今年5月份，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《關于促進新時代新能源高質(zhì)量發(fā)展的實施方案》，提出更好發(fā)揮新能源在能源保供增供方面的作用，助力扎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(fā)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(fā)電為代表的新能源發(fā)展現(xiàn)狀如何？

　　張希良（清華大學能源環(huán)境經(jīng)濟研究所所長）：近年來，我國能源結構持續(xù)優(yōu)化，煤炭消費占比不斷下降，清潔能源消費占比顯著提升。據(jù)國家統(tǒng)計局數(shù)據(jù)，2021年我國能源消費總量約52.4億噸標準煤，其中煤炭消費占比下降至56.0%，較2015年下降8個百分點；水電、核電、風電、太陽能發(fā)電等清潔能源消費占比25.5%，較2015年提升7.6個百分點。新能源發(fā)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(guī)模和發(fā)電量不斷擴大。2021年全國發(fā)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，約占全國總裝機容量30%；全國總發(fā)電量約8.4萬億千瓦時，其中新能源發(fā)電量1.55萬億千瓦時，約為2015年的3.5倍，新能源發(fā)電占比18.5%，比2015年提高10.8個百分點。2015年至2021年，新能源發(fā)電增量在總發(fā)電量增量中占比超過40%。風電、太陽能發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電以及核電作為主要新能源發(fā)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(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電裝機均穩(wěn)居世界首位，核電裝機位列世界第三。2021年風電、太陽能發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電以及核電發(fā)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(fā)電裝機和發(fā)電量增長尤為迅速，體現(xiàn)出我國新能源蓬勃發(fā)展態(tài)勢。

　　新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展迅速，形成較為完備的技術產(chǎn)業(yè)體系。風電技術快速發(fā)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(yè)占據(jù)10席。光伏產(chǎn)業(yè)占據(jù)全球主導地位，2020年世界前10光伏組件制造企業(yè)中我國占據(jù)7家。世界首座高溫氣冷堆示范工程成功并網(wǎng)發(fā)電標志著我國成為世界上少數(shù)掌握第四代核能技術的國家。

　　風電、光伏發(fā)電成本持續(xù)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(fā)電項目下降約75%。據(jù)國網(wǎng)能源研究院統(tǒng)計，2020年，我國陸上風電、海上風電和光伏發(fā)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(fā)電項目已能實現(xiàn)平價上網(wǎng)，支撐未來風電和光伏發(fā)電在脫離補貼的情況下大規(guī)模發(fā)展。

　　儲能作為風電和光伏發(fā)電重要配套設施，近年來規(guī)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(zhèn)江、山東濟南等地50兆瓦以上大規(guī)模電化學儲能項目投產(chǎn)，意味著電化學儲能開始進入規(guī)?；l(fā)展階段?？焖侔l(fā)展的儲能設施以其優(yōu)越的調(diào)節(jié)性能為電力系統(tǒng)提供更多靈活性，有助于平滑風電和光伏發(fā)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，有利于風電和光伏發(fā)電消納利用。

　　但新能源發(fā)展也面臨一些挑戰(zhàn)。我國發(fā)電裝機結構中靈活性電源比例較低，風電和光伏發(fā)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(zhuǎn)，新能源消納利用水平整體較高，2021年全國風電和光伏發(fā)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(fā)生在西北地區(qū)，其中青海風電和光伏發(fā)電棄電率分別達10.7%和13.8%，新能源消納問題嚴峻，內(nèi)蒙古和新疆棄風率也分別達8.9%和7.3%，青海、內(nèi)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(fā)電并網(wǎng)規(guī)模大、本地用電負荷增長緩慢、本地電力系統(tǒng)調(diào)峰能力不足以及外送能力不足。需要進一步在開發(fā)利用、消納、管理、技術、生態(tài)、財政金融等多方面發(fā)力，推動新能源大規(guī)模低成本開發(fā)、高水平消納，保障穩(wěn)定可靠供應。

　　新能源成推動全球能源轉(zhuǎn)型主力

　　主持人：國際上新能源開發(fā)利用情況及發(fā)展趨勢如何？我國與之比較有哪些優(yōu)劣勢？

　　時璟麗（國家發(fā)展改革委能源研究所研究員）：大力發(fā)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(qū)提出碳中和目標，以風電、光伏發(fā)電為代表的新能源呈現(xiàn)性能快速提高、經(jīng)濟性持續(xù)提升、應用規(guī)模加速擴張態(tài)勢，尤其是近一年來國際煤油氣等化石能源價格高企，再加上俄烏沖突影響，形成新能源加快替代傳統(tǒng)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(zhuǎn)型主力。2015年至2020年，全球風光水等可再生能源在新增發(fā)電裝機中占比約70%，在發(fā)電量增量中占比約60%，2021年分別提升到84%和70%以上。根據(jù)國際機構“21世紀可再生能源網(wǎng)絡”今年6月發(fā)布的《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(fā)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(fā)電量在全部發(fā)電量中占比首次超過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(qū)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征之一的能源低碳轉(zhuǎn)型將推動全球能源格局重塑。今年5月，歐盟公布預期投資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年可再生能源占比目標從40%提高到45%，大幅提高風光開發(fā)規(guī)模，2025年光伏發(fā)電量在2021年基礎上翻倍，新戰(zhàn)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(xiàn)向電力持續(xù)轉(zhuǎn)變態(tài)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、氫和合成燃料占能源結構的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(guī)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。風光產(chǎn)業(yè)市場規(guī)?？焖僭黾?，以及今后廣闊的應用前景，帶動了各類儲能、氫能和合成燃料、精準天氣預測、柔性輸電、智能配電網(wǎng)和微電網(wǎng)、負荷側(cè)響應等技術持續(xù)進步。

　　新能源大規(guī)模應用促使能源系統(tǒng)形態(tài)迭代演進。從全球看，分散化、扁平化、去中心化趨勢特征日益明顯，傳統(tǒng)能源生產(chǎn)和消費之間的界限正在打破，能源生產(chǎn)向集中式與分散式并重轉(zhuǎn)變，系統(tǒng)模式由大基地大網(wǎng)絡為主逐步向與智能微網(wǎng)并行轉(zhuǎn)變，為新能源發(fā)展營造更加開放多元的發(fā)展環(huán)境。

　　與歐美日等發(fā)達國家相比，我國風光等新能源市場起步相對較晚，但通過產(chǎn)業(yè)鏈建設和項目開發(fā)相互促進，風電和光伏發(fā)電制造業(yè)產(chǎn)能、新增和累計裝機規(guī)模在近10年保持世界第一。2021年可再生能源發(fā)電量在全部發(fā)電量中占比29.7%，風光電量占比11.7%，均略高于世界平均水平。但新能源電力方面電力系統(tǒng)對大規(guī)模高比例新能源接網(wǎng)消納適應性不足。與歐美國家相比，我國電網(wǎng)技術水平和網(wǎng)架結構條件好，電網(wǎng)支撐能力較強，但風光所需要的靈活調(diào)節(jié)電源少，歐洲很多國家氣電、水電、生物質(zhì)熱電聯(lián)產(chǎn)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(yè)模式普及度不高，其能源替代作用尚未充分顯現(xiàn)，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(xiàn)在終端用能的各個方面。

　　我國新能源發(fā)展一個明顯優(yōu)勢是建立了完整產(chǎn)業(yè)鏈及配套設施，并帶來新能源開發(fā)成本優(yōu)勢，2021年除戶用光伏外，風光全面實現(xiàn)平價上網(wǎng)，部分競價和基地項目實現(xiàn)低價上網(wǎng)。光伏制造業(yè)從上游到下游的多晶硅、硅片、電池片和組件生產(chǎn)四個主要環(huán)節(jié)，2021年全球市場占有率分別達83.6%、97.3%、88.4%和82.3%，在整個產(chǎn)業(yè)鏈中形成壓倒性優(yōu)勢，光伏已成為我國最具有代表性的出口高技術產(chǎn)業(yè)之一，今年上半年出口額超過200億美元，光伏電池技術水平和效率不斷提升，各環(huán)節(jié)產(chǎn)能不斷擴大。風電制造業(yè)建立全產(chǎn)業(yè)鏈，整機和零部件制造、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(fā)展窗口期

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

　　林伯強（廈門大學中國能源政策研究院院長）：相對分布式風電和光伏，大型風電光伏基地項目通過規(guī)?；行Ы档屯恋?、基建、運維等成本，有效提升資源利用率和開發(fā)效率，充分發(fā)揮沙漠、戈壁、荒漠等地區(qū)的風電光伏資源潛力，有利于加快構建清潔低碳、安全高效的能源體系。同時，沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)風電光伏項目堅持規(guī)?；s化開發(fā)與多能互補生態(tài)融合發(fā)展原則，通過“板上發(fā)電、板下種植、治沙改土、水資源綜合利用”等多位一體循環(huán)發(fā)展模式，開展風電光伏治沙、防風、固草，系統(tǒng)保護和修復沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)，具有良好的生態(tài)、經(jīng)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(fā)展的重要窗口期。

　　2021年10月，我國在聯(lián)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(qū)加快規(guī)劃建設大型風電光伏基地項目。同年12月，《關于印發(fā)第一批以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)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(qū)），總規(guī)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(qū)的大型風電光伏基地規(guī)劃布局方案》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(tǒng)中，風電光伏基地是關鍵一環(huán)。大型風電光伏基地建設以“統(tǒng)籌規(guī)劃、突出重點、生態(tài)優(yōu)先、目標導向、保障消納”為指導原則，目前第一批規(guī)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(zhàn)。

　　一方面，消納能力面臨電力系統(tǒng)規(guī)劃的制約。以沙漠、戈壁、荒漠為主要布局場景的風電光伏基地項目大多分布在內(nèi)蒙古、青海、吉林、甘肅等西部以及北部地區(qū)，這些?。▍^(qū)）消納能力有限。據(jù)統(tǒng)計，從2021年底陸續(xù)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(qū)域輸送消納發(fā)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?。▍^(qū)）利益訴求不一致，受端?。▍^(qū)）希望以低于當?shù)厝济夯鶞蕛r接收電量，而送端?。▍^(qū)）則集中在規(guī)模與體量方面，包括加強配套電源建設以及調(diào)峰能力平衡等。此外，基地項目的電力消納對電網(wǎng)安全和電力輸送能力提出更高要求，大規(guī)模波動性、隨機性、間歇性電源給電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行帶來一些新問題。

　　另一方面，項目建設的經(jīng)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(jù)統(tǒng)計，15%至20%儲能配比基本是西北省（區(qū)）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(guī)模效應，均以200兆瓦甚至500兆瓦作為單體最小規(guī)模，經(jīng)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，光伏產(chǎn)業(yè)鏈價格持續(xù)上漲。再次，電價不確定性影響經(jīng)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(wǎng)，但風電光伏基地形成的綜合電價是燃煤基準價，投資企業(yè)還需承擔一定的靈活調(diào)節(jié)能力的電源成本。同時，越大規(guī)模的基地項目承受的電價波動風險越高。最后，地方政府相關訴求也帶來經(jīng)濟效益壓力。地方政府對基地項目給予較多支持，同時其訴求也更為廣泛，包括利潤分成、產(chǎn)業(yè)配套、稅收、外資等方面的非技術成本，給基地項目帶來經(jīng)營壓力。

　　面對上述挑戰(zhàn)，有如下建議。一是有針對性地加快完善輸電網(wǎng)絡建設規(guī)劃，加強大型風電光伏基地與輸電通道的布局銜接，充分調(diào)動通道中存量火電和大型水電的調(diào)節(jié)能力，增強電網(wǎng)整體調(diào)節(jié)能力和輸送能力，保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。二是深化基地與東中部負荷中心協(xié)同發(fā)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(xù)地提高項目經(jīng)濟效益。三是探索打造多能互補的新模式，通過調(diào)峰調(diào)頻平滑新能源出力曲線，提高項目消納能力與利用效率。

　　統(tǒng)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(fā)展研究中心資源與環(huán)境政策研究所研究員）：推進能源綠色低碳發(fā)展，要以建設清潔低碳安全高效能源體系為目標。綜合國內(nèi)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并穩(wěn)定在60億噸標準煤左右，較當前需求還要增長20%；用能品質(zhì)還將不斷提升，電氣化率有望較2020年提高10個百分點；清潔低碳化水平顯著提升，能源利用碳排放在2030年前達峰，此后穩(wěn)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(tǒng)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(guī)模發(fā)展，也面臨保障電力系統(tǒng)運行安全和維護新能源礦產(chǎn)全球供應安全的新壓力。把握好轉(zhuǎn)型節(jié)奏，統(tǒng)籌碳減排與能源安全是重中之重。

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

　　在用電環(huán)節(jié)，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布式智能微電網(wǎng)等模式和虛擬電廠等技術引導用戶參與需求側(cè)響應，提高電力系統(tǒng)在終端環(huán)節(jié)的靈活性。

　　在電網(wǎng)環(huán)節(jié)，充分提升我國電網(wǎng)大范圍和雙向資源配置能力，增強交直流遠距離輸電、區(qū)域互聯(lián)、主網(wǎng)與微網(wǎng)互動能力，提升電力調(diào)度的全網(wǎng)協(xié)同和智能決策水平，提高電力系統(tǒng)韌性。

　　在發(fā)電環(huán)節(jié)，保障用電安全前提下，持續(xù)加快新能源電源接入，提升電力系統(tǒng)清潔低碳化程度。既要穩(wěn)步推進新能源大基地建設，又要大力發(fā)展分布式可再生電源，實現(xiàn)集中式與分布式并舉；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(zhuǎn)變?yōu)檎{(diào)峰電源的客觀趨勢，因地制宜選擇新建機組類型，持續(xù)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(fā)展核電。

　　在儲能方面，大力發(fā)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(wǎng)荷各環(huán)節(jié)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(tǒng)運行機理，推動調(diào)度運行方式、規(guī)劃方式、市場運行方式和相關技術創(chuàng)新。

　　二是以保障能源安全為目標，探索煤炭保供穩(wěn)價模式。適應能源綠色低碳轉(zhuǎn)型大方向，煤炭行業(yè)既不能該退不退，影響實現(xiàn)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(wěn)步上升、碳雙控等行政監(jiān)督措施持續(xù)發(fā)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(huán)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(wěn)定在合理水平的雙重任務。因地制宜靈活運用行政措施和市場機制，探索保供穩(wěn)價新運行模式，成為煤炭行業(yè)健康發(fā)展的大方向。

　　三是加大國內(nèi)陸地及海上油氣資源和新能源礦產(chǎn)勘探開發(fā)。油氣領域應繼續(xù)貫徹落實七年行動計劃，穩(wěn)步推進國內(nèi)油氣資源勘探開發(fā)，鞏固石油產(chǎn)量，逐步提升天然氣產(chǎn)量。加快出臺《關于推進礦產(chǎn)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(yè)權競爭性出讓工作，吸引有資質(zhì)的國有企業(yè)、民營企業(yè)、國際企業(yè)參與深海油氣及非常規(guī)油氣勘探開發(fā)利用。以開放南海油氣資源礦業(yè)權為切入點，吸引全球資本參與南海油氣勘探開發(fā)。鼓勵新型煤基化工技術創(chuàng)新和示范應用，對已列入國家規(guī)劃的煤制油氣及烯烴項目盡快推動落地。新能源礦產(chǎn)領域，應加大國內(nèi)政策支持力度，盡快實施新一輪找礦突破戰(zhàn)略行動，并將關鍵戰(zhàn)略性新興礦產(chǎn)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產(chǎn)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(xù)推進“一帶一路”倡議，加強與鋰、鈷、鎳等礦產(chǎn)資源國聯(lián)系，鞏固新能源礦產(chǎn)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產(chǎn)加工處理能力，以堅韌的產(chǎn)業(yè)鏈供應鏈穩(wěn)固進口安全。（本文來源：經(jīng)濟日報 ）