多措并举促进“十四五”新能源消纳利用

本刊 | 王芳

“十三五”的收官之年，指标是否可以完成？能源与电力的“十四五”规划也在积极酝酿中，重点要解决哪些问题？日前，国网能源研究院有限公司董事长（院长）、党委书记张运洲在接受本刊采访时，阐述了他的观点。

“十三五”规划约束性指标均可完成

Q：2014年9月，《国家应对气候变化规划（2014-2020年）》提出，到2020年，非化石能源在一次能源消费中所占比重达15%左右。“十三五”期间，能源的外部环境以及我国的能源生产和消费结构发生了哪些变化？取得哪些成绩？还面临哪些问题？

A：“十三五”期间，我国经济发展经历了“三期叠加”的复杂局面，总体上由高速增长阶段转向高质量发展阶段，这突出表现在发展方式的转变、经济结构的优化和增长动力的转换。作为支撑经济发展的基础产业与影响生态环境的重要行业，这几年我国能源生产和消费结构发生了显著变化，能源发展已从追求规模扩张向提高发展质量转变，这可以从能源生产和消费两个视角来观察。

首先是能源生产视角：一是能源生产总量稳步扩大。由2015年的36.1亿吨标准煤增至2019年的39.7亿吨标准煤。目前我国已是全球能源生产第一大国，产量约占全球五分之一。二是能源生产结构中清洁能源占比明显提升。天然气、一次电力（指核电、水电、风电和太阳能发电等）等清洁能源占比持续上升。其中，天然气生产量占比由2015年的4.8%提升至2019年的5.7%，一次电力生产量占比由14.5%提升至18.8%。三是新能源取得长足发展。风电、太阳能发电合计装机由2015年的1.7亿千瓦增至2019年的4.2亿千瓦，装机占比由11.3%提升至20.6%；同期发电量由2251亿千瓦时增至6295亿千瓦时，占比由3.9%提升至8.6%。

其次是能源消费视角：一是能源消费总量仍保持较快增长，已稳居世界第一。我国一次能源消费总量从2015年的43亿吨标准煤增至2019年的48.6亿吨标准煤，目前约占全球的四分之一。二是能源消费结构不断改善。煤炭占一次能源消费的比重由2015年的64%降至2019年的57.7%，非化石能源占比由2015年的12%提升至2019年的约15%，天然气消费比重由2015年的5.9%提升至2019年的8%以上。三是节能降耗取得显著成效，单位GDP能耗整体呈现下降态势。按照2015年可比价格计算，万元GDP能耗由2015年的0.62吨标准煤降至2019年的约0.55吨标准煤，降幅达到11.3%。四是能源对外依存度不断攀升。虽然我国能源生产量不断提高，但仍然不能满足持续增长的能源需求，能源对外依存度由2015年的16%升至2019年的18.3%。其中，石油对外依存度由60.6%升至70.8%，天然气对外依存度由32.7%升至43.4%。

总体来看，中国已经形成了煤炭、石油、天然气、非化石能源全面发展的能源供给体系，预计能源与电力“十三五”规划的约束性指标均可完成，为能源高质量发展创造良好条件。与此同时，中国能源发展依然面临需求压力大、供给制约多、生态环境影响严重等问题，并伴随着未来能源技术颠覆性创新和系统变革的诸多机遇与挑战，这需要在“十四五”期间乃至更长时期内迎难而上、创新发展。

新能源将逐步成为主力电源

Q：正如您刚才提到的，中国能源发展具有良好的基础条件，正在向高质量发展转变，那么，从中长期来看，我国的能源与电力发展将呈现怎样的趋势？

A：党的十九大报告指出，要推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系，这明确了新时代我国能源与电力发展的方向。综合来看，未来我国能源与电力发展有望呈现如下几个趋势：

第一，电力需求增速明显高于一次能源需求增速。随着我国经济结构的调整，未来能源需求增速将逐步放缓，2030年之后，能源需求增长进入饱和阶段，总量稳定在55亿～60亿吨标准煤。考虑到电能对煤炭、石油等终端其他用能大幅替代等因素，我国电力需求未来仍存在较大增长空间，预计2035年和2050年，电力需求将分别达到11.4万亿～12.4万亿千瓦时和12.3万亿～13.9万亿千瓦时，其增速将在相当长时期内高于一次能源需求增速。

第二，非化石能源占比逐步提高，并将成为主导能源。预计到2035年和2050年非化石能源占一次能源消费的比重将分别超过30%和50%，非化石能源占比将在2035―2040年超过煤炭。

第三，新能源发电逐步成为主力电源。预计到2035年，新能源装机占比将达到38%，发电量占比达到22%。到2050年，装机占比会达到55%，发电量占比达到39%。

第四，电力在能源转型中的作用凸显，能源电气化是大势所趋。在能源生产环节，更多的可再生能源资源将被转化成电能使用，煤炭的主要利用方式也是发电。预计到2035年发电用能占一次能源的比重将超过60%。在终端能源消费环节，电能将对化石能源实现深度替代，预计到2050年电能占终端能源消费的比重会超过50%。

“十四五”重点解决新能源并网消纳问题

Q：今年是“十三五”的收官之年，也即将制定能源与电力的“十四五”规划。您对我国“十四五”时期的电力发展有什么样的基本判断？

A：刚才我也谈了对中长期能源发展趋势的几点看法，“十四五”期间电力行业的发展也与之高度契合。下面，我就“十四五”期间电力发展的几个重要问题，谈谈初步判断。

第一，关于电力供需总体形势。根据国网能源研究院的初步测算，预计“十四五”期间全社会用电量增长率为4%～5%，电力弹性系数小于1，电力负荷峰谷差持续加大，电力系统调峰压力进一步增大。综合考虑环保及碳减排约束对煤电发展的影响、新能源大规模发展、水电和核电建设周期较长等因素，“十四五”期间我国中东部区域电力平衡面临较大压力，需要采取综合措施予以应对。

第二，关于新能源并网消纳形势。近年来，在政府、发电企业、电网企业和用户的共同努力下，我国新能源消纳问题得到有效解决。2019年，国家电网公司经营区的新能源利用率达到96.8%，提前一年超额完成《清洁能源消纳行动计划（2018―2020年）》目标。就“十四五”来看，陆上风电和光伏将进入平价上网时代，不再依赖补贴支持，我国新能源发展内生动力强劲。综合分析国家能源转型要求、清洁能源消纳目标以及新能源成本快速下降等因素，预计到2025年，全国新能源发电总装机规模将超过7.5亿千瓦，占全国电源总装机的比例超过26%。如此来看，“十四五”期间的新能源并网规模将接近翻番，而电力需求增长和系统调节能力提升相对有限，新能源消纳形势依然十分严峻，需要政府部门加强预警调控，各利益相关方应达成共识，取得平衡。据初步测算，西北区域的新能源整体利用率面临很大不确定性。对于冀北、山西、陕西、甘肃、新疆等省区的新能源消纳，需要重点关注。

第三，关于跨区电力输送规模及能力。我国西电东送、北电南送规模在“十四五”期间将进一步扩大，陆续投产陕北－武汉、白鹤滩－江苏等多条重要跨区输电通道，合计新增跨区输电容量达到5000万千瓦左右，将显著缓解华北、华东和华中等受端地区电力供应紧张的压力。对于“十四五”期间新增的跨区输电通道，还需要充分利用技术和市场的力量，提升受端交流网架的汇集与疏散能力，优化送端新能源和其他电源的匹配比例，进一步提升跨区输电通道利用水平。

Q：“十四五”期间新能源发展将步入平价上网时代，依您看来，风电发展还面临着哪些挑战？“十四五”规划期间，集中式风电、分散式风电以及海上风电的发展前景如何？

A：“十四五”期间，风电发展潜力仍需依赖于自身成本的进一步下降。受限于原材料成本，陆上风电机组的价格难以大幅下降，但是非技术成本仍有一定的下降空间，预计未来陆上集中式风电将呈现较快发展的态势。制约分散式风电发展的单位容量造价高、资源评估和分散运维难、项目审批管理复杂等问题也有望逐步得以化解，推动分散式风电新增规模的扩大。海上风电发展仍面临成本较高的问题，目前度电成本仍高于0.6元/千瓦时，预计“十四五”期间继续保持下降趋势。据了解，到2021年年底国家将停止新增海上风电的补贴，由地方政府对海上风电提供一定的补贴也面临困难，未来海上风电发展存在不确定性。考虑到海上风电可以大规模集中开发，在东部沿海负荷中心实现就近消纳，且成本也有下降空间，未来需要促请有补贴能力的地方政府出台补贴政策，推动海上风电平稳发展，实现产业和市场的紧密对接。

为促进风电等新能源的可持续发展，“十四五”期间应进一步合理确定新能源装机规模，优化布局和时序，在政策上采取加强新能源项目规模管理、出台将无补贴项目纳入规划管理的办法、深化年度投资预警和监管制度等举措，引导新增规模向消纳较好的省份倾斜，充分利用中东部地区的消纳市场空间，提高新能源利用率。

多种手段解决调峰问题

Q：刚才您也提到“十四五”期间新能源消纳形势依然严峻，为适应更大规模风电等新能源接入电网的要求，您认为风电、电网和常规火电都需要各自做出哪些调整或尝试，在政策上给予哪些支持？

A：与传统电源相比，大规模新能源接入电力系统，带来的最大挑战是增加系统调峰需求。在“十四五”期间，考虑到措施的经济性、可行性等因素，建议通过推进火电灵活性改造、建设抽水蓄能、促进跨省互济、允许合理弃能等手段解决调峰问题。

一是出台激励政策，推进火电灵活性改造。《电力发展“十三五”规划》明确，在“三北”地区实施2.15亿千瓦煤电灵活性改造，以提高系统调峰能力，但是由于相关机制不完善，燃煤发电企业经营困难，改造进度严重滞后，2019年年底仅完成5775万千瓦左右，不到规划目标的27%。因此，“十四五”期间需要在总结各地辅助服务市场经验的基础上，继续完善建设并推广调峰辅助服务市场；结合电力市场建设，探索引入容量电价机制，激发火电厂进行灵活性改造的积极性。

二是推进抽水蓄能电站建设，提升新能源消纳水平。抽水蓄能电站在后夜低谷、中午平峰，但风电与光伏大发等系统调峰困难时段抽水，与其他手段共同作用，可实现新能源的高效利用。“十四五”期间，国家电网公司经营区有望新增2000多万千瓦的抽水蓄能，将进一步促进新能源消纳。但需要关注的是，第二轮输配电定价成本监审办法明确抽水蓄能不得计入输配电定价成本，这对抽水蓄能实际投产规模影响很大，仍需要国家尽快完善抽水蓄能的支持政策。

三是增强区内跨省互联，充分发挥互济作用。我国地域面积广阔，风电、太阳能发电均呈现较好的地理分散效应。以华北电网为例，对2018年该区域内各省级电网风电出力进行分析，显示各省级电网之间风电具备一定的互补特性。因此，通过加强区域内各省级电网互联，能够有效缓解部分区域较为突出的调峰压力。

四是合理确定新能源利用率，允许少量弃能，增加新能源发展规模。新能源发电出力统计结果显示，尖峰电力出现概率低、持续时间短，全额消纳需付出额外成本，降低系统整体经济性。以黑龙江为例，2018年全年仅2.2%时段的风电出力能达到额定出力的70%以上，这部分发电量仅占可发电总量的0.6%。新能源发展规模比较大的国家也存在不同程度的主动或被动弃风/弃光现象。因此，应当以电力系统整体成本最小来合理确定新能源利用率，进而确定新能源的发展规模。

能源新业态、新模式将不断涌现

Q：随着电子信息、数字化、能源物联网等创新技术的发展，能源领域会发生哪些重要变革？涌现哪些新兴产业？风电行业在其中有哪些作为？

A：随着“大云物移智链”等先进信息通信技术显性切入能源生产、消费全环节，能源系统功能将实现重大突破，也为培育新业态、新动能提供了条件和平台。

一方面，能源技术进步、供需平衡、发展格局等方面将发生重大变化。第一，能源技术进步由主要依靠能源装备和系统集成技术突破，向依靠能源技术与数字化技术融合转变。第二，能源供需平衡由基地式、集中化的开发利用方式，向集中式与分布式并重方向转变。第三，能源发展格局由各类能源独立式发展向协同互补式发展转变。

另一方面，能源系统与其他行业产业实现深度的交叉融合，具备数字化、平台化、生态化特征的“能源+”新业态不断涌现，能源系统对经济社会运行及其他产业实施深度赋能。其中一类，表现为各品种能源与信息、资金等要素融合，形成“互联网+能源”“金融+能源”“新一代人工智能+能源”等新业态、新模式。譬如，国网新能源云平台可以为风电投资商、厂商等用户群体，提供建站并网、金融交易、运营运维、数据服务等线上一站式全流程服务。另外一类，表现为能源与各类生产生活方式融合所形成的智慧绿色交通、绿色建筑、“风电+特色产业”、“光伏+特色产业”等新业态、新模式。譬如风电制热供暖，实现与热网融合，推进清洁供暖；随着电制氢的技术进步和成本下降，通过风电制氢，提供给氢燃料汽车作为绿色动力，推动电网与交通网的协同发展，同时也有助于提高电力系统的调节能力，更有利于扩大风电开发利用规模及效益。