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2020年9月，我國(guo)提出“二氧化碳(tan)(tan)排放力(li)爭于2030年前達到峰值，努力(li)爭取2060年前實現碳(tan)(tan)中(zhong)和”的(de)(de)目(mu)標。這是(shi)繼“四(si)個(ge)革命、一(yi)個(ge)合作”能源安(an)全(quan)新戰略后(hou)，又一(yi)個(ge)與能源密切相關的(de)(de)重要頂層設計。它將深刻影響我國(guo)近期、中(zhong)期、長期和遠期的(de)(de)能源發展，加快清潔低碳(tan)(tan)轉型的(de)(de)步伐。

“碳達峰、碳中和”目標要求可再生能源發展再提速

“十(shi)三五”時期(qi)，我國(guo)可(ke)再生(sheng)能(neng)源實現了(le)規模(mo)化發展(zhan)，尤其是風(feng)電(dian)、光(guang)伏發電(dian)、水電(dian)迅速(su)增長(chang)(chang)，在(zai)電(dian)力清潔化和能(neng)源供(gong)應轉型中發揮了(le)決定性作(zuo)用，也為未(wei)來發展(zhan)打下了(le)堅(jian)實基礎。2019年，我國(guo)非化石能(neng)源在(zai)一(yi)次(ci)能(neng)源消(xiao)費(fei)中的(de)(de)(de)占(zhan)比達到(dao)15.3%，提(ti)前一(yi)年實現了(le)2020年非化石能(neng)源占(zhan)比15%的(de)(de)(de)目標，可(ke)再生(sheng)能(neng)源在(zai)一(yi)次(ci)能(neng)源消(xiao)費(fei)中的(de)(de)(de)占(zhan)比從(cong)2015年的(de)(de)(de)10%增長(chang)(chang)到(dao)2019年的(de)(de)(de)13%，同期(qi)風(feng)電(dian)、光(guang)伏發電(dian)等非水可(ke)再生(sheng)能(neng)源發電(dian)量(liang)(liang)在(zai)全(quan)社會用電(dian)量(liang)(liang)的(de)(de)(de)占(zhan)比從(cong)5%增長(chang)(chang)到(dao)10%，2020年則達到(dao)了(le)11.5%。

考慮(lv)碳達峰(feng)(feng)目標(biao)調整（從2030年左(zuo)右達峰(feng)(feng)到力(li)爭2030年前達峰(feng)(feng)）以及(ji)碳中和戰(zhan)略目標(biao)的(de)新要求(qiu)，2020年12月，我(wo)國將非化石能源2030年占(zhan)比目標(biao)從原(yuan)來的(de)20%提升至25%，并首次提出2030年風(feng)光(guang)總裝機容量(liang)12億千瓦以上的(de)目標(biao)。

風電(dian)(dian)、光伏發電(dian)(dian)具有技術成(cheng)熟、產業保障度高、發展潛(qian)力(li)大、市場化程(cheng)度高、應用方式多(duo)樣、商業模(mo)式成(cheng)熟等多(duo)重優勢(shi)，并且(qie)在成(cheng)本經濟性上具有競爭力(li)，已具備(bei)不(bu)需要電(dian)(dian)價補貼、直接平價上網的條件，是(shi)且(qie)必須是(shi)滿足非化石能源(yuan)占比目標提升(sheng)的主力(li)。

根據研究測算，如果按照“2025年我國能源(yuan)(yuan)需(xu)求(qiu)57億噸標(biao)準煤，電(dian)力需(xu)求(qiu)9萬億千瓦時，非化石能源(yuan)(yuan)占(zhan)比達(da)到20%”的目(mu)標(biao)，“十四(si)五”末期風光累計裝機容量(liang)將達(da)到10億千瓦左右(you)，非水可再生(sheng)能源(yuan)(yuan)發(fa)電(dian)量(liang)在(zai)全社會用電(dian)量(liang)的占(zhan)比達(da)到20%左右(you)。“十四(si)五”可再生(sheng)能源(yuan)(yuan)發(fa)展必(bi)須在(zai)“十三五”基礎上進入新一(yi)輪提速階段。

2021年(nian)是“十四五(wu)”的(de)開局(ju)之年(nian)，是落實(shi)上述目標的(de)第一年(nian)，也是風光等主(zhu)要可再(zai)生能(neng)源(yuan)技術(shu)進入平價的(de)首(shou)年(nian)，可再(zai)生能(neng)源(yuan)發展的(de)理(li)念和思路、推進的(de)方式和模式、政策手段和措施均需要依據實(shi)現目標的(de)需求進行(xing)調(diao)整。

發展機制亟需轉變為目標導向

近年來(lai)，我國(guo)可再生能源政策的(de)制(zhi)定和(he)(he)實施以兼顧有序(xu)穩步發(fa)展(zhan)和(he)(he)提高發(fa)展(zhan)質量為(wei)主要導向。“十三五”期間(jian)，我國(guo)風電、光伏發(fa)電年均新增裝機(ji)容量分(fen)別超(chao)過(guo)3000萬千瓦和(he)(he)4000萬千瓦。

在(zai)支撐產(chan)業健康(kang)發展、推進成本下降及實現平(ping)價上(shang)網的(de)同時，國家采取多項(xiang)措施(shi)持續提升風(feng)(feng)光(guang)(guang)利(li)用率，降低限電(dian)(dian)率，2020年棄風(feng)(feng)、棄光(guang)(guang)率分別(bie)降至不到4%和2%。體現在(zai)管(guan)理(li)政策(ce)上(shang)，主要是以(yi)(yi)電(dian)(dian)力(li)(li)系統對風(feng)(feng)光(guang)(guang)的(de)消(xiao)(xiao)納(na)能力(li)(li)確(que)定(ding)風(feng)(feng)光(guang)(guang)發展規模，重點實施(shi)了風(feng)(feng)電(dian)(dian)投資(zi)監測預警機制、光(guang)(guang)伏(fu)發電(dian)(dian)市(shi)場環(huan)境評價制度(du)，2019年以(yi)(yi)來(lai)出臺了可再生(sheng)能源電(dian)(dian)力(li)(li)消(xiao)(xiao)納(na)保(bao)障機制，確(que)定(ding)了依據規劃并以(yi)(yi)接網消(xiao)(xiao)納(na)作為(wei)風(feng)(feng)光(guang)(guang)新增項(xiang)目建設前置條件的(de)政策(ce)，建立了測算論證各省級區域年度(du)風(feng)(feng)光(guang)(guang)新增消(xiao)(xiao)納(na)能力(li)(li)并向全社會公布的(de)機制。

上述機制，對(dui)提(ti)高利用(yong)率和發展質量、地方合理(li)安排項目(mu)建設、引導企業理(li)性投(tou)資起(qi)到了積(ji)極(ji)作用(yong)。

展望“十四(si)五”，風(feng)光(guang)新增規模需(xu)要(yao)在“十三五”基礎(chu)上繼(ji)續增長，無論是技術產業基礎(chu)、資源(yuan)和市場空間，還是成本競爭力(li)(li)，風(feng)光(guang)規模大幅度增長均(jun)具(ju)備條件。但(dan)如(ru)果不對現有電力(li)(li)系(xi)統(tong)及其運行(xing)方式早做安排，盡早對以(yi)適應(ying)高比(bi)例可再(zai)生能源(yuan)融入(ru)為目標的電力(li)(li)系(xi)統(tong)進(jin)行(xing)根本性(xing)調整和轉型，接網消(xiao)納能力(li)(li)將成為風(feng)光(guang)發展的瓶頸。

因此，可再(zai)生能(neng)源(yuan)發展機制亟需從“消(xiao)納定(ding)發展”，轉(zhuan)變為以實(shi)現國家碳達(da)峰、碳中和(he)(he)及能(neng)源(yuan)革命的(de)目標導向(xiang)，再(zai)按照實(shi)現目標的(de)規模要求(qiu)和(he)(he)路徑，對電力(li)系統(tong)可接(jie)入消(xiao)納風光的(de)能(neng)力(li)提出更高的(de)量(liang)化要求(qiu)。

2020年，國家能源主管部門(men)建立了逐年測算論證并公(gong)布各省份風光新(xin)增(zeng)消(xiao)納能力(li)(li)的機(ji)制，首次(ci)僅公(gong)布當(dang)年的消(xiao)納能力(li)(li)。下(xia)一步，應繼續完善政策，建立滾動測算論證并公(gong)布未來3~5年消(xiao)納能力(li)(li)的長效機(ji)制。

在以目標為導向的(de)原(yuan)則下(xia)，如果某個地區的(de)可再生能(neng)源消納空(kong)(kong)間或能(neng)力不(bu)足，就需要提前布(bu)局，采取如火電靈活性改造、煤(mei)電運行方式調整(zheng)、布(bu)局跨省跨區輸電線路規劃建設、完善電力市場化運行機制，在系(xi)統配置(zhi)儲能(neng)、增(zeng)強需求側響應等各項措施，有效增(zeng)加消納空(kong)(kong)間。

加快建設新一代電力系統是關鍵

面對(dui)接網(wang)消(xiao)納方面的(de)長期任務和挑(tiao)戰，電網(wang)乃至整個電力系(xi)(xi)統需要盡快轉(zhuan)型(xing)、實(shi)現質變，加快建(jian)設以高比例可(ke)再(zai)生能源為(wei)中心的(de)智能、靈活(huo)、柔性的(de)新一代電力系(xi)(xi)統。

一是建(jian)議明確煤電定位(wei)和(he)轉變(bian)運行方(fang)式。

堅持控制(zhi)和降低(di)煤(mei)炭消費量和煤(mei)電(dian)發電(dian)量，加大煤(mei)電(dian)靈(ling)(ling)活性改造力度和規模，建議利用(yong)幾年的時間盡快(kuai)形成(cheng)數億千瓦的煤(mei)電(dian)靈(ling)(ling)活性調節(jie)能力。

改變煤電運行方式，使煤電從(cong)電量型電源(yuan)向電力電量型電源(yuan)轉(zhuan)變，在發揮(hui)基礎優勢(shi)、穩定系(xi)統(tong)(tong)安全的(de)(de)同時，更多地(di)提供靈(ling)活性服務，提升(sheng)電力系(xi)統(tong)(tong)接(jie)納風光等可再生能源(yuan)的(de)(de)能力。

二是建議構建適應(ying)可再生能源(yuan)集中式(shi)與分布(bu)式(shi)協調發展的格局，持續開展智能化電網建設。

加(jia)快(kuai)網(wang)源(yuan)規劃制定(ding)和(he)協調，加(jia)強網(wang)架建(jian)設，推廣柔性直(zhi)流(liu)輸(shu)電、靈活交流(liu)輸(shu)電，為可再生能(neng)源(yuan)電力(li)電量省間和(he)跨區(qu)輸(shu)送消(xiao)納(na)提供基礎設施(shi)條(tiao)件。重視智能(neng)配電網(wang)建(jian)設，發展交直(zhi)流(liu)配電網(wang)技術(shu)，構建(jian)交直(zhi)流(liu)混合的配電網(wang)絡，促(cu)進分布式可再生能(neng)源(yuan)發展和(he)就地消(xiao)納(na)。

同時，應用大數據、云計算、物聯網(wang)、移動互(hu)聯、人工(gong)智(zhi)(zhi)能、區(qu)塊鏈等新技術(shu)，建立全(quan)景監測、全(quan)息感知的(de)數字電網(wang)，通過源網(wang)荷儲的(de)動態匹配、系統性協調和優化，發(fa)揮(hui)智(zhi)(zhi)能互(hu)聯電網(wang)對風光出力的(de)尺度平(ping)滑作用，實現高(gao)比(bi)例可再生能源為中心的(de)電力系統安全(quan)穩定運行。

三是建議加(jia)快(kuai)建立開放競爭的(de)現(xian)代電力市(shi)場體系。

完善(shan)和擴大電(dian)力(li)現(xian)貨市(shi)(shi)場(chang)試(shi)點，形成市(shi)(shi)場(chang)化電(dian)力(li)電(dian)量平(ping)衡機(ji)(ji)制和價(jia)格(ge)形成機(ji)(ji)制。根據(ju)電(dian)力(li)市(shi)(shi)場(chang)建設進程(cheng)，逐步取消(xiao)優先(xian)發電(dian)計劃和優先(xian)用(yong)電(dian)計劃，有(you)序(xu)引導各類機(ji)(ji)組和工(gong)商(shang)業用(yong)戶進入現(xian)貨市(shi)(shi)場(chang)。

在(zai)非電力現貨市場試點的地區，對參與(yu)直(zhi)接(jie)交易的煤電機(ji)組(zu)發(fa)電利(li)用小時數設定上限(xian)，保障(zhang)系(xi)統(tong)備(bei)用和調(diao)頻調(diao)峰能力。

規范(fan)電力輔助(zhu)服務補償機(ji)制，盡快轉變為(wei)與(yu)現貨電能量市(shi)場(chang)關聯的(de)輔助(zhu)服務市(shi)場(chang)，增加輔助(zhu)服務品種(zhong)，探索建立容量市(shi)場(chang)機(ji)制或稀缺價格機(ji)制。

注：本文作者供職于國家發展和改革委員會能源研究所。