采取可落地消纳举措 防范局部性弃风弃光演变为全局性反弹

中国经济导报 记者白雪报道 近日，电力规划设计总院（以下简称“电规总院”）发布智库报告——《中国能源发展报告2020》和《中国电力发展报告2020》。报告系统总结了“十三五”行业发展取得的重大进展和存在的主要问题，分析研判了未来3~5年的发展趋势，提出了有关建议，并针对“电力供需形势”“新能源消纳举措”“碳市场与电力市场的关系”“新型储能发展趋势”“能源与城市融合发展思路”等行业关注的热点问题阐述了电规总院的观点。对于备受关注的新能源消纳问题，电规总院认为，“十四五”应高度关注新能源消纳问题，尽快采取可落地见效的消纳措施，防范局部性弃风弃光增长演变为消纳问题的全局性反弹。

消纳已发展成为影响新能源发展布局的重要因素之一

在我国新能源行业起步阶段，新能源发展的重心聚焦在资源侧，主要由资源条件决定开发规模布局。在国家政策大幅激励下，市场主体踊跃参与新能源投资建设。电规总院党委书记、院长杜忠明表示：“‘十三五’期间，消纳问题开始成为决定新能源开发布局的关键约束性指标，新能源发展的重心由资源开发侧转向系统消纳侧，目前，消纳已发展成为影响新能源发展布局的重要因素之一。”

据了解，“十三五”初期，三北地区新能源消纳形势十分严峻，一度出现大范围大规模的弃风、弃光现象，到2017年，新能源消纳的紧张形势达到高峰。自2018年开始，全国新能源利用率逐年提升，到2020年全国风电平均利用率已达到96.5%，光伏平均利用率达到98.0%，均处于国际较高水平。其中，新疆、甘肃、内蒙古、吉林等重点省区，先后解除了新能源投资红色预警，全面完成了2020年新能源利用率目标。

杜忠明认为，“十三五”初期新能源消纳问题出现的主要原因是，新常态下用电增速大幅降低和新能源开发布局过于集中，局部调节能力和外送互济能力未能匹配新能源的发展速度。而后3年消纳矛盾缓和则是由于全国用电增速恢复和国家对新能源建设布局实施了监测预警和科学管控，但消纳环节至关重要的系统调节能力建设和高比例新能源外送能力建设成效并不显著。

去年9月以来，党中央、国务院多次强调碳达峰碳中和战略，而新能源作为实现碳达峰碳中和的主要力量，在“十四五”期间的发展又将面临什么样的问题？

杜忠明表示，“十四五”期间，新能源发电将迎来又一个大发展。经电规总院测算，在“30·60”战略的大背景下，“十四五”我国新能源年均装机规模将达到历史新高，2025年全国新能源并网装机将达到10.5亿千瓦左右，“十四五”新能源新增发电量占全部新增电量的比重，将由“十三五”的25%快速提升至45%。在杜忠明看来，由于我国电力系统调节能力建设总体处于滞后状态，跨省区新能源电力配置水平也有待进一步提升，叠加新的变化与挑战，“十四五”新能源消纳整体面临着严峻形势。今年1~5月份，青海、蒙西等局部地区已出现弃风弃光增长苗头。

对此，杜忠明建议，“十四五”应高度关注新能源消纳问题，尽快采取可落地见效的消纳措施，防范局部性弃风弃光增长演变为消纳问题的全局性反弹。

促进碳市场和电力市场协同发展

在“30·60”战略下，建立与清洁低碳的能源体系相适应的市场化体制机制显得尤为重要。

据了解，我国的碳市场建设以试点方式起步，2011年，国家明确在北京、天津、上海、重庆、广东、湖北、深圳等7个地区开展碳排放权交易试点。到2020年，7个主要试点全年碳市场成交总量达到0.56亿吨，成交总额为15.44亿元。目前，全国碳市场整装待发，拟采用“双城”模式，上海负责交易系统建设，湖北武汉负责登记结算系统建设。

“随着全国碳交易市场启动运行，电力市场建设将面临新的形势。”杜忠明解释说，“比如碳市场将推动电力市场资源配置效果低碳化。”碳交易的成本将传导至电力市场，改变现有发电机组的竞争格局和电力市场价格，部分高排放的火电由于叠加了碳交易成本，在电力市场的竞争力可能大幅下降。

“碳市场还将促使电力市场交易品种多样化。”杜忠明认为，火电成本的增加直接影响了发电结构和系统运行方式，为了让电力市场正确反映电力系统在电力支撑、安全运行和实时平衡等方面的需求，要尽快健全绿电交易、容量交易、发电权交易、辅助服务交易等多样化的交易品种。

同时，杜忠明表示，“碳市场会造成市场主体决策场景的多样化。”市场主体为了实现投资效益最大化，在投资建设和运行管理环节必须面对双市场联合决策的复杂局面：在投资建设上，需要综合考虑建设什么类型的电厂、对高排放老旧机组采取何种处置方式或技改方式；在运行管理上，要统筹考虑碳仓位管理、碳资产托管等因素，在电力中长期交易和现货交易、电能量交易和辅助服务交易、金融性交易和物理性交易中作出合理抉择。

值得关注的是，碳市场也将要求电力市场结算方式精细化。杜忠明说：“传统电力市场结算方式难以支持碳足迹溯源，需要在电力市场实现分品种精细化结算，实现用电来源和交易流程的可追溯，为更加精准的碳市场核算核查提供条件。”

为促进碳市场和电力市场协同发展，杜忠明建议，下一步要做好碳市场、电力市场规划和行业发展规划的衔接，做好碳市场与电力市场接口关系的顶层设计，推动碳市场与电力市场关键数据互联互通。加快构建包含多种交易品种、精细化结算方式的现代电力市场体系，加快为新型电力系统的各类技术应用提供价格信号和市场环境，并为微观市场主体的行为创新提供新的广阔应用场景。

新型储能将迈入规模化、市场化发展阶段

储能技术必将对“30·60”目标的实现发挥重要作用。据介绍，在政策推动和技术创新示范带动下，“十三五”以来我国新型储能发展取得重要进展，截至2020年底，我国新型储能装机超过300万千瓦，基本实现了由研发示范向商业化初期过渡。未来作为新型电力系统的重要技术基础，新型储能将迈入规模化、市场化发展阶段，经电规总院测算，预计“十四五”全国新型储能装机规模总需求在3000万千瓦以上。

杜忠明表示，新型储能结合其技术特点和优势，未来可能广泛应用于如下场景：

一是建设系统友好型新能源电站。通过配置储能，并辅以高精度长时段新能源功率预测、智能调度运行等技术，可以将不稳定的新能源出力转化为稳定可靠的电力供应，提升新能源发电的并网友好性和电网支撑能力。

二是支撑综合能源基地高比例新能源外送。通过在综合能源基地按照多能互补一体化模式配套储能项目，优化电源出力曲线，提升跨省区输电通道的利用率和新能源电量占比，促进大规模新能源开发利用。

三是延缓和替代输变电设施投资。在电网末端、偏远地区，通过建设新型储能项目，解决长距离输变电工程供电不经济等问题、提升电网末端供电能力；在变电站布点扩容困难的中心城区，合理布局一定规模的电网侧储能项目，缓解输电阻塞、延缓或替代输变电设施升级。

四是保障电网安全稳定运行。系统级的新型储能电站具有调频、调压、顶峰、事故备用、黑启动等多种功能，通过在电网关键节点布局储能电站，可以提升系统灵活调节能力和安全稳定水平，提升电网抵御突发性事件和故障的能力。

五是构建用户侧分布式能源系统。通过负荷侧配置储能，提升用户自平衡能力，满足用户多元化、精细化、定制化用能需求，降低用户的综合用能成本，有效提升系统供电保障能力和综合运行效率。