目前，我国电力系统调节灵活性欠缺、电网调度运行方式较为僵化等现实造成了系统难以完全适应新形势要求，大型机组难以发挥节能高效的优势，部分地区出现了较为严重的弃风、弃光和弃水问题，区域用电用热矛盾突出。如何提高电力系统的调节能力及运行效率，从负荷侧、电源侧、电网侧多措并举，增强系统灵活性、适应性，破解新能源消纳难题，推进绿色发展等问题。
不是去不去补贴，而是去了补贴怎么做
统计表明，截至2018年底，我国可再生能源装机突破7亿千瓦，其中风电、光伏分别达到1.8亿千瓦、1.7亿千瓦，全年平均弃风率7.1%，同比下降4.3个百分点，弃光率3%左右，同比下降3个百分点。可再生能源装机约占全部电力装机的38.3%。即便如此，目前，我国清洁能源消费总量占比仅为20%左右，低于世界平均水平约18个百分点。“加快开发利用以风、光为重点的可再生能源，保持我国在可再生能源领域的领跑态势，是我国实现能源绿色发展的必然选择。”该业内人士指出。
随着《清洁能源消纳行动计划(2018～2020年)》、《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》(简称《通知》)等可再生能源发展政策的相继出台，以及地方扶持风光发展措施的陆续发布，与当初“5·31”新政面世时相比，业界反应积极而又平稳，显示出了市场的成熟与理性。
目前的平价政策，是处在一个从有补贴(或说有补贴与无补贴并存)到无补贴时代的过渡，《通知》中明确平价政策要到2020年才开始全面实施，显然这是一个过渡性的政策。在2019和2020年这两年时间，政策给了地方相对比较大的操作空间。“5·31”新政把补贴去了，但无补贴的光伏并不是就要“裸奔”。平价上网政策的出台，既是对“5·31”新政的回应，又为无补贴的光伏如何“奔跑”提供了保障和支持。
促消纳，是平价上网的前提。近几年，我国新能源消纳能力在政策的支持和引导下明显提升。截至2018年底，弃风弃光均实现“双降”。2018年12月，国家能源局召开的全国能源工作会上提出，2019年非化石能源消费比重要提高到14.6%左右，全国平均弃风率低于10%，弃光率和弃水率均低于5%。会议还强调，全国可再生能源发电利用率要进一步提升，弃电量和弃电率保持在合理水平，到2020年，基本解决弃水弃风弃光问题。以此来看，行业普遍认为2020年将是风电、光伏发电平价上网到来的节点，不无理由。
消纳能力与可再生能源新增装机规模双提升，将为我国可再生能源利用的比重不断增加作出积极贡献。统计数据显示，截至2018年底，可再生能源利用水平不断提高，2018年，可再生能源发电量占全部发电量比重为26.7%，同比上升0.2个百分点。其中水电1.2万亿千瓦时，同比增长3.2%;风电3660亿千瓦时，同比增长50%;光伏发电1775亿千瓦时，同比增长14%。在政策的引导下，新能源消纳能力与新能源新增装机容量和发电量均有提升，促使我国能源转型速度加快。
降成本，是平价上网的王道。从2007～2017年，10年间，光伏发电度电成本累计下降了约90%，这离不开光伏制造上下产业链通过技术升级，不断降低技术成本。目前，行业普遍认为技术成本的下降空间越来越小，非技术成本的降低，被认为是风电、光伏制造业希望突破的新空间。
在风电、光伏项目投资建设过程中，除了设计施工环节明确可控的成本外，常常存在许多不可控的非技术成本，如项目开发过程中的土地税费、土地租金、融资成本等。目前，非技术成本已占到总投资成本的20%以上，算到电价上至少0.1元/千瓦时。这些非技术成本对光伏发电项目的整体成本下降形成了阻碍，亟需国家出台相应政策调整。
我国的风光行业勃兴于补贴，当前也受限于补贴。业内人士指出，当前，补贴资金缺口已突破千亿元，只有风光“去补”，缺口问题才不会积重难返，最终解决才会成为可能。而今天讨论补贴、思量补贴、围绕补贴制定出台政策，根本上是为了去掉补贴，最终实现风光的平价上网。补贴作为市场与行政两种调节手段相结合的产物，在完成其历史使命后，唯有最终去掉，才会实现风光等可再生能源健康、可持续发展。
火电灵活性改造对新能源消纳作用几何?
2018年3月，国家发改委、国家能源局印发《关于提升电力系统调节能力的指导意见》(简称《意见》)，《意见》要求，实施火电灵活性提升工程，“十三五”期间，力争完成2.2亿千瓦火电机组灵活性改造(含燃料灵活性改造)，提升电力系统调节能力4600万千瓦。
火电灵活性改造对新能源消纳作用究竟几何?2018年4月3日，中国煤控项目、华北电力大学课题组发布了最新研究报告《持续推进电力改革提高可再生能源消纳》(简称《报告》)显示，火电灵活性改造可以降低煤电特别是热电机组的最小出力，成为当前解决风电并网消纳的主要措施。
该业内人士认为，探究火电灵活性改造的作用，首先要看火电与风电、光伏等新能源的关系。与新能源等电源相比，火电具有较好的调节能力。当新能源在电网的比例逐渐扩大时，对调峰电源的需求也逐渐升高。同时，在火电规模被控制在一定范围内的前提下，煤电和新能源之间可形成协作关系。
从国际上新能源的消纳与发展经验来看，不难发现风电光伏的成就背后离不开包括火电机组在内的调峰电源的支撑。不过，与国际先进经验相比，我国火电机组由于以煤电为主，还存在灵活性不足的问题，在调峰深度、爬坡速度、快速启停等方面仍有很大提升空间。“火电灵活性改造，也将提升燃煤电厂的运行灵活性，具体涉及到增强机组调峰能力、改善机组爬坡速度、缩短机组启停时间、增强锅炉燃料灵活可变、实现热电联产机组解耦运行等方面。”该业内人士说。
2016年以来，我国已陆续公布了两批火电灵活性改造试点，主要集中在弃风弃光严重的“三北”地区。火电灵活性改造，特别是热电解耦改造，可以在供热季保障供热的前提下，降低热电机组的最小出力，而“三北”地区弃风以供暖季为主，因此成为当前解决风电并网消纳的主要措施。从企业层面来看，能否从灵活性改造中获得预期收益，是火电机组参与灵活性改造意愿的关键。
看好火电机组灵活性改造对风电消纳作用的同时，也要认识到灵活性改造不能从根本上解决弃风问题。究其原因，灵活性改造可以降低火电最小出力，但供热季的供热约束仍为硬约束，当火电最小开机方式已经可以满足系统负荷时，还是会出现弃风;另一方面，为保证电网安全，火电机组须保证一定的最小开机容量。在以煤电为主的电源结构下，即便是在非采暖季，采用启停调峰来接纳风电，无论是从节能还是从污染物排放角度看，往往都是得不偿失的。
对于如何从根本上解决弃风弃光问题，该业内人士认为，加快电力市场改革、从计划体制向市场机制转型才是解决弃风问题的根本办法。
实际上，火电灵活性改造在国外已有率先尝试和成功经验。德国和丹麦在电力市场建设、火电转型、高比例可再生能源消纳方面成绩显著，优越的电源调峰能力是丹麦、德国实现高比例新能源消纳的重要基础，在此基础上精巧设计的电力市场机制和相关政策是充分发挥电源调峰能力的保障。在两国电源调峰能力建设中，提升火电机组灵活性是其重要举措。“开展提升灵活性改造，有利于火电更好地适应未来的形势，更好地具备参与电力市场竞争的基本条件。”该业内人士表示。
电力系统调节将从“义务劳动”走向“稀缺商品”
以火电灵活性改造、抽水蓄能电站建设为代表的电力系统调节能力，今后将不再是“义务劳动”或“赔钱的生意”，而将以稀缺商品的身份登上电力市场的舞台。这是2018年3月23日，由国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于提升电力系统调节能力的指导意见》(简称《指导意见》)所传递出的强烈信号。
近年来，“三弃”问题引发社会关注。在绿色清洁能源替代传统化石能源的趋势已成定局的当下，清洁能源消纳依然是能源发展面临的最突出的矛盾。
作为我国电力系统调节能力的第一份产业政策性文件，《指导意见》直指清洁能源消纳顽疾。“其意义在于首次赋予了调节能力在电力市场中的商品属性，强调用市场的手段解决我国电力系统调节灵活性欠缺、电网调度运行方式较为僵化等现实问题。”该业内人士指出，通过提高电力系统的调节能力及运行效率，保障电力安全供应和民生用热需求，实现我国提出的2020年、2030年非化石能源消费比重分别达到15%、20%的目标。
该业内人士认为，《指导意见》的出台对新能源未来的高质量发展具有重要的导向作用。一方面，《指导意见》将调节能力参与主体扩展至整个电力系统而非单一侧面。从“加快推进电源侧调节能力提升”到“科学优化电网建设”，从“提升电力用户侧灵活性”到“加强电网调度的灵活性”，《指导意见》覆盖负荷侧、电源侧、电网侧，多措并举增强系统灵活性、适应性;另一方面，用市场的手段提升电力系统调节能力是《指导意见》释放出的强烈信号。《指导意见》明确，要建立健全支撑体系，从电力辅助服务补偿(市场)机制、鼓励社会资本参与电力系统调节能力提升工程、加快推进电力市场建设、建立电力系统调节能力提升标准体系等方面予以推进。
激发调节能力将成为电力市场化改革所要关注的一个新的角度。由辅助服务过渡到电力现货市场，无疑是提升电力系统调节能力的一个重要支撑。通过现货交易的方式体现电力灵活调节的价值，这也是发达国家通用的方式。另外，在电改试点先行区，调节能力所激发出的新的业态已经呈现。如广东地区将储能电池用于系统调峰，高峰时电池充电获取调峰收益，其他时段释放电量实现售电收益。未来，新的业态、新的技术还将层出不穷。
业内人士相信，这不是简单的零和游戏，通过调节能力的提升，可以创造更大的社会福利，当调节能力得到最大限度的释放提升后，电力系统便可以在更大规模上实现新能源的消纳。
《指导意见》将“推动新型储能技术发展与应用”作为推进电源侧调节能力提升的三大方式之一，与“实施火电灵活性提升工程”、“推进各类灵活调节电源建设并行”二者并列，给予了储能技术突破与应用的高度重视，并对其发展路径做以具体阐述。
“电力系统调节能力建设将是一个长期的过程，关键还是电源结构的整体优化。”业内人士表示，虽然提升系统调节能力当前最大的关注点在火电灵活性改造、抽水蓄能建设方面，但需求侧管理、电动汽车、储能技术的发展都需要加速推进。具有足够强大的电力系统调节能力，才能支撑起我国中长期能源转型的目标。
新能源未来或将成主导能源
国家电网公司曾在2010年举行新能源与智能电网协调发展研讨会，创新性提出新能源与智能电网协调发展协调度指标，并运用该指标体系，分析智能电网适应新能源发展的重点领域和优先次序。新能源并网发电也被列入课题。“当前，新能源尤其是风电、光伏迅猛发展的情况下，研究新能源与智能电网协调发展问题具有重要的现实意义，对于我国新能源发电并网、消纳以及智能电网建设都有较高的参考价值。”该业内人士认为。
通过我国与发达国家发电装机、发电量、能耗的对比，结合国内各省电价等相关数据，分析当前中国电力工业发展中存在的主要问题，建议利用接入费价格杠杆调整电源合理布局;加快特高压电网建设，提高电网跨大区资源配置能力;发展核电、风电等新能源发电，降低煤电比例;运用价格弹性，大力促进节能降耗;完善电价形成机制，使电价正确反映成本、调节市场需求，促进电力工业协调健康发展。
进入“十三五”中后期，能源低碳转型何去何从?业内人士认为，“规模化开发、集中式并网”是我国风电等可再生能源开发利用的主要模式。“十三五”后期是新能源由补充能源上升为替代能源乃至主导能源的过渡期，将以能源体制革命为中心，稳妥推进新能源高质量发展。我国能源技术创新需要多措并举，破解能源技术创新面临的问题。
可再生能源发电当前处于全面增量替代、部分地区存量替代阶段。2018年1～10月，我国非化石能源新增装机达0.65亿千瓦、占比73%，可再生能源新增0.61亿千瓦、占比68%，非水可再生能源新增0.54亿千瓦、占比60%。对于更长远的发展趋势，业内人士指出，风电、光伏等可再生能源在“十四五”或“后平价”时代，仍需要考虑产业健康、持续发展，降低成本还是发展方向。
“十四五”新能源产业将呈现出“源—网—荷—储”统筹考虑，协调发展。在发电侧，做好各类电源开发建设、运营管理，不断提高能力和水平;在电网侧，加强输电通道，推进送出工程与项目建设协同规划和推进;在用户侧，做好消纳和市场研究，使各类电源建得成、送得出、用得掉。
目前，我国煤电、核电、煤炭、油气、可再生能源和电网等领域已经形成了从研发、设计、制造、建设、运维到检测认证的具有较强国际竞争力的完整产业链，众多领域的科技创新工作已经或正在走向世界前沿。我国能源领域已形成具有较强国际竞争力的完整产业链，但与世界能源科技强国相比、与引领能源革命的要求相比，我国能源技术创新还有较大的差距。突出表现为：一是基础研究薄弱，氢能、燃料电池、碳排放等前沿技术和投入及研究有限，实现跨越式发展的技术储备不足;二是一些关键核心技术长期受制于人，燃气轮机及高温材料、海洋油气勘探开发等尖端技术长期被国外垄断;三是原创性成果不足，新能源、页岩气等新兴技术还是以引进消化吸收为主;四是创新环境有待进一步完善，科技创新与产业发展结合不够紧密，对创新的激励不足，科技对经济增长的贡献率还不够高。
为了有效破解能源技术创新面临的问题，国家发改委、国家能源局联合有关部门先后发布了《能源技术革命创新行动计划(2016～2030年)》、《能源发展“十三五”规划》等一系列文件，明确将高效太阳能利用、大型风电、氢能与燃料电池、生物质能、海洋能、地热能、先进储能、现代电网、能源互联网、节能与能效提升等领域作为“十三五”乃至中长期中国能源技术创新的主攻方向，提出了相关创新目标、重点任务和创新行动。
“未来，需要进一步优化布局，加快推动分布式光伏、分散式风电的开发建设，激励用户开发分布式新能源就地消纳，节约输配电投资;推进多能互补示范、微电网示范、可再生能源综合应用示范工程，完善相关标准和保障机制;开展新能源与储能技术结合的试点示范，提升系统运行效率。”该业内人士表示。
