加快发展太阳能发电和风电是实现“双碳”目标的先手棋

近年来，我国新能源快速发展，风电和太阳能发电量占总发电量的比例从2010年的1.2%提高至2021年的11.7%，风光电量占比已超过全球平均水平。在积极应对气候变化的背景下，加快发展风电和太阳能发电等新能源成为我国能源绿色低碳转型的必然选择，也是实现“双碳”目标的先手棋。未来，既要为新能源发展开山铺路，也要推动新能源承担更多责任义务，支撑构建新型电力系统。

新能源占比逐渐提高是大势所趋

风光发展潜力巨大。《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》明确提出，2060年非化石能源消费比重达到80%以上。我国水电、核电可开发量有限，水电技术可开发装机约6.9亿千瓦，预计未来常规水电装机可达到5亿千瓦左右。现有核电技术发展受限于厂址资源和铀资源，预计2060年前很难实现大规模商业化应用。相比之下，风能和太阳能资源储量极为丰富，随着技术突破和产业规模化发展，风电和太阳能发电成本将持续降低，在装机结构中的比例将持续提高。

新能源转向主体电源应循序渐进。虽然目前陆上风电和光伏发电已实现平价上网，但还难以实现对传统电源的安全可靠替代，发展规模还受电力系统消纳能力制约，短时间内大幅度提高风光电量比例面临很大困难。未来，新型电力系统将在电源结构、运行方式、底层逻辑等方面与当前电力系统有本质上的区别，推动新能源成为主体电源不可能一蹴而就。根据国务院《2030年前碳达峰行动方案》，2030年风电和太阳能发电装机达到12亿千瓦以上，届时风光发电量占比达到20%左右，仍然不能成为主体电源。根据研究预测，到2050年以后，风光电量有望达到50%以上，成为电量主体。除此之外，还应考量其能否承担保障供电安全的主体责任。因此，新能源要成为主体电源还需要一个长期过程，应实事求是、循序渐进。

新能源高比例发展面临挑战

充分消纳。当前风电和光伏发电消纳依赖火电、水电等常规电源进行调节。随着风光发电快速发展，常规电源占比将持续下降，如果继续沿用当前的消纳模式，将远远不能支撑新能源成长为主体电源。另外，激励新能源消纳的电力市场体系还不完善，提升电源灵活调节能力的投资成本疏导机制还不健全，系统消纳新能源的潜力未能得到充分发挥。

稳定供电。风电和太阳能发电出力受气候、天气影响很大，无法持续稳定供电或根据负荷需求调节发电出力。为保障电力供需平衡，实现稳定供应，既需要解决新能源发电随机性和波动性问题，实现稳定输出;又需要解决新能源发电与用电负荷峰谷变化的匹配问题，实现调峰运行;还需要应对连续阴雨、多日无风等特殊天气，解决较长时段的电量不足问题。

安全运行。风电和光伏发电与常规火电、水电、核电等同步发电机不同，广泛采用整流器、逆变器等电力电子器件，转动惯量低，运行特征复杂，调频能力和无功支撑能力不足，大规模并网将显著改变传统电力系统的运行规律和特性。数字化智能化程度提高在推动系统升级的同时，还可能带来网络安全等非传统安全风险。

地域匹配。我国新能源资源和需求逆向分布，中东部地区用电负荷较大，但新能源发展受资源条件、土地、环保等因素制约，即使充分考虑中东部积极发展分布式新能源和海上风电，仍然难以通过本地新能源满足自身用电需求，还需要继续扩大“西电东送”规模，实现新能源资源跨省区优化配置。但是，新能源大规模远距离输送面临通道走廊资源紧张、通道利用小时数低、送端电源支撑能力不足、交流网架不适应等诸多问题。

科学调度。当前调度系统建立在信息可预测、可控制的基础上，随着风电和太阳能发电快速发展，调度系统需要处理的电源规模、元件数量、分布范围、各种时间尺度的不确定信息将呈指数级增长，新型储能、车网互动(V2G)、源网荷储一体化等新模式将使得电力供需从单向流动转为双向互动，现有调度体系难以满足未来发展需要。

“十四五”推动新能源发展的举措

加强电源侧调节能力建设。提高电源侧调节能力是优化电源侧出力特性、缓解风电和太阳能发电消纳问题、实现稳定供电的必要手段。《“十四五”现代能源体系规划》(以下简称《规划》)并没有把系统调节责任全部推给常规电源，而是首先强调了风光发电自身的责任义务，要提高功率预测水平，完善并网标准体系，建设系统友好型新能源场站。同时，也对其他电源调节能力建设作出了要求，要全面实施煤电机组灵活性改造，到2025年累计改造规模超过2亿千瓦;加快抽水蓄能电站建设，到2025年装机容量达到6200万千瓦以上;因地制宜建设天然气调峰电站，“十四五”新增气电装机5000万千瓦左右;因地制宜发展储热型太阳能热发电;推动多种电源联合优化运行等。

提升负荷侧灵活互动能力。通过加强负荷侧灵活互动能力，可以提高负荷与电源的匹配程度，有利于更大规模的风光发电消纳利用。目前需求侧响应主要针对大用户，响应类型以“削峰”为主，集中在迎峰度夏、迎峰度冬等特定时段，转移负荷“填谷”规模十分有限。响应方式以提前通知、计划安排为主，用户在实时价格信号的激励下主动参与响应的规模较小，“源荷双向互动”的供需模式尚未形成。《规划》提出，要高比例释放居民、一般工商业用电负荷的弹性，开展各类资源聚合的虚拟电厂示范。上述举措将进一步引导需求侧资源参与电力市场交易，有利于提高系统灵活性和新能源消纳水平。

加快电网结构模式变革。当前电网对新能源以及分布式电源、微电网、电动汽车等多元主体的接纳能力较弱，网架结构对大规模新能源并网的支撑能力不足，输电通道传输新能源的能力有限，现役跨省区特高压输电通道及部分点对网通道平均可再生能源电量占比仅30%左右。《规划》明确了电网结构形态的发展方向，即微电网与大电网兼容互补发展。在配电网和微电网方面，要加快配电网改造升级，提高配电网接纳新能源和多元化负荷的承载力和灵活性，积极发展以消纳新能源为主的智能微电网。在大电网方面，要完善主网架结构，推动电网之间柔性可控互联，提升电网适应新能源的动态稳定水平，科学推进新能源跨省区输送，提高全网消纳新能源能力。

推进能源技术创新突破。技术创新是推动新能源发展的核心驱动力，储能和氢能技术是破解新能源发展难题的重要突破口。“十三五”时期锂离子电池、液流电池、压缩空气储能等已取得显著进步，但经济性和安全性仍然不够理想。氢能可作为新能源消纳存储的重要能量载体，但目前应用规模仍然比较小，产业链还不健全。《规划》提出，强化氢能、储能等前沿科技攻关，推动储能成本持续下降和规模化应用，提升安全运行水平，着力攻克可再生能源制氢和氢能储运、应用及燃料电池等核心技术。此外，《规划》还强调发展模式的创新，推动多能互补、源网荷储一体化、新型电力系统、智慧能源系统技术示范等。

加快配套体制机制变革。新能源的快速发展需要体制机制的引导和保障。当前新能源发展的配套体制机制还存在不足，激励系统调节能力建设和共享收益的市场机制还不健全。《规划》提出，要创新有利于非化石能源发电消纳的电力调度和交易机制，推动非化石能源发电有序参与电力市场交易，通过市场化方式拓展消纳空间，引导支持储能设施、需求侧资源参与电力市场，建立可再生能源消纳责任权重引导机制，研究制定可再生能源消纳增量激励政策，推广绿色电力证书交易，加强可再生能源电力消纳保障等。随着体制机制和市场体系逐渐完善，将充分调动全社会开发利用新能源的积极性，促进新能源快速高质量发展。