尽管政府已经密集采取措施促进煤炭供应，稳定市场秩序，但各地燃“煤”之急暂时仍未得到彻底缓解。
10月20日，国家能源局网站发布了一份《关于积极推动新能源发电项目能并尽并、多发满发有关工作的通知》。在这份通知中，国家能源局综合司要求各电网企业按照“能并尽并”、“多发满发”原则，对具备并网条件的风电、光伏发电项目，切实采取有效措施，保障及时并网。实现新能源发电项目多发满发，进一步提高电力供应能力。
国家能源局还要求，各单位加大统筹协调力度，加快风电、光伏发电项目配套接网工程建设，与新能源发电项目建设做好充分衔接，保障同步投运。
这是自今年9月中下旬各地爆发电荒以来，国家能源局首次明确发文要求新能源发力，以缓解电力紧张。在过去30多天里，煤炭企业和电厂一直是相关部门督促的重点。
国家能源局在上述通知中称，加快风电、光伏发电项目建设并网，增加清洁电力供应，既有利于缓解电力供需紧张形势，也有利于助力完成能耗双控目标，促进能源低碳转型。
此轮电荒中，较大规模光伏风电接入使系统调峰成为电网运行的难题，新能源稳定性不足的弱点被进一步放大。辽宁省工信厅在9月底的一次电力保障工作会议上曾解释称，“由于风电骤减等原因，电力供应缺口进一步增加至严重级别。”
风电光伏是“十四五”乃至2035年期间，中国能源产业大力发展的两大重点。相关发展目标包括：2030年非化石能源占一次能源消费比重达到25%左右；风电太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上；到2025年全国风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重达到16.5%左右等。其中，2021年全国风电、光伏发电发电量要实现占全社会用电量的比重11%左右。
国家能源局数据显示，截止2020年底，全国风电装机超2.8亿千瓦，光伏装机超2.5亿千瓦，风、光累计装机总容量超过5.3亿千瓦。而同期，全国电力总装机容量约22亿千瓦，从数字上看，风、光装机在总量中占比已达24%。
但装机不等于实际发电量。有国内电力机构根据国家能源局的数据分析称，2020年全国风电、光伏发电发电量在全社会用电量的占比不足10%，约为9.68%。
与此形成对比的是，2020年年底，中国煤电装机占比历史性降至50%以下，占总装机容量的比重49.8%。但进入2021年以来，火电发电量占比不断提高。2021年1-8月全国主要5类发电量中，火力发电量占全国发电量比重为71.85%；风力发电量占比为6.77%；太阳能发电量占比2.23%。“风、光”发电量合并占比9%，比2020年年度占比下滑0.68%。
火电装机占比下降至不足50%，但发电量占比却升至71%以上；“风、光”装机占比不断提高，占比已达24%，但发电量占比下滑至9%。两组数据，不仅凸显出中国能源结构变革之难，也进一步凸显了“风、光”两架新能源马车的现实境况。
此轮电荒中，一直备受政策鼓励的“风、光”发电为何掉了链子？新能源发电持续井喷背后，存在怎样的隐蔽矛盾？构建以新能源为主体的新型电力系统，还有哪些障碍亟待破除？短期内，火电与风电光伏的关系该如何看待？
正在到来的严峻供暖季和仍在紧绷的电力供需链条，将对上述问题发出持续挑战。这些问题的解决路径和政策安排，也将决定未来10年计划打造的以新能源为主体的新型电力系统的样貌。
巡查新能源并网
就在国家能源局发出通知，要求各地积极推动新能源发电项目“能并尽并”、“多发满发”前半个月，也就是在今年9月底，国家能源局曾一连修订了6份关于风电和光电的协议文本征求意见稿，内容涉及购售合同、并网调度等方面，同时还起草形成了《电化学储能电站并网调度协议（示范文本）（征求意见稿）》，向社会公开征求意见。
国家能源局在就上述文件征求意见通知中称，此举为了助力实现碳达峰、碳中和目标，更好适应电力体制改革，推动构建以新能源为主体的新型电力系统，进一步规范发电企业与电网企业的并网调度关系和购售电行为。
据悉，为推动新能源并网消纳力度，国家能源局近日已经展开清洁能源消纳暨调度交易与市场秩序综合监管现场检查。10月19日，西北能源监管局已经开始行动。这一监管行动是为贯彻落实国家能源局《清洁能源消纳情况综合监管工作方案》安排部署的。
今年3月，国家能源局综合司下发《清洁能源消纳情况综合监管工作方案》通知，要求坚持问题导向和目标导向，针对清洁能源问题多发的重点地区、重点企业和重点事项开展监管，客观分析清洁能源消纳实施成效和存在困难，提出针对性的意见和建议。
监管重点包括：各省（自治区、直辖市）弃水、弃风、弃光电量和弃电率情况，是否完成年度清洁能源消纳目标，是否完成重点任务；是否完成年度可再生能源电力消纳责任权重；以及清洁能源发电项目是否按规定及时出具并网接入意见；是否未及时建设接网工程；是否未及时按约定回购发电企业自建送出工程；是否按照规划和消纳能力合理安排项目并网时序等。此外还包括清洁能源跨省区交易消纳情况。
按照国家能源局的时间表，今年5月至6月为自查整改阶段，并对自查中发现的突出问题，整改落实。7月至8月为现场监管阶段。9月至10月，则需要形成监管报告，并于9月底报送国家能源局。10月底前，国家能源局汇总形成清洁能源消纳情况综合监管报告，适时按程序发布。
截至目前，国家能源局尚未发布清洁能源消纳情况综合监管报告。
能源消纳为何如此重要
与火电相比，中国的风电与光电也存在明显资源分布不均衡问题，西北地区是中国风电和光电资源相对较为丰富的地区，除沿海地区发展海上风电外，内陆省份风、光资源相对匮乏。目前，全国2.8亿千瓦风电装机中，“三北”地区占67.4%。中国已建成的两个千万千瓦级的新能源发电基地均在西北，一个是甘肃酒泉，另一个在新疆哈密。
两大新能源发电基地的形成是近些年西北新能源发电大力发展的缩影，但“大发展”背后，却是“高受阻”，当地电力需求不足，外送却又乏力。与电煤可以储存并外运不同，风力与光照资源不能储存，只能通过电网输送。
2019年，西北能源监管局曾与西安交大合作开展“西北区域新能源消纳的滚动机制路径分析”课题研究，研究结果显示，西北区域外送通道输送容量与新能源装机容量之比不足50%，在新能源发展同样迅猛的丹麦，这一比例已经达到了122.64%。
上述研究课题还发现，西北区域系统调峰能力有限。同时，在西北区域市场体系建构的过程中，现行大部分交易机制未能实现有竞争性的市场交易，交易电量增长有限，交易电价相对固定，市场配置新能源的作用尚没有得到充分发挥。
正是由于风电与光电资源的地域、季节不均衡性，导致中国风电和光电的消纳、储能、输送环节，越来越成为制约其发展并发挥潜力的障碍。随着近些年，各地新能源发电项目的迅猛增长，制约也就越来越突出。
在今年9月中下旬爆发的多地电荒中，东北地区和其他一些省份正是遭遇了用电量猛增，新能源发电出力不足，调峰完全失灵的情况。
近日，远景能源有关人士在接受经济观察报采访时表示，过去几年，中国控制了煤炭增长，这没错。但当控制了煤炭，新能源要加大发展，而且让电网充分利用好新能源，这样的话，煤就会作为补充，在最需要的时候发电，而不能在新能源能够发电的时候发电。
事实上，这正是中国正在打造的以新能源为主体的新型电力系统的未来功能：让火电成为调峰应急的能源选择，使风电、光电等新能源成为电力供应的主体。这是对中国过去长期以来电力结构和电力调配的逻辑的根本性重构。
但9月中下旬开始的一轮电荒显示，短期内，火电为主、新能源为补充的电力结构很难发生根本性转变。
上述远景能源人士说，“（电荒）恰恰就是在节流的同时没有开好源，一脚油门踩刹车的，其实这个不对。但这时候还是要坚定，还是要持续减碳。持续加大新能源的投入，加大新型电力系统的投入。”
尽管政策一直鼓励各地积极消纳和跨区调配，但由于长期缺乏跨区跨省消纳的强有力政策、合理的电价和必要的补偿机制，区域壁垒突出等问题，风电和光电虽然装机持续猛增，但其对电力需求支撑和调峰的潜力一直未能得到有效释放。
西北能源监管局曾与西安交大合作的上述课题建议，西北区域提高新能源消纳水平，应提升火电机组灵活性、增加系统调峰容量、完善调峰资源配置机制，同时转变监管思路完善新能源消纳机制，在输电侧，应注重完善输电成本评估体系及分摊机制，逐步形成基于综合成本的输电费用定价机制。在用电侧，为促进新能源消纳，需要政府法规和政策给予有效激励和引导。
“风、光”大潮再起
在目标和政策驱动的双重驱动下，近两年间，风电、光电装机呈井喷态势。国家发改委发布的数据显示：截至今年上半年，全国风电增长25.7%，太阳能发电增长80.3%。而在2020年，全国新增风电装机7167万千瓦、太阳能发电4820万千瓦，风、光新增装机之和约为1.2亿千瓦。其中，风电新增并网装机超之前三年总和。
业内认为，2020年的“风、光”大跃进，主要原因是政府将从2021年开始全面取消风电、光伏补贴，因此竭尽全力冲刺并网。这一幕在2020年的最后一个月，行至高潮。数据显示，仅当年12月一个月，中国风电装机容量就超过了2018、2019两年的总装机规模。一派大跃进中，光伏风电产业迎来井喷式爆发，硅料等下游原材料价格不断高企。
近十五年来，中国新能源发展大致经历了四个阶段。以2005年《可再生能源法》的出台为开始，国内新能源大发展正式起步，2006年至2010年间，新能源产业政策的密集出台，集中鼓励风电和太阳能。这五年，中国风电装机年均复合增长率超过100%，光伏产业规模年均复合增长率达到94%。
2009年9月，在联合国气候变化峰会上，中国提出争取到2020年非化石能源占一次能源消费比重达15%左右。2011年到2015年，中国新能源产业产能迅速扩长，但由于政策配套、体制机制等原因，中国成为风电和光伏原料和组件的最大供应商，国内新能源电力市场却踯躅不前。这期间，中国超过美国成为全球第一大风电大国，但同时光伏也成为政府重点整顿的产能过剩行业之一。
2016年至2020年，随着更多配套政策出台，中国能源革命进一步提速，新能源再次驶上快车道。至2020年底，全国风电装机超2.8亿千瓦，光伏装机超2.5亿千瓦，风、光累计装机总容量超过5.3亿千瓦。
新阶段始于2021年。中国“30·60”碳达峰碳中和战略开始实施，根据顶层目标，到2030年中国非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。
专家据此测算，今年至2030年的10年间，风电、太阳能发电合计年均至少新增规模6700万千瓦以上，才能实现12亿千瓦。
不过，也许用不了太久，这一目标就将实现。根据国家能源局发布的信息，2021年1-6月，全国风电新增并网装机1084万千瓦，全国光伏新增装机1301万千瓦。截至今年上半年，全国风电光电新增装机总规模已达5.6亿千瓦，已完成2030年风电太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上的目标的近一半。
同时，随着国家发改委、财政部、能源局等部门先后发文取消财政补贴政策，光伏和风电正式走进平价时代。风电和光电成为地方政府、能源央企眼中的热饽饽，各地纷纷谋划新能源项目，传统火电企业纷纷转向风电、光伏，“风、光”大潮再起。
不少地方在其“十四五”规划和2035远景目标纲要中，均将风电、光电提至突出位置。其中，甘肃提出到2025年，全省风、光电装机达到5000万千瓦以上，可再生能源装机占电源总装机比例接近65%，非化石能源占一次能源消费比重超过30%，外送电新能源占比达到30%以上。黑龙江提出，到2025年可再生能源装机达到3000万千瓦，占总装机比例50%以上。湖南将可再生能源装机占比提至57%。
内蒙古提出了煤炭产能、外运量、发电量和外送电量均居全国首位的目标，其中可再生能源装机占比达到36.1%。宁夏提出，到2025年，可再生能源电力消纳比重达到30%以上。浙江提出到2025年清洁能源电力装机占比超过57%，高水平建成国家清洁能源示范省。除了这些具体目标，加强源网荷储协同，提升新能源消纳和存储能力，也成为不少电力调入省份的重点工作规划目标。
调节难症结何在？
“风、光”大干快上的背景，让新能源电力消纳的紧迫性进一步凸显。
官方数据显示，2020年，全国风电新增装机 7167万千瓦，增长9.5%，平均利用小时数2073小时，同比降低10小时。全国弃风电量166.1亿千瓦时，风电利用率96.5%，同比提升0.5个百分点；全国光伏发电新增装机4820万千瓦，增长9.5%。全国光伏平均利用小时数1281小时，同比降低10小时。弃光电量52.6亿千瓦时，光伏发电利用率98.0%，与去年基本持平。
另有行业数据显示，2020年弃风率最高的为甘肃，达到13.8%，其次为吉林13.1%、黑龙江12.7%、河北12.5%、内蒙古12.4%、宁夏11%、新疆10.7%、辽宁9.5%。弃光率最高的是西藏25.4%，其次为青海8%、新疆4.6%、蒙西3.6%、山西3%、陕西2.9%、宁夏2.5%。弃风率和弃光率最高的这些省份均在风电资源最为丰富的“三北地区”。
大唐集团新能源股份有限公司一位人士指出，风电光电难以就地消纳，电网发展滞后，跨省跨区通道能力不足等问题，成为制约新能源消纳的刚性约束。同时，还存在电源系统调节能力不充足导致系统调峰能力严重不足；促新能源消纳的政策和市场机制不健全等问题。
如果说各地“大干快上”的新能源项目是未来中国能源电力体系的岛屿，电力消纳能力则是将这些岛屿有机链接起来的水系。
今年7月，国家电网董事长辛保安在《经济日报》撰文称，预计2030年风电和太阳能发电装机达到12亿千瓦以上，规模超过煤电，成为装机主体，到2060年前，新能源发电量占比有望超过50%，成为电量主体。无论是集中式新能源规模化集约化开发和大范围优化配置，还是分布式新能源便捷接入和就近消纳，都需要有效发挥电网能源资源配置的枢纽平台作用。
辛保安称，国家电网将支持新型储能规模化应用。注重挖掘用户侧可调节资源，加大需求响应力度，力争2025年、2030年公司经营区可调节负荷容量分别达到5900万千瓦、7000万千瓦。
中国可再生能源学会常务理事、风能专委会秘书长秦海岩表示，构建以新能源为主体的新型电力系统，意味着风、光在未来电力系统中的占比将高于80%，甚至达到100%，这对电力系统的灵活性提出了更高要求。
秦海岩建议，应充分利用电力系统内传统电源的灵活性资源；发挥各类储能技术的优势来满足不同时间尺度上的调度需求。此外，还需建立适应新能源大规模并网需要的市场化机制。
在路上的储能计划
促进“风、光”电能并网消纳的政策力度在不断加码。
国家能源局在今年5月下发的《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》要求，各省（区、市）完成年度非水电最低消纳责任权重所必需的新增并网项目，由电网企业实行保障性并网，2021年保障性并网规模不低于9000万千瓦。
业内人士表示，近两年间，在国家发改委和能源局的政策要求下，各地新能源并网消纳情况已经大为改观。全国新能源消纳监测预警中心的数据显示，2021年1-9月，除青海、新疆、西藏外，大部分省级区域的风电、光电利用率均超过95%，不少省份达到100%，基本实现100%并网消纳。
数据显示，今年上半年，全国弃风电量约126.4亿千瓦时，弃风率3.6%，同比下降0.3个百分点，尤其是新疆、湖南和甘肃，弃风率同比显著下降，新疆弃风率8%、湖南弃风率2%、甘肃弃风率4%，同比分别下降4.2、3.2和3个百分点。
国家能源局新能源和可再生能源司副司长王大鹏称，光伏消纳问题较为突出的西北地区、华北地区弃光率分别降至4.9%和2%，同比分别降低0.3和0.5个百分点。
除了加大风电、光伏发电的并网消纳力度，加快推进储能技术和大规模商业化应用也是中国未来新能源战略必须要应对的问题。
10月21日，一位央企新能源公司的人士对经济观察报称，可调节性差导致新能源不能作为核心电源使用，只能配置储能，才能实现能用尽用，但是储能技术现在更新频率不够，常规储能设施最长也就是用十年，光伏系统可控衰减生命周期是25年，核算下来成本太高，没什么经济性可言。
为了让光伏、风电逐步成为核心电源，政策也在逐渐发力储能端。上述央企新能源公司的人士说，“政府现在做集中式光伏竞争配置，都需要配储能。最多的青海都有配4个小时20%的项目了，也就是说拿一个100mw的光伏项目，需要配置的储能就是20mw乘以4小时的发电量。但目前储能在整个系统中，并没有什么经济效益。”
今年7月15日，国家发改委、国家能源局联合印发的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。新型储能装机规模达3000万千瓦以上。到2030年，实现新型储能全面市场化发展。
这一切都需要时间。业内人士分析认为，随着中国新能源战略的逐步落地，储能行业将会催生一个万亿级别的市场。
今年9月底，在第十六届中国电工技术学会学术年会“储能技术及装备”专题会议上，北方工业大学教授、中国可再生能源学会储能专委会秘书长李建林预计，未来十年，66%的用电增量来自非水可再生能源，预期以风电、光伏为主，两者合计每年新增装机将超过130GW。
李建林预测，到2025年储能成本降至1500元/KWh时，我国大部分地区用户储能可实现评价，在存量市场渗透率为30%的情况下，储能装机规模可达435GWh，市场规模约为6500亿元。到2030年，储能成本降至1000元/KWh时，大部分地区光储结合可实现平价，在存量市场渗透率为60%的情况下，储能装机规模可达1186GWh，市场规模达1.2万亿元。
在李建林看来，储能电站作为废弃电厂改造不失为一种有效途径，GW级储能电站融合风电光伏集群，是实现碳达峰碳中和的有力保障。
目前，中国已在江苏、河南、湖南、青海、浙江、山西、贵州、北京等多地开展储能系统示范工程。十四五国家重点研发计划“储能与智能电网技术”指南也已经启动，2021年第一批部署的重点专项任务共有6个技术方向，21个指南任务，其中与电池储能技术相关的涉及3个技术方向，7个具体任务。
经济观察报 记者 高歌
编辑/樊宏伟
