专访陶冶：破解消纳难题 推动高比例新能源融入电力系统

在碳中和目标的指引下，风电、光伏等新能源产业发展的热情持续高涨。国家能源局近日公布的数据显示，2020年，我国新增风电装机7167万千瓦、太阳能发电4820万千瓦，风光新增装机之和约为1.2亿千瓦，远超市场预期。考虑到2030年我国风电、光伏发电总装机容量达到12亿千瓦以上的目标，在二级市场上，资金大量涌入新能源板块。但是，资本狂欢背后暗藏隐忧，持续快速增加的新能源装机很可能面临消纳困境。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理”  ID：zgdlqygl  作者：井然）

能源转型关乎高质量发展，在“碳达峰、碳中和”目标驱动下，如何从新能源消纳保障机制、长效制度、灵活性资源建设、发挥市场优化资源配置作用等方面着手，解决“十四五”期间新能源可能面临的消纳难题？新能源又该如何做到高质量稳步大发展？

碳中和目标让新能源唱主角

2021年伊始，西北地区多省传出新能源装机、出力、发电量创新高的消息：1月8日甘肃新能源最高出力占总发电出力的50.64%、占总用电负荷的85.01%；1月11日陕西新能源单日发电量首次突破1亿千瓦时；新疆电网电源装机已突破1亿千瓦，其中新能源发电装机3561万千瓦；截至2020年末青海电网清洁能源装机占比超九成，光伏发电超过水电成为第一大电源；作为我国首个新能源发电出力超过本地电网用电负荷的省份，宁夏新能源装机已超过2500万千瓦……

国家发改委能源研究所可再生能源发展中心副主任陶冶告诉记者，截至2020年底，我国风电光伏装机已超过5亿千瓦，风电光伏总发电量约7400亿千瓦时左右，占一次能源消费总量的比重约4.72%，占全社会用电量的比重约为10%。

2021年是“十四五”开局之年，中国的新能源产业迎来了前所未有的发展空间。习近平主席在2020年9月和12月两次表态，定下了中国二氧化碳排放2030年前达到峰值、2060年前实现碳中和，以及2030年非化石能源占一次能源消费比重达到25%、风电、太阳能发电装机达到12亿千瓦以上的新目标，为新时代中国新能源发展明确了目标。

陶冶表示，考虑到其他非化石能源技术在建设运行方面的不确定性，如果按照2030年全国非化石能源占比目标，风电、光伏电量2030年占比在23%～24%，年均等额增长1.3～1.4个百分点，全国风电、光伏新增装机规模在10000万千瓦/年以上。2025年和2030年风电、太阳能发电累计装机容量将分别达到10亿千瓦和16亿千瓦以上。

“风电、光伏年度新增装机总体呈现先慢后快、逐步增长的发展态势，符合风电光伏行业未来技术进步、成本下降、发展不断加速的趋势，符合经济和工业内生增长规律，且能够有效避免由于初期发展过快，导致电力系统消化不了、造成投资浪费等问题。”陶冶认为。

记者在采访中了解到，西北地区是我国新能源发电装机占比和发电量占比最高的区域。“塞上江南”宁夏预计到“十四五”末新能源装机将达4000万千瓦以上，占统调装机比例超过50%。“三江之源”青海，太阳能可开发量超过30亿千瓦，风能可开发量超过7500万千瓦，已于2020年建成两个千万千瓦级可再生能源基地。

新能源发展提速不只在西北地区。近期，内蒙古锡盟约700万千瓦风电全部并网。江西省累计新能源装机超过1300万千瓦，占全省电源装机比例超30%。山东烟台冬季风电大发，市民每用电10千瓦时，就有2千瓦时来自清洁风能。

目前，北京、天津、上海等29个省（自治区、直辖市）已发布“十四五”规划和2035年远景目标的建议，均发出新能源利好信号。在政策引导下蓬勃发展的新能源产业，已成为推动经济转型和高质量发展的一大抓手。

影响新能源消纳的桎梏究竟是什么？

不过，判断新能源的发展成绩不能唯规模论，必须要平衡发展速度与质量，其中新能源消纳始终是个关键点。

记者发现，国家能源局下属研究机构中电能源情报研究中心发布的《能源发展回顾与展望（2020）》报告显示，未来五年，中国风电、光伏发电等新能源装机占比将由1/5提升至1/3，发电量占比超过10%。届时，电力系统调节能力将严重不足，负荷尖峰化加剧，消纳能力将成为新能源开发的前置条件。

陶冶认为，新能源市场化消纳主要面临四个方面问题，首先是当前电力系统规划运行机制等尚不适应高比例新能源发展，对未来新一代电力系统建设运行方向尚未明确，确保高比例新能源运行条件下电网安全稳定运行的技术措施准备不足。“要解决消纳问题，首先要加快构建适应高比例可再生能源发展的新型电力系统，也就是新一代电力系统。”陶冶表示。

其次，电力系统调峰能力不足，火电灵活性改造比例不及预期，灵活性电源缺乏配套机制。面向“十四五”及更远的未来，除了消纳通道、电力需求这些影响消纳的因素之外，由于新能源发电“靠天吃饭”，自身是不稳定的波动性电源，需要其他电源配合新能源的波动来维持电力系统的稳定。要加强新能源与灵活调节电源统筹规划，在全国范围优化布局新能源，在发展新能源的同时，优化电化学储能、抽水蓄能、燃气电站等灵活电源规划，支撑新能源消纳能力持续提升。“抽蓄电站投资机制不完善、需求响应规模小、新型储能技术缺乏市场激励都是制约消纳的重要因素。电力系统中灵活性电源比例偏低，以及缺乏相应的市场机制，是当前应对消纳亟需解决的结构性问题。”陶冶说。

第三，电网接纳大规模高比例新能源的能力不足，电网平台和通道优势没有得到充分发挥和利用。陶冶指出，加快跨省跨区电力通道的建设，能有效发挥大电网综合平衡能力，促进新能源发电消纳。电网建设未来应立足服务大规模新能源消纳和多元化新兴负荷用能需求为目标，推动纵向源网荷储协同互动、横向电热气冷多能互补，实现能源生产消费的安全接入、灵活转换、高效输送、便捷存储、经济使用，不断创新迭代能源互联网新业务、新业态、新模式，支撑电网资源优化配置能力和经济社会发展承载能力迈上新台阶。

第四，新能源消纳权重考核责任制度执行力有待提升，地方消纳新能源的责任和压力向地方政府和市场主体传导不够。新能源积极拥抱市场、走入千家万户，离不开长效机制的支撑。从国家层面看，建立完善和落实可再生能源电力消纳保障机制，将消纳责任上升为相关单位法定义务、纳入考核体系，推动绿色电力证书交易和碳市场建设，都将促进新能源消纳。

陶冶指出，新能源消纳近期主要工作应以充分利用既有并网消纳资源和落实企业消纳责任为主。积极开展消纳能力市场化配置机制，新增新能源项目可以通过自建新型储能装置、风光火水联合调度运行，或通过市场交易方式购买电力系统服务，加快抽水蓄能、火电灵活性改造等新增系统消纳能力。提升新能源并网调度运行管理水平，从源、网、荷、储、市场交易等多方面发力，不断挖掘电力系统运行灵活性，提升适应新能源随机波动性的调度运行水平和风险防御能力，支撑高比例新能源高效消纳。此外，还要加快推进适应波动性新能源消纳的市场体系建设，发挥市场在更大范围内优化配置资源的作用。

科学设定消纳权重指标是突破口

记者在采访中获悉，目前，在我国共有两类市场主体需要承担消纳责任，一是直接向电力用户供/售电的电网企业、独立售电公司、拥有配电网运营权的售电公司，二是通过电力批发市场购电的电力用户和拥有自备电厂的企业电力大用户（通常是工业企业）。对管辖范围内的不同主体，地方政府可以调整责任权重目标。

可再生能源电力消纳方面，除北京和天津外，其他省（区、市）在2019年就已实现2020年的最低责任权重目标（11.5%～80%之间）；非水电可再生能源电力消纳方面，15个省（区、市）尚未达到最低消纳责任权重（3.5%～20%之间）。

据了解，2021年春节前，国务院能源主管部门已就“2021年可再生能源电力消纳责任权重和2022～2030年预期目标”广泛征求意见。

其中2021年消纳责任权重设定依然延续（发改能源【2019】807号）要求，充分考虑发展实际，差异化设定权重指标；2022～2030年电力消纳责任权重预期目标设定方法拟按照地区“逐步统一，缩小差距，责任共担”的方式进行。

陶冶告诉记者，考虑到发电技术预期发展实际情况，“总量消纳责任权重”特别是水电发展以鼓励消费侧同责消纳为主。非水电消纳责任权重则需要持续引领各地同责开发建设风电、太阳能发电、生物质能发电等非水发电技术，扩大开发规模、支撑“双碳、非化石占比25%、风光12亿千瓦以上”的目标。

国务院能源主管部门按照目标导向和各地责任一致原则，测算论证并发布“十四五”期间分年度各区域可再生能源电力消纳责任权重。各省级能源主管部门依据本区域“十四五”期间年度责任权重，合理确定风电、光伏发电项目新增并网规模和新增规模。

陶冶认为，新机制下“绿证交易”等补充替代方式将成为2022年后部分地区通过实际消纳可再生能源电力之外，履行可再生能源电力消纳责任权重的重要组成部分。目前绿证自愿认购对促进新能源消纳作用十分有限，应将新能源消纳保障机制与绿证认购有机结合，解决绿证市场与新消纳保障机制的衔接问题，考虑将绿证作为消纳量计量方式，鼓励企业进行绿证认购，刺激绿证市场的进一步发展。

同时，陶冶预期“十四五”期间新能源发展政策机制设计方面将以“可再生能源电力消纳责任权重”为引领，消纳责任权重机制除对新能源开发规模产生刚性约束外，“补充替代方式交易机制”“新能源参与电力市场机制”“消纳空间及项目开发权分配”等机制的设定也将随之进行调整，对新时期新能源发展产生深远影响。

消纳成本如何疏导仍需寻找解决方案

记者在采访中获悉，过去十年，光伏和风电的度电成本分别下降了约八成和四成，且仍有进一步下降空间。据国际能源咨询公司伍德麦肯兹近期发布的报告显示，未来十年，火电的成本还将上升，光伏、风电则有40%～50%的成本下降空间。2035年是一个分水岭，届时中国所有可再生能源发电的成本都将比煤电低。如果再加上为碳排放支付的费用，煤电成本将高出10%～15%。

过去十年新能源发电成本快速下降，为实现“十四五”风电、光伏等补贴退出，全面进入“平价上网”时代提供了强有力的支撑。陶冶认为，“十四五”期间，陆上风电、光伏全面进入平价发展阶段，虽然面临一定挑战，但新能源产业发展韧性十足，预期可以有效应对和化解成本压力实现“平价”无补贴利用。

但新能源平价上网不等于平价利用。新能源的上网度电成本的下降，并不意味着其利用成本同等幅度下降。相反，新能源比例越高，消纳成本越高，很可能在一定程度上推高用电成本。“在当前的机制设计中，新能源的消纳成本还难以有效传导出去，这是‘十四五’新能源发展亟需解决的问题之一。”陶冶指出。

无论是灵活性电源改造不及预期，还是消纳成本难以传导，抑或是辅助服务缺乏合理的回报机制，深析原因，都聚焦在缺乏市场机制上。当前已经有部分新能源电量参与交易，以西北地区新能源装机容量比较高、消纳困难的省份为主。这些地区的地方政府会限定保障利用小时或者电量，保障内的新能源电量由电网公司保量、保价收购，保障外的电量就要去市场竞争消纳，其电价一般低于补贴的标杆电价。

其实，对与电网连接的电源来讲，只计算发电端的电量成本并以此衡量是否“平价”，无法估计电力转型成本和艰难程度，也不利于防范电力转型中的风险。没有将电能全成本传导到用户，不利于用户认识低碳发展的艰巨性，不利于强化节能意识，也会间接影响到碳价，进而影响碳市场的正常运行。随着新能源比例提高，电力市场、碳市场、绿证、消纳交易等市场机制亟待改革，某种程度上都是对转型成本的体现，通过合理的市场机制来传导转型的真实成本。

“十四五”的核心任务是解决机制问题

2019年5月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，通过建立具有一定强制性和约束力的消纳责任机制、按省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重指标，推进可再生能源电力消费引领氛围的形成，建立电源供应侧促进和用电消费侧责任双轨并行、共同发力的可再生能源电力发展机制，并在风电、光伏发电等可再生能源电力全面实现电价补贴退出后，过渡到消纳可再生能源电力以消费侧责任为主、市场化运行为基础的发展机制。

该消纳保障机制以建立长效机制为着眼点，尤其是在“十四五”初期风光普遍具备平价上网条件、实现全面去补贴后，将是保障实现可再生能源在电力消费和能源消费总量占比的中长期目标、引导可再生能源产业健康发展的具有操作性的政策措施。

其实，风电、光伏行业仍然需要夯实快速发展的基础，“十四五”的核心任务是解决机制问题。新能源要摆脱多年单兵突进带来的惯性，建立系统性思维模式，自觉融入能源系统，为“十四五”之后的大发展做好准备。

一是要统筹规划新能源发展与电网建设，实现网源协调发展。完善可再生能源竞争性配置，进一步加强新能源项目管理，做好可再生能源竞争性配置项目、风光平价上网试点项目等的统筹，制定各类新能源项目合理规模；建立无补贴新能源项目管理机制，综合考虑电网接纳能力以及国家清洁能源利用目标等，确定无补贴新能源项目规模，引导无补贴新能源项目合理布局；建立电化学储能、抽蓄、火电机组灵活性改造、需求侧灵活性资源的统筹规划机制，综合考虑电化学储能、抽蓄、火电机组灵活性改造、需求侧灵活性资源调节潜力与经济性，以及国家清洁能源利用目标，制定灵活性资源规划，并滚动修正。

二是持续推进电力市场化改革，通过市场解决清洁能源消纳问题。我国电力市场建设刚刚起步，现货市场建设还处于试点阶段。调峰辅助服务市场机制不完善，火电机组调峰能力得不到充分调用。目前的电力市场设计还无法适应多元主体的不同利益诉求。未来应结合现货市场试点建设情况，探索清洁能源参与现货市场机制，建立中长期交易与现货市场衔接机制，探索建立清洁能源参与现货市场模式，通过市场价格信号引导清洁能源消纳；建立健全电力辅助服务市场机制。现货市场运营地区，应逐步取消调峰辅助服务市场，建立并完善调频、备用市场；其他地区完善调峰、调频等辅助服务市场；建立健全抽水蓄能、电化学储能参与市场机制，激励灵活性资源参与系统调节；建立基于可再生能源电力消纳保障机制的电力交易机制。基于可再生能源电力消纳保障机制要求，建立完善适应配额制要求的电力交易机制，建立配额制下的绿证交易与电力市场衔接机制。

三是在新能源发展进入新阶段后，需要针对地区差异科学测算合理的弃风弃光率。合理弃风弃光有利于提高电力系统运行的整体经济性，建立合理的弃风弃光率评估方法；根据合理弃风弃光率，规范调整弃电统计原则。

随着新能源发电对电力系统的影响越来越大，陶冶建议需要重点关注高比例新能源并网带来的电力系统安全、新能源电力消纳保障机制的政策落实、新能源平价上网带来的规模管控、高渗透率分布式电源带来的运行管理等问题，应从机理研究、标准强化、政策落实、规模管控、管理优化等各个方面着手，推动高比例新能源融入电力系统，并实现安全可靠经济发展。此外，还需要更多关注新能源消纳成本和发电价值。另外，需要“风光水火储一体化”和“源网荷储一体化”来共同完成新能源的消纳和外输。同时，还应加紧研究如何顺应政策与市场的衔接，要将“十四五”新能源消纳问题转化为经济利用问题，让市场在新能源开发及消纳中发挥更重要的作用。

本文刊载于《中国电力企业管理》2021年02期，作者系本刊记者