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10月14日，“中國新能源電力圓桌（光伏）”專題交流會在北京召開，水電水利規劃設計總院副院長易躍春參加會議，并對新能源產業發展提出建議。他認為，未來5年可再生能源有望成為能源消費增量主體，2035年可再生能源基本滿足能源消費增量，2050年可再生能源成為能源消費總量主體。
（來源：微信公眾號“能源雜志” ID：energymagazine 作者：水電水利規劃設計總院副院長 易躍春）
可再生能源四方面問題待解
“十三五”期間，我國可再生能源發展取得顯著成就。2019年可再生能源發電量是2015年的1.7倍。在消納利用上，提前一年實現利用率95%的目標。但是，我國可再生能源發展也存在諸多問題，如規劃實施難度加大、補貼資金缺口增加、局部地區限電問題依然存在。
首先，支持可再生能源發展協同體系有待建立：國土空間、生態環境、海洋海事等管理要求日益加強，行業間政策統籌協調力度待加大。
其次，可再生能源從輔助電源變成主力電源后，需要進一步降低成本。但制約其提高經濟競爭力的的因素依然較多，如關鍵核心部件自主創新能力薄弱，土地、移民、接網、融資等建設成本，機制、市場、省間壁壘等政策因素，環境效益機制未建立等。
第三，雖然我們的棄電率降到5%以內，但這是有代價的。一是在局部地區限制發展，另外是形成新能源自身的經濟性去參與市場競爭，這種思路，對未來大規模的發展而言，并不適用。目前，棄水棄風棄光現象更加集中，保障性收購未得到有效落實，靈活性不足較長時間存在，繼續保持新能源棄電“雙降”不符合發展趨勢。可再生能源更大規模的發展需要融合發展、體制機制創新。
第四，可再生能源供暖及非電利用水平明顯滯后：北方地區供暖占一次能源消費比重21%,其中，可再生能源僅占供暖的2%。
國際：構建以可再生能源為中心的靈活電力系統
全球范圍內來看，總的趨勢是各國相繼制定可再生能源主導的能源變革戰略，將可再生能源作為能源轉型的主要方向，光伏和風電是能源轉型主力；世界常規水電進入中低速發展時代，重點在亞洲（中國以外）、拉丁美洲和非洲；抽水蓄能電站仍是世界各國提供電網輔助服務的優先選擇。國際水電協會預測2030年世界抽水蓄能電站總裝機將達到2.4億千瓦。
從技術、成本發展趨勢上看，可再生能源將進一步呈現出多元化、高效率、低成本、融合發展的趨勢。風電、光伏發電成本有望較大幅度低于常規電源成本。國際可再生能源署研究預測，2030年新投運風電、光伏發電的加權平均度電成本分別位于0.03~0.05美元/千瓦時和0.02~0.08美元/千瓦時之間，2050年進一步降至0.02~0.03美元/千瓦時和0.014~0.05美元/千瓦時。
電力系統也在發生變革。為了適應高比例可再生能源發展，各國均在構建以可再生能源為中心的靈活電力系統。
發電側，通過可調節水電、抽水蓄能、燃氣機組、火電深度調峰改造等措施提高靈活性。比如，德國硬煤發電功率由周最大的1600萬千瓦降低至160萬千瓦，降幅90%。
電網側，通過擴大電網平衡區、建立靈活調度機制保障可再生能源在更大范圍內消納。例如，美國加州將電網平衡區范圍逐年擴展到整個美國西部電網，充分利用風電、光伏發電平滑效應促進消納。
用電側，通過儲能、電動汽車、電儲熱鍋爐、虛擬電廠等新技術實現負荷側響應可再生能源波動性。以丹麥為例，其安裝了全歐洲最多的區域供熱系統，開始使用大型電儲熱裝置在新能源電力富余時制熱并儲存后供熱。
除了上述物理措施外，全球也在建立更靈活的電力調度機制，通過市場方式實現可再生能源消納。通過長期合同、溢價補貼、差價合約、綠證交易等保障可再生能源收益。對常規能源來講，通過容量市場、輔助服務等機制，保障各方利益，支撐中長期電力供應可靠性。
國內：2035年可再生能源基本滿足能源消費增量
對國內來講，總體來看，未來5年可再生能源有望成為能源消費增量主體；2035年，可再生能源基本滿足能源消費增量；2050年，可再生能源成為能源消費總量主體。
在多種可再生能源中，水電的傳統功能定位正在發生變化，水電的功能定位將由電量供應為主逐漸變為清潔電量和容量雙支撐。
風電成本持續下降，“三北”陸上和東部沿海是未來風電發展重點。中東南部陸上風電，重點解決土地利用、生態環保等資源開發問題，推進低風速技術進步。“三北”陸上風電主要是提升當地電力系統靈活性，確保外送通道中新能源電量占比要求，探索以新能源電量為主的跨省區外送方式；東部海上風電，主要是開發適應海上環境的大容量風電機組，提升工程施工水平，通過集中連片開發推動海上風電成本下降。
光伏未來將成為我國多數地區上網電價最低、規模最大的電源。預計2035年，光伏累計裝機有望超過煤電，成為我國裝機最大的電源。從發展模式看，光伏將與建筑、農業、交通、鄉村、生態環境等產業進一步融合。
生物質方面，農林生物質發電放緩。兼具環保和發電屬性的垃圾焚燒發電繼續穩步發展，生物天然氣規模將較快增長。
碳中和約束下：非化石能源占比20%目標有望提前實現
從發展導向來看，“十二五”、“十三五”提高了三個并舉，分別是集中式與分布式并舉、陸上與海洋并舉、就地利用與跨省外送并舉。在這三個并舉的基礎上，“十四五”期間，還將呈現單品種開發與多品種協同并舉、單一場景與綜合場景并舉。
多品種協同并舉，是指在一個地方開發的時候，不能只談光伏，根據地方的資源稟賦和能源需求，提出一個因地制宜的能源解決方案，推動水、風、光、火、儲等多品種協同發展。
綜合場景并舉是指，要把能源經濟社會結構相結合，促進可再生能源與農業、林業、生態環境、鄉村振興等行業融合發展。
再看發展前景，以前我們提出到2030年，非化石能源占一次能源消費比重的20%，2025年非化石能源占比達到18%。這是最基本約束性要求。按照最基本約束性要求測算，“十四五”期間可再生能源發電累計裝機容量要達到13億千瓦以上新增裝機要達到4億千瓦以上，在新增電力裝機中超過60%，但占新增發電量不到50%。
根據中國能源轉型以及提高氣候減排自主貢獻能力要求，最基本的約束性指標不能滿足發展需要，原來提出的非化石能源2030要占到20%的目標，有望提前實現。
在上述情況下，在基礎方案的基礎上再新增新能源裝機約1億千瓦，“十四五”可再生能源將在“十三五”電力增量主體基礎上，同時成為電量增量主體。為提高應對氣候變化自主能力，每提高非化石能源占比1%，需新增以新能源為主的可再生能源裝機1億kW。
現在目標初步提出來了，但面臨著國土空間規劃，能否消納、海上風電具不具備大規模發展經濟性等問題，需要統籌做好國土規劃、消納等工作。
從技術成本上來看，陸上風電和光伏發電將實現全面平價，部分地區實現低價。預測到2025年，陸上風電投資將降至5.2～7元/瓦，上網電價降至0.23～0.4元/千瓦時；光伏發電投資降至3～3.8元/瓦，上網電價降至0.20～0.38元/千瓦時。
從消納角度看，全國統一要求達到消納比例95%，不利于中國的可再生能源發展。合理限電有利于降低系統總成本，提升新能源開發利用規模。
建議“十四五”期間，全國整體平均水平要達到95%以上，但因地制宜。如新疆、甘肅、青海、西藏等地要高于92%；“三北”其他地區要高于95%；中東部和南方地區要高于97%。
行業四個熱點問題探討
1. 理性看待新能源的經濟性。
最近國際上很多地方報出光伏做到1.5美分、1.3美分的電價，國內有關媒體、多家制造企業提出度電成本1毛錢以下。
有這個信心不錯，但應理性看待國內新能源經濟性問題，不能簡單與其他國家比較，要立足國情。
國外光伏2美分以下的邊界條件很多，涉及到資源、土地、接網、工程投資、利用小時數、利息、稅收、收益率等，其中很多因素國內不現實。我們談新能源一定要建立在中國實際條件下，不要脫離這個情況去談理想化的東西，否則就是畫大餅，落不了地。而沒有合理經濟性，新能源產業也不能持續健康發展。
2. 合理確定風電、光伏目標。
需要統籌考慮系統各環節的成本，合理確定各類可再生能源的總量目標。從系統及地方來看，考慮風光安排時，要合理利用系統的消納空間。比如，在低谷階段，安排風電比較合理，因為風電白天晚上都出力；白天峰段，安排光伏比較合理，能夠整體提高可再生能源的比例。
同時，國家目標確定，還需要量化到各方責任上去，提高各地可再生能源消納責任權重。
比如，三北地區，除了增大開發規模和外送，也需要提升就地消納能力。通過合理的安排和責任落實，鼓勵各個地方發展新能源、消納新能源。
對中東南部地區，一是要統籌協調土地、環保、軍事等問題，提升新能源就地開發規模；二是為消納“三北”新能源提供友好市場環境。
3. 新能源與儲能關系，簡單地強配儲能并不合理。
現在，很多地方要求風電項目、光伏項目配儲能。新能源和儲能結合是未來的發展方向，但是簡單得把儲能跟項目捆綁在一起，不利于新能源和儲能行業發展。
用新型儲能解決風電為主的新能源網域消納問題，效果有限。一是風電出力特點是，幾天有大風，過幾天又沒風了，小時級電化學儲能在應對風電消納問題時作用有限；二是風電具有空間互補特性，范圍越廣，出力互補和平滑效應越明顯，集中進行配制，既給新能源發電項目調頻和調峰起作用，也給系統起作用，能夠有效發揮好儲能的經濟價值，真正為儲能和新能源的結合發展打好基礎。
再看光伏+儲能，因場景不同，解決消納效果各異。理論上講，光儲結合可發揮儲能日內能量轉移作用（小時級），起到移峰填谷效果。但實際上，集中式并網光伏消納受季節性影響（北方冬春供暖季、南方豐水期），同一區域電網中風電和光伏共用消納空間等因素影響，消納問題已不單是日內能量轉移，小時級儲能效果因時因地，導致效果不同。在完善市場機制下，光儲結合將有望成為主要發力點。
4. 新能源消納與系統運行優化。
提升新能源消納能力近中期的主要障礙不是技術問題，是經濟性和機制性問題。技術上可以通過省間靈活交易調度、挖掘用電負荷靈活性資源、納入新能源預測的優化開機、破除跨省區交易壁壘、提升跨省區輸電靈活性等措施提高新能源消納，但相應的利益和體制機制需研究和制定。
同時，要全域看待新能源消納，用好電網資源優化配置平臺，不宜把大的系統的平衡問題，放到一個地方去碎片化、地域化平衡，避免沒有先利用好新能源不同品種相互間、不同地域相互間的互補性，人為地提高整個系統的調峰成本，造成系統調節資源的浪費。
（本文根據易躍春在中國新能源電力圓桌（光伏）專題研討會上的發言整理。）
（來源：微信公眾號“能源雜志” ID：energymagazine 作者：水電水利規劃設計總院副院長 易躍春）
可再生能源四方面問題待解
“十三五”期間，我國可再生能源發展取得顯著成就。2019年可再生能源發電量是2015年的1.7倍。在消納利用上，提前一年實現利用率95%的目標。但是，我國可再生能源發展也存在諸多問題，如規劃實施難度加大、補貼資金缺口增加、局部地區限電問題依然存在。
首先，支持可再生能源發展協同體系有待建立：國土空間、生態環境、海洋海事等管理要求日益加強，行業間政策統籌協調力度待加大。
其次，可再生能源從輔助電源變成主力電源后，需要進一步降低成本。但制約其提高經濟競爭力的的因素依然較多，如關鍵核心部件自主創新能力薄弱，土地、移民、接網、融資等建設成本，機制、市場、省間壁壘等政策因素，環境效益機制未建立等。
第三，雖然我們的棄電率降到5%以內，但這是有代價的。一是在局部地區限制發展，另外是形成新能源自身的經濟性去參與市場競爭，這種思路，對未來大規模的發展而言，并不適用。目前，棄水棄風棄光現象更加集中，保障性收購未得到有效落實，靈活性不足較長時間存在，繼續保持新能源棄電“雙降”不符合發展趨勢。可再生能源更大規模的發展需要融合發展、體制機制創新。
第四，可再生能源供暖及非電利用水平明顯滯后：北方地區供暖占一次能源消費比重21%,其中，可再生能源僅占供暖的2%。
國際：構建以可再生能源為中心的靈活電力系統
全球范圍內來看，總的趨勢是各國相繼制定可再生能源主導的能源變革戰略，將可再生能源作為能源轉型的主要方向，光伏和風電是能源轉型主力；世界常規水電進入中低速發展時代，重點在亞洲（中國以外）、拉丁美洲和非洲；抽水蓄能電站仍是世界各國提供電網輔助服務的優先選擇。國際水電協會預測2030年世界抽水蓄能電站總裝機將達到2.4億千瓦。
從技術、成本發展趨勢上看，可再生能源將進一步呈現出多元化、高效率、低成本、融合發展的趨勢。風電、光伏發電成本有望較大幅度低于常規電源成本。國際可再生能源署研究預測，2030年新投運風電、光伏發電的加權平均度電成本分別位于0.03~0.05美元/千瓦時和0.02~0.08美元/千瓦時之間，2050年進一步降至0.02~0.03美元/千瓦時和0.014~0.05美元/千瓦時。
電力系統也在發生變革。為了適應高比例可再生能源發展，各國均在構建以可再生能源為中心的靈活電力系統。
發電側，通過可調節水電、抽水蓄能、燃氣機組、火電深度調峰改造等措施提高靈活性。比如，德國硬煤發電功率由周最大的1600萬千瓦降低至160萬千瓦，降幅90%。
電網側，通過擴大電網平衡區、建立靈活調度機制保障可再生能源在更大范圍內消納。例如，美國加州將電網平衡區范圍逐年擴展到整個美國西部電網，充分利用風電、光伏發電平滑效應促進消納。
用電側，通過儲能、電動汽車、電儲熱鍋爐、虛擬電廠等新技術實現負荷側響應可再生能源波動性。以丹麥為例，其安裝了全歐洲最多的區域供熱系統，開始使用大型電儲熱裝置在新能源電力富余時制熱并儲存后供熱。
除了上述物理措施外，全球也在建立更靈活的電力調度機制，通過市場方式實現可再生能源消納。通過長期合同、溢價補貼、差價合約、綠證交易等保障可再生能源收益。對常規能源來講，通過容量市場、輔助服務等機制，保障各方利益，支撐中長期電力供應可靠性。
國內：2035年可再生能源基本滿足能源消費增量
對國內來講，總體來看，未來5年可再生能源有望成為能源消費增量主體；2035年，可再生能源基本滿足能源消費增量；2050年，可再生能源成為能源消費總量主體。
在多種可再生能源中，水電的傳統功能定位正在發生變化，水電的功能定位將由電量供應為主逐漸變為清潔電量和容量雙支撐。
風電成本持續下降，“三北”陸上和東部沿海是未來風電發展重點。中東南部陸上風電，重點解決土地利用、生態環保等資源開發問題，推進低風速技術進步。“三北”陸上風電主要是提升當地電力系統靈活性，確保外送通道中新能源電量占比要求，探索以新能源電量為主的跨省區外送方式；東部海上風電，主要是開發適應海上環境的大容量風電機組，提升工程施工水平，通過集中連片開發推動海上風電成本下降。
光伏未來將成為我國多數地區上網電價最低、規模最大的電源。預計2035年，光伏累計裝機有望超過煤電，成為我國裝機最大的電源。從發展模式看，光伏將與建筑、農業、交通、鄉村、生態環境等產業進一步融合。
生物質方面，農林生物質發電放緩。兼具環保和發電屬性的垃圾焚燒發電繼續穩步發展，生物天然氣規模將較快增長。
碳中和約束下：非化石能源占比20%目標有望提前實現
從發展導向來看，“十二五”、“十三五”提高了三個并舉，分別是集中式與分布式并舉、陸上與海洋并舉、就地利用與跨省外送并舉。在這三個并舉的基礎上，“十四五”期間，還將呈現單品種開發與多品種協同并舉、單一場景與綜合場景并舉。
多品種協同并舉，是指在一個地方開發的時候，不能只談光伏，根據地方的資源稟賦和能源需求，提出一個因地制宜的能源解決方案，推動水、風、光、火、儲等多品種協同發展。
綜合場景并舉是指，要把能源經濟社會結構相結合，促進可再生能源與農業、林業、生態環境、鄉村振興等行業融合發展。
再看發展前景，以前我們提出到2030年，非化石能源占一次能源消費比重的20%，2025年非化石能源占比達到18%。這是最基本約束性要求。按照最基本約束性要求測算，“十四五”期間可再生能源發電累計裝機容量要達到13億千瓦以上新增裝機要達到4億千瓦以上，在新增電力裝機中超過60%，但占新增發電量不到50%。
根據中國能源轉型以及提高氣候減排自主貢獻能力要求，最基本的約束性指標不能滿足發展需要，原來提出的非化石能源2030要占到20%的目標，有望提前實現。
在上述情況下，在基礎方案的基礎上再新增新能源裝機約1億千瓦，“十四五”可再生能源將在“十三五”電力增量主體基礎上，同時成為電量增量主體。為提高應對氣候變化自主能力，每提高非化石能源占比1%，需新增以新能源為主的可再生能源裝機1億kW。
現在目標初步提出來了，但面臨著國土空間規劃，能否消納、海上風電具不具備大規模發展經濟性等問題，需要統籌做好國土規劃、消納等工作。
從技術成本上來看，陸上風電和光伏發電將實現全面平價，部分地區實現低價。預測到2025年，陸上風電投資將降至5.2～7元/瓦，上網電價降至0.23～0.4元/千瓦時；光伏發電投資降至3～3.8元/瓦，上網電價降至0.20～0.38元/千瓦時。
從消納角度看，全國統一要求達到消納比例95%，不利于中國的可再生能源發展。合理限電有利于降低系統總成本，提升新能源開發利用規模。
建議“十四五”期間，全國整體平均水平要達到95%以上，但因地制宜。如新疆、甘肅、青海、西藏等地要高于92%；“三北”其他地區要高于95%；中東部和南方地區要高于97%。
行業四個熱點問題探討
1. 理性看待新能源的經濟性。
最近國際上很多地方報出光伏做到1.5美分、1.3美分的電價，國內有關媒體、多家制造企業提出度電成本1毛錢以下。
有這個信心不錯，但應理性看待國內新能源經濟性問題，不能簡單與其他國家比較，要立足國情。
國外光伏2美分以下的邊界條件很多，涉及到資源、土地、接網、工程投資、利用小時數、利息、稅收、收益率等，其中很多因素國內不現實。我們談新能源一定要建立在中國實際條件下，不要脫離這個情況去談理想化的東西，否則就是畫大餅，落不了地。而沒有合理經濟性，新能源產業也不能持續健康發展。
2. 合理確定風電、光伏目標。
需要統籌考慮系統各環節的成本，合理確定各類可再生能源的總量目標。從系統及地方來看，考慮風光安排時，要合理利用系統的消納空間。比如，在低谷階段，安排風電比較合理，因為風電白天晚上都出力；白天峰段，安排光伏比較合理，能夠整體提高可再生能源的比例。
同時，國家目標確定，還需要量化到各方責任上去，提高各地可再生能源消納責任權重。
比如，三北地區，除了增大開發規模和外送，也需要提升就地消納能力。通過合理的安排和責任落實，鼓勵各個地方發展新能源、消納新能源。
對中東南部地區，一是要統籌協調土地、環保、軍事等問題，提升新能源就地開發規模；二是為消納“三北”新能源提供友好市場環境。
3. 新能源與儲能關系，簡單地強配儲能并不合理。
現在，很多地方要求風電項目、光伏項目配儲能。新能源和儲能結合是未來的發展方向，但是簡單得把儲能跟項目捆綁在一起，不利于新能源和儲能行業發展。
用新型儲能解決風電為主的新能源網域消納問題，效果有限。一是風電出力特點是，幾天有大風，過幾天又沒風了，小時級電化學儲能在應對風電消納問題時作用有限；二是風電具有空間互補特性，范圍越廣，出力互補和平滑效應越明顯，集中進行配制，既給新能源發電項目調頻和調峰起作用，也給系統起作用，能夠有效發揮好儲能的經濟價值，真正為儲能和新能源的結合發展打好基礎。
再看光伏+儲能，因場景不同，解決消納效果各異。理論上講，光儲結合可發揮儲能日內能量轉移作用（小時級），起到移峰填谷效果。但實際上，集中式并網光伏消納受季節性影響（北方冬春供暖季、南方豐水期），同一區域電網中風電和光伏共用消納空間等因素影響，消納問題已不單是日內能量轉移，小時級儲能效果因時因地，導致效果不同。在完善市場機制下，光儲結合將有望成為主要發力點。
4. 新能源消納與系統運行優化。
提升新能源消納能力近中期的主要障礙不是技術問題，是經濟性和機制性問題。技術上可以通過省間靈活交易調度、挖掘用電負荷靈活性資源、納入新能源預測的優化開機、破除跨省區交易壁壘、提升跨省區輸電靈活性等措施提高新能源消納，但相應的利益和體制機制需研究和制定。
同時，要全域看待新能源消納，用好電網資源優化配置平臺，不宜把大的系統的平衡問題，放到一個地方去碎片化、地域化平衡，避免沒有先利用好新能源不同品種相互間、不同地域相互間的互補性，人為地提高整個系統的調峰成本，造成系統調節資源的浪費。
（本文根據易躍春在中國新能源電力圓桌（光伏）專題研討會上的發言整理。）
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