“应充分发挥储能对新能源消纳的作用，“十四五”期间要重点加快储能在源网荷各环节的应用。”

“2019年全国基本提前达到了《清洁能源消纳行动计划（2018—2020年）》制定的2020年清洁能源消纳目标。但清洁能源消纳是一个持续动态的过程，尤其是‘十四五’期间新能源仍将保持大规模发展，并网规模有可能在现有规模基础上翻一番左右，将给电力系统的建设运行带来巨大挑战。随着国家财政补贴退出，新能源将进入以促进消纳利用为主导的新阶段。清洁能源消纳需要在电源侧、电网侧、负荷侧持续发力，在体制机制上形成突破。”电力规划设计总院党委书记、院长杜忠明日前接受记者独家专访时作出如是判断。

提前达到清洁能源消纳三年行动计划的2020年目标

记者：您认为近年来我国清洁能源消纳情况如何，今年全国能否顺利实现《清洁能源消纳行动计划（2018—2020年）》的目标？

杜忠明：按照党中央、国务院的部署要求，在政府部门、企业等各方共同努力下，“十三五”以来我国清洁能源消纳情况持续好转，2019年我国水能利用率达到97%左右，风电、光伏发电平均利用率从2016年的83%、90%分别提高到2019年的96%、98%。云南和四川两省水电消纳问题也明显缓解。

目前，仅内蒙古、甘肃、新疆等地区还存在局部、时段性的消纳困难情况。全国总体来看，2019年提前达到了《清洁能源消纳行动计划（2018—2020年）》制定的2020年消纳目标。随着全社会用电负荷稳步增长、电力系统调节能力建设持续推进、跨省跨区电力资源配置能力继续提升，以及市场化改革步伐加快，2020年预计清洁能源消纳进一步向好的态势将得到延续。“

技术和政策机制两层面共发力，助新能源消纳

记者：我国清洁能源消纳形势好转的主要原因有哪些？

杜忠明：水电消纳形势好转的主要原因有几方面：一是云南、四川两省用电回暖，本省水电消纳能力明显提升。二是云南、四川外送通道建设取得积极进展，滇西北直流、川渝第三通道等一批水电外送工程陆续建成投产，促进了水电外送消纳。此外，严控小水电政策也客观上对缓解水电消纳矛盾起到一定作用。

“十三五”以来，促进新能源消纳工作主要从技术和政策机制两个层面入手。

技术层面，一是优化开发布局，以“三北”集中式开发为主转向集中式与分散式开发并重，开发布局持续向消纳能力较强的中东部和南方地区转移。二是电网加大了新能源消纳力度，通过优化电网调度运行加大省间电网互济，实现了区域电网内的资源优化配置。三是电力系统的灵活调节能力提升，特别是对“三北”地区的热电进行灵活性改造，为新能源消纳创造了有利条件。四是借助输电外送通道，促进更大范围新能源消纳，对于解决弃风弃光问题作出了重要贡献。

政策机制层面，一是政府加大了对新能源建设布局和消纳能力的引导。建成了全国新能源电力消纳监测预警平台，建立了风电、光伏发电投资监测预警机制，总体上保证了新能源建设的有序推进。国家能源局关于《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》等政策出台也有效引导新能源投资向消纳空间充足的地区布局。二是推进辅助服务市场建设，东北地区调峰辅助服务市场取得较好经验，并向华北、西北等地区推广。

“十四五”新能源消纳形势不容乐观

记者：清洁能源消纳还存在哪些重点问题或面临哪些挑战？

杜忠明：从近期看，局部地区、局部时段清洁能源消纳问题仍需重视。2020年新疆、甘肃新能源消纳问题仍需重点关注。青海省由于负荷增速放缓，电网送出受限，2019年新增新能源装机规模较大，弃光率有上升趋势。同时，国家促进清洁能源消纳的一些措施落实还不到位。

比如，电力系统调节能力改造有所滞后。按照“十三五”规划目标，全国火电灵活性改造规模为2.2亿千瓦、抽水蓄能开工规模6000万千瓦，目前远没有达到这一目标。全国人民代表大会常务委员会执法检查组《关于检查<中华人民共和国可再生能源法>实施情况的报告》公布，其中提出的诸多制度落实问题需要关注。

从中长期看，促进清洁能源消纳是一个需要持续动态关注、长期治理的过程。未来电力系统需要采取多种措施适应新能源大规模发展的要求，否则仍存在新能源消纳困难的风险。我们判断，“十四五”时期是我国能源绿色转型发展的关键时期，新能源发展潜力巨大。我们预计到2025年风电、光伏发电装机合计将达到7.5亿~8亿千瓦左右。电网省间调剂潜力已经不大，系统调峰能力建设还存在短板，电力辅助服务市场和电力现货市场等体制机制尚不成熟。

如果这些问题不能切实加以解决，“十四五”新能源消纳压力将持续加大。

发动用户侧，形成源网荷共促消纳的新格局

记者：未来可采取哪些举措持续促进清洁能源消纳？

杜忠明：“十四五”期间，新能源发展将从过去补贴推动、“跑马圈地”转向以消纳为导向、实现平价上网的新模式，这也意味着新能源发展进入了新阶段。促进新能源消纳的工作思路和政策机制也应有所调整。建议如下：

在新能源开发方面，一是持续重视优化布局，“三北”地区资源禀赋好，仍有较大的开发潜力，同时应继续加大中东部和南方地区分散式、分布式新能源的开发利用。二是采取新能源基地规模化开发方式，改变过去小而分散的开发格局，从而实现新能源的集约高效开发。三是研究风光储一体化开发模式，提升新能源对电力系统的友好性，一定程度解决新能源出力的波动性、间歇性问题。四是有序发展海上风电，沿海省份要高度重视并网消纳问题，统筹优化利用海上风电送出通道资源。

在电网建设方面，一是规划布局一批新能源外送输电通道，实现新能源资源更大范围优化配置。加快多端、柔性直流输电等适应波动性新能源的电网新技术研发、应用和推广，实现高比例新能源电力开发外送。二是在分散式、分布式新能源布局的地区，加强智能配电网建设，以适应分散式、分布式新能源并网消纳需求。三是提升智能电网调度水平，积极引入5G、人工智能等新技术，实现智能化调度，更好发挥电网促进清洁能源消纳的平台作用。

在系统消纳能力提升方面，一是在“三北”地区继续加大供热机组灵活性改造，实现热、电解耦运行。对于常规煤电机组继续进行有针对性、差异化的调峰改造。例如，对于百万千瓦级高效煤电机组，应主要承担系统基荷，充分发挥其对煤炭清洁高效利用的功能；对于30万千瓦级和60万千瓦级的常规煤电机组，应在确保高效的基础上进行技术升级改造，尽可能提高其调峰能力。二是对于中东部受电地区，继续加大抽水蓄能、调峰电源等调峰能力建设，优化跨省跨区输电通道送电曲线，实现送端地区和受端地区调峰能力的统筹利用。

在提升用户侧响应方面，积极推动新能源就地消纳，通过技术改造、商业模式创新，比如虚拟电厂、可中断负荷、电动车网络、传统高载能行业负荷改造等方式消纳新能源。“三北”工业负荷比较密集的地区，应推动自备电厂参与系统调峰，鼓励工业负荷消纳更多清洁能源。

加快储能在源网荷各环节的应用，“十四五”期间是储能应用的关键时期。随着储能技术的成熟和成本不断下降，规模化利用储能已经成为可能。应充分发挥储能对新能源消纳的作用，“十四五”期间要重点加快储能在源网荷各环节的应用。电源侧应用主要考虑风光储一体化模式，电网侧应用主要发挥其调峰调频等支撑功能，辅助解决偏远地区的供电问题，用户侧可结合分布式发电进一步探索商业应用模式。

总之，“十四五”期间需要采取多种综合措施形成源网荷共同促进新能源消纳的新格局。

同时，创新政策体制机制促进清洁能源消纳也十分关键。一是在电价政策上要有突破，建议实现更大范围峰谷电价，提高各类电源参与调峰的积极性。二是尽快推动电力现货市场建设。从国外经验看，现货市场建设是实现新能源消纳的根本措施。三是落实好可再生能源电力消纳保障机制，通过责任权重的考核进一步落实各方消纳责任。四是继续做好新能源消纳监测预警。建立完善新能源消纳会商机制，及时发现存在问题，及时调整措施。建议从颜色等级预警向消纳空间量化预警深化，科学引导开发布局，避免部分地区颜色预警解除后，弃风弃光问题出现反复。