【前言】“十三五”圆满收官，“十四五”扬帆启航。为了鼓励广大团员青年为“十四五”高质量发展建言献策，充分调动团员青年参与企业管理、关心企业发展的积极性，营造人人爱企业、人人为企业的浓厚氛围，为集团公司二次创业、做强做优汇聚青春智慧，集团公司团委组织开展了“青话高质量，建言十四五”征集活动。截至目前，全系统共征集论文704篇、金点子建议1735个。经过层层审核筛选，共推荐论文178篇、“金点子”建议481个参加终评。即日起，本栏目将陆续刊发部分征文建议。
“十三五”期间，我国多措并举，持续推进以风电、太阳能发电为主的可再生能源开发，取得举世瞩目的成绩，新能源累计装机规模突破4.5亿千瓦，超过水电成为第二大电源，新能源年均新增装机容量6036万千瓦。“十四五”期间，随着新能源步入平价时代，其产业政策和市场环境的调整，使得新能源的发展面临严峻的挑战，但是在“四个革命、一个合作”能源战略引领下，新能源将成为完成“碳达峰”和“碳中和”目标的重要方式，我国的新能源也将迎来新的发展机遇。居安思危，曾经严峻的弃风限电问题虽得以缓解，但是否会伴随着装机规模的增加而再次卷土重来，如何避免消纳问题再次成为新能源发展掣肘，是能源高质量发展道路上必须解决的课题。
一、我国新能源电力消纳现状
（一）新能源装机及消纳情况
2020年，全国风电新增装机7167万千瓦，累计并网装机容量达到2.8亿千瓦，占全国发电总装机（22亿千瓦）的12.8%，增长9.5%。其中，中东部和南方地区占32.6%，“三北”地区占67.4%。2020年，全国风电平均利用小时数2073小时，同比降低10小时。全国弃风电量166.1亿千瓦时，风电利用率96.5%，同比提升0.5个百分点。
2020年，全国光伏发电新增装机4820万千瓦，累计并网装机容量达到2.5亿千瓦，占全国发电总装机的11.5%，增长9.5%。2020年，全国光伏平均利用小时数1281小时，同比降低10小时。全国弃光电量52.6亿千瓦时，光伏发电利用率98.0%，与去年基本持平。
2020年，全国发电量76236亿千瓦时，同比增长4.0%。其中，风电和光伏发电量分别为4665和2611亿千瓦时，同比分别增长15.1%和16.6%，占全国发电量的比重分别比上年提高0.6和0.4个百分点，风电、太阳能累计发电量占比稳步提升。
（二）制约新能源消纳的原因
一是新能源爆发式增长与用电需求增长放缓矛盾突出。2012年至2016年，全社会用电量年平均增长率4.5%，装机容量年平均增长率9%，风电装机容量年平均增长率26.4%；近5年，全国全社会用电量年均增长5%，同期电源装机年均增长近10%，新能源装机年均增长高达30%以上，新增用电市场无法支撑各类电源的快速增长。
二是网源发展不协调严重制约新能源发展。我国能源分布广泛但不均衡，主要特征表现为能源资源“西富东贫”，消费“东多西少”，能源生产与消费中心逆向分布。如风电装机集中的“三北”地区，远离负荷中心，难以就地消纳，电网发展滞后。其他新能源富集大型能源基地，都不同程度存在与开发配套的电网送出项目规划、核准相对滞后，跨省跨区通道能力不足等问题，成为制约新能源消纳的刚性约束。
三是缺乏灵活调节电源系统调节能力不充足。新能源发电具有间歇性、波动性等特征，大规模并网对电网稳定性、连续性和可调性造成极大影响，因此对电力系统调峰能力提出很高要求，而目前系统缺乏灵活调节电源，调峰能力不足。例如风资源集中的“三北”地区电源结构单一，以煤电机组为主，抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源比重低，新疆、内蒙古等地区大量自备电厂不参与系统调峰，东北、华北燃煤机组中热电机组比重较大，冬季为了满足供热需求，采暖期供热机组“以热定电”运行，进一步压缩了机组调峰空间，导致系统调峰能力严重不足。
四是促新能源消纳的政策和市场机制不健全。目前，虽然各部委陆续出台了多项支持可再生能源行业健康可持续发展的政策文件，但是改革过程中各项政策、各种博弈、各种利益诉求交织在一起，因此政策的落地以及作用的发挥不可能完全按照理论实现，需要经历复杂而曲折的过程。当前我国电力供需以省内平衡和就地消纳为主，缺乏促进清洁能源跨区跨省消纳的强有力政策、合理的电价和辅助服务等必要的补偿机制，省间壁垒突出，跨区跨省调节电力供需难度大，成为当前制约清洁能源消纳的重要因素。
二、面临的发展形势
（一）项目开发方面
“30·60”目标加快新能源跨越式发展。2020年12月13日，在气候雄心峰会上我国对“碳达峰、碳中和”目标进行了阐述，提出到2030年中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。截至2020年底，我国风电装机2.8亿千瓦、光伏发电装机2.5亿千瓦，合计达5.4亿千瓦，预计未来10年，风电、太阳能发电合计年均至少新增规模6700万千瓦以上，才能实现12亿千瓦，新能源将迎来跨越式发展。
集散并举，海陆齐进，发储协同特征明显。“十三五”期间，由于“三北”地区限电等因素影响，新能源项目向消纳较好的中、东、南部等地区转移，逐步形成集散并举的格局，国家能源局2020年发布的《新时代的中国能源发展》白皮书指出，全面推进大型风电基地建设与分散风能资源开发结合，优先发展平价风电项目。随着“三北”地区消纳问题逐渐缓解，“十四五”期间，土地资源丰富、资源和建设条件较好的“三北”地区优势凸显，特别是在外送通道建设助力下，风电大基地迎来又一轮建设高潮，而具备消纳优势的中、东、南部和内陆低风速地区则以分散式开发为主，有条件的地方局部集中开发。2021年全国能源工作会议提出，要加快风电、光伏发展，新增装机总量较“十三五”有大幅增长，大力提升新能源消纳和储存能力，发展抽水蓄能和储能产业，加快推进“风光水火储一体化”和“源网荷储一体化”发展，1.2万千瓦海上风电等领域取得突破。“十四五”期间，新能源开发“集散并举，海陆齐进，发储协同”的特征将更加明显。
（二）电价及市场方面
平价时代全面到来。2019年5月，发改委发布的《关于完善风电上网电价政策的通知》规定，自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴，海上风电自2022年起执行并网年份的指导价。2020年，财政部、发改委和能源局先后联合印发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》和《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见有关事项的补充通知》，明确风电、光伏、生物质发电项目全生命周期的合理利用小时数，规定纳入可再生能源发电补贴清单范围的项目，所发电量超过全生命周期补贴电量部分，不再享受中央财政补贴，核发绿证准许参与绿证交易，这意味着风电、光伏电量补贴的方式由全电量补贴向全生命周期补贴转变。
市场化交易规模进一步扩大。2017年以来，发改委、能源局等部门相继出台一系列政策和规则，不断完善市场化机制，探索通过市场化消纳新能源的新途径，2019年我国市场交易电量占售电量比重接近40%，启动8个省级现货市场试点，部分新能源富集省区陆续开展多种市场化交易，包括：大用户直接交易、发电权置换、调峰辅助服务市场交易、新能源跨区现货交易等。北京电力交易中心数据显示，2020年新能源省间交易电量915亿千瓦时，同比增长3.7%，其中天中、祁韶、灵绍、鲁固、高岭等跨区通道新能源占比超过20%。
（三）技术及政策方面
储能及虚拟电厂促消纳见成效。2020年，多地探索储能调节、试点开展虚拟电厂调峰促进新能源消纳。青海、宁夏、山东、江苏和湖南等地均出台了辅助服务市场交易规则，鼓励储能电站参与辅助服务。在浙江、江苏两地进行开展虚拟电厂调峰试点，其中江苏省在国庆假期实施填谷电力需求响应，促进清洁能源消纳8690万千瓦时。在山西启动“新能源+电动汽车”智慧能源试点以解决弃风弃光问题，降低电动汽车用电成本。随着能源供给结构性改革深化，综合能源利用项目开发、技术创新和新技术应用集成发展已成为“十四五”规划的重要战略目标，综合能源利用有望成为新能源领域新的增长点。
可再生能源消纳保障机制发挥实效。2019年5月，可再生能源电力消纳保障机制的出台，意味着能源低碳转型发展长效机制的建立，但是要真正落实可再生能源消纳责任，需要科学确定消纳责任权重，发挥目标导向作用，建立有效的监管机制，同时完善绿色电力证书交易。自2017年我国开始实行绿证自愿认购，始终处于“低温运行”，未发挥其应有的作用。随着“全寿命周期补贴”的实施，补贴和“绿证”脱钩，为“绿证”交易创造了条件，使得“绿证”收入成为增加项目收益的重要途径。
三、新能源消纳行稳致远
“十四五”期间，新能源电力势将迎来更广阔的市场，也将承担更重要的历史使命，如何防范和解决大规模新能源并网消纳问题，应得到重视和解决，多方着手，统筹规划，下好“先手棋”。
因地制宜强战略，政策落实谋长远。一是可再生能源规划要与电网发展规划相适应，综合考虑新能源发展和电网安全性，合理规划新能源装机，优化网架结构，建立健康的成本分摊机制，促进新能源消纳。二是项目开发要因地制宜进行战略布局。“三北”地区结合特高压等电力送出工程布局大基地项目；水电丰富区开发风光水储一体化基地项目，有效推进源网荷储一体化典型项目；中东部地区电价高，消纳能力强，应综合利用土地开发渔光互补、农光互补项目。三是强化产业政策落地，切实发挥可再生能源消纳保障机制作用，提升各省区优先消纳可再生能源积极性，目前尚处于“低温”运行状态下的绿证交易，亟需尽快完善以实现与市场建设的高效衔接，用“看不见的手”代替行政管制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，若能与可再生能源保障机制有效协调，可以稳定企业收益与现金流，提升项目测算经济效益，实现项目开发与市场交易相互促进。
技术创新破壁垒，源网荷储强协同。一是技术创新提高项目经济性，当前新能源发电技术和成本应对平价的全面到来，尚显得力不从心，在能源转型中胜任主力军角色更是需要进一步提高发电利用小时数、降低度电成本、提高发电技术特性。二是新能源电力系统稳定性和波动性的问题，是制约其并网的关键，目前解决该问题的主要手段有大电网和储能两种，一方面要加强电网建设，扩大电网互联、推进电网的智能化，以增强大电网优化配置资源能力的；另一方面需要转变观念，发挥煤电等传统火电调节电源作用，要加强氢能、储能等技术手段的应用，尽快打破储能壁垒，对于配套储能新能源项目，要合理优化项目储能方案，以产业链的高速发展带动储能技术进步和造价下调，不断优化新能源储能性价比以确保项目收益。三是深挖需求侧潜力，推进源荷互动。随着大数据、物联网、5G等信息与数字技术不断进步，通过构建需求侧智能管控系统，实现荷随源动、源荷互动，为新能源间歇性问题提供解决路径。
市场建设开新篇，产业发展拓空间。加快构建适应新能源优先发展的电力市场机制，一是建立健康的成本分摊机制，平价上网不等同于平价利用，新能源利用不但包含自身发电成本，还需要考虑系统成本，系统成本需要通过市场机制共同分担，才能更好消纳新能源。二是做好优先发电保障和市场化消纳的衔接，随着分布式能源和用户侧需求响应技术的进步，电力市场主体呈现多元化，新兴化趋势，以碳中和为契机，通过电力市场主体与新兴技术融合拓展，发售用等多重市场角色重塑，发挥“虚拟电厂”“负荷聚集商”等新兴市场主体的作用，进一步拓宽新能源消纳空间。
【作者简介】
张蓉，女，34岁，硕士研究生，毕业于华北电力大学电气与电子工程学院电路与系统专业，中国大唐集团新能源股份有限公司，主管/工程师。自2011年毕业进入大唐集团公司系统先后在系统内多家企业，分别从事综合计划、市场营销、技术经济性评价及政策、战略研究和投资及资本运营管理等专业工作，期间发表论文获得《企业管理》杂志企业管理创新论文二等奖。
