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能源是推进碳达峰碳中和的主战场，实现“双碳”目标，需扎实推进能源绿色低碳转型。近年来，我国可再生能源实现了从小到大到强、从跟跑到并跑再到领跑的跨越式发展，在装机规模快速增长的同时，发展质量稳步提高，消纳利用持续保持较高水平。2022年，全国风电平均利用率96.8％，连续4年超过96％，较2016年提高了14.4个百分点；光伏发电平均利用率98.3％，连续4年保持在98％左右，较2016年提高了8.3个百分点。
解决消纳问题是可再生能源大规模、高比例发展的关键。“十三五”时期以来，可再生能源消纳问题受到高度重视，各方在技术、体制、政策等层面开展了诸多工作。一是不断提升系统灵活调节能力。大力推进煤电“三改联动”，截至2022年底，全国煤电灵活性改造规模超过2.5亿千瓦；稳步提升储能规模，截至2022年底，抽水蓄能电站装机规模4579万千瓦，已投运新型储能项目装机规模达870万千瓦。二是持续发挥电网优化资源配置作用。截至2022年底，西电东送规模超3亿千瓦。三是有序推进电力市场化交易。2022年全国电力市场交易规模进一步扩大，完成市场化交易电量5.25万亿千瓦时。四是加快构建适应新能源占比逐渐提高的新型电力系统。2023年6月，《新型电力系统发展蓝皮书》提出构建新型电力系统的总体架构、重点任务和“三步走”发展路径。今年7月，中央深改委会议审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，强调要深化电力体制改革。我国新型电力系统建设进入全面启动和加速推进阶段。
“双碳”目标提出后，大力发展可再生能源成为全社会的普遍共识和一致行动。现行电力系统在电网基础设施建设、调度运行等方面还不能很好适应新能源更大规模发展要求，需加快推进新型电力系统建设。一是要落实“双碳”目标任务，具有间歇性、随机性、波动性特点的风电、光伏发电必须实现超常规大规模发展，这对传统电力系统的调节能力、调度运行机制提出了新要求。二是风电、光伏发电等新能源项目建设具有短、平、快的特点，建设速度普遍快于电网输变电工程项目，部分电源与电网项目建设进度还存在不协调的问题，对传统电力系统规划建设思路、投资管理方式提出了新要求。三是电力系统灵活调节资源的能力仍需提升。目前，煤电灵活性改造不及预期，新型储能成本仍然较高，抽水蓄能电站建设周期长，系统灵活调节能力尚不能满足可再生能源大规模发展需要。
促进可再生能源健康可持续发展，要处理好发展规模、布局、节奏与消纳能力之间的协同关系。可再生能源发展与消纳的协同是全局性、长期性、系统性工程，需从技术、模式、机制、政策等方面加强创新。
第一，加快规模化集约化开发。按照统筹优化、集约高效的原则，推动“沙戈荒”新能源基地化、主要流域水风光一体化、海上风电集约化开发，提升能源综合开发利用效率和整体经济性。第二，推进新型电力系统建设。推动主干电网提质升级、柔性化发展，支撑高比例可再生能源高效开发利用；积极建设并推广分布式智能电网，促进分布式新能源就近使用。第三，提升电力系统调节能力。加大煤电灵活性改造力度，大力推动抽水蓄能电站建设，因地制宜规划布局、科学调度新型储能，充分挖掘用户侧消纳潜力，切实提升电力系统中的源网荷储调节能力。第四，完善体制机制。分地区设置合理的新能源利用率，推动电力市场建设。以完善的市场体系、健全的价格机制、创新的政策协同，发挥有效市场和有为政府高效结合的优势，促进可再生能源发展与消纳协同，助力实现“双碳”目标。
（作者系电力规划设计总院副总工程师、新能源研究院院长）
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