让新能源发得出供得上用得好（经济新方位·巩固经济回升向好趋势）

　　图为位于新疆维吾尔自治区伊吾县淖毛湖镇的哈密50兆瓦熔盐塔式光热发电站。作为新疆第一座光热发电站，它不仅污染物零排放，还通过储存热能实现24小时持续发电。

　　近年来，我国以风电、光伏发电为代表的新能源发展成效显著。截至2021年底，风电、光伏发电装机规模均占全球发电装机的1/3以上，分别连续12年、7年稳居全球首位。

　　习总指出，要加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。新能源供给消纳体系建设进展怎么样？下一步如何规划？记者进行了采访。

　　张北一场风，从春刮到冬。位于河北省的张北地区风能、太阳能资源丰富，通过张北柔性直流电网工程，每年可向北京输送约140亿千瓦时绿色电力，约占北京年用电量的1/10。

　　具有波动性、间歇性的“风光”资源，如何稳定地“点亮北京的灯”？“张北柔直工程由两个送电端、一个调节端、一个接收端，组成了一张‘口’字形的网。”国网冀北超高压公司特高压交直流运检中心副主任李振动介绍，调节端接入丰宁抽水蓄能电站，就像一个超级“充电宝”，一次最大储能近4000万千瓦时，当送出电量有余时，可借助电能将水抽至上水库储存；电量不足时，则可放水发电。

　　今年以来，我国新能源装机规模稳步扩大。截至7月底，风电装机容量约3.4亿千瓦，同比增长17.2%；光伏发电装机容量约3.4亿千瓦，同比增长26.7%；二者合计占全国发电总装机的28%左右。同时，新能源消纳利用水平不断提升。上半年，全国风电、光伏发电平均利用率分别达到95.8%、97.7%，12个省份“风光”利用率达到100%。

　　新能源供给消纳体系有什么特点？可以用“三个明确”来概括。国家能源局有关负责人介绍，一是明确了既要发挥风电光伏等新能源清洁替代、引领能源低碳转型的作用，也要发挥好煤电支撑调节、安全保供的作用；二是明确了发挥好特高压输变电线路作为跨省区资源配置载体的重要功能，既推动西部地区新能源的基地化、规模化开发，也为东部地区实现碳达峰碳中和提供坚强支撑；三是明确了新能源供给和消纳两位一体、不可偏废，既要持续增强新能源供给能力，确保“发得出”，也要加快新型电力系统建设，确保“用得上”。

　　该负责人说，加大力度规划建设新能源供给消纳体系，有助于提升能源安全保障能力。当前我国油气对外依存度较高，局部时段、局部地区电力供应还比较紧张。新能源资源潜力大、开发成本低、竞争优势明显，推动新能源“立住、立稳、立好”。

　　近年来，我国新能源开发利用成本不断下降。以光伏为例，目前平均造价约为每千瓦4000元，仅为2010年的20%左右。2021年，除户用光伏外，新增陆上风电、光伏发电上网电价与燃煤发电标杆电价持平。此外，新能源产业国际竞争优势持续巩固，光伏产业为全球市场供应超过70%的组件，风电机组产量占据全球2/3以上市场份额。

　　规划建设新能源供给消纳体系，也是持续改善生态环境、推动绿色低碳发展的迫切需要。2021年，我国风电、光伏等可再生能源开发利用规模相当于7.53亿吨标准煤，减少二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物排放量分别约20.7亿吨、40万吨、45万吨，减污降碳成效显著。

　　新能源大规模高比例发展的综合效益巨大，但要立得住、立得稳、立得好，还需要电网输配以及其他电源、储能的协同支撑。“电力作为一种特殊商品，供需需要实时平衡。只有供给和消纳双管齐下、整体谋划，才能切实推动新能源大规模、高比例、市场化、高质量发展。”国家能源局有关负责人说，新能源供给消纳体系是一个系统性概念，需要立足全局、通盘考虑。

　　——充分发挥风光大基地的“主力军”作用，确保新能源“发得出”。目前，以沙漠、戈壁、荒漠地区为主的第一批大型风电光伏基地约1亿千瓦项目已全部开工，第二批基地项目正在积极推动前期工作、部分已开工，第三批基地项目也在组织谋划中。

　　据介绍，接下来将坚持以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点，加快建设黄河上游、河西走廊、黄河几字弯、冀北、松辽、新疆、黄河下游等七上新能源基地；依托西南水电基地调节能力和外送通道，统筹推进川滇黔桂、藏东南两大水风光综合基地开发建设；推动近海规模化开发和深远海示范化开发，重点建设山东半岛、长三角、闽南、粤东、北部湾五大海上风电基地集群。

　　——配套建设输电通道和调峰能力，助力新能源“供得上”。我国风光资源大部分分布在“三北”地区，而用电负荷主要集中在中东部和南方地区，由此带来的跨省区输电压力较大；再加上风电、光伏发电具有较大波动性，对于输电通道和调峰能力的配套建设，提出了更高要求。

　　存量方面，现在已建成的部分输电通道，利用率还没有完全达到设计水平，需要进一步提升利用率和新能源电量占比。增量方面，要优化新建通道布局，根据《“十四五”可再生能源发展规划》，新建输电通道可再生能源电量占比原则上不低于50%。电力规划设计总院院长杜忠明说，同时，还要加强调峰能力建设，抽水蓄能电站建设工期较长，要在抽水蓄能电站应建尽建、应投尽投的基础上，同步推进火电灵活性改造、新型储能、负荷侧调节等其他调峰手段。

　　近年来，我国坚持综合施策，电力系统调节能力得到提升。在电源侧，累计完成煤电机组灵活性改造约1.5亿千瓦，提升系统调节能力约3000万千瓦；积极推进抽水蓄能建设，截至2021年底装机总量达3600万千瓦。在电网侧，累计建成33条交直流特高压线路，“西电东送”规模超过2.9亿千瓦。在负荷侧，深入挖掘需求响应潜力，提高了负荷侧对新能源的调节能力。

　　——建立分布式新能源供给和消纳融合体系，推动新能源“用得好”。光伏屋顶、光伏幕墙、渔光互补电站……2021年，我国分布式光伏新增约2900万千瓦，约占全部新增光伏发电装机的55%，这是历史上首次突破50%。

　　“立足分布式能源离负荷近、不需要通过大电网远距离输送的实际情况，必须既重视主网架的建设，提升区域电网灵活柔性互联水平；同时也要注重分布式智能电网的建设，实现新能源供给和消纳的集成耦合，提高自主平衡能力。”水电水利规划设计总院院长李昇说，要坚持集中式与分布式并举、就地消纳与外送消纳并举，在中东南部地区重点推动分散式风电、分布式光伏发电就地就近开发，促进新能源发电多场景融合开发，推动更多的能源电力“消费者”向“产消者”转变。

　　根据规划，“十四五”期间，我国风电和太阳能发电量要实现翻倍；到2030年，我国风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。

　　国家能源局有关负责人介绍，从以化石能源为主的能源结构向新能源供给消纳体系逐步转变是一项系统重塑工程，还存在多方面的制约因素：一是将新能源转化为稳定电力供应的技术体系尚未形成。二是新型储能和抽水蓄能形成支撑能力还需时间积累。三是与可再生能源发展水平相适应的新工业体系刚刚起步。四是现行体制机制尚不适应新型电力系统模式创新。

　　下一步，国家能源局将组织有关机构和部门，采取有力措施，从政策、技术、机制等环节全方位推进新能源供给消纳体系建设。其中，将加强土地、资金等要素支撑，为推动大型风光基地建设提供政策支持；针对特高压输电、大电网安全、新能源并网消纳等关键核心技术，以及综合能源服务、能源大数据等新业态新模式开展深入研究，为规划建设新能源供给消纳体系提供技术支撑。

　　同时，将加强政策体系和体制机制建设。落实好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制，进一步健全可再生能源电力消纳保障机制。稳妥推动新能源参与市场交易机制，统筹推动绿色电力交易和绿证交易。

　　完善电力辅助服务市场机制方面，中国电力企业联合会规划发展部副主任张琳建议，通过加大有偿调峰补偿力度，系统推进煤电灵活性改造，合理分摊疏导系统性成本；尽快明确可中断负荷、虚拟电厂等辅助服务市场主体地位和准入条件等举措，为新能源高质量发展创造条件。