆上和东部沿海是未来风电发展重点。中东南部陆上风电，重点解决土地利用、生态环保等资源开发问题，推进低风速技术进步。“三北”陆上风电主要是提升当地电力系统灵活性，确保外送通道中新能源电量占比要求，探索以新能源电量为主的跨省区外送方式；东部海上风电，主要是开发适应海上环境的大容量风电机组，提升工程施工水平，通过集中连片开发推动海上风电成本下降。

光伏未来将成为我国多数地区上网电价最低、规模最大的电源。预计2035年，光伏累计装机有望超过煤电，成为我国装机最大的电源。从发展模式看，光伏将与建筑、农业、交通、乡村、生态环境等产业进一步融合。

生物质方面，农林生物质发电放缓。兼具环保和发电属性的垃圾焚烧发电继续稳步发展，生物天然气规模将较快增长。

碳中和约束下：非化石能源占比20%目标有望提前实现

从发展导向来看，“十二五”、“十三五”提高了三个并举，分别是集中式与分布式并举、陆上与海洋并举、就地利用与跨省外送并举。在这三个并举的基础上，“十四五”期间，还将呈现单品种开发与多品种协同并举、单一场景与综合场景并举。

多品种协同并举，是指在一个地方开发的时候，不能只谈光伏，根据地方的资源禀赋和能源需求，提出一个因地制宜的能源解决方案，推动水、风、光、火、储等多品种协同发展。

综合场景并举是指，要把能源经济社会结构相结合，促进可再生能源与农业、林业、生态环境、乡村振兴等行业融合发展。

再看发展前景，以前我们提出到2030年，非化石能源占一次能源消费比重的20%，2025年非化石能源占比达到18%。这是最基本约束性要求。按照最基本约束性要求测算，“十四五”期间可再生能源发电累计装机容量要达到13亿千瓦以上新增装机要达到4亿千瓦以上，在新增电力装机中超过60%，但占新增发电量不到50%。

根据中国能源转型以及提高气候减排自主贡献能力要求，最基本的约束性指标不能满足发展需要，原来提出的非化石能源2030要占到20%的目标，有望提前实现。

在上述情况下，在基础方案的基础上再新增新能源装机约1亿千瓦，“十四五”可再生能源将在“十三五”电力增量主体基础上，同时成为电量增量主体。为提高应对气候变化自主能力，每提高非化石能源占比1%，需新增以新能源为主的可再生能源装机1亿kW。

现在目标初步提出来了，但面临着国土空间规划，能否消纳、海上风电具不具备大规模发展经济性等问题，需要统筹做好国土规划、消纳等工作。

从技术成本上来看，陆上风电和光伏发电将实现全面平价，部分地区实现低价。预测到2025年，陆上风电投资将降至5.2～7元/瓦，上网电价降至0.23～0.4元/千瓦时；光伏发电投资降至3～3.8元/瓦，上网电价降至0.20～0.38元/千瓦时。

从消纳角度看，全国统一要求达到消纳比例95%，不利于中国的可再生能源发展。合理限电有利于降低系统总成本，提升新能源开发利用规模。

建议“十四五”期间，全国整体平均水平要达到95%以上，但因地制宜。如新疆、甘肃、青海、西藏等地要高于92%；“三北”其他地区要高于95%；中东部和南方地区要高于97%。

行业四个热点问题探讨

1. 理性看待新能源的经济性。

最近国际上很多地方报出光伏做到1.5美分、1.3美分的电价，国内有关媒体、多家制造企业提出度电成本1毛钱以下。

有这个信心不错，但应理性看待国内新能源经济性问题，不能简单与其他国家比较，要立足国情。

国外光伏2美分以下的边界条件很多，涉及到资源、土地、接网、工程投资、利用小时数、利息、税收、收益率等，其中很多因素国内不现实。我们谈新能源一定要建立在中国实际条件下，不要脱离这个情况去谈理想化的东西，否则就是画大饼，落不了地。而没有合理经济性，新能源产业也不能持续健康发展。

2. 合理确定风电、光伏目标。

需要统筹考虑系统各环节的成本，合理确定各类可再生能源的总量目标。从系统及地方来看，考虑风光安排时，要合理利用系统的消纳空间。比如，在低谷阶段，安排风电比较合理，因为风电白天晚上都出力；白天峰段，安排光伏比较合理，能够整体提高可再生能源的比例。

同时，国家目标确定，还需要量化到各方责任上去，提高各地可再生能源消纳责任权重。

比如，三北地区，除了增大开发规模和外送，也需要提升就地消纳能力。通过合理的安排和责任落实，鼓励各个地方发展新能源、消纳新能源。

对中东南部地区，一是要统筹协调土地、环保、军事等问题，提升新能源就地开发规模；二是为消纳“三北”新能源提供友好市场环境。

3. 新能源与储能关系，简单地强配储能并不合理。

现在，很多地方要求风电项目、光伏项目配储能。新能源和储能结合是未来的发展方向，但是简单得把储能跟项目捆绑在一起，不利于新能源和储能行业发展。

用新型储能解决风电为主的新能源网域消纳问题，效果有限。一是风电出力特点是，几天有大风，过几天又没风了，小时级电化学储能在应对风电消纳问题时作用有限；二是风电具有空间互补特性，范围越广，出力互补和平滑效应越明显，集中进行配制，既给新能源发电项目调频和调峰起作用，也给系统起作用，能够有效发挥好储能的经济价值，真正为储能和新能源的结合发展打好基础。

再看光伏+储能，因场景不同，解决消纳效果各异。理论上讲，光储结合可发挥储能日内能量转移作用（小时级），起到移峰填谷效果。但实际上，集中式并网光伏消纳受季节性影响（北方冬春供暖季、南方丰水期），同一区域电网中风电和光伏共用消纳空间等因素影响，消纳问题已不单是日内能量转移，小时级储能效果因时因地，导致效果不同。在完善市场机制下，光储结合将有望成为主要发力点。

4. 新能源消纳与系统运行优化。

提升新能源消纳能力近中期的主要障碍不是技术问题，是经济性和机制性问题。技术上可以通过省间灵活交易调度、挖掘用电负荷灵活性资源、纳入新能源预测的优化开机、破除跨省区交易壁垒、提升跨省区输电灵活性等措施提高新能源消纳，但相应的利益和体制机制需研究和制定。

同时，要全域看待新能源消纳，用好电网资源优化配置平台，不宜把大的系统的平衡问题，放到一个地方去碎片化、地域化平衡，避免没有先利用好新能源不同品种相互间、不同地域相互间的互补性，人为地提高整个系统的调峰成本，造成系统调节资源的浪费。