在以碳中和為主題的時代舞臺上，新能源，無疑是一個最具光環、最受青睞的重磅角色。2020年12月12日，在氣候雄心峰會上，習近平主席提出到2030年，我國風電、光伏發電總裝機容量將達到12億千瓦以上。但無論是研究智庫還是資本市場，對于新能源未來10年的發展預測都遠高于這一目標。

盡管“十四五”能源電力規劃仍在制定之中，但一個顯而易見的共識是，經歷了多年的產業培育后，如今新能源已走到了一個重要的歷史坐標：從替代能源轉向主體能源。

無論是裝機總量、新增規模還是產品制造能力，我國新能源已領先于世界。過去10年，我國陸上風電度電成本下降了40%，光伏的成本下降了約80%，大部分地區新建的新能源項目已可以實現平價上網，新能源迎來發展的新高度與新紀元。這一切看似順理成章，但一條光環加持的道路，并不意味著更加好走。

更高的期望，意味著更大的責任。曾經，在能源電力的家族中，新能源只是一個無關大局的“小透明”。如今，承載著碳中和愿景的新能源，已經進入了與傳統能源競爭的時代。因此，看待新能源的視角，也不應局限于產業角度，而應將其放在能源轉型、經濟轉型乃至社會轉型的層面，來衡量其服務經濟社會發展的能力。很顯然，面對挑戰的不止是新能源，更包括全行業與全社會。

從平價上網到平價利用

主體能源的更新換代，絕非簡單的此消彼長或替代競爭，而是一項牽一發而動全身的系統工程。

目前，我國處于煤炭與新能源的“混合能源時代”，新能源發電量占比約為10%，相對于低碳轉型的典型國家而言，這一比例并不算高，但我國地域廣闊，地區差異巨大，局部地區新能源占比已高達30~40%，在冀北、甘肅、青海等地區，新能源已成為第一大電源，電網安全及運行控制已受到巨大挑戰。

作為最復雜、最龐大的人造系統，過去電力系統中電源跟隨負荷變化調整出力，使電網運行保持瞬時平衡。但新能源的加入打破了電源側長久以來的運行規律，其他常規電源必須同時跟隨新能源波動調節出力。適應高比例新能源特性的電力系統，在未來或許會出現革命性的重大技術突破，但在現階段，新能源與其他電源、電網、負荷之間的相互適應，只能基于當前電力系統的平衡理論和安全原則來開展。“在過去，新能源占比較小時，可以把平衡新能源波動視作負荷側波動來對待。但隨著新能源規模的逐漸擴大，高比例新能源電力系統的電力電量平衡將面臨巨大挑戰。”國網能源研究院有限公司新能源與統計研究所所長李瓊慧說。

新能源與電力系統的“交手”，是技術問題，也是經濟問題。

為保證用戶的穩定可靠供電，大規模的新能源入網，需要整個系統提升其他的輔助性投資。有研究顯示，一個獨立的電力系統中，在新能源電量占比小于10%時，電力系統本身的裕度尚可調節新能源帶來的波動。一旦新能源的電量占比超過了10%，其系統成本就開始顯現；新能源電量占比超過20%，系統成本大約將占據新能源本體成本的1/3~1/2；如果新能源電量占比達到40%，其系統成本將與發電成本基本相當。這一結論基于不同的系統結構會有一些偏差，但也大致為我們厘清了高比例新能源電力系統中所對應的消納成本比重。

在新能源提速發展的當下和未來，系統成本的顯著提升已難以避免。近期，國家能源局下發《關于征求2021年可再生能源電力消納責任權重和2022-2030年預期目標建議的函》，要求非化石能源消費比重2021年按16.6%考慮，2030年按26%考慮。2030年全國統一可再生能源電力消納責任權重為40%，其中非水電電力消納責任權重為25.9%。按照以上的研究推論，到2030年，我國電力系統為承載新能源的發展將面臨成本走高的壓力，未來制約新能源發展的是大規模利用的經濟可負擔性。

“未來高比例新能源電力系統最理想的運行狀態是什么？即在滿足電網安全穩定運用和電力可靠供應的前提下，通過技術的進步，促使以新能源為主的系統供電成本和當前供電成本大致持平甚至更低，這一天我們的能源革命就實現了。”李瓊慧說，“因此，新能源發展到了一定階段以后，能源經濟學顯得特別重要，尤其是在‘雙碳’目標倒逼下，一定要從能源經濟學的角度來研究新能源發展。”

供電成本的拉平，有賴于新能源發電成本和系統成本的下降。在發電成本方面，中國可再生能源學會常務理事秦海巖表示，新能源發電技術經濟水平在短期內依然未到天花板，風電度電成本的下降最主要的貢獻來自于發電能力和效率的提升，而不僅是造價的下降。“依托于先進控制技術和材料科學的進步，過去十年風電機組的風輪直徑不斷突破，增加到原來的2倍，同樣風況條件下發電量增加到3倍左右，即使在風電場單位千瓦造價下降不多的情況下，度電成本也可以下降到原來的50%。西北部風能資源好的地區，5年后度電成本有望降到0.15元/千瓦時，中東南部5年內度電成本有望降到0.2元/千瓦時，近海風電在5年內成本有望降到0.4~0.5元/千瓦時，遠海風電在8年左右有望降到0.4~0.5元/千瓦時。這還沒有包括風電機組可靠性和基于大數據人工智能的全生命周期管理等技術應用帶來的疊加提升效應。”秦海巖說。

在系統成本方面，由于風光發電有效容量低，需要常規電源提供足夠的有效容量實現功率平衡，滿足電力平衡要求，從系統層面的角度通常需要考慮到增加相應的備用電源容量投資、靈活性電源的投資、接網和配網投資，以及其他運行管理等系統資源，新能源從平價上網到平價利用仍有一段距離。因此，在“十四五”、“十五五”期間，新能源度電利用成本較之傳統能源并沒有顯著優勢。“隨著發展規模的擴大，對于新能源的運行管理要求，即便不能與常規電源完全等同視之，也需要在一定程度上對新能源的出力穩定提出要求。”李瓊慧說，“另外，從系統綜合成本的角度來考量，應允許適當放寬對新能源利用率的考核。目前國家對新能源消納率的要求為95%，我們之前一度達到了96~98%。但據國網能源研究院的研究，在‘十四五’期間，如果消納率從96%降到93.5%，可以多接納新能源一億千瓦以上。因此，需要更加理性地看待消納率和棄電率。”

李瓊慧表示，科學謀劃新能源發展，是一個宏觀與微觀統籌協調的過程，需要在項目可盈利、行業成本最小化、社會經濟可承受三方面之中尋求平衡。如今，新能源已從政策驅動走向市場驅動，新能源未來的市場規模，從微觀層面來說取決于新能源開發企業的項目盈利狀況，從宏觀層面來說取決于社會在轉型代價與綠色收益之間的權衡。電力行業需要承擔的，就是以技術創新、系統優化和管理提升，讓轉型代價最小化，使轉型成本可承受、可負擔。

 

釋放靈活資源需要靈活機制

在系統的消納成本組成中，靈活性資源是支撐新能源大規模入網的重要部分。新能源接入電網規模越大，對于靈活性電源的需求就越高。系統靈活性資源的充裕程度，在某種程度上決定了新能源發展的空間，進而影響到我國低碳轉型的速度與進程。歐美很多發達國家的能源轉型是以大量靈活電源作為基礎支撐的：西班牙、德國、美國的靈活電源占比分別為34%、18%、49%，而我國靈活電源占比不到6%。在現階段，離開靈活電源談新能源，無異于在沙地起高樓。

秦海巖認為，當前我國電力系統的靈活性資源仍有巨大的挖潛空間，阻礙靈活性資源進一步增長的深層次“堵點”在于缺乏調動這些靈活性資源的市場機制與合理的價格傳導機制。市場機制的缺失，使得為電力系統提供靈活性服務的企業難以獲得與其成本投入相匹配的回報，難以激勵廣大市場主體為新能源消納提供必要的調峰、調頻和備用，導致資源優化配置的效應無法釋放。

德國是能源轉型最成功的國家之一，但德國自2000年以前以來，工業電價提高了1.96倍，居民電價提高了1.3倍。從國外能源轉型與電力市場的典型國家來看，新能源比例升高后，終端電價會有明顯的上漲。“在我國，電力系統的轉型成本仍然阻塞在行業內部，這樣的機制只能暫時維持，無法持續發展，零和游戲的最終結局，是無人提供服務。”李瓊慧說。

一套適應新能源大規模發展的電力市場體系，需要充分將電能產生的時間和空間因素納入價格機制之中，從而更有效地釋放靈活性資源。在時間上，需加快建立優化資源配置最直接、最高效的現貨市場，擴大峰谷電價差，不斷縮短交易周期，為市場主體提供反映市場供需和生產成本的價格信號，充分發揮風電、光伏邊際發電成本低的優勢，同時激勵風光發電根據市場價格信號提升自身調節能力，減輕系統運行壓力。現貨市場的價格激勵既可作用于發電側，亦可作用于用戶側，將系統調節壓力適當傳導至用戶側，可挖潛用戶側的調節空間。

在空間上，需打破省間電力交易壁壘，推進跨省區發電權置換交易，確保省間清潔能源電力送電協議的執行，加速構建跨區、跨省的全國大范圍電力市場。近年來，丹麥風力發電量占比連創新高，引起業界高度關注，但這一成就的背后是歐洲電網強大跨國電力交換能力的支撐所取得的，換言之，是鄰國水火調峰電源保障了丹麥綠色電力的大規模發電。我國西部、北部地區擁有80%以上的陸地風能、60%以上的太陽能，而全國70%的負荷集中在中、東部地區，新能源資源遠離負荷中心，因此，必須借助大電網，構建大市場，從而在全國范圍內消納新能源。我國擁有全球最大規模的大電網系統，具備大范圍電源互濟、負荷互補的基礎條件，因此，更需要在市場化交易方面提升組織效率，將綠色電能送出去、賣出去。

在采訪中，多位業內專家表示，“十四五”期間，我國能源供應方面要實現系統整體優化、多種能源互補的供應模式，大力改善各種能源單獨供應、互補水平低的現象。近日，國家發改委、能源局出臺《關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》，旨在通過源網荷儲協同互動，形成完整的互動響應市場體系，解決新能源消納瓶頸問題，這不僅需要發電側釋放靈活潛能，更需要市場側釋放靈活機制。

“沒有一個完美的市場制度可以解決一切矛盾，只能在特定的發展時期，抓住主要矛盾。美國經歷了三輪電改，每一輪都有其重點任務和目標。第三輪電改以綠色轉型為主要任務，圍繞轉型進行市場設計，并為新能源高比例入網推出調頻服務、初級備用服務、黑啟動、無功電壓控制和不平衡電量等市場產品。在市場的發展中，主要矛盾會變化，市場運行制度也會不斷調整，但任何時候，市場建設都要認準第一目標。”李瓊慧說。

問題導向倒逼創新發展

時至今日，新能源規劃與布局的底層邏輯已經發生改變。過去，科學控制新能源的“產”與“消”，以消納定發展，是基于產業扶持、電價補貼下的發展模式。但在新的形勢下，消納的角色定位已發生轉變，新能源的發展需要以“雙碳”目標倒推，綜合各地資源條件、電網條件、負荷水平等因素，合理規劃新能源項目開發的建設規模、裝機布局和開發時序，從而確定可再生能源短期以及中長期戰略目標。

從規模和時序來看，中電聯對于新能源發展規模的預計是，2025年達到9億千瓦，年均增加約8000萬千瓦；2025年以后每年新增規模超過1億千瓦（“十五五”1.2億、“十六五”1.6億），新增規模呈現前低后高趨勢的原因主要在于短期內的消納挑戰巨大，盡管近年來在一系列措施的保障下，新能源棄電矛盾得到了有效緩解，但同時還要看到，新疆、甘肅等新能源發電量占比較高的省份（20%、27%），棄風率還處于10.3%、6.4%的水平。預計2025年，全國新能源發電量占比將從目前的9.7%上升到16.7%，消納瓶頸應引起高度重視，因此，“十四五”期間需要合理調控新能源開發規模。

從布局來看，考慮到新能源資源的差異性，需對風能、太陽能等新能源資源進行深度勘查和評估，確保資源高效利用；充分利用風、光資源自身互補性，在全國范圍優化布局新能源，因地制宜地制定各地區年度規劃。

受西部地區新能源消納困難影響，新能源裝機持續向消納形勢較好的中東部轉移。東部地區電價高，近負荷，分散式風電和分布式光伏將成為新能源規模化發展的一個重要陣地。但東部新能源面臨著復雜的開發環境，新能源大規模開發與現有土地使用和生態環境保護政策之間存在矛盾。風電、光伏發電對土地的需求量非常大，中東部地區許多地方都存在生態紅線。在中東部地區，分散式低風速風能資源在100米高度上大約可達到10億千瓦，但在具體的項目開發中，仍然會受到眾多因素的制約。“對于這一點，業界也提出了土地恢復等技術方案，但事實上，是否能夠通過技術手段平衡生態限制，還需要成熟的鑒定意見才能實施，目前，土地生態紅線仍然是制約新能源發展的一大因素。所以新能源的發展在中東部，我們認為天上的資源是夠的，但能不能落地，還有待研究。”李瓊慧說。

在風光資源和土地資源優勢明顯的“三北”地區，新能源開發潛力巨大，但未來仍存在消納隱患。開發與消納并舉，尤其是提高消納能力，將是決定“三北”地區能否持續大規模開發的關鍵。秦海巖表示，提升消納能力，一是要加大跨省區的聯絡線路建設，提高跨省區的電力交換交易能力，增強系統的靈活性。二是要提高可再生能源電力就地消納的規模和比例，“三北”地區政府部門應推動低價、零碳電力需求量大的產業向“三北”轉移，使其成為支撐西部經濟發展的新引擎。

處于后工業時代的中國正同時面臨調結構與穩增長的壓力，但轉型的進程不以人為意志為轉移，發展中的問題要在發展中解決。新能源帶給電力行業的那些愛痛交織的深刻體驗，正是倒逼體制創新與技術革新的起點，今天我們設想的諸多可能性，或將成為明天的必然性。新能源的未來，正是這樣一個充滿無限可能的故事。這樣一個故事，或許便是碳中和的序章，講好這個故事，將讓我們擁有更多起筆碳中和的底氣與信心。