更好發揮新能源保供增供作用

今年5月份，國家發展改革委、國家能源局發佈《關於促進新時代新能源高品質發展的實施方案》，提出更好發揮新能源在能源保供增供方面的作用，助力紮實做好碳達峰碳中和工作。本期邀請相關專家圍繞促進新能源開發利用進行研討。

主持人本報理論部主任、研究員徐向梅

我國電力需求增量主要來自新能源

主持人：我國以風電、光伏發電為代表的新能源發展現狀如何？

張希良（清華大學能源環境經濟研究所所長）：近年來，我國能源結構持續優化，煤炭消費佔比不斷下降，清潔能源消費佔比顯著提升。據國家統計局數據，2021年我國能源消費總量約52.4億噸標準煤，其中煤炭消費佔比下降至56.0%，較2015年下降8個百分點；水電、核電、風電、太陽能發電等清潔能源消費佔比25.5%，較2015年提升7.6個百分點。新能源發電作為清潔能源利用的重要組成部分，取得顯著成效。

新能源裝機規模和發電量不斷擴大。2021年全國發電裝機容量約23.77億千瓦，其中新能源裝機達到7.26億千瓦，約佔全國總裝機容量30%；全國總發電量約8.4萬億千瓦時，其中新能源發電量1.55萬億千瓦時，約為2015年的3.5倍，新能源發電佔比18.5%，比2015年提高10.8個百分點。2015年至2021年，新能源發電增量在總發電量增量中佔比超過40%。風電、太陽能發電、生物質發電以及核電作為主要新能源發電形式，2021年裝機分別達3.28億千瓦、3.06億千瓦、0.38億千瓦和0.53億千瓦，風電、太陽能發電、生物質發電裝機均穩居世界首位，核電裝機位列世界第三。2021年風電、太陽能發電、生物質發電以及核電發電量分別達6556億千瓦時、3270億千瓦時、1637億千瓦時和4075億千瓦時，分別是2015年的3.5倍、8.3倍、3.1倍和2.4倍。新能源已成為我國電力需求增量的主要供應來源，風電和太陽能發電裝機和發電量增長尤為迅速，體現出我國新能源蓬勃發展態勢。

新能源産業發展迅速，形成較為完備的技術産業體系。風電技術快速發展，低風速風機技術世界領先，2020年世界前15大風機整機商排行中我國企業佔據10席。光伏産業佔據全球主導地位，2020年世界前10光伏組件製造企業中我國佔據7家。世界首座高溫氣冷堆示範工程成功並網發電標誌著我國成為世界上少數掌握第四代核能技術的國家。

風電、光伏發電成本持續下降。相比10年前，我國陸上風電項目單位千瓦平均造價下降約30%，光伏發電項目下降約75%。據國網能源研究院統計，2020年，我國陸上風電、海上風電和光伏發電平準化度電成本平均分別為0.277元/千瓦時、0.526元/千瓦時和0.209元/千瓦時，最低分別達到0.214元/千瓦時、0.433元/千瓦時和0.170元/千瓦時。陸上風電和光伏發電項目已能實現平價上網，支撐未來風電和光伏發電在脫離補貼的情況下大規模發展。

儲能作為風電和光伏發電重要配套設施，近年來規模不斷增長。2021年我國抽水蓄能裝機約37.6吉瓦，比2015年增長65%。電化學儲能裝機由2015年約100兆瓦增長至2021年5.1吉瓦，青海海西、江蘇鎮江、山東濟南等地50兆瓦以上大規模電化學儲能項目投産，意味著電化學儲能開始進入規模化發展階段。快速發展的儲能設施以其優越的調節性能為電力系統提供更多靈活性，有助於平滑風電和光伏發電等新能源的出力波動、解決風光出力與用電需求在時間上不匹配的問題，有利於風電和光伏發電消納利用。

但新能源發展也面臨一些挑戰。我國發電裝機結構中靈活性電源比例較低，風電和光伏發電與用電需求時空上不匹配帶來的棄風棄光問題需長期關注。2019年起，棄風棄光情況逐年好轉，新能源消納利用水準整體較高，2021年全國風電和光伏發電利用率分別達96.9%和97.9%，但部分省份仍面臨較嚴重的棄風棄光問題。2021年，棄風棄光主要發生在西北地區，其中青海風電和光伏發電棄電率分別達10.7%和13.8%，新能源消納問題嚴峻，內蒙古和新疆棄風率也分別達8.9%和7.3%，青海、內蒙古和新疆棄風電量合計超過100億千瓦時。其原因主要包括新增風光發電並網規模大、本地用電負荷增長緩慢、本地電力系統調峰能力不足以及外送能力不足。需要進一步在開發利用、消納、管理、技術、生態、財政金融等多方面發力，推動新能源大規模低成本開發、高水準消納，保障穩定可靠供應。

新能源成推動全球能源轉型主力

主持人：國際上新能源開發利用情況及發展趨勢如何？我國與之比較有哪些優劣勢？

時璟麗（國家發展改革委能源研究所研究員）：大力發展新能源和可再生能源成為全球能源革命和應對氣候變化的主導方向和一致行動。2019年以來中國、歐盟、美國、日本等130多個國家和地區提出碳中和目標，以風電、光伏發電為代表的新能源呈現性能快速提高、經濟性持續提升、應用規模加速擴張態勢，尤其是近一年來國際煤油氣等化石能源價格高企，再加上俄烏衝突影響，形成新能源加快替代傳統化石能源的趨勢。

新能源尤其是新能源電力成為推動全球能源轉型主力。2015年至2020年，全球風光水等可再生能源在新增發電裝機中佔比約70%，在發電量增量中佔比約60%，2021年分別提升到84%和70%以上。根據國際機構“21世紀可再生能源網路”今年6月發佈的《2022全球可再生能源報告》，2021年全球可再生能源投資3659億美元，較2019年增長27%；風電新增裝機1.02億千瓦，累計裝機8.45億千瓦；光伏發電新增裝機1.75億千瓦，累計裝機9.42億千瓦；2021年全球風電和光伏發電量在全部發電量中佔比首次超過10%（10年前僅為2%）。作為本地供應能源，風光電量近一年來對緩解許多地區能源和電力供應緊張、價格高漲問題起到了一定作用。

以高比例新能源為特徵之一的能源低碳轉型將推動全球能源格局重塑。今年5月，歐盟公佈預期投資2100億歐元、名為“REPowerEU”的能源計劃，提出將歐盟“減碳”55%的組合政策中的2030年可再生能源佔比目標從40%提高到45%，大幅提高風光開發規模，2025年光伏發電量在2021年基礎上翻倍，新戰略總體目標是在2027年前擺脫對俄羅斯化石能源的依賴。能源結構上，全球呈現向電力持續轉變態勢，國際能源署預計，到2050年全球電力需求將為目前的2倍，電力、氫和合成燃料佔能源結構的50%，可再生能源滿足80%至90%的能源供應。要達成目標，風光年新增裝機規模在2030年需接近6億千瓦，是2021年的2倍多，在2050年需超8億千瓦。風光産業市場規模快速增加，以及今後廣闊的應用前景，帶動了各類儲能、氫能和合成燃料、精準天氣預測、柔性輸電、智慧配電網和微電網、負荷側響應等技術持續進步。

新能源大規模應用促使能源系統形態迭代演進。從全球看，分散化、扁平化、去中心化趨勢特徵日益明顯，傳統能源生産和消費之間的界限正在打破，能源生産向集中式與分散式並重轉變，系統模式由大基地大網路為主逐步向與智慧微網並行轉變，為新能源發展營造更加開放多元的發展環境。

與歐美日等發達國家相比，我國風光等新能源市場起步相對較晚，但通過産業鏈建設和項目開發相互促進，風電和光伏發電製造業産能、新增和累計裝機規模在近10年保持世界第一。2021年可再生能源發電量在全部發電量中佔比29.7%，風光電量佔比11.7%，均略高於世界平均水準。但新能源電力方面電力系統對大規模高比例新能源接網消納適應性不足。與歐美國家相比，我國電網技術水準和網架結構條件好，電網支撐能力較強，但風光所需要的靈活調節電源少，歐洲很多國家氣電、水電、生物質熱電聯産等可以支撐較高比例風光融入。非電利用方面，我國新能源供熱、供氣、固液燃料市場增長緩慢，有效商業模式普及度不高，其能源替代作用尚未充分顯現，而2021年全球新能源供熱和生物液體燃料在全部新能源貢獻中比重分別為56%和12%，新能源替代作用體現在終端用能的各個方面。

我國新能源發展一個明顯優勢是建立了完整産業鏈及配套設施，並帶來新能源開發成本優勢，2021年除戶用光伏外，風光全面實現平價上網，部分競價和基地項目實現低價上網。光伏製造業從上游到下游的多晶硅、硅片、電池片和組件生産四個主要環節，2021年全球市場佔有率分別達83.6%、97.3%、88.4%和82.3%，在整個産業鏈中形成壓倒性優勢，光伏已成為我國最具有代表性的出口高技術産業之一，今年上半年出口額超過200億美元，光伏電池技術水準和效率不斷提升，各環節産能不斷擴大。風電製造業建立全産業鏈，整機和零部件製造、安裝施工能力等可支撐年新增裝機6000萬千瓦以上，低風速風機技術國際領先，智慧風電場得到廣泛應用。

風電光伏基地迎來發展窗口期

主持人：我國沙漠、戈壁、荒漠地區大型風電光伏基地項目建設有哪些意義？面臨哪些挑戰？

林伯強（廈門大學中國能源政策研究院院長）：相對分佈式風電和光伏，大型風電光伏基地項目通過規模化效應有效降低土地、基建、運維等成本，有效提升資源利用率和開發效率，充分發揮沙漠、戈壁、荒漠等地區的風電光伏資源潛力，有利於加快構建清潔低碳、安全高效的能源體系。同時，沙漠、戈壁、荒漠地區風電光伏項目堅持規模化集約化開發與多能互補生態融合發展原則，通過“板上發電、板下種植、治沙改土、水資源綜合利用”等多位一體迴圈發展模式，開展風電光伏治沙、防風、固草，系統保護和修復沙漠、戈壁、荒漠地區，具有良好的生態、經濟和減碳效益。隨著相關政策密集出臺，風電光伏基地正迎來發展的重要窗口期。

2021年10月，我國在聯合國《生物多樣性公約》第十五次締約方大會上正式提出，將在沙漠、戈壁、荒漠地區加快規劃建設大型風電光伏基地項目。同年12月，《關於印發第一批以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電光伏基地建設項目清單的通知》出臺，拉開大型風電光伏基地建設的序幕。其中共涉及19個省（區），總規模97.05吉瓦，風電光伏比例約為40%和60%。今年2月，《以沙漠、戈壁、荒漠為重點地區的大型風電光伏基地規劃佈局方案》提出，到2030年，建設風電光伏基地總裝機約4.55億千瓦。

未來我國新能源系統中，風電光伏基地是關鍵一環。大型風電光伏基地建設以“統籌規劃、突出重點、生態優先、目標導向、保障消納”為指導原則，目前第一批規劃項目已開工建設，第二批正有序開展。從項目實施進展看，還面臨一些挑戰。

一方面，消納能力面臨電力系統規劃的制約。以沙漠、戈壁、荒漠為主要佈局場景的風電光伏基地項目大多分佈在內蒙古、青海、吉林、甘肅等西部以及北部地區，這些省（區）消納能力有限。據統計，從2021年底陸續開工的第一批風電光伏基地項目中，近75%需要通過特高壓跨區域輸送消納發電量。因此，風電光伏基地消納需要新增特高壓輸電通道和提高存量特高壓輸電通道利用效率雙管齊下。但目前新建特高壓通道推進不及預期。送受兩端省（區）利益訴求不一致，受端省（區）希望以低於當地燃煤基準價接收電量，而送端省（區）則集中在規模與體量方面，包括加強配套電源建設以及調峰能力平衡等。此外，基地項目的電力消納對電網安全和電力輸送能力提出更高要求，大規模波動性、隨機性、間歇性電源給電網安全穩定運作帶來一些新問題。

另一方面，項目建設的經濟效益面臨較大壓力。首先，基地項目要求的儲能配比更高。據統計，15%至20%儲能配比基本是西北省（區）的標配，直接提升了項目建設成本，在當前電化學儲能價格大幅上漲情況下，即使大部分項目重視規模效應，均以200兆瓦甚至500兆瓦作為單體最小規模，經濟效益壓力依然很大。其次，光伏組件成本上漲。2020年下半年以來，光伏産業鏈價格持續上漲。再次，電價不確定性影響經濟效益。2021年配置的基地項目大部分按照燃煤基準價平價上網，但風電光伏基地形成的綜合電價是燃煤基準價，投資企業還需承擔一定的靈活調節能力的電源成本。同時，越大規模的基地項目承受的電價波動風險越高。最後，地方政府相關訴求也帶來經濟效益壓力。地方政府對基地項目給予較多支援，同時其訴求也更為廣泛，包括利潤分成、産業配套、稅收、外資等方面的非技術成本，給基地項目帶來經營壓力。

面對上述挑戰，有如下建議。一是有針對性地加快完善輸電網路建設規劃，加強大型風電光伏基地與輸電通道的佈局銜接，充分調動通道中存量火電和大型水電的調節能力，增強電網整體調節能力和輸送能力，保障電網安全穩定運作。二是深化基地與東中部負荷中心協同發展，完善促進新能源消納政策和市場機制，通過更有力的政策保障、更合理的電價機制、更完善的輔助服務，引導基地項目積極參與電力市場交易，擴大市場消納容量，可持續地提高項目經濟效益。三是探索打造多能互補的新模式，通過調峰調頻平滑新能源出力曲線，提高項目消納能力與利用效率。

統籌碳減排與能源安全

主持人：面向2035年，如何加快構建清潔低碳、安全高效的能源體系？

李繼峰（國務院發展研究中心資源與環境政策研究所研究員）：推進能源綠色低碳發展，要以建設清潔低碳安全高效能源體系為目標。綜合國內多家機構研究結果，預計到2035年，我國能源需求總量有望達到並穩定在60億噸標準煤左右，較當前需求還要增長20%；用能品質還將不斷提升，電氣化率有望較2020年提高10個百分點；清潔低碳化水準顯著提升，能源利用碳排放在2030年前達峰，此後穩中有降。

加快構建清潔低碳、安全高效的能源體系，一方面仍然面臨傳統能源安全風險，特別是油氣供應安全壓力猶存；另一方面，隨著風電光伏大規模發展，也面臨保障電力系統運作安全和維護新能源礦産全球供應安全的新壓力。把握好轉型節奏，統籌碳減排與能源安全是重中之重。

一是把穩步推進新型電力系統建設作為主攻方向。我國實現“雙碳”目標過程中，能源系統需要持續提高終端電氣化率和清潔能源發電比例，這需要源網荷儲合力共進。

在用電環節，既要滿足電量和負荷需求較快增長的需要，還需加緊探索利用分佈式智慧微電網等模式和虛擬電廠等技術引導用戶參與需求側響應，提高電力系統在終端環節的靈活性。

在電網環節，充分提升我國電網大範圍和雙向資源配置能力，增強交直流遠距離輸電、區域互聯、主網與微網互動能力，提升電力調度的全網協同和智慧決策水準，提高電力系統韌性。

在發電環節，保障用電安全前提下，持續加快新能源電源接入，提升電力系統清潔低碳化程度。既要穩步推進新能源大基地建設，又要大力發展分佈式可再生電源，實現集中式與分佈式並舉；煤電和氣電建設上，既要滿足當前保供要求，又要兼顧未來逐漸轉變為調峰電源的客觀趨勢，因地制宜選擇新建機組類型，持續推動已有火電機組靈活性改造；在確保安全前提下積極有序發展核電。

在儲能方面，大力發展抽水蓄能、電池儲能、儲熱儲氫等多樣化多時間尺度儲能技術，積極促進儲能在源網荷各環節廣泛高效應用，提升新能源消納和存儲能力。同時，還要研究高比例新能源電力系統運作機理，推動調度運作方式、規劃方式、市場運作方式和相關技術創新。

二是以保障能源安全為目標，探索煤炭保供穩價模式。適應能源綠色低碳轉型大方向，煤炭行業既不能該退不退，影響實現碳達峰碳中和的大局，也不能過快退出，帶來安全風險，造成市場價格震蕩。在“雙碳”目標下，通過碳市場中碳配額價格穩步上升、碳雙控等行政監督措施持續發力，市場主體已形成逐漸去煤的長遠預期，煤炭市場價格對煤炭需求的影響會減弱，需求價格彈性呈逐漸降低趨勢。這樣的市場環境下，煤炭擔當能源安全保供角色，應承擔足量供應和確保價格穩定在合理水準的雙重任務。因地制宜靈活運用行政措施和市場機制，探索保供穩價新運作模式，成為煤炭行業健康發展的大方向。

三是加大國內陸地及海上油氣資源和新能源礦産勘探開發。油氣領域應繼續貫徹落實七年行動計劃，穩步推進國內油氣資源勘探開發，鞏固石油産量，逐步提升天然氣産量。加快出臺《關於推進礦産資源管理改革若干事項的意見(試行)》實施細則，有效推進油氣礦業權競爭性出讓工作，吸引有資質的國有企業、民營企業、國際企業參與深海油氣及非常規油氣勘探開發利用。以開放南海油氣資源礦業權為切入點，吸引全球資本參與南海油氣勘探開發。鼓勵新型煤基化工技術創新和示範應用，對已列入國家規劃的煤制油氣及烯烴項目儘快推動落地。新能源礦産領域，應加大國內政策支援力度，儘快實施新一輪找礦突破戰略行動，並將關鍵戰略性新興礦産納入勘查重點，加大投入力度。

四是鞏固多元進口格局，保障油氣和新能源礦産的國際進口安全。強化與石油輸出國組織成員國、上海合作組織成員國、東盟成員國的合作，鞏固油氣進口基本盤；持續推進“一帶一路”倡議，加強與鋰、鈷、鎳等礦産資源國聯繫，鞏固新能源礦産的進口安全。積極擴大油氣和新能源進口多元化，充分用好石油煉化和新能源礦産加工處理能力，以堅韌的産業鏈供應鏈穩固進口安全。

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