编者按：我国力争2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和，是党中央经过深思熟虑作出的重大战略决策，事关中华民族永续发展和构建人类命运共同体。能源领域碳排放总量大、占比高，是实现绿色低碳转型和高质量发展的关键。公司能源业务部成立了以张宗玟等部门领导为核心、以青年党员为骨干的“3060”研究小组，贯彻新发展理念和能源安全新战略，对以新能源为主体的新型电力系统、碳排放和水电、新能源、核电、储能、煤炭等方面高质量发展进行了探索性研究，以推动构建清洁低碳安全高效的能源体系。为促进研究成果的应用，本公众号将核心研究成果以系列文章的形式陆续刊发，供业界同仁参考。

“双碳”背景下新能源发展瓶颈与趋势研究

杨帆 夏荣立 杨威

摘要：我国新能源在“十三五”时期发展成效显著，到“十四五”时期增长潜力依旧巨大，将成为我国新增能源供给的主要力量。本文分析了新能源在国土空间、并网消纳、技术创新、系统成本等方面的问题与挑战，研究了新能源在开发布局、存储消纳、创新研发、市场机制等方面的发展趋势，通过新能源的大规模发展实现碳达峰、碳中和目标。

习近平总书记在第75届联合国大会上宣布，我国二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和的“双碳”目标。能源活动是我国二氧化碳的主要排放源，接近总排放量的50%。为实现“双碳”目标，“十四五”时期我国应持续推动能源供给革命，准确把握“双碳”背景下新能源（本文主要指风力发电及光伏发电）的发展瓶颈与趋势，理顺发展体制机制，为新能源大规模发展创造空间。

一、研究背景

自2006年《可再生能源法》颁布实施以来，新能源开发利用规模显著扩大。根据国家能源局统计数字，2006年我国新能源装机220万千瓦，占全球比例不到3%，2020年我国新能源装机超过5.3亿千瓦，占全球比例为37%，高居世界第一。我国在新能源领域产业规模全球领先，根据中国光伏行业协会统计，光伏产业链中多晶硅、硅片、电池片和组件等主要环节在2020年全球市场平均占有率达到70%以上；风电整机国产品牌在全球前15名风机整机制造企业中占据10席。

为最终实现碳中和，我国将在2030年实现非化石能源占一次能源消费比重达到25%的目标，预计届时新能源装机将达到14~16亿千瓦，新能源电力占总发电量比例达到约26%，比2020年提升约17个百分点；在未来10年，新能源年均新增装机需要达到1亿千瓦左右，成为新增能源供应的主要形式，并加快构建以新能源为主体的新型电力系统。

二、新能源大规模发展存在瓶颈

在新能源规模化发展的背景下，如何解决国土空间、并网消纳、技术创新、系统成本等方面的问题与挑战，是实现“双碳”目标的关键因素。

（一）国土空间利用现状和规划体系难以支撑新能源大规模发展

与其他发电形式相比，新能源发电能量密度低，单位装机容量用地需求较大。然而，新能源规划与国土空间规划未能有效衔接，土地利用现状和地类性质不一致，各地方出台的土地、林草等法律政策未充分结合实际保护现状，“一刀切”限制了新能源项目利用土地资源。

西部地区风光资源丰富，人均土地面积较大，通过合理规划，适合开发建设风光大基地。但西部地区自然环境较为脆弱，部分地区承载多种生态保护功能，新能源项目无法在该类区域落地。以内蒙古自治区为例，全区总面积118万平方公里，草原面积76万平方公里，其中80%为基本草原，也是我国北方面积最大、种类最全的生态功能区。因此，西部地区需要在生态保护和新能源开发中寻找平衡点，打破各部门各自为政的情况。

中东部地区用电负荷大，人均土地面积较小，适合开发中小型新能源基地及分散式接入项目。风光发电项目建设过程中对山体、林地扰动较大，运营期会对周边居民产生噪声、光影闪烁等影响。此外，光伏发电占地面积较大，单位土地产值较低，经济发达地区政府开发意愿不强。浙江、福建等东部省区从自身发展阶段出发，积极推进人居生态环境保护，修复环境质量，维护优质耕地，出台了一系列土地、林地使用政策，客观上限制了新能源项目的开发。

沿海地区风能资源较好，适宜规模化开发海上风电，但海上风电场区及电缆走廊与渔业养殖区、主航道、动物保护区、军事敏感区等存在较大范围重叠情况，导致规划调整频繁，增加了场区离岸距离，在增加投资成本的同时缩减了开发规模。

（二）新能源发电的固有波动性带来消纳困难和系统稳定性问题

新能源发电出力具有波动性、间歇性的特点，与用电负荷变化趋势差异显著，功率预测难度较大。由于缺乏相应的市场回报机制，电力系统中灵活性电源的比例偏低；受煤电产能调控、电网安全约束等因素影响，部分跨区输电通道利用率不高；我国电力负荷曲线尖峰化特征明显，5%峰荷持续时间不超过48小时[1]。一系列因素造成电力实时平衡的难度加大，影响新能源电力的消纳。

随着新能源大规模发展，电力系统呈现出高比例可再生能源、高比例电力电子设备的“双高”特征。从电气特性看，电力系统等值转动惯量大幅度降低，系统抗扰动能力大幅削弱；从故障特性看，故障从局部向全局形成连锁反应冲击，新的故障形态、扰动形式已经出现；从稳定特性看，系统稳定形态愈发复杂，易出现系统无功不足、电压失稳、频率越限等问题[2]。

（三）新能源发电设备及技术快速更新迭代，国内企业技术研发实力不足

经过15年左右的发展，新能源行业规模持续扩大，技术快速更新迭代，国内企业技术积累较为丰富，设备可靠性和能量转换效率处于世界领先水平。在光伏领域，我国通过技术引进、消化吸收、集成创新，实现技术和生产线的升级迭代，多次刷新并保持着商业化晶硅电池转换效率的世界纪录，经国家光伏质检中心测试，单晶PERC电池（Passivated Emitterand Rear Cell）达到24%的转换效率。我国风电整机已形成达到国际先进水平的双馈、直驱、半直驱多条成熟技术路线，低风速风机技术处于国际领先水平，推出了10兆瓦级海上风电机组。

在“双碳”进程中，科技创新将成为新能源产业高质量发展的根本动力，而国内对基础理论研究不充分，企业研发实力及动力不足，新能源产业的可持续发展存在隐忧，主要表现在以下方面：国内高校在基础理论研究领域落后于企业发展需求，研究路线主要依赖国外热点，原创技术探索较少，产学研转化通路不畅；专利数量较多，但大多数是产业应用的专利技术，而基础创新的关键专利仍被国外掌握；国内对关键技术的知识产权保护尚不完善，执行体系不健全，技术与人才流失现象严重，影响了企业创新研发的积极性，2020年新能源企业研发投入比仅为约3%。在新能源大规模发展的背景下，企业以扩大产能及抢占市场份额为优先发展方向，会出现产业整体规模持续扩大，但能量转换效率提升缓慢，设备可靠性下降的情况。

（四）新能源发电系统性综合成本进一步增加

新能源发电投资中，土地使用、电网接入、开发费用、资金成本及税费等非技术成本将在今后一个时期内保持较高水平。大规模发展新能源使度电成本持续下降，根据国际可再生能源署统计，2010年我国风电度电成本为0.48元/千瓦时，2020年为0.29元/千瓦时，下降了40%；2010年我国光伏度电成本为2.08元/千瓦时，2020年为0.36元/千瓦时，下降了83%。随着新能源发电比例的增加，会进一步提升电力系统中灵活性电源改造、系统调节运行、电网建设方面的投资，增加全系统消纳成本。在美国实施可再生能源配额制12年后，新能源电量比例提高5%，电价提高了17%；2019年德国新能源发电占比突破40%，电价比2015年增长约8%[3]。初步估算，我国风电和光伏发电量占比上升到20%时，带来全社会度电成本增加约0.03元；上升到30%时，带来系统成本增加0.06元；当占比达到50%时候，储能等灵活性调节电源将会呈非线性增加趋势，导致系统成本大幅增加。

三、新能源发展趋势判断

“十四五”及今后一段时期是世界能源转型的关键期，全球能源将加速向低碳方向发展，新能源将逐步成长为主力能源。我国新能源发展面临新任务新要求，机遇前所未有，2021年7月风力发电和光伏发电等新能源被纳入我国基础设施公募REITs试点范围，高质量跃升发展任重道远，处于大有可为的战略机遇期。综合判断，“十四五”时期我国新能源发展将进入新阶段，呈现以下几个特征：

（一）优化布局促进规模化发展

“十四五”时期，新能源发电将形成大规模集中利用与分布式就地生产消纳的平衡发展态势。

“三北”地区风光资源储量丰富，适于大规模集中开发。通过实行统一规划、统一建设和统一运营，发挥规模效应，有效分摊开发、建设及运营成本，降低电价成本。“十四五”时期，将充分挖掘已建特高压外送输电通道的传输效率，推进内蒙古、甘肃、青海、新疆等区域风光大基地建设，提高外送新能源电量比重。

中东部地区可结合资源禀赋、土地储备、负荷特性等因素，发展分布式接入、就地消纳的新能源项目。创新采用“风电+”“光伏+”开发模式，利用沉陷区、荒山丘陵、建筑屋顶、公路铁路边坡等土地空间资源开展建设。通过土地入股等方式增加村镇社区的参与度，推进农光、渔光互补开发模式，与电信基站、大数据中心等信息产业融合发展。

西南地区，依托金沙江、澜沧江、大渡河等河流水电调节能力，充分挖掘现有外送通道输送能力，开展周边风光资源勘查、建设条件摸排，适时启动水风光综合基地的开发建设，有序安排水电和新能源开发时序，明确新能源消纳市场。

“十三五”时期，海上风电成本逐步下降，但受装备制造和建设难度等因素影响，发电成本仍然较高，初步预计“十四五”末期可实现平价上网。“十四五”时期海上风电发展仍需要补贴支持，依据项目风能资源及建设条件，结合沿海各省经济发展水平，合理确定发展规模、补贴方式和强度。海上风电以发展规模化近海项目为主，稳步推进离岸远距离项目建设，探索长距离柔性直流输电送出方式，研究深远海一体化漂浮式风电关键技术。

（二）发展储能促进高比例消纳

根据国家能源局统计数据，截至2020年底，我国抽水蓄能装机容量达到3210万千瓦，新型储能装机容量达到290万千瓦。随着非水可再生能源占比的提高，电力系统对于储能的需要也将上升。据预测，为满足电力系统调节需求，2030年需配备抽水蓄能装机容量2亿千瓦、新型储能装机容量8000万千瓦。2060年需配备抽水蓄能装机容量4.2亿千瓦、新型储能装机容量6亿千瓦。对于抽水蓄能而言，受制于场址条件及负荷距离，我国抽水蓄能站址资源有限。对于新型储能而言，电池系统能量密度较低、成本较高、安全性存在巨大隐患，影响行业快速发展。

为实现新能源的高比例消纳目标，需大力提升储能调节规模。对于抽水蓄能电站，开展省级抽水蓄能资源调查行动，明确抽水蓄能电站的建设规模和布局，加快条件成熟的大型抽水蓄能电站开工建设，加快新建项目前期工作并力争开工。对于电化学等新型储能，积极推进电源侧、电网侧、用户侧储能建设，并合理安排建设布局；开展储能关键技术研发，提升电池制造水平，实现电池大容量、高密度、低成本、高安全、长寿命的目标；建立完善各地方储能建设运行要求，明确储能备案并网流程。

（三）新能源领域创新研发力度持续增强

对于新能源领域基础科学和关键设备的技术攻关，需加大资金资助力度。改进现有研发评价体系，借鉴美国、丹麦、德国的经验，建立中国可再生能源实验室，以此为枢纽整合创新研发资源，开展基础研究和前沿技术研发。按照“应用一代、研发一代、储备一代”的原则，广泛征求业界意见，设定中长期技术发展路线图及产业应用目标，实施国家新能源重大科技专项，调动产学研创新单元联合参与全产业链技术创新。加强知识产权保护法律建设，打造完善健全的知识产权保护执行体系，提升企业创新研发的积极性。鼓励支持转化效率高的项目增加保障小时数或优先上网，通过建设技术先进的新能源工程项目，促进转化效率高的产品应用，推进产业升级。

（四）破除体制障碍，建立市场决定电价的机制

通过加强基础研究及应用平台建设，提升新能源出力的预测精度。丰富电力市场品种，按时间长短分解中长期及现货交易，实现市场连续交易。积极推动新能源设施开展公募REITs试点，稳妥地处理中央财政补贴资金应收账款，通过盘活存量资产带动新增投资建设。建立竞争有序的辅助服务市场，完善价格形成及交易机制，为储能大规模参与系统运行调节提供基础。加快全国市场建设，扩大市场交易范围，实现大用户和发电企业跨省跨区直接交易，打破省间壁垒。建立绿证、碳排放权市场化交易平台，实行自愿认购与强制交易相结合，通过价格机制体现新能源的绿色低碳属性。

四、结束语

“十三五”时期，我国新能源发展成效显著，新能源已经从补充能源进入到主力能源的发展阶段，但也面临国土空间、并网消纳、技术创新、系统成本等方面的问题与挑战。“十四五”时期，新能源将优化布局促进大规模发展，发展储能促进高比例消纳，开展REITs试点促进投资良性循环，持续增强创新研发力度，建立市场决定电价的机制，为实现碳达峰、碳中和目标提供主力支撑。

参考文献

[1] 康重庆,姚良忠.高比例可再生能源电力系统的关键科学问题与理论研究框架[J]. 电力系统自动化,2017(09).

[2] 袁小明,程时杰,胡家兵.电力电子化电力系统多尺度电压功角动态稳定问题[J].中国电机工程学报, 2016(19).

[3] Heptonstall, P.J., Gross, R.J.K. A systematic review of the costs and impacts of integrating variable renewables into power grids. Nat Energy 6, 72–83 (2021).

注：原文载自《中国工程咨询》2021年第9期，本文有改动。