?電化學儲能的技術進步是電力系統和新能源發展的利好，可在電力系統源網荷三方面同步應用的技術，也是有可能改變傳統電力系統規劃運行的一項重要技術。

傳統化石能源日漸枯竭，氣候變化和環保問題日益突出，催生了以風電和光伏發電為代表的新型清潔能源突飛猛進，但由于其波動性、間歇性特征，伴隨著大規模新能源并網而來首當其沖的是消納矛盾—棄風棄光始終難以徹底解決。

對于消納問題，各利益方站在不同的立場，從資源稟賦、規劃、政策和制度多個方面提出了很多建議，但效果并不理想。新能源消納是一個系統工程，與電源結構、電網互聯程度、負荷特性休戚相關，需要政府、電網、發電企業和用戶共同努力 。

01新能源為什么會有消納問題？

宏觀上看，新能源消納既有新能源發電本身友好性不高的問題，也有電力系統自身調峰能力不足的問題，源網友好性是新能源消納問題的主要癥結。

電力系統由負荷、電源、電網三部分組成，其具有供需動態平衡特征，即電力商品的發輸配用全環節必須同時完成，且電力不易大規模存儲。這一特征，決定了新能源電力消納是電力（功率）的瞬時平衡，而發電量只是消納結果的體現，不能作為衡量消納好壞、橫向比較的指標。長期以來，由于對電源結構規劃的重視不夠，沒有充分認識“基荷、腰荷、峰荷電源結構”這一概念，導致電源裝機容量雖然富裕了，但系統調峰問題卻更加突出。發達國家十分重視合理的電源結構，使基荷、腰荷、峰荷電源保持最佳比例。如果要用國外一些國家的消納水平與中國作比較，那么首先要從電源結構這一主要“硬件”比起。

電力負荷曲線示意圖

新能源（如風、光）能量密度低、穩定性較差，其發電具有波動性、間歇性，反調峰特性、極熱無風、極寒無光等特征，即系統需要電力時新能源發電少甚至沒有、系統要減少發電出力時往往又是新能源大發時段，這會讓系統調峰矛盾雪上加霜，也就形成了所謂的“棄電”時段。負荷低谷期，日內是夜間、年內是冬春兩季，負荷水平接近常規機組的最小技術出力，這時系統接納新能源的空間較小，但恰恰是風電大發時段；負荷高峰期，如夏季大負荷期，需要電源發電，但又屬于小風季節。光伏發電與風電雖有一定的互補性，但整體上并沒有改變新能源的出力特性。

新能源消納理論示意圖

因此，當新能源發展初期，規模較小，全額收購是有保障的；但當新能源處于高速發展期，大規模新能源并網，足以改變地區電源結構和發電特性，消納問題會逐步加重；如今，我國新能源（風、光）裝機容量占全國裝機的比重超過20%，局部地區超過50%，電力系統特性正在發生變化，新能源消納問題將會成為電力系統規劃運行的一個重要課題，也從單純的技術問題更延伸至“利益之爭”。

02新能源消納的“利益之爭”

理論上，風電、光伏發電具有零邊際成本的經濟效益和零邊際排放的環保效益，但其利用小時數偏低，風電大多不超過3000小時，光伏發電大多不超過2000小時，大規模并網運行將會拉低電力系統整體利用率，需要從系統整體經濟性的角度去衡量新能源發展規模的上限。

新能源在電力系統中的地位。沒有新能源接入時，系統備用只需要考慮負荷波動；有新能源接入時，系統備用需要考慮負荷和新能源兩者的波動，增加了系統運行成本。當前，我國風電、光伏發電裝機占比20.6%，消納市場已經捉襟見肘，但全年風光發電量僅占8.6%。2017年，德國風電和光伏發電裝機占比46.6%，全年風光發電量占17.8%。新能源要成為所謂的“主力電源”任重道遠。

全國電源結構演進（2005-2019年）

數據來源：中電聯統計數據整理

全國發電量結構演進（2005-2019年）

數據來源：中電聯統計數據整理

新能源與其他電源。為保障全額消納新能源電力，負荷低谷、新能源大發時段，其他電源若深度調峰，要付出高昂的調峰成本。新能源出力變化快，當以煤電機組為主的常規電源深度調峰，導致制粉、除灰、油、汽、水等系統頻繁調整，電廠設備磨損大、煤耗高，不安全、不經濟運行，迫使部分低碳機組高碳運行。隨著大規模新能源并網，如果過分強調新能源全額收購，新能源發展只片面強調成本需求，而不注重系統友好性的提升，則其大規模發展會讓其他電源背上沉重的調峰負擔，也限制了新能源發展的空間。

新能源與電網建設。2018年，國家能源局印發《關于減輕可再生能源領域企業負擔有關事項的通知》（國能發新能〔2018〕34號），其中有一條是“電網企業負責投資建設接網工程”，由此可以看出，新能源配套接網工程最起碼是低效投資。大規模新能源接網和外送工程建設，由于其利用率低（即使按風電年利用小時數3000小時計算，電網工程超過60%的時間處于閑置狀況），雖可納入電網輸配電價，但在現行核價規則下，其投資仍難以取得合理回報，這給新能源富集區域的電網企業背上了沉重的負擔，又會變相地形成了區域間的“交叉補貼”。

03提升新能源消納能力和整體經濟性

新能源發電是多學科技術成果應用的結果，其發展仍需要技術進步支撐。新能源消納是系統工程，要用系統思維破解消納矛盾。

新能源發電不能只追求成本下降，也要主動加強功率預測、控制技術和故障穿越等技術創新，增強新能源發電的可預見性和可控性，這是打開新能源更大規模發展空間的主要技術手段。

電源發展要按照“基荷、腰荷、峰荷電源結構”這一概念，增強電力系統的調節能力，避免被迫新增大量電源但利用率持續下降的現象，提升系統整體經濟性，為新能源消納創造條件。

電網發展要充分應用智能電網技術，研究建立與新能源發電相適應的規劃、運行技術標準，充分發揮新能源接網工程和外送通道的效率效益，減輕大規模新能源接網和外送的投資壓力。

用戶側應建立適應新能源電力特征的價格機制，推動實現源網荷互動的透明電力市場，讓使用清潔電成為全社會的共識，共同推動新能源電力消納。

電化學儲能的技術進步是電力系統和新能源發展的利好，可在電力系統源網荷三方面同步應用的技術，也是有可能改變傳統電力系統規劃運行的一項重要技術。

04風光發展的尾聲？元年？

1986年4月，我國第一個風電場在山東榮成并網發電，裝機容量165千瓦，年發電量33萬千瓦時。到2019年底，我國風電裝機容量2.1億千瓦，年發電量4057億千瓦時；光伏發電裝機容量2億千瓦，年發電量2238億千瓦時。當前，我國風電和光伏發電裝機容量超過4億千瓦，95%的利用率目標使得發展與消納矛盾更加突出，上網電價已處于全面平價時代的“前夜”。今年，要應對的一個重要問題是“搶裝潮”，大規模風電和光伏發電項目集中并網，對產業鏈上各環節的產能都是重大的考驗，狂歡之后是大幅回落還是開啟高質量發展，這是一個值得思考的問題。如德國，補貼方式改變后，2019年風電裝機增速大幅下滑。

2005-2019年全國風光裝機增速與占比

新能源發展的原動力沒有變。《巴黎協定》主要目標是將本世紀全球平均氣溫上升幅度控制在2攝氏度以內，并將全球氣溫上升控制在前工業化時期水平之上1.5攝氏度以內。國家電網公司提出了到2050年實現“兩個50%”的重要判斷，即“2050年我國能源清潔化率（非化石能源占一次能源的比重）達到50%和終端電氣化率（電能占終端能源消費的比重）達到50%”。從技術和商業開發成熟度上看，風電和光伏發電仍是近階段新能源發展的主力，實現平價上網后，風光發展不再需要國家補貼，具備了基本的競爭力，進入了新的發展階段，仍會保持一定的發展規模和速度。

新能源發展的基礎沒有變。風光發電成本仍呈下降態勢，單機容量不斷增大，發電效率進一步提升，可保證新能源項目保持一定盈利能力。根據國際可再生能源署（IRENA）在《未來風能》報告預測，陸上風電應用的渦輪機單機容量將從2018年的平均2.6兆瓦（葉輪直徑110米）增加到2025年的5.8兆瓦（葉輪直徑170米）。2020年1月27日，美國國家可再生能源實驗室（NREL）最新發布了全球太陽能電池實驗室最高效率圖：單結鈣鈦礦-硅疊層太陽能電池的最新效率為29.15％，這是由德國海姆霍茲柏林材料所(HZB)創造的；NREL刷新了雙結砷化鎵薄膜太陽能電池的效率，并獲得了32.9%效率。

系統解決新能源消納問題的共識已經形成。國家發展改革委安排新能源項目，要求以落實消納條件為前提。2019年，關于檢查《中華人民共和國可再生能源法》實施情況的報告全文發布，提出針對可再生能源發展的新形勢、新問題，適時啟動修訂可再生能源法，統籌解決消納問題。“棄電率并非越低越好”、“以合理利用率引導新能源高質量發展”等研究成果引起關注，對于新能源發展客觀規律的認識愈發清晰，這必將促進各方更客觀地認識新能源發展與消納，有助于形成合力。

2020年，是風電和光伏發電“平價上網”的前夜，我們有理由相信這是新能源發展的元年，由此進入高質量協調發展階段。