近日，《中国电力报》刊发多篇关于可再生能源发展的文章，多关注到新能源高比例发展问题。
电规总院认为，新能源高比例发展在充分消纳、稳定供电、安全运行、地域匹配、科学调度等方面面临挑战，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，新能源的快速发展需要体制机制的引导和保障，要加快配套体制机制变革。
全国工商联新能源商会秘书长曾少军认为，要大力发展多能互补的综合能源系统。加快推进源网荷储一体化，优先利用可再生能源，结合风、光、潮汐、地热等分布式电源特性，探索建立差异化的多能互补供能方式。
中国能源研究会能源与环境专业委员会秘书长王卫权指出，需要深化电力体制改革，还原电力的商品属性，建立适应可再生能源发展的价格机制。通过完善上网电价政策，激发各类电源协同发展，促进可再生能源经济消纳和电力安全稳定供应。
华北电力大学能源互联网研究中心副主任刘敦楠表示，要加快电力市场建设，通过市场化机制充分调动各类调节资源积极性。要加快完善分时价格机制，落实用户可再生能源消纳责任，引导用户调整用能习惯和消费方式。
电能君整理发布如下：
新能源当为实现“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。
（电规总院供稿 转自：中国电力报）
以创新推动可再生能源高质量发展
——访全国工商联新能源商会秘书长曾少军
随着《“十四五”可再生能源发展规划》（以下简称《规划》）的正式印发，“十四五”期间我国可再生能源的发展目标、主要任务、保障措施、规划实施等逐渐明晰。
当前，我国实现高比例可再生能源应用存在哪些问题？“十四五”期间，可再生能源行业会出现哪些新模式和新业态？近日，中能传媒记者专访了全国工商联新能源商会秘书长曾少军，就“十四五”可再生能源高质量发展相关问题进行解读。
中能传媒：从中长期来看，我国实现高比例可再生能源应用需要克服哪些关键问题？
曾少军：从中长期来看，我国实现高比例可再生能源应用还存在关键技术待突破、创新应用推广等方面的问题。可从以下几方面把握“十四五”时期可再生能源技术创新方面的重点任务。
一是大力实施创新驱动发展战略，通过技术创新引领产业升级。不断加强创新体系建设，开展前瞻性、系统性、战略性储能关键技术研发，推动部分领域实现重大突破，为新型电力系统构建提供关键储能技术支撑。着眼于补齐短板，加快推动关键共性技术、前沿引领技术、颠覆性技术创新，夯实产业发展技术基础，以“揭榜挂帅”方式调动企业、高校及科研院所等各方面力量，抢占能源转型变革先机。
二是以省级、市级、农村县级或园区级为单位，开展区域能源转型综合应用示范工程建设，促进可再生能源技术集成、应用方式和体制机制等多层面的创新，探索建立以可再生能源为主的能源技术应用和综合管理新体系。
三是建立以企业为主体、市场为导向、产学研深度融合的技术创新体系，更加有效地促进科技创新成果转化应用。充分发挥民间力量，尤其是行业组织和主要能源企业的研发积极性。通过政策引导，支持行业组织和能源企业加强技术攻关，取得核心技术领域话语权，加快科技创新成果应用转化，形成各主体协同、全方位推进的创新局面。
中能传媒：在您看来，“十四五”期间，可再生能源行业会出现哪些新模式和新业态？
曾少军：我认为，“十四五”时期可再生能源新模式新业态的培育，重点应把握以下几个方面。
一是全面建设智慧能源系统。加快推动互联网技术、人工智能、大数据等数字技术的引入，推动分布式可再生能源发电与新一代信息产业数据服务结合的绿色数据中心，促进可再生能源发电与数字产业结合。加快推动电网等基础设施升级，提高电网接纳和优化配置多种能源的能力，满足多元互动的用户供需，实现能源生产和消费的综合调配，充分发挥智能电网在现代智慧能源体系中的作用。
二是大力发展多能互补的综合能源系统。加快推进源网荷储一体化，优先利用可再生能源，结合风、光、潮汐、地热等分布式电源特性，探索建立差异化的多能互补供能方式。借助云计算、大数据和人工智能，探索储能与交通、信息通信等深度融合发展的创新模式，提升多能互补分布式能源供应能力。促进分布式微电网关键核心技术攻关，推进以可再生能源为主、分布式电源多元互补的可再生能源独立型或联网型微电网应用示范工程建设，实现与大电网智能互补、灵活互动的区域能源生态系统。
三是可再生能源与电动汽车高效协同。统筹电动汽车能源利用与风力发电、光伏发电等协同调度，提升可再生能源应用比例。促进电动汽车与电网能量高效互动，加强“光储充放”新型充换电站技术创新与试点应用，在城市小区、高速公路服务站等公共场所，结合电动汽车的推广，带动高效光伏技术、储能技术、智能微电网技术的发展。
四是创新推动可再生能源与其他产业结合的融合创新应用。在太阳能资源丰富的农业设施集中和渔业养殖区域，以及采矿塌陷综合治理区和沙漠生态环境治理区，建设就地消纳的分布式光伏系统示范区。在农业和林业加工集中地区，支持农林废弃物的能源综合化利用。
中能传媒：您认为提升可再生能源产业链、供应链现代化水平的关键是什么？实施路径是什么？
曾少军：产业链供应链安全稳定是构建新发展格局的重要基础。《规划》重点围绕锻造产业链供应链长板，补齐产业链供应链短板等方面，以适应国际产业发展趋势，及以现代产业标准为引领，旨在推进可再生能源产业链高端化、智能化、绿色化，推动全产业链供应链优化升级。
聚焦“十四五”，应围绕行业、企业等多方面，形成提升产业链供应链稳定性和竞争力的合力。
一是加强产业链供应链上下游协同，共同打造优势产业集群。发挥大企业引领支撑作用，支持创新型中小微企业成长为创新重要发源地，加强共性技术平台建设，推动产业链上中下游、大中小企业融通创新，形成集研发设计、智能制造、工程总承包、运维服务等于一体的全产业链。鼓励配套企业、原料供应企业开展战略合作，形成掌握自主知识产权、集上中下游于一体、各环节相互配合、契合度较高的完整产业链条，促进可再生能源产业整体竞争力提升。
二是大力发挥行业组织作用，构建支持可再生能源产业链供应链提升的社会化服务体系。充分发挥行业组织作用，加强对产业生产供应形势的分析研判，及时做好安全监测和风险预警，充分利用新闻媒体加强宣传，引导龙头企业发挥带动作用和产业链优势，科学合理安排生产，稳定产业链供应链，增强产业的风险抵抗力。组织做好技术指导服务，指导企业合理优化调整产能结构，及时淘汰落后产能。
三是加强企业现代化治理能力，提升全产业链竞争优势。未来，应着力提升可再生能源企业的合规经营管理水平，建立起规范健全的法人治理结构，形成科学决策、有效制衡的公司治理机制。加快健全以企业为主体的技术创新体系，扎实推进补短板、锻长板，实施产业基础再造工程，促进全产业链优化升级，推进产业链、供应链多元化。
四是加快走出去步伐，构建全球产业链合作体系。一方面应加强政府机构间的沟通。充分利用已有多边、双边合作机制，推动可再生能源国际合作。另一方面，大力支持民营企业“走出去”。为企业提供政策风向标，打造可再生能源合作战略支点，完善配套的金融扶持体系，简化政府相关审批手续，降低审批周期等，加快培养支撑可再生能源企业走出去的国际化经营管理人才。
（作者：莫非 转自：中国电力报）
新能源发展不能仅注重装机容量
——访中国能源研究会能源与环境专业委员会秘书长王卫权
“电力行业在整个碳达峰、碳中和过程中起到至关重要的作用，加快构建清洁低碳安全高效的能源体系和新能源占比逐渐提高的新型电力系统成为重大方向。”中国能源研究会能源与环境专业委员会秘书长王卫权在接受中能传媒记者采访时表示，从近期各省发布的“十四五”可再生能源发展规划来看，新能源发展需要因地制宜，“质”“量”并重。
中能传媒：“十四五”期间我国可再生能源将呈现怎样的发展趋势？
王卫权：“十四五”期间，我国可再生能源发展将以碳达峰、碳中和目标为引领，发展形势可以总结为高比例、大规模、高质量融合发展。《2030年前碳达峰行动方案》中要求，到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上，但实际上增速会高于现在的预计，可能会达到15亿千瓦甚至更高。此外，“十四五”时期可再生能源的发展将更加注重高质量。不仅仅是要增加装机容量，还要提高其利用效率。最终目的是要尽可能增加清洁电量，而不是仅增加装机容量。
“十四五”时期可再生能源发展还有一个显著特点，就是和其他电源的结合更加紧密。风电和光伏发电具有间歇性和随机性特点，其大规模高比例发展将给电网运行带来更大挑战，需要其他电源支撑，以减少对电网的冲击。通过融合发展，可以推动可再生能源多元化利用，拓宽消纳空间，提高综合效益。
中能传媒：目前，可再生能源发展存在哪些区域间差异？地方在推进可再生能源发展上应该注意哪些问题？
王卫权：各省可再生能源规划与国家层面规划要相衔接。由于各省地方资源禀赋不同，电力结构与电源结构存在差异，会导致各省在发展目标、政策措施有所不同。例如，江苏、浙江更加注重分布式光伏发电发展，但是对于甘肃、宁夏、内蒙古更关注的是集中式电站发展；对于风电来说，江苏、广东、福建等沿海地区海上资源丰富，更看重海上风电的发展，而在西北地区陆上风电则是可再生能源发展的重点。
各省可再生能源规划对能源绿色发展起到引导作用，在提升可再生能源发展上需要注意几个方面。一是可再生能源要从注重装机向高质量发展转变。过去发展新能源，关注较多的是装机容量的增加，步入新时代，可再生能源的发展同时要关注多个方面，包括提高发电小时数、增强电网友好性、与生态环境和谐发展等，可再生能源将进入“质”“量”并重的阶段。
二是因地制宜提高电力系统的灵活性。能源革命将给能源结构带来重大变化，在变化的过程中，电力系统中的电量、电力、调峰平衡都有可能出现缺口，从而影响电力系统的安全供应。随着风电和光伏电量的占比逐渐升高，我国电力系统的灵活性不足问题凸显，成为制约风电和光伏发电消纳的障碍之一。在不同地区，提升灵活性的方式有区别，成效也不同。因此，在地方电力系统的灵活性提升路径上，要避免“一刀切”，应采用技术可行、经济合理的方式。
中能传媒：在优化发展方式、大规模开发可再生能源方面，您有哪些建议？
王卫权：一是加快技术创新的步伐。近年来，光伏、风电等可再生能源利用效率不断提高，成本持续下降，主要归功于技术进步。一大批新兴能源技术正以前所未有的速度加快迭代，成为全球能源向绿色低碳转型的核心驱动力，为实现能源清洁低碳转型发挥了重要作用。技术创新是可再生能源走向主体能源的关键，通过技术创新可以不断降低可再生能源的成本，平滑其电力输出，提高其对电网的友好性。
二是要创造和培育可再生能源的市场需求，通过市场需求拉动生产。我国可再生能源开发利用市场潜力巨大，但要将巨大的市场潜力转变为持续稳定的市场供给，实现可再生能源高质量跃升发展也绝非易事。可再生能源是实现“双碳”目标的重要手段，要真正实现碳减排，就要推动能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变，用碳排放的指标替代能耗指标，这样可以促进用户选择使用可再生能源，为可再生能源创造出更多的市场需求，有利于发挥可再生能源减污降碳的协同作用。
三是需要深化电力体制改革，还原电力的商品属性，建立适应可再生能源发展的价格机制。通过完善上网电价政策，激发各类电源协同发展，促进可再生能源经济消纳和电力安全稳定供应。此外，随着可再生能源市场化大规模高比例发展，逐步打破地区电力市场的限制，在更大范围内消纳可再生能源和优化电力资源配置成为推动可再生能源发展的重要措施。
四是需加大可再生能源通道的建设，夯实地方政府承担可再生能源消纳的相应责任。目前“三北”地区依然是可再生能源开发的主要区域，基于“三北”地区巨大的资源优势，我国正积极鼓励各大企业集中连片规模化开发风电和光伏资源，不断加大优质资源集中度，并加快特高压送出通道、储能系统等配套设施建设。虽然东部地区也在建设风电和光伏，但从长远来看，可再生能源装机份额主要还是在“三北”地区，需通过电力通道将“三北”地区的可再生能源电量输送至中东部地区，促进可再生能源在全国范围的消纳。同时，还可以将“三北”地区风光资源优势转化为经济引擎，带动当地经济发展。
（作者：邱燕超 转自：中国电力报）
通过市场机制促进新能源消纳
——访华北电力大学能源互联网研究中心副主任刘敦楠
日前发布的《“十四五”现代能源体系规划》（以下简称《规划》）对“十四五”期间推动能源绿色低碳转型作出部署，提出构建新型电力系统任务。适应“十四五”我国可再生能源大规模、高比例、市场化、高质量发展新特征，将如何进一步提升可再生能源消纳存储能力？怎样实现能源绿色低碳转型与安全可靠供应相统一？中能传媒记者就以上问题专访华北电力大学能源互联网研究中心副主任刘敦楠。
中能传媒：推动“十四五”时期可再生能源高质量发展，您认为应如何落实《规划》要求建设可再生能源供给消纳体系？
刘敦楠：可再生能源的供给消纳与传统能源的转型是不可分割的，需要整体考虑。随着系统电源结构中新能源占比逐步提升，煤电、气电等常规化石能源发电角色定位将发生改变，装机和利用小时数逐步下降，煤电从提供电力电量保障的主力电源逐步转为以提供电力为主、电量为辅的调节及备用保障电源，气电将主要作为调节和保障电源。
在新增电源规划方面，应依据系统可靠性标准开展电源规划，满足新型电力系统建设可靠性和经济性要求。要结合各省经济发展水平、电量增长情况、用户失电成本等，提出可靠性标准，作为新型电力系统规划工作的基础。要根据电力发展目标，依靠长周期市场仿真开展规划方案经济性评估，作为新型电力系统下合理规划输电通道、电源类型和投产时序的重要依据。
在存量电源优化方面，应加快在运煤电机组灵活性改造，提升机组调节速率与深度调峰能力，新建煤电均应具备深度调峰能力。有序发展天然气、抽水蓄能等调峰电源，充分发挥其启停耗时短、功率调节快的优势，重点在新能源发电渗透率较高、电网灵活性较低的区域开展建设。鼓励新能源按照一定比例配置储能，或者通过市场交易购买相应的调节容量。
中能传媒：当前，可再生能源并网还面临哪些问题？应如何解决？
刘敦楠：由于可再生能源的出力特性与负荷特性不匹配，需要可控电源的深度调节能力予以抵消，但随着新能源比例提升、火电比例下降，总会达到一个临界点，系统调节能力不足以抵消新能源出力的不匹配和波动，此时就需额外的、更大的调节能力以满足新能源消纳进一步增长的需求。
下一步，一方面要加快电力市场建设，通过市场化机制充分调动各类调节资源积极性，推动分布式能源发展，避免分布式能源与分布式用户简单粗暴的“隔墙售电”，鼓励分布式发电与用户实现“源网荷储”一体化参与市场，满足实时电力供需，保障光伏电源消纳。
另一方面要加快完善分时价格机制，落实用户可再生能源消纳责任，引导用户调整用能习惯和消费方式，提高电力系统的经济性和可靠性，促进新能源消纳。
中能传媒：健全可再生能源消纳供给保障机制，您认为应从哪些方面发力，以提升新能源消纳能力和整体经济性？
刘敦楠：为促进高比例新能源发展，统筹解决新能源消纳和系统安全稳定运行等问题，需要不断完善电力市场体系顶层设计，发挥市场配置资源的决定性作用，引导电源、用户各方力量共同参与电力系统调节，以最低经济成本实现清洁低碳转型。用户侧配额制度和绿色证书交易能够有效促进新能源发展，是国际上通行的做法。
下一步，建议通过可再生能源消纳责任权重、绿证交易提升用户对可再生能源的需求量，增加可再生能源交易电量占比，促进可再生能源消纳。另一方面，重点解决其出力间歇性和波动性的特征，通过政府授权合约保障新能源企业收益，平滑融入电力市场。
此外，在市场建设方面要全面规范各地电力市场价格形成机制，避免不合理行政干预，减少直至消除专场交易，加快构建价格机制统一、技术标准统一、数据标准统一、信息服务统一、运营平台统一的电力市场体系，为电力商品和生产要素的自由流动和优化配置创造条件，促进经济保持活力和效率，促进清洁能源高效利用。
