碳达峰、碳中和催生以新能源为主体的新型电力系统加速构建，为未来新能源跨越式增长提供物质基础。据国网能源研究院预计，到2030年，新能源将成为我国第一大装机电源。

但新能源高比例增长带来的系统成本上升、发电出力不稳定，将使得电力平衡保障矛盾愈发突出。加之清洁低碳转型背景下，我国煤电定位如何转型等问题，也将成为构建新型电力系统面临的重大课题。

在此背景下，能源安全可靠、经济可行和绿色低碳三大目标应如何统筹兼顾？围绕这一话题，近日，国网能源研究院院长张运洲接受了记者专访。

成我国第一大装机电源

媒体：碳达峰、碳中和目标要求下，“十四五”时期，我国新能源发展将呈现哪些新趋势、新特点？

张运洲：当前，我国已建成世界最大的清洁发电体系。截至今年7月，我国非化石能源发电装机规模已超过10亿千瓦，其中，风电、光伏装机规模共为5.6亿千瓦。

就当前来看，我国新能源新增装机布局呈现进一步向负荷集中的“三华”（华北、华东、华中）地区倾斜特点。其中，今年1—7月，“三华”地区新能源新增装机容量2117万千瓦，占比达到80%，未来还将进一步扩大。

伴随新能源发展步入平价上网时代，“十四五”时期，我国新能源装机有望翻番，逐步实现增量替代。

预计到2025年，我国新能源发电装机有望突破10亿千瓦，装机占比约30%，发电量占比约18%；预计2030年，新能源装机占比将超过40%，有望成为我国第一大装机电源，发电量突破23%。

在电力碳排放达峰前（预计2028年达峰），以新能源为代表的非化石能源发电将是增量替代主体；2030年后，新能源发电仍将保持快速增长，逐步成为存量替代。

此外，“十四五”时期，分布式光伏发展将提速，在新能源分布式开发空间大的中东部地区将进一步推动新能源就近利用。


以德国为例，在近20年时间里，德国居民电价上涨了近90%，平均销售电价上涨了23%；英国近15年居民电价上涨了60%，平均销售电价上涨了51%。国外经验表明，尽管新能源发电自身成本持续下降、可实现平价，但其引发的系统性成本将大幅度升高。

就国内而言，未来，伴随着风电和光伏发电技术进步与初始投资成本持续下降，发电成本也将进一步下降。预计到2025年，陆上风电度电成本将下降到0.3元/千瓦时，海上风电度电成本为0.47元/千瓦时，光伏发电度电成本0.29元/千瓦时，光热发电度电成本0.85元/千瓦时。

总体来看，“十四五”初期，陆上风电和光伏发电成本总体低于燃煤发电，光伏发电成本低于陆上风电；“十四五”末期，海上风电、光热发电成本仍然较高。

但要注意到，尽管近年来，新能源本身成本不断下降，为了保障电力平衡以及电力调节的需要，保障电力安全稳定运行，仍需要建设大量抽水蓄能或新型储能等提高电力平衡能力。同时为满足新能源利用率，电网主网架需要进一步扩张，电力供应成本相应也会提升。

从中长期来看，建议引入“新能源等效上网电价”的概念，将系统成本显性化，真实反映新能源高比例渗透后引起的成本变化。与此同时，为统筹好新能源系统成本上升与社会经济发展之间的关系，建议不断优化新能源开发规模、布局和时序；完善系统成本疏导机制，充分利用有效市场和政府力量，形成科学成本分摊机制，保障电力系统各主体的合理权利。


特别是仅依靠分布式能源难以满足新增电力的需求。以国家电网经营区内的中东部地区分布式新能源发展为例，其开发潜力为9亿千瓦，可提供1-1.2万亿千瓦时电量，但仅能满足中东部2030年全部用电需求的15-20%。

为解决这一难题，可采取组合措施。在推动分布式新能源发展的同时，加快发展海上风电，并通过本地其他电源和跨区受入清洁电力的方式解决电力供需缺口问题。

未来，要进一步破解新能源装机大幅攀升带来的电力系统可靠性与电力供应保障问题，应尽快明确新能源对电网支撑的功能定位，引导新能源从单一的电量供给向与各类电源协同运行转型；加快电力系统调节能力建设；加快分布式光伏与电网统筹规划，尽快出台推动海上风电发展的相关政策。


尽管未来新能源装机将大规模跨越式增长，但短时期内其仍无法满足全社会新增电量需求。“十四五”“十五五”期间，一方面持续推进水电、核电等电源的建设，另一方面煤电装机与电量仍有一定增长空间。

预计到“十五五”后期，煤电装机容量将会稳定在12.5亿千瓦左右。随后煤电发电量将逐年下降，2030年前，煤电发电量逐步达峰并进入峰值平台期。

为统筹考虑能源发展与能源安全、降碳的关系，“十四五”时期，建议煤电发展按照增容控量思路，保障煤电调节性与保供性，逐步控制其电量供应；同时要加速推进煤电加装CCUS，并将其作为重大脱碳技术集中攻关；未来，将CCUS与生物质发电、氢能联合应用，推进负排放工程规模化；其次要推动出台鼓励煤电机组作为应急备用电源的支持政策。结合容量市场，解决该类机组的生存问题，确保在极端场景下发挥托底保供作用。

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