当前，全球能源正深刻变革，清洁低碳的可再生能源成为全球能源发展的主要方向。党的十八大以来，中国加快推进绿色发展，构建清洁低碳、安全高效的能源体系，非水可再生能源取得了跨越式发展，装机规模由2012年风电6083万千瓦、光伏发电328万千瓦提升至目前风电2.0亿千瓦、光伏发电1.9亿千瓦，风电、光伏发电装机占比从2012年的5.6%提升到18.9%，成为电力增量中的主力电源。随着中国新能源补贴逐渐退坡和电力市场化改革不断深入，可再生能源(以风电、光伏发电为代表，下同)如何布局发展、如何消纳利用、如何加快形成科学合理的价格机制，实现健康可持续发展，已成为“十四五”及中长期能源发展规划应重点研究解决的战略问题。
一、可再生能源持续发展壮大是低碳转型的关键因素
中国《能源生产和消费革命战略(2016～2030)》明确提出，到2030年，能源消费总量控制在60亿吨标准煤以内，非化石能源占能源消费总量比重达到20%左右;到2050年，能源消费总量基本稳定，非化石能源占比超过一半。为实现以上能源革命的战略目标，未来以可再生能源为主体的非化石能源是决定力量。
从电源结构上看，当前中国中东部水电资源基本开发完毕，剩余水电资源主要集中在西南区域，受资源条件、生态环境保护和建设输送成本影响，水电增长空间有限。而中国核电发展受政策影响和空间布局限制，在不启动发展内陆核电的情况下，厂址资源非常稀缺，核电发展空间也相对有限。因此，要加快能源结构调整，实现中国非化石能源消费2030年占比20%、2050年占比50%的宏伟目标，以风电、光伏发电为代表的可再生能源必将是主力军。
从区域布局上看，中国可再生能源开发建设最早始于“三北”区域。近几年，受“三北”区域消纳影响，风、光等可再生能源发展实现“孔雀东南飞”，增长主要集中在中东部地区。但是，中东部受严苛的土地、资源和生态环境保护限制，风电、光伏的经济环保可开发容量仅在10亿千瓦左右，存在天花板上限，难以保障长远能源需求。因此，未来中国可再生能源发展的重心必将从中东部区域重新“北上”和“西进”，向“三北”等资源富集区域回归。这是由中国能源资源禀赋和消费特征决定的必然趋势，也是中国可再生能源大规模发展必须破解的难题。
从发展模式上看，当前及未来一段时期，集中规模化开发与分散分布式开发并举将成为风、光等可再生能源开发的主流。在“三北”等风能、太阳能资源富集地区，可再生能源与火电、水电打捆大规模基地化开发，外送至负荷中心，实现受端平价或竞价上网，将成为未来电力增长的主要模式。在中东南部等负荷中心区域，除海上风电有点发展空间外，以分散式风电和分布式光伏为主的综合智慧能源应用将成为有力补充。
二、如何统筹施策化解可再生能源调峰消纳等尖锐矛盾
风电、光伏发电等可再生能源具有随机性、间歇性、能量密度低等特点，加上中国可再生能源资源与需求在空间上逆向分布，在当前风电、光伏装机合计不到4亿千瓦的情况下，部分地区已出现了严重的弃风弃光问题，随着中国风电、光伏发电装机不断增长，此问题还将会愈演愈烈，矛盾会加倍放大，若解决不好，用可再生能源替代化石能源将成为一句空话，会直接影响中国能源低碳转型战略的实现。因此，中国可再生能源大规模开发利用必须因时因地制宜，分阶段统筹施策，克服可再生能源的上述固有弊端，有效化解调峰、输送和消纳等突出矛盾，打通可持续发展的战略路径。
(一)依靠技术进步、系统优化与供需互动，可解决可再生能源近中期发展问题
可再生能源发电大规模全方位接入电网，要求电力系统有强大的调峰能力，而这恰好是当前中国电力系统存在的较大短板。未来一段时间内，在大规模储能技术尚未突破的情况下，仍需依靠传统能源和现有电力系统挖掘调峰潜力，扩大可再生能源消纳空间，推动其大规模可持续发展。主要有以下应对措施：
其一，补强电力系统调峰短板。一方面可加快优质调峰机组建设和改造，对既有煤电机组进行灵活性改造，规划建设若干抽水蓄能电站，在具备条件的地区适度布局天然气调峰电站，加快推进龙头水电站建设，不断适应可再生能源快速发展对电力系统的要求。中国火电机组的平均投产年龄仅10～15岁左右，美国已达40岁，通过对中国现有火电机组灵活性改造，在其剩余寿命期内，可为不断增加的可再生能源提供调峰能力，实现新(风光电)、老(火电)机组的平稳更替过渡。火电与风光电的调峰互补特性，决定了两者不是竞争关系，而是长期合作关系。中国现有超过10亿千瓦的火电，将是未来可再生能源大规模发展的坚强后盾和支撑。
另一方面可优先利用好存量跨省区输电通道，适时建设新输电通道，发挥好省间互济的调节作用。中国现有输电通道的年利用小时仅4500小时左右，特高压通道利用率更低，利用富余的输电能力，可打捆输送更多的可再生能源电力。
其二，在供给侧实施水风光热储多能互补发展。在水能资源丰富地区，在不增加弃水的前提下，借助水电站外送通道和灵活调节能力，建设配套的风电和光伏发电项目，协同推进水风光互补发展;在风光资源富集地区，可统筹考虑送端地区风电、光伏、光热、储能的互补调节能力，结合跨省区通道规划建设，实现可再生能源电力稳定外送。
其三，在需求侧加快推进电能替代，推广综合能源应用与智能服务。可推广电采暖、工业电锅炉、电动汽车、电排灌等电能替代应用，通过错峰用电，扩大可再生能源消纳空间。可加强热、电、冷、气等能源耦合集成和互补利用，建立容纳高比例可再生能源的发输储用一体化的局域电力系统，探索综合智慧能源服务等新型商业模式和新业态，促进可再生能源就地消纳。
(二)发挥氢能清洁高效储能优势，构建电—氢能源系统解决可再生能源远期发展战略问题
未来更长远时期，当全国非水可再生能源装机达到15亿～20亿千瓦以上时，传统的电力系统调节和优化手段将遭遇天花板，在极端情况下，即使全国煤电机组全部用于为可再生能源发电调峰，也难以满足电力系统安全可靠运行要求，也即意味着传统调峰方式失效。在此情景下，必须寻求可再生能源新的发展路径和调峰储能方式，以打破对传统电力系统的依赖。随着科技进步和成本大幅下降，以氢能及其他储能方式为介质和纽带，可将可再生能源与能源消费终端有效连接起来，保障可再生能源实现平稳可持续大规模开发利用，让清洁能源覆盖社会生产和生活各个方面。
其一，加快氢能与可再生能源耦合应用。氢能兼具清洁二次能源与高效储能载体的双重角色，是实现可再生能源大规模跨季节储存、运输的最佳整体解决方案。在风、光资源好的“三北”地区，可再生能源基地化开发及技术进步带来的成本大幅下降，为清洁能源制氢提供了经济可行性(目前中国部分风电基地电价已下降至0.25元/千瓦时左右)。利用富余的可再生能源电解制氢，再将氢能输送到能源消费中心多元化利用，可有效解决风、光等可再生能源不稳定及长距离输送问题。
在用能负荷集中区，可利用远方输送来的可再生能源电解制氢，也可直接利用远方储运过来的氢能，满足当地用能需求。氢能有广阔的应用场景，可转换为电和热，供工商业、交通、建筑、民用等各类用能终端使用，有效替代天然气、石油和煤炭;也可与分布式能源结合，“量身定制”就近利用，解决风电、光伏发电等可再生能源不稳定和低能量密度问题。
通过构建电-氢能源系统，可成功实现传统能源系统在供给侧和消费侧的清洁低碳替代，巧妙化解可再生能源大规模发展带来的调峰、输送和消纳矛盾，使化石能源的清洁低碳替代在技术、经济、系统模式转型方面均具有可行性。
其二，探索其他储能方式与可再生能源结合应用。当前各类储能方式蓬勃发展，未来大规模储能商业化问题的解决将为能源领域带来革命性变化。但当前时期，储能技术尚不支持大规模应用，可在中东部等电力峰谷价差大的区域，研究布局用户侧储能与分布式能源结合应用，作为系统调峰的补充手段;在可再生能源资源富集区，可探索研究大型新能源基地与化学储能结合发展，为未来大规模应用夯实基础。
三、公平高效的市场机制是可再生能源健康发展的根本保障
要实现以上可再生能源发展和电力系统转型目标，必须坚定推进能源价格改革，不断完善电力市场，充分发挥市场配置资源的决定性作用。只有通过市场价格信号的引导和市场机制的调节，才能有效化解各类市场主体的利益矛盾，为可再生能源发展创造良好的环境。
其一，构建中长期、现货、期货等电力交易细分市场，完善调峰、调频、备用等辅助服务价格，合理补偿电力调峰成本，激发煤电等常规电源参与调峰的积极性，推动火、水、风、光、核等各种电源通过市场发现其比较优势和应有的价值，获得合理收益，这样才能使各类电源及储能方式各展所长、各尽其能、实现共赢，风电、光电也才能在这种共生共荣的大能源生态格局中不断成长壮大，逐步成为主体能源。
其二，打破省间壁垒，建立各电源品种跨省区协同交易消纳机制，用市场机制化解能源送、受方和电网等三方的利益矛盾。可充分发挥跨省区联网输电通道的调剂互助作用，通过各省区合纵与连横，构建可再生能源发展全国一盘棋格局。
其三，探索可再生能源多种交易方式，研究实施竞争买断跨省区输电权、优先发电权等机制，在更大范围优化配置资源，实现可再生能源发展综合效益最大化。
其四，发挥好可再生能源清洁低碳、环境友好的优势，国家尽快落实可再生能源配额、绿证及交易等制度，将低碳转型的责任及激励对象从发电侧转向电网和消费侧，助力实现全社会的低碳转型。
综上，为落实中国“四个革命、一个合作”能源安全新战略，大规模高质量发展可再生能源是必然选择。需要未雨绸缪，做好顶层战略设计，系统规划解决好可再生能源大发展带来的大规模调峰、输送和消纳等挑战，才能保障中国能源清洁低碳转型之路顺利实施。
