在以碳中和为主题的时代舞台上，新能源，无疑是一个最具光环、最受青睐的重磅角色。2020年12月12日，在气候雄心峰会上，习近平主席提出到2030年，我国风电、光伏发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。但无论是研究智库还是资本市场，对于新能源未来10年的发展预测都远高于这一目标。

尽管“十四五”能源电力规划仍在制定之中，但一个显而易见的共识是，经历了多年的产业培育后，如今新能源已走到了一个重要的历史坐标：从替代能源转向主体能源。

无论是装机总量、新增规模还是产品制造能力，我国新能源已领先于世界。过去10年，我国陆上风电度电成本下降了40%，光伏的成本下降了约80%，大部分地区新建的新能源项目已可以实现平价上网，新能源迎来发展的新高度与新纪元。这一切看似顺理成章，但一条光环加持的道路，并不意味着更加好走。

更高的期望，意味着更大的责任。曾经，在能源电力的家族中，新能源只是一个无关大局的“小透明”。如今，承载着碳中和愿景的新能源，已经进入了与传统能源竞争的时代。因此，看待新能源的视角，也不应局限于产业角度，而应将其放在能源转型、经济转型乃至社会转型的层面，来衡量其服务经济社会发展的能力。很显然，面对挑战的不止是新能源，更包括全行业与全社会。

从平价上网到平价利用

主体能源的更新换代，绝非简单的此消彼长或替代竞争，而是一项牵一发而动全身的系统工程。

目前，我国处于煤炭与新能源的“混合能源时代”，新能源发电量占比约为10%，相对于低碳转型的典型国家而言，这一比例并不算高，但我国地域广阔，地区差异巨大，局部地区新能源占比已高达30~40%，在冀北、甘肃、青海等地区，新能源已成为第一大电源，电网安全及运行控制已受到巨大挑战。

作为最复杂、最庞大的人造系统，过去电力系统中电源跟随负荷变化调整出力，使电网运行保持瞬时平衡。但新能源的加入打破了电源侧长久以来的运行规律，其他常规电源必须同时跟随新能源波动调节出力。适应高比例新能源特性的电力系统，在未来或许会出现革命性的重大技术突破，但在现阶段，新能源与其他电源、电网、负荷之间的相互适应，只能基于当前电力系统的平衡理论和安全原则来开展。“在过去，新能源占比较小时，可以把平衡新能源波动视作负荷侧波动来对待。但随着新能源规模的逐渐扩大，高比例新能源电力系统的电力电量平衡将面临巨大挑战。”国网能源研究院有限公司新能源与统计研究所所长李琼慧说。

新能源与电力系统的“交手”，是技术问题，也是经济问题。

为保证用户的稳定可靠供电，大规模的新能源入网，需要整个系统提升其他的辅助性投资。有研究显示，一个独立的电力系统中，在新能源电量占比小于10%时，电力系统本身的裕度尚可调节新能源带来的波动。一旦新能源的电量占比超过了10%，其系统成本就开始显现；新能源电量占比超过20%，系统成本大约将占据新能源本体成本的1/3~1/2；如果新能源电量占比达到40%，其系统成本将与发电成本基本相当。这一结论基于不同的系统结构会有一些偏差，但也大致为我们厘清了高比例新能源电力系统中所对应的消纳成本比重。

在新能源提速发展的当下和未来，系统成本的显著提升已难以避免。近期，国家能源局下发《关于征求2021年可再生能源电力消纳责任权重和2022-2030年预期目标建议的函》，要求非化石能源消费比重2021年按16.6%考虑，2030年按26%考虑。2030年全国统一可再生能源电力消纳责任权重为40%，其中非水电电力消纳责任权重为25.9%。按照以上的研究推论，到2030年，我国电力系统为承载新能源的发展将面临成本走高的压力，未来制约新能源发展的是大规模利用的经济可负担性。

“未来高比例新能源电力系统最理想的运行状态是什么？即在满足电网安全稳定运用和电力可靠供应的前提下，通过技术的进步，促使以新能源为主的系统供电成本和当前供电成本大致持平甚至更低，这一天我们的能源革命就实现了。”李琼慧说，“因此，新能源发展到了一定阶段以后，能源经济学显得特别重要，尤其是在‘双碳’目标倒逼下，一定要从能源经济学的角度来研究新能源发展。”

供电成本的拉平，有赖于新能源发电成本和系统成本的下降。在发电成本方面，中国可再生能源学会常务理事秦海岩表示，新能源发电技术经济水平在短期内依然未到天花板，风电度电成本的下降最主要的贡献来自于发电能力和效率的提升，而不仅是造价的下降。“依托于先进控制技术和材料科学的进步，过去十年风电机组的风轮直径不断突破，增加到原来的2倍，同样风况条件下发电量增加到3倍左右，即使在风电场单位千瓦造价下降不多的情况下，度电成本也可以下降到原来的50%。西北部风能资源好的地区，5年后度电成本有望降到0.15元/千瓦时，中东南部5年内度电成本有望降到0.2元/千瓦时，近海风电在5年内成本有望降到0.4~0.5元/千瓦时，远海风电在8年左右有望降到0.4~0.5元/千瓦时。这还没有包括风电机组可靠性和基于大数据人工智能的全生命周期管理等技术应用带来的叠加提升效应。”秦海岩说。

在系统成本方面，由于风光发电有效容量低，需要常规电源提供足够的有效容量实现功率平衡，满足电力平衡要求，从系统层面的角度通常需要考虑到增加相应的备用电源容量投资、灵活性电源的投资、接网和配网投资，以及其他运行管理等系统资源，新能源从平价上网到平价利用仍有一段距离。因此，在“十四五”、“十五五”期间，新能源度电利用成本较之传统能源并没有显著优势。“随着发展规模的扩大，对于新能源的运行管理要求，即便不能与常规电源完全等同视之，也需要在一定程度上对新能源的出力稳定提出要求。”李琼慧说，“另外，从系统综合成本的角度来考量，应允许适当放宽对新能源利用率的考核。目前国家对新能源消纳率的要求为95%，我们之前一度达到了96~98%。但据国网能源研究院的研究，在‘十四五’期间，如果消纳率从96%降到93.5%，可以多接纳新能源一亿千瓦以上。因此，需要更加理性地看待消纳率和弃电率。”

李琼慧表示，科学谋划新能源发展，是一个宏观与微观统筹协调的过程，需要在项目可盈利、行业成本最小化、社会经济可承受三方面之中寻求平衡。如今，新能源已从政策驱动走向市场驱动，新能源未来的市场规模，从微观层面来说取决于新能源开发企业的项目盈利状况，从宏观层面来说取决于社会在转型代价与绿色收益之间的权衡。电力行业需要承担的，就是以技术创新、系统优化和管理提升，让转型代价最小化，使转型成本可承受、可负担。

释放灵活资源需要灵活机制

在系统的消纳成本组成中，灵活性资源是支撑新能源大规模入网的重要部分。新能源接入电网规模越大，对于灵活性电源的需求就越高。系统灵活性资源的充裕程度，在某种程度上决定了新能源发展的空间，进而影响到我国低碳转型的速度与进程。欧美很多发达国家的能源转型是以大量灵活电源作为基础支撑的：西班牙、德国、美国的灵活电源占比分别为34%、18%、49%，而我国灵活电源占比不到6%。在现阶段，离开灵活电源谈新能源，无异于在沙地起高楼。

秦海岩认为，当前我国电力系统的灵活性资源仍有巨大的挖潜空间，阻碍灵活性资源进一步增长的深层次“堵点”在于缺乏调动这些灵活性资源的市场机制与合理的价格传导机制。市场机制的缺失，使得为电力系统提供灵活性服务的企业难以获得与其成本投入相匹配的回报，难以激励广大市场主体为新能源消纳提供必要的调峰、调频和备用，导致资源优化配置的效应无法释放。

德国是能源转型最成功的国家之一，但德国自2000年以前以来，工业电价提高了1.96倍，居民电价提高了1.3倍。从国外能源转型与电力市场的典型国家来看，新能源比例升高后，终端电价会有明显的上涨。“在我国，电力系统的转型成本仍然阻塞在行业内部，这样的机制只能暂时维持，无法持续发展，零和游戏的最终结局，是无人提供服务。”李琼慧说。

一套适应新能源大规模发展的电力市场体系，需要充分将电能产生的时间和空间因素纳入价格机制之中，从而更有效地释放灵活性资源。在时间上，需加快建立优化资源配置最直接、最高效的现货市场，扩大峰谷电价差，不断缩短交易周期，为市场主体提供反映市场供需和生产成本的价格信号，充分发挥风电、光伏边际发电成本低的优势，同时激励风光发电根据市场价格信号提升自身调节能力，减轻系统运行压力。现货市场的价格激励既可作用于发电侧，亦可作用于用户侧，将系统调节压力适当传导至用户侧，可挖潜用户侧的调节空间。

在空间上，需打破省间电力交易壁垒，推进跨省区发电权置换交易，确保省间清洁能源电力送电协议的执行，加速构建跨区、跨省的全国大范围电力市场。近年来，丹麦风力发电量占比连创新高，引起业界高度关注，但这一成就的背后是欧洲电网强大跨国电力交换能力的支撑所取得的，换言之，是邻国水火调峰电源保障了丹麦绿色电力的大规模发电。我国西部、北部地区拥有80%以上的陆地风能、60%以上的太阳能，而全国70%的负荷集中在中、东部地区，新能源资源远离负荷中心，因此，必须借助大电网，构建大市场，从而在全国范围内消纳新能源。我国拥有全球最大规模的大电网系统，具备大范围电源互济、负荷互补的基础条件，因此，更需要在市场化交易方面提升组织效率，将绿色电能送出去、卖出去。

在采访中，多位业内专家表示，“十四五”期间，我国能源供应方面要实现系统整体优化、多种能源互补的供应模式，大力改善各种能源单独供应、互补水平低的现象。近日，国家发改委、能源局出台《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，旨在通过源网荷储协同互动，形成完整的互动响应市场体系，解决新能源消纳瓶颈问题，这不仅需要发电侧释放灵活潜能，更需要市场侧释放灵活机制。

“没有一个完美的市场制度可以解决一切矛盾，只能在特定的发展时期，抓住主要矛盾。美国经历了三轮电改，每一轮都有其重点任务和目标。第三轮电改以绿色转型为主要任务，围绕转型进行市场设计，并为新能源高比例入网推出调频服务、初级备用服务、黑启动、无功电压控制和不平衡电量等市场产品。在市场的发展中，主要矛盾会变化，市场运行制度也会不断调整，但任何时候，市场建设都要认准第一目标。”李琼慧说。

问题导向倒逼创新发展

时至今日，新能源规划与布局的底层逻辑已经发生改变。过去，科学控制新能源的“产”与“消”，以消纳定发展，是基于产业扶持、电价补贴下的发展模式。但在新的形势下，消纳的角色定位已发生转变，新能源的发展需要以“双碳”目标倒推，综合各地资源条件、电网条件、负荷水平等因素，合理规划新能源项目开发的建设规模、装机布局和开发时序，从而确定可再生能源短期以及中长期战略目标。

从规模和时序来看，中电联对于新能源发展规模的预计是，2025年达到9亿千瓦，年均增加约8000万千瓦；2025年以后每年新增规模超过1亿千瓦（“十五五”1.2亿、“十六五”1.6亿），新增规模呈现前低后高趋势的原因主要在于短期内的消纳挑战巨大，尽管近年来在一系列措施的保障下，新能源弃电矛盾得到了有效缓解，但同时还要看到，新疆、甘肃等新能源发电量占比较高的省份（20%、27%），弃风率还处于10.3%、6.4%的水平。预计2025年，全国新能源发电量占比将从目前的9.7%上升到16.7%，消纳瓶颈应引起高度重视，因此，“十四五”期间需要合理调控新能源开发规模。

从布局来看，考虑到新能源资源的差异性，需对风能、太阳能等新能源资源进行深度勘查和评估，确保资源高效利用；充分利用风、光资源自身互补性，在全国范围优化布局新能源，因地制宜地制定各地区年度规划。

受西部地区新能源消纳困难影响，新能源装机持续向消纳形势较好的中东部转移。东部地区电价高，近负荷，分散式风电和分布式光伏将成为新能源规模化发展的一个重要阵地。但东部新能源面临着复杂的开发环境，新能源大规模开发与现有土地使用和生态环境保护政策之间存在矛盾。风电、光伏发电对土地的需求量非常大，中东部地区许多地方都存在生态红线。在中东部地区，分散式低风速风能资源在100米高度上大约可达到10亿千瓦，但在具体的项目开发中，仍然会受到众多因素的制约。“对于这一点，业界也提出了土地恢复等技术方案，但事实上，是否能够通过技术手段平衡生态限制，还需要成熟的鉴定意见才能实施，目前，土地生态红线仍然是制约新能源发展的一大因素。所以新能源的发展在中东部，我们认为天上的资源是够的，但能不能落地，还有待研究。”李琼慧说。

在风光资源和土地资源优势明显的“三北”地区，新能源开发潜力巨大，但未来仍存在消纳隐患。开发与消纳并举，尤其是提高消纳能力，将是决定“三北”地区能否持续大规模开发的关键。秦海岩表示，提升消纳能力，一是要加大跨省区的联络线路建设，提高跨省区的电力交换交易能力，增强系统的灵活性。二是要提高可再生能源电力就地消纳的规模和比例，“三北”地区政府部门应推动低价、零碳电力需求量大的产业向“三北”转移，使其成为支撑西部经济发展的新引擎。

处于后工业时代的中国正同时面临调结构与稳增长的压力，但转型的进程不以人为意志为转移，发展中的问题要在发展中解决。新能源带给电力行业的那些爱痛交织的深刻体验，正是倒逼体制创新与技术革新的起点，今天我们设想的诸多可能性，或将成为明天的必然性。新能源的未来，正是这样一个充满无限可能的故事。这样一个故事，或许便是碳中和的序章，讲好这个故事，将让我们拥有更多起笔碳中和的底气与信心。