可再生能源：目标导向下的关键路径-北极星售电网

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可再生能源发展机制亟需从“消纳定发展”，转变为以实现国家碳达峰、碳中和及能源革命的目标为导向，再按照实现目标的规模要求和路径，对电力系统可接入消纳风光的能力提出更高的量化要求。

2020年9月，我国提出“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。这是继“四个革命、一个合作”能源安全新战略后，又一个与能源密切相关的重要顶层设计。它将深刻影响我国近期、中期、长期和远期的能源发展，加快清洁低碳转型的步伐。

“碳达峰、碳中和”目标要求可再生能源发展再提速

“十三五”时期，我国可再生能源实现了规模化发展，尤其是风电、光伏发电、水电迅速增长，在电力清洁化和能源供应转型中发挥了决定性作用，也为未来发展打下了坚实基础。2019 年，我国非化石能源在一次能源消费中的占比达到15.3%，提前一年实现了 2020年非化石能源占比15%的目标，可再生能源在一次能源消费中的占比从 2015年的10%增长到2019年的13%，同期风电、光伏发电等非水可再生能源发电量在全社会用电量的占比从5%增长到10%，2020年则达到了11.5%。

考虑碳达峰目标调整（从2030年左右达峰到力争2030年前达峰）以及碳中和战略目标的新要求，2020年12 月，我国将非化石能源2030年占比目标从原来的20%提升至25%，并首次提出2030年风光总装机容量12亿千瓦以上的目标。

风电、光伏发电具有技术成熟、产业保障度高、发展潜力大、市场化程度高、应用方式多样、商业模式成熟等多重优势，并且在成本经济性上具有竞争力，已具备不需要电价补贴、直接平价上网的条件，是且必须是满足非化石能源占比目标提升的主力。

根据研究测算，如果按照“2025 年我国能源需求57亿吨标准煤，电力需求9万亿千瓦时，非化石能源占比达到20%”的目标， “十四五”末期风光累计装机容量将达到10亿千瓦左右，非水可再生能源发电量在全社会用电量的占比达到20%左右。“十四五” 可再生能源发展必须在“十三五”基础上进入新一轮提速阶段。

2021年是“十四五”的开局之年，是落实上述目标的第一年，也是风光等主要可再生能源技术进入平价的首年，可再生能源发展的理念和思路、推进的方式和模式、政策手段和措施均需要依据实现目标的需求进行调整。

发展机制亟需转变为目标导向

近年来，我国可再生能源政策的制定和实施以兼顾有序稳步发展和提高发展质量为主要导向。“十三五” 期间，我国风电、光伏发电年均新增装机容量分别超过3000万千瓦和4000 万千瓦。在支撑产业健康发展、推进成本下降及实现平价上网的同时，国家采取多项措施持续提升风光利用率，降低限电率，2020年弃风、弃光率分别降至不到4%和2%。体现在管理政策上，主要是以电力系统对风光的消纳能力确定风光发展规模，重点实施了风电投资监测预警机制、光伏发电市场环境评价制度，2019年以来出台了可再生能源电力消纳保障机制，确定了依据规划并以接网消纳作为风光新增项目建设前置条件的政策，建立了测算论证各省级区域年度风光新增消纳能力并向全社会公布的机制。上述机制，对提高利用率和发展质量、地方合理安排项目建设、引导企业理性投资起到了积极作用。

展望“十四五”，风光新增规模需要在“十三五”基础上继续增长，无论是技术产业基础、资源和市场空间，还是成本竞争力，风光规模大幅度增长均具备条件。但如果不对现有电力系统及其运行方式早做安排，尽早对以适应高比例可再生能源融入为目标的电力系统进行根本性调整和转型，接网消纳能力将成为风光发展的瓶颈。

因此，可再生能源发展机制亟需从“消纳定发展”，转变为以实现国家碳达峰、碳中和及能源革命的目标导向，再按照实现目标的规模要求和路径，对电力系统可接入消纳风光的能力提出更高的量化要求。

2020年，国家能源主管部门建立了逐年测算论证并公布各省份风光新增消纳能力的机制，首次仅公布当年的消纳能力。下一步，应继续完善政策，建立滚动测算论证并公布未来3~5年消纳能力的长效机制。在以目标为导向的原则下，如果某个地区的可再生能源消纳空间或能力不足，就需要提前布局，采取如火电灵活性改造、煤电运行方式调整、布局跨省跨区输电线路规划建设、完善电力市场化运行机制，在系统配置储能、增强需求侧响应等各项措施，有效增加消纳空间。

加快建设新一代电力系统是关键

面对接网消纳方面的长期任务和挑战，电网乃至整个电力系统需要尽快转型、实现质变，加快建设以高比例可再生能源为中心的智能、灵活、柔性的新一代电力系统。

一是建议明确煤电定位和转变运行方式。

坚持控制和降低煤炭消费量和煤电发电量，加大煤电灵活性改造力度和规模，建议利用几年的时间尽快形成数亿千瓦的煤电灵活性调节能力。

改变煤电运行方式，使煤电从电量型电源向电力电量型电源转变，在发挥基础优势、稳定系统安全的同时，更多地提供灵活性服务，提升电力系统接纳风光等可再生能源的能力。

二是建议构建适应可再生能源集中式与分布式协调发展的格局，持续开展智能化电网建设。

加快网源规划制定和协调，加强网架建设，推广柔性直流输电、灵活交流输电，为可再生能源电力电量省间和跨区输送消纳提供基础设施条件。重视智能配电网建设，发展交直流配电网技术，构建交直流混合的配电网络，促进分布式可再生能源发展和就地消纳。

同时，应用大数据、云计算、物联网、移动互联、人工智能、区块链等新技术，建立全景监测、全息感知的数字电网，通过源网荷储的动态匹配、系统性协调和优化，发挥智能互联电网对风光出力的尺度平滑作用，实现高比例可再生能源为中心的电力系统安全稳定运行。

三是建议加快建立开放竞争的现代电力市场体系。

完善和扩大电力现货市场试点，形成市场化电力电量平衡机制和价格形成机制。根据电力市场建设进程，逐步取消优先发电计划和优先用电计划，有序引导各类机组和工商业用户进入现货市场。

在非电力现货市场试点的地区，对参与直接交易的煤电机组发电利用小时数设定上限，保障系统备用和调频调峰能力。

规范电力辅助服务补偿机制，尽快转变为与现货电能量市场关联的辅助服务市场，增加辅助服务品种，探索建立容量市场机制或稀缺价格机制。

（作者供职于国家发展和改革委员会能源研究所）

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