论文部分内容阅读
实现碳达峰、碳中和目标，既是我国向国际社会所作出的重要承诺，也是促进我国能源战略转型，推动经济高质量发展的必然要求。控制化石能源总量，促进可再生能源发电上网，是实现碳达峰、碳中和的重要举措。
一、可再生能源发电上网总体情况
我国能源消费一直以煤、石油、天然气等化石能源为主，截至2020年底，化石能源消费占能源消费总量的84.1%，非化石能源消费以风电、光伏发电和水电为主，占15.9%。可再生能源发电是非化石能源替代传统能源的重要途径，很多国家都将大力发展风电、光伏等可再生能源作为能源转型的战略方向，并且加快推进电力运行方式变革。截至2020年底，我国可再生能源发电装机9.3亿千瓦时，占发电装机容量的42.4%;2020年可再生能源发电量2.2万亿千瓦时，占全社会用电量的比重为29.5%。2019年，包含水电在内的全部可再生能源电力实际消纳量达到1.99万亿千瓦时，占全社会用电量比重达到27.5%;全国非水电可再生能源电力消纳量达到0.74万亿千瓦时，占全社会用电量比重达到10.2%;全国弃风率、弃光率分别降低到4%和2%。
二、可再生能源发电上网面临的形势
（一）能源低碳转型要求构建清洁低碳的电力体系
以非化石能源为主是能源清洁化转型的必然选择，而非化石能源主要通过转化为电能实现高效利用，因此，形成以非化石能源为主的电源结构，构建新一代电力系统，对于建设清洁低碳、安全高效的能源体系至关重要。“十四五”是推动能源转型和绿色发展的重要窗口期，按照碳达峰、碳中和的目标时点，煤炭和可再生能源在电力消费中的定位将分阶段发生改变。在2030年实现碳达峰前，煤炭在电力消费中所占比例将不断下降，但是短期内仍然保持以煤电为主的格局，可再生能源发展将进入大规模“增量替代”阶段，逐步成为电力消费的增量主体;在2030年后，可再生能源将进一步发展逐步替代煤炭成为电力消费的主体。未来，须在电源端、电网端和销售端共同发力，在电源端，要优化电源结构，增加可再生能源在发电结构中的比例;电网端，要打造绿色能源高效配置的智能电网平台，建立可再生能源为主体的新型电力系统，持续加强电力系统调节能力，有效支撑高比例清洁能源并网及调度;销售端，要不断加快终端消费电气化程度，加强能源需求侧管理，实现多能互补，实现电力终端用电高效化、需求多元化、用电智能化。
（二）能源安全形势严峻要求保障可再生能源电力供应
能源安全事关经济发展、社会稳定和国家安全。经过长期发展，我国形成了煤炭、石油、天然气、可再生能源、电力能源多元供给体系，2012年以来较低的能源消费增速支撑了经济的中高速增长。但是，当前能源安全形势仍然严峻。从国际看，能源供需格局变化、贸易保护主义抬头给我国能源安全带来新挑战;从国内看，我国石油天然气对外依存度持续提高，2020年油气对外依存度分别达到73%和43%，能源安全挑战不断增加，加强国内能源供应保障对于国家能源安全十分重要。面对当前形势，我国积极推动落实习近平总书记提出的能源革命战略，着力推动能源高质量发展，为构建新发展格局提供坚强支撑。“十四五”时期是落实能源革命的关键期，可再生能源将成为保障能源安全的重要力量。为了实现能源安全，在过渡阶段保障油气供应的同时，要更加坚定地推动能源革命，优化能源战略布局，加大可再生能源电力供应。
（三）行业跨省区电力资源配置规模持续扩大
长期以来，我国电力保持以省内平衡为主的格局，但是近年来跨省区资源配置规模不断增大。2015—2020年，我国跨区送电量从0.35万亿千瓦时增至0.61万亿千瓦时，年均增长11.6%，占全社会用电量的比重从6.4%增至8.2%;跨省送电量从0.96万亿千瓦时增至1.54万亿千瓦时，年均增长9.9%，占全社会用电量的比重从17.2%增至20.5%。未来很长一段时间内，我国还将保持以省内平衡为主的格局，但是跨省区电力资源配置规模将持续增加。一方面，我国清洁能源主要集中在三北和西南地区，而负荷中心主要集中在中东部，目前还存在着比较突出的清洁能源“三弃”问题，电网跨区输送能力不足是其中一个重要原因。另一方面，随着西部大开发战略的升级和中西部经济不断崛起，部分耗能产业向中西部转移，未来西部地区用电需求增速将快于中东部地区，但中东部地区用电负荷中心地位将长期保持。综上，未来几年，跨省跨区电力资源配置规模仍需进一步扩大，需要进一步增加跨区电网输送能力，打破省域间交易行政壁垒，完善跨省区电力市场化交易机制。
（四）能源互联网成为未来电力行业发展方向
能源互联网是依托智能电网、可再生能源和互联网发展的新型能源供应体系。能源互联网是当前我国能源转型、实现低碳发展的关键，也是未来电力行业发展的方向。在能源互联网框架下，传统电力系统的垂直刚性结构被扁平化互联的新型能源供需结构所取代，能源互联网中的用户既是电力的消费者，又是电力的生产者，要求建立大电网与微电网相结合的电网结构。供应端电源构成中新能源比重不断增加，电力系统中接入了大规模的间歇性新能源，导致电力负荷曲线发生变化，电网亟需提升灵活性以适应这种新变化;用户端出现了分布式电源、电动汽车、储能、智能设备、清洁供暖等多元负荷，配电网以电流单向流动为特征转型到电流的双向流动，需要建设智能配电网来协调电源和负荷。上述变化导致电力系统运行模式发生根本性变化，电力生产和供应侧、电力需求侧之间的融合不断加深，对电力市场建设也提出了新要求，要继续深化配售电市场改革，完善电力交易机制，适应能源互联网的发展。
（五）储能技术的发展将改变传统电力市场运行模式
储能是未来电力系统不可或缺的组成部分。近年来，我国储能市场规模保持高速增长，2011—2018年年均增长率约为50%，以抽水蓄能为主。经历2018年的爆发式增长后，受韩国储能起火事件及国内储能不纳入输配电价等影响，储能市场在2019年进入减速调整期。截至2020年底，我国储能项目累计装机规模35.6GW，占全球总量的18.6%。储能对于提升传统电力系统灵活性的重要性，决定了未来储能在电力改革发展以及能源安全保障方面将发挥积极作用。并且，随着储能的技术性能不断提高、成本持续下降，其可能的应用场景可以渗透到发电、输电及配用电各个环节，除了在辅助服务和减少弃风等方面可以发挥作用之外，还将对未来电力系统的运行模式带来冲击性影响。储能的发展除了受技术、成本等制约，还与电力市场机制与政策有关，未来要在电力市场设计过程中，建立完善储能参与电源侧、電网侧和用户侧的市场机制，这不仅是推动储能产业化的关键，对促进能源低碳转型也十分重要。 三、促进可再生能源发电上网的关键举措
（一）优化可再生能源战略布局
统筹考虑资源禀赋、电力需求、输电通道能力、技术进步等客观因素，持续优化可再生能源战略布局。一是坚持可再生能源就地利用与跨区域外送并举，中东部地区积极推动可再生能源就地开发利用;在西部、北部等可再生能源资源富集地区，统筹规划电源和输电通道建设，促进可再生能源跨省跨区域外送。二是坚持集中式开发与分布式开发并举，积极推进海上风电规模化开发，加快发展东中部分布式能源，在西北大力推进陆上风电、光伏规模化发展，加快西南水电基地建设，以水、风、光互补方式推进西南水风光一体化综合开发。三是坚持单一能源供应与综合能源服务并举，加快推进风光水火储一体化及源网荷储一体化，积极探索可再生能源制氢消纳新模式，推动电力与其他能源互联互通，实现多能源系统间协同消纳。
（二）建立可再生能源为主体的新型电力系统
一是提升电力系统的灵活调节能力。可再生能源的间歇性、不稳定等特征决定了较高比例的可再生能源上网对电网的灵活调节能力提出更高要求，要加强火电灵活性改造，推进抽水蓄能电站建设;要完善电网基础设施建设，提高电网的智能化水平，加强区域、省间电网互济能力;要合理确定储能规模和布局，实现储能与源网荷协调发展。二是完善电力市场体系建设。建立区域、省域、地區内微平衡的三层电力市场，推动大电网、微电网及分布式能源网络的互联互通，实现区域、省域、地区内微平衡市场统筹衔接。三是完善电力市场交易机制，促进可再生能源参与市场化交易。加快推进容量市场建设，以省间交易为突破口，尽快建立中长期交易与现货交易相结合的电力市场体系，总结现货市场试点经验，加快推进现货市场建设。打破电网垄断体制，完善输配电体制，促进微电网发展，打破可再生分布式能源“隔墙售电”限制，推进分布式能源就近售电。完善跨省跨区交易市场化定价机制，逐步转变跨省区电量由政府主导的配置方式，建立合理的跨省输电电价形成机制。
（三）完善可再生能源消纳长效机制
一是落实好可再生能源电力消纳保障机制，在进一步加强地方政府可再生能源消纳方面的工作力度、保障政策落实到位的同时，通过纵向源网荷储协调和横向多能互补，逐步建立电源、电网、用户以及储能电力全产业链各环节共同承担可再生能源消纳责任的机制。二是建立公平合理的调峰辅助服务市场，完善电力辅助服务价格机制，建立合理的成本分摊机制，进一步提高灵活性调节电源建设积极性，进而以市场方式解决成本分摊、可再生能源消纳。三是完善电力交易调度机制和可再生能源发电上网定价机制，考虑可再生能源的环境及社会等正外部效益，利用市场化手段促进可再生能源高比例消纳。四是做好可再生能源保障性收购与市场化消纳的衔接，构建跨省区和省内统筹协调的市场机制，打破省间壁垒;通过政府宏观政策加以引导，更好地发挥市场调节作用，保障可再生能源大范围优化配置。五是完善绿证市场与可再生能源消纳保障机制的衔接机制，将可再生能源消纳保障机制与绿证认购有机结合。
（四）创新可再生能源新产业新模式新业态
未来可再生能源将呈现多元化、低成本、融合化发展的新趋势，要培育可再生能源新产业、新模式、新业态。一是适应新形势下集中式能源辅以大量分布式能源的能源网络以及电力系统去中心化的要求，创新多种能源互补供应模式，大力发展分布式能源和以电力为核心的综合能源服务，促进可再生能源发电与供热、供气等能源品种协同发展。二是发挥储能在电力系统安全稳定运行的支撑作用，加快储能技术研发和储能产品转型升级，创新储能投融资模式和商业模式，完善储能参与电力市场的市场化成本疏导机制和价格机制，引导用户侧储能高效参与系统调节。三是创新商业模式，推进可再生能源与互联网、人工智能、大数据等新兴技术的深度融合，开发能源大数据和金融服务等能源服务新业态;打破可再生能源不同品种之间的壁垒，探索丰富可再生能源应用场景，促进可再生能源与交通、农业等领域融合发展。
（作者单位：国家发展改革委体管所）
一、可再生能源发电上网总体情况
我国能源消费一直以煤、石油、天然气等化石能源为主，截至2020年底，化石能源消费占能源消费总量的84.1%，非化石能源消费以风电、光伏发电和水电为主，占15.9%。可再生能源发电是非化石能源替代传统能源的重要途径，很多国家都将大力发展风电、光伏等可再生能源作为能源转型的战略方向，并且加快推进电力运行方式变革。截至2020年底，我国可再生能源发电装机9.3亿千瓦时，占发电装机容量的42.4%;2020年可再生能源发电量2.2万亿千瓦时，占全社会用电量的比重为29.5%。2019年，包含水电在内的全部可再生能源电力实际消纳量达到1.99万亿千瓦时，占全社会用电量比重达到27.5%;全国非水电可再生能源电力消纳量达到0.74万亿千瓦时，占全社会用电量比重达到10.2%;全国弃风率、弃光率分别降低到4%和2%。
二、可再生能源发电上网面临的形势
（一）能源低碳转型要求构建清洁低碳的电力体系
以非化石能源为主是能源清洁化转型的必然选择，而非化石能源主要通过转化为电能实现高效利用，因此，形成以非化石能源为主的电源结构，构建新一代电力系统，对于建设清洁低碳、安全高效的能源体系至关重要。“十四五”是推动能源转型和绿色发展的重要窗口期，按照碳达峰、碳中和的目标时点，煤炭和可再生能源在电力消费中的定位将分阶段发生改变。在2030年实现碳达峰前，煤炭在电力消费中所占比例将不断下降，但是短期内仍然保持以煤电为主的格局，可再生能源发展将进入大规模“增量替代”阶段，逐步成为电力消费的增量主体;在2030年后，可再生能源将进一步发展逐步替代煤炭成为电力消费的主体。未来，须在电源端、电网端和销售端共同发力，在电源端，要优化电源结构，增加可再生能源在发电结构中的比例;电网端，要打造绿色能源高效配置的智能电网平台，建立可再生能源为主体的新型电力系统，持续加强电力系统调节能力，有效支撑高比例清洁能源并网及调度;销售端，要不断加快终端消费电气化程度，加强能源需求侧管理，实现多能互补，实现电力终端用电高效化、需求多元化、用电智能化。
（二）能源安全形势严峻要求保障可再生能源电力供应
能源安全事关经济发展、社会稳定和国家安全。经过长期发展，我国形成了煤炭、石油、天然气、可再生能源、电力能源多元供给体系，2012年以来较低的能源消费增速支撑了经济的中高速增长。但是，当前能源安全形势仍然严峻。从国际看，能源供需格局变化、贸易保护主义抬头给我国能源安全带来新挑战;从国内看，我国石油天然气对外依存度持续提高，2020年油气对外依存度分别达到73%和43%，能源安全挑战不断增加，加强国内能源供应保障对于国家能源安全十分重要。面对当前形势，我国积极推动落实习近平总书记提出的能源革命战略，着力推动能源高质量发展，为构建新发展格局提供坚强支撑。“十四五”时期是落实能源革命的关键期，可再生能源将成为保障能源安全的重要力量。为了实现能源安全，在过渡阶段保障油气供应的同时，要更加坚定地推动能源革命，优化能源战略布局，加大可再生能源电力供应。
（三）行业跨省区电力资源配置规模持续扩大
长期以来，我国电力保持以省内平衡为主的格局，但是近年来跨省区资源配置规模不断增大。2015—2020年，我国跨区送电量从0.35万亿千瓦时增至0.61万亿千瓦时，年均增长11.6%，占全社会用电量的比重从6.4%增至8.2%;跨省送电量从0.96万亿千瓦时增至1.54万亿千瓦时，年均增长9.9%，占全社会用电量的比重从17.2%增至20.5%。未来很长一段时间内，我国还将保持以省内平衡为主的格局，但是跨省区电力资源配置规模将持续增加。一方面，我国清洁能源主要集中在三北和西南地区，而负荷中心主要集中在中东部，目前还存在着比较突出的清洁能源“三弃”问题，电网跨区输送能力不足是其中一个重要原因。另一方面，随着西部大开发战略的升级和中西部经济不断崛起，部分耗能产业向中西部转移，未来西部地区用电需求增速将快于中东部地区，但中东部地区用电负荷中心地位将长期保持。综上，未来几年，跨省跨区电力资源配置规模仍需进一步扩大，需要进一步增加跨区电网输送能力，打破省域间交易行政壁垒，完善跨省区电力市场化交易机制。
（四）能源互联网成为未来电力行业发展方向
能源互联网是依托智能电网、可再生能源和互联网发展的新型能源供应体系。能源互联网是当前我国能源转型、实现低碳发展的关键，也是未来电力行业发展的方向。在能源互联网框架下，传统电力系统的垂直刚性结构被扁平化互联的新型能源供需结构所取代，能源互联网中的用户既是电力的消费者，又是电力的生产者，要求建立大电网与微电网相结合的电网结构。供应端电源构成中新能源比重不断增加，电力系统中接入了大规模的间歇性新能源，导致电力负荷曲线发生变化，电网亟需提升灵活性以适应这种新变化;用户端出现了分布式电源、电动汽车、储能、智能设备、清洁供暖等多元负荷，配电网以电流单向流动为特征转型到电流的双向流动，需要建设智能配电网来协调电源和负荷。上述变化导致电力系统运行模式发生根本性变化，电力生产和供应侧、电力需求侧之间的融合不断加深，对电力市场建设也提出了新要求，要继续深化配售电市场改革，完善电力交易机制，适应能源互联网的发展。
（五）储能技术的发展将改变传统电力市场运行模式
储能是未来电力系统不可或缺的组成部分。近年来，我国储能市场规模保持高速增长，2011—2018年年均增长率约为50%，以抽水蓄能为主。经历2018年的爆发式增长后，受韩国储能起火事件及国内储能不纳入输配电价等影响，储能市场在2019年进入减速调整期。截至2020年底，我国储能项目累计装机规模35.6GW，占全球总量的18.6%。储能对于提升传统电力系统灵活性的重要性，决定了未来储能在电力改革发展以及能源安全保障方面将发挥积极作用。并且，随着储能的技术性能不断提高、成本持续下降，其可能的应用场景可以渗透到发电、输电及配用电各个环节，除了在辅助服务和减少弃风等方面可以发挥作用之外，还将对未来电力系统的运行模式带来冲击性影响。储能的发展除了受技术、成本等制约，还与电力市场机制与政策有关，未来要在电力市场设计过程中，建立完善储能参与电源侧、電网侧和用户侧的市场机制，这不仅是推动储能产业化的关键，对促进能源低碳转型也十分重要。 三、促进可再生能源发电上网的关键举措
（一）优化可再生能源战略布局
统筹考虑资源禀赋、电力需求、输电通道能力、技术进步等客观因素，持续优化可再生能源战略布局。一是坚持可再生能源就地利用与跨区域外送并举，中东部地区积极推动可再生能源就地开发利用;在西部、北部等可再生能源资源富集地区，统筹规划电源和输电通道建设，促进可再生能源跨省跨区域外送。二是坚持集中式开发与分布式开发并举，积极推进海上风电规模化开发，加快发展东中部分布式能源，在西北大力推进陆上风电、光伏规模化发展，加快西南水电基地建设，以水、风、光互补方式推进西南水风光一体化综合开发。三是坚持单一能源供应与综合能源服务并举，加快推进风光水火储一体化及源网荷储一体化，积极探索可再生能源制氢消纳新模式，推动电力与其他能源互联互通，实现多能源系统间协同消纳。
（二）建立可再生能源为主体的新型电力系统
一是提升电力系统的灵活调节能力。可再生能源的间歇性、不稳定等特征决定了较高比例的可再生能源上网对电网的灵活调节能力提出更高要求，要加强火电灵活性改造，推进抽水蓄能电站建设;要完善电网基础设施建设，提高电网的智能化水平，加强区域、省间电网互济能力;要合理确定储能规模和布局，实现储能与源网荷协调发展。二是完善电力市场体系建设。建立区域、省域、地區内微平衡的三层电力市场，推动大电网、微电网及分布式能源网络的互联互通，实现区域、省域、地区内微平衡市场统筹衔接。三是完善电力市场交易机制，促进可再生能源参与市场化交易。加快推进容量市场建设，以省间交易为突破口，尽快建立中长期交易与现货交易相结合的电力市场体系，总结现货市场试点经验，加快推进现货市场建设。打破电网垄断体制，完善输配电体制，促进微电网发展，打破可再生分布式能源“隔墙售电”限制，推进分布式能源就近售电。完善跨省跨区交易市场化定价机制，逐步转变跨省区电量由政府主导的配置方式，建立合理的跨省输电电价形成机制。
（三）完善可再生能源消纳长效机制
一是落实好可再生能源电力消纳保障机制，在进一步加强地方政府可再生能源消纳方面的工作力度、保障政策落实到位的同时，通过纵向源网荷储协调和横向多能互补，逐步建立电源、电网、用户以及储能电力全产业链各环节共同承担可再生能源消纳责任的机制。二是建立公平合理的调峰辅助服务市场，完善电力辅助服务价格机制，建立合理的成本分摊机制，进一步提高灵活性调节电源建设积极性，进而以市场方式解决成本分摊、可再生能源消纳。三是完善电力交易调度机制和可再生能源发电上网定价机制，考虑可再生能源的环境及社会等正外部效益，利用市场化手段促进可再生能源高比例消纳。四是做好可再生能源保障性收购与市场化消纳的衔接，构建跨省区和省内统筹协调的市场机制，打破省间壁垒;通过政府宏观政策加以引导，更好地发挥市场调节作用，保障可再生能源大范围优化配置。五是完善绿证市场与可再生能源消纳保障机制的衔接机制，将可再生能源消纳保障机制与绿证认购有机结合。
（四）创新可再生能源新产业新模式新业态
未来可再生能源将呈现多元化、低成本、融合化发展的新趋势，要培育可再生能源新产业、新模式、新业态。一是适应新形势下集中式能源辅以大量分布式能源的能源网络以及电力系统去中心化的要求，创新多种能源互补供应模式，大力发展分布式能源和以电力为核心的综合能源服务，促进可再生能源发电与供热、供气等能源品种协同发展。二是发挥储能在电力系统安全稳定运行的支撑作用，加快储能技术研发和储能产品转型升级，创新储能投融资模式和商业模式，完善储能参与电力市场的市场化成本疏导机制和价格机制，引导用户侧储能高效参与系统调节。三是创新商业模式，推进可再生能源与互联网、人工智能、大数据等新兴技术的深度融合，开发能源大数据和金融服务等能源服务新业态;打破可再生能源不同品种之间的壁垒，探索丰富可再生能源应用场景，促进可再生能源与交通、农业等领域融合发展。
（作者单位：国家发展改革委体管所）