多措并舉促進“十四五”新能源消納利用

本刊 | 王芳

“十三五”的收官之年，指標是否可以完成？能源與電力的“十四五”規劃也在積極醞釀中，重點要解決哪些問題？日前，國網能源研究院有限公司董事長（院長）、黨委書記張運洲在接受本刊采訪時，闡述了他的觀點。

“十三五”規劃約束性指標均可完成

Q：2014年9月，《國家應對氣候變化規劃（2014-2020年）》提出，到2020年，非化石能源在一次能源消費中所占比重達15%左右?！笆濉逼陂g，能源的外部環境以及我國的能源生產和消費結構發生了哪些變化？取得哪些成績？還面臨哪些問題？

A：“十三五”期間，我國經濟發展經歷了“三期疊加”的復雜局面，總體上由高速增長階段轉向高質量發展階段，這突出表現在發展方式的轉變、經濟結構的優化和增長動力的轉換。作為支撐經濟發展的基礎產業與影響生態環境的重要行業，這幾年我國能源生產和消費結構發生了顯著變化，能源發展已從追求規模擴張向提高發展質量轉變，這可以從能源生產和消費兩個視角來觀察。

首先是能源生產視角：一是能源生產總量穩步擴大。由2015年的36.1億噸標準煤增至2019年的39.7億噸標準煤。目前我國已是全球能源生產第一大國，產量約占全球五分之一。二是能源生產結構中清潔能源占比明顯提升。天然氣、一次電力（指核電、水電、風電和太陽能發電等）等清潔能源占比持續上升。其中，天然氣生產量占比由2015年的4.8%提升至2019年的5.7%，一次電力生產量占比由14.5%提升至18.8%。三是新能源取得長足發展。風電、太陽能發電合計裝機由2015年的1.7億千瓦增至2019年的4.2億千瓦，裝機占比由11.3%提升至20.6%；同期發電量由2251億千瓦時增至6295億千瓦時，占比由3.9%提升至8.6%。

其次是能源消費視角：一是能源消費總量仍保持較快增長，已穩居世界第一。我國一次能源消費總量從2015年的43億噸標準煤增至2019年的48.6億噸標準煤，目前約占全球的四分之一。二是能源消費結構不斷改善。煤炭占一次能源消費的比重由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年的約15%，天然氣消費比重由2015年的5.9%提升至2019年的8%以上。三是節能降耗取得顯著成效，單位GDP能耗整體呈現下降態勢。按照2015年可比價格計算，萬元GDP能耗由2015年的0.62噸標準煤降至2019年的約0.55噸標準煤，降幅達到11.3%。四是能源對外依存度不斷攀升。雖然我國能源生產量不斷提高，但仍然不能滿足持續增長的能源需求，能源對外依存度由2015年的16%升至2019年的18.3%。其中，石油對外依存度由60.6%升至70.8%，天然氣對外依存度由32.7%升至43.4%。

總體來看，中國已經形成了煤炭、石油、天然氣、非化石能源全面發展的能源供給體系，預計能源與電力“十三五”規劃的約束性指標均可完成，為能源高質量發展創造良好條件。與此同時，中國能源發展依然面臨需求壓力大、供給制約多、生態環境影響嚴重等問題，并伴隨著未來能源技術顛覆性創新和系統變革的諸多機遇與挑戰，這需要在“十四五”期間乃至更長時期內迎難而上、創新發展。

新能源將逐步成為主力電源

Q：正如您剛才提到的，中國能源發展具有良好的基礎條件，正在向高質量發展轉變，那么，從中長期來看，我國的能源與電力發展將呈現怎樣的趨勢？

A：黨的十九大報告指出，要推進能源生產和消費革命，構建清潔低碳、安全高效的能源體系，這明確了新時代我國能源與電力發展的方向。綜合來看，未來我國能源與電力發展有望呈現如下幾個趨勢：

第一，電力需求增速明顯高于一次能源需求增速。隨著我國經濟結構的調整，未來能源需求增速將逐步放緩，2030年之后，能源需求增長進入飽和階段，總量穩定在55億～60億噸標準煤。考慮到電能對煤炭、石油等終端其他用能大幅替代等因素，我國電力需求未來仍存在較大增長空間，預計2035年和2050年，電力需求將分別達到11.4萬億～12.4萬億千瓦時和12.3萬億～13.9萬億千瓦時，其增速將在相當長時期內高于一次能源需求增速。

第二，非化石能源占比逐步提高，并將成為主導能源。預計到2035年和2050年非化石能源占一次能源消費的比重將分別超過30%和50%，非化石能源占比將在2035―2040年超過煤炭。

第三，新能源發電逐步成為主力電源。預計到2035年，新能源裝機占比將達到38%，發電量占比達到22%。到2050年，裝機占比會達到55%，發電量占比達到39%。

第四，電力在能源轉型中的作用凸顯，能源電氣化是大勢所趨。在能源生產環節，更多的可再生能源資源將被轉化成電能使用，煤炭的主要利用方式也是發電。預計到2035年發電用能占一次能源的比重將超過60%。在終端能源消費環節，電能將對化石能源實現深度替代，預計到2050年電能占終端能源消費的比重會超過50%。

“十四五”重點解決新能源并網消納問題

Q：今年是“十三五”的收官之年，也即將制定能源與電力的“十四五”規劃。您對我國“十四五”時期的電力發展有什么樣的基本判斷？

A：剛才我也談了對中長期能源發展趨勢的幾點看法，“十四五”期間電力行業的發展也與之高度契合。下面，我就“十四五”期間電力發展的幾個重要問題，談談初步判斷。

第一，關于電力供需總體形勢。根據國網能源研究院的初步測算，預計“十四五”期間全社會用電量增長率為4%～5%，電力彈性系數小于1，電力負荷峰谷差持續加大，電力系統調峰壓力進一步增大。綜合考慮環保及碳減排約束對煤電發展的影響、新能源大規模發展、水電和核電建設周期較長等因素，“十四五”期間我國中東部區域電力平衡面臨較大壓力，需要采取綜合措施予以應對。

第二，關于新能源并網消納形勢。近年來，在政府、發電企業、電網企業和用戶的共同努力下，我國新能源消納問題得到有效解決。2019年，國家電網公司經營區的新能源利用率達到96.8%，提前一年超額完成《清潔能源消納行動計劃（2018―2020年）》目標。就“十四五”來看，陸上風電和光伏將進入平價上網時代，不再依賴補貼支持，我國新能源發展內生動力強勁。綜合分析國家能源轉型要求、清潔能源消納目標以及新能源成本快速下降等因素，預計到2025年，全國新能源發電總裝機規模將超過7.5億千瓦，占全國電源總裝機的比例超過26%。如此來看，“十四五”期間的新能源并網規模將接近翻番，而電力需求增長和系統調節能力提升相對有限，新能源消納形勢依然十分嚴峻，需要政府部門加強預警調控，各利益相關方應達成共識，取得平衡。據初步測算，西北區域的新能源整體利用率面臨很大不確定性。對于冀北、山西、陜西、甘肅、新疆等省區的新能源消納，需要重點關注。

第三，關于跨區電力輸送規模及能力。我國西電東送、北電南送規模在“十四五”期間將進一步擴大，陸續投產陜北－武漢、白鶴灘－江蘇等多條重要跨區輸電通道，合計新增跨區輸電容量達到5000萬千瓦左右，將顯著緩解華北、華東和華中等受端地區電力供應緊張的壓力。對于“十四五”期間新增的跨區輸電通道，還需要充分利用技術和市場的力量，提升受端交流網架的匯集與疏散能力，優化送端新能源和其他電源的匹配比例，進一步提升跨區輸電通道利用水平。

Q：“十四五”期間新能源發展將步入平價上網時代，依您看來，風電發展還面臨著哪些挑戰？“十四五”規劃期間，集中式風電、分散式風電以及海上風電的發展前景如何？

A：“十四五”期間，風電發展潛力仍需依賴于自身成本的進一步下降。受限于原材料成本，陸上風電機組的價格難以大幅下降，但是非技術成本仍有一定的下降空間，預計未來陸上集中式風電將呈現較快發展的態勢。制約分散式風電發展的單位容量造價高、資源評估和分散運維難、項目審批管理復雜等問題也有望逐步得以化解，推動分散式風電新增規模的擴大。海上風電發展仍面臨成本較高的問題，目前度電成本仍高于0.6元/千瓦時，預計“十四五”期間繼續保持下降趨勢。據了解，到2021年年底國家將停止新增海上風電的補貼，由地方政府對海上風電提供一定的補貼也面臨困難，未來海上風電發展存在不確定性?？紤]到海上風電可以大規模集中開發，在東部沿海負荷中心實現就近消納，且成本也有下降空間，未來需要促請有補貼能力的地方政府出臺補貼政策，推動海上風電平穩發展，實現產業和市場的緊密對接。

為促進風電等新能源的可持續發展，“十四五”期間應進一步合理確定新能源裝機規模，優化布局和時序，在政策上采取加強新能源項目規模管理、出臺將無補貼項目納入規劃管理的辦法、深化年度投資預警和監管制度等舉措，引導新增規模向消納較好的省份傾斜，充分利用中東部地區的消納市場空間，提高新能源利用率。

多種手段解決調峰問題

Q：剛才您也提到“十四五”期間新能源消納形勢依然嚴峻，為適應更大規模風電等新能源接入電網的要求，您認為風電、電網和常規火電都需要各自做出哪些調整或嘗試，在政策上給予哪些支持？

A：與傳統電源相比，大規模新能源接入電力系統，帶來的最大挑戰是增加系統調峰需求。在“十四五”期間，考慮到措施的經濟性、可行性等因素，建議通過推進火電靈活性改造、建設抽水蓄能、促進跨省互濟、允許合理棄能等手段解決調峰問題。

一是出臺激勵政策，推進火電靈活性改造。《電力發展“十三五”規劃》明確，在“三北”地區實施2.15億千瓦煤電靈活性改造，以提高系統調峰能力，但是由于相關機制不完善，燃煤發電企業經營困難，改造進度嚴重滯后，2019年年底僅完成5775萬千瓦左右，不到規劃目標的27%。因此，“十四五”期間需要在總結各地輔助服務市場經驗的基礎上，繼續完善建設并推廣調峰輔助服務市場；結合電力市場建設，探索引入容量電價機制，激發火電廠進行靈活性改造的積極性。

二是推進抽水蓄能電站建設，提升新能源消納水平。抽水蓄能電站在后夜低谷、中午平峰，但風電與光伏大發等系統調峰困難時段抽水，與其他手段共同作用，可實現新能源的高效利用?！笆奈濉逼陂g，國家電網公司經營區有望新增2000多萬千瓦的抽水蓄能，將進一步促進新能源消納。但需要關注的是，第二輪輸配電定價成本監審辦法明確抽水蓄能不得計入輸配電定價成本，這對抽水蓄能實際投產規模影響很大，仍需要國家盡快完善抽水蓄能的支持政策。

三是增強區內跨省互聯，充分發揮互濟作用。我國地域面積廣闊，風電、太陽能發電均呈現較好的地理分散效應。以華北電網為例，對2018年該區域內各省級電網風電出力進行分析，顯示各省級電網之間風電具備一定的互補特性。因此，通過加強區域內各省級電網互聯，能夠有效緩解部分區域較為突出的調峰壓力。

四是合理確定新能源利用率，允許少量棄能，增加新能源發展規模。新能源發電出力統計結果顯示，尖峰電力出現概率低、持續時間短，全額消納需付出額外成本，降低系統整體經濟性。以黑龍江為例，2018年全年僅2.2%時段的風電出力能達到額定出力的70%以上，這部分發電量僅占可發電總量的0.6%。新能源發展規模比較大的國家也存在不同程度的主動或被動棄風/棄光現象。因此，應當以電力系統整體成本最小來合理確定新能源利用率，進而確定新能源的發展規模。

能源新業態、新模式將不斷涌現

Q：隨著電子信息、數字化、能源物聯網等創新技術的發展，能源領域會發生哪些重要變革？涌現哪些新興產業？風電行業在其中有哪些作為？

A：隨著“大云物移智鏈”等先進信息通信技術顯性切入能源生產、消費全環節，能源系統功能將實現重大突破，也為培育新業態、新動能提供了條件和平臺。

一方面，能源技術進步、供需平衡、發展格局等方面將發生重大變化。第一，能源技術進步由主要依靠能源裝備和系統集成技術突破，向依靠能源技術與數字化技術融合轉變。第二，能源供需平衡由基地式、集中化的開發利用方式，向集中式與分布式并重方向轉變。第三，能源發展格局由各類能源獨立式發展向協同互補式發展轉變。

另一方面，能源系統與其他行業產業實現深度的交叉融合，具備數字化、平臺化、生態化特征的“能源+”新業態不斷涌現，能源系統對經濟社會運行及其他產業實施深度賦能。其中一類，表現為各品種能源與信息、資金等要素融合，形成“互聯網+能源”“金融+能源”“新一代人工智能+能源”等新業態、新模式。譬如，國網新能源云平臺可以為風電投資商、廠商等用戶群體，提供建站并網、金融交易、運營運維、數據服務等線上一站式全流程服務。另外一類，表現為能源與各類生產生活方式融合所形成的智慧綠色交通、綠色建筑、“風電+特色產業”、“光伏+特色產業”等新業態、新模式。譬如風電制熱供暖，實現與熱網融合，推進清潔供暖；隨著電制氫的技術進步和成本下降，通過風電制氫，提供給氫燃料汽車作為綠色動力，推動電網與交通網的協同發展，同時也有助于提高電力系統的調節能力，更有利于擴大風電開發利用規模及效益。