“十四五”可再生能源规划落地：大规模、高消纳、市场化

再生能源包括太阳能、水能、风能、生物质能、波浪能、潮汐能、海洋温差能、地热能等。

它们在自然界可以循环再生。是取之不尽，用之不竭的能源，不需要人力参与便会自动再生，是相对于会穷尽的非再生能源的一种能源。

在19世纪中叶煤炭发展之前，所有使用的能源都是可再生能源。除了核能、潮汐能、地热能之外，人类活动的基本能源主要来自太阳光。

像生物能和煤炭、石油、天然气等化石能源，主要通过植物的光合作用吸收太阳能储存起来。其它像风力，水力，海洋潮流等等，也都是由于太阳光加热地球上的空气和水的结果。

水电

一是在做好布局的基础上，落实电力市场水电消纳和输电方案，包括四川、云南水电外送，以及“十三五”投产的重点水电。

二是落实水电与促进地方经济社会发展和扶贫协调机制，研究建立西藏水电的开发协调机制，促进藏东南水电基地的开发。

三是研究制定龙头水库综合效益共享机制与政策，进行抽水蓄能电站作用、效益机制研究，水电电价市场化改革及电价机制研究，探索和制定常规水电和抽水蓄能电站电价机制，促进水电持续健康发展。

四是做好流域综合监测规划，建立监测、监管体系，编制流域梯级水电站联合调度运行规程，优化水电站运行，提高利用效率。

到“十三五”时期，水电投资不足、开发技术难度较大等问题都会基本得以解决，而难点转向消纳、外送、移民、环保等方面。因此要把水电开发好，除了技术研究和积累之外，还应该加强水电开发机制体制等一系列问题研究，促进水电有序有效开发利用。

一、各省级能源主管部门会同经济运行管理部门要切实承担牵头责任，按照消纳责任权重认真组织制定实施方案，积极推动本行政区域内可再生能源电力建设，推动承担消纳责任的市场主体积极落实消纳责任，完成可再生能源电力消纳任务。各地要在2021年2月底前向国家发展改革委、国家能源局报送2020年可再生能源电力消纳责任权重完成情况。

二、国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司要切实承担组织责任，密切配合省级能源主管部门，按照消纳责任权重组织调度运行部门和交易机构等，认真做好可再生能源电力并网消纳、跨省跨区域输送和各类市场交易。国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司所属省级电网企业和内蒙古电力（集团）有限责任公司要在2021年1月底前向省级能源主管部门、经济运行管理部门和能源派出监管机构报送2020年本经营区及各承担消纳责任的市场主体可再生能源电力消纳量完成情况。

三、国家能源局各派出机构要切实承担监管责任，密切配合省级能源主管部门，按照消纳责任权重积极协调落实可再生能源电力并网消纳和跨省跨区交易，对监管区域内各承担消纳责任市场主体的消纳量完成情况、可再生能源电力交易情况等开展监管。各派出机构要在2020年12月底前，向国家能源局报送监管报告。

国家发展改革委、国家能源局有关部门将加强跟踪监测，计划2020年9月组织开展全国可再生能源电力消纳责任权重执行情况评估，并根据评估情况督促各省级能源主管部门、各电网企业、各派出机构进一步落实2020年可再生能源电力消纳责任，研究提出2021年可再生能源电力消纳责任权重初步安排。

《方案》要求，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟。其中，电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上；火电与核电机组抽汽蓄能等依托常规电源的新型储能技术、百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用；兆瓦级飞轮储能等机械储能技术逐步成熟；氢储能、热（冷）储能等长时间尺度储能技术取得突破。到2030年，新型储能全面市场化发展。新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列，市场机制、商业模式、标准体系成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，基本满足构建新型电力系统需求，全面支撑能源领域碳达峰目标如期实现。

《方案》提出，加大力度发展电源侧新型储能。推动系统友好型新能源电站建设。在新能源资源富集地区，如内蒙古、新疆、甘肃、青海等，以及其他新能源高渗透率地区，重点布局一批配置合理新型储能的系统友好型新能源电站，推动高精度长时间尺度功率预测、智能调度控制等创新技术应用，保障新能源高效消纳利用，提升新能源并网友好性和容量支撑能力。支撑高比例可再生能源基地外送。依托存量和“十四五”新增跨省跨区输电通道，在东北、华北、西北、西南等地区充分发挥大规模新型储能作用，通过“风光水火储一体化”多能互补模式，促进大规模新能源跨省区外送消纳，提升通道利用率和可再生能源电量占比。促进沙漠戈壁荒漠大型风电光伏基地开发消纳。配合沙漠、戈壁、荒漠等地区大型风电光伏基地开发，研究新型储能的配置技术、合理规模和运行方式，探索利用可再生能源制氢，支撑大规模新能源外送。促进大规模海上风电开发消纳。结合广东、福建、江苏、浙江、山东等地区大规模海上风电基地开发，开展海上风电配置新型储能研究，降低海上风电汇集输电通道的容量需求，提升海上风电消纳利用水平和容量支撑能力。提升常规电源调节能力。推动煤电合理配置新型储能，开展抽汽蓄能示范，提升运行特性和整体效益。探索开展新型储能配合核电调峰调频及多场景应用。探索利用退役火电机组既有厂址和输变电设施建设新型储能或风光储设施。

《方案》还提出，探索推广共享储能模式。鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式配置储能，发挥储能“一站多用”的共享作用。积极支持各类主体开展共享储能、云储能等创新商业模式的应用示范，试点建设共享储能交易平台和运营监控系统。

《方案》明确，开展钠离子电池、新型锂离子电池、铅炭电池、液流电池、压缩空气、氢（氨）储能、热（冷）储能等关键核心技术、装备和集成优化设计研究。拓展氢（氨）储能、热（冷）储能等应用领域，开展依托可再生能源制氢（氨）的氢（氨）储能、利用废弃矿坑储能等试点示范。针对新能源消纳和系统调峰问题，推动大容量、中长时间尺度储能技术示范。重点试点示范压缩空气、液流电池、高效储热等日到周、周到季时间尺度储能技术，以及可再生能源制氢、制氨等更长周期储能技术，满足多时间尺度应用需求。

火电短期内的前景依然会好于清洁能源（仅含水电、风电、光伏和燃气发电）。

原因有以下几点：

1、规模

单个项目火电的装机规模远大于清洁能源，随随便便一个火电项目就是几十万千瓦的装机，内陆风电一般都5万千瓦上下一期（分散式更小），光伏一般2~3万千瓦一期（屋面式分布式光伏基本都在1万千瓦上下），小水电一般也就5万以下装机；分布式能源站（即燃气发电）一般是冷热电三联供，其的装机受制于供热需求。

2、调度

火电机组出力的可控性要好于风电和光伏，不，换个说法，其实就是风电和光伏木有调节的方式，所谓的调节基本就是在弃风弃光，不能调峰是电网不喜欢风电光伏的原因之一。

3、电网购电价格

火电的标杆电价低，这个是主要原因……与光伏那接近1块的电价，风电六毛的电价相比，火电真特么便宜……同样便宜的有水电。

4、电厂度电成本

如果光伏和风电说自己的的度电成本远高于火电，分布式能源站就呵呵了……

综上所述，火电的优势在于规模大、便宜、能调峰、生产成本低，所以短期内还是有很好的前景。

以后的能源分布会呈两极化，这个我认同。当前光伏正在大力推分布式光伏发电，放宽分布式光伏的定义就是这样一种明示。将单个项目规模20MW以下，35KV以下电压等级接入，能够就地消纳的并网式光伏也算作分布式。传统的屋面式分布式是自发自用余电上网，即题主所讲路灯的例子；但是新的定义中最重要的一点不在于项目规模和电压等级，而在于就地消纳，这样某种程度上也算是自发自用（其实不是自用，只是就近用完避免线损）。

二是采取针对性措施解决西南地区弃水问题。利用贵州送广东减送临时腾出的空间以及通过水火置换、市场化交易等方式，组织云南增送广东电量；加快四川电力外送通道建设，上半年川电外送500千伏第三通道已经投运，第四通道也在进一步推进中。今年上半年，西南地区弃水情况有所好转。

三是优化可再生能源系统调度运行。国家电网公司加大调控力度，充分发挥调度作用，实施全网统一调度，充分发挥大电网的作用，跨区域安排旋转备用容量和火电开机方式，深度挖掘系统调峰能力。南方电网公司充分利用大数据、云计算等技术，及时开展流域梯级、跨流域协调调度，这个也是起到了很好的作用。内蒙古电力公司也积极研究风电和光伏发电的技术特性，强化实时调度。

四是落实可再生能源电力消纳监测评价制度。印发了《可再生能源开发利用目标引导制度》，明确了各地区用电量中非水电可再生能源比重指标，另外出台了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，建立了可再生能源发电全额保障性收购制度，各地没有达到保障收购小时数要求的，在规模上要加以控制。

五是建立可再生能源发电就近消纳机制。指导内蒙古等地区扩大本地就近消纳，提高可再生能源保障性收购电量并扩大直接交易。结合北方地区清洁取暖工作，扩大风电清洁取暖规模，目前已安排供暖面积500万平方米，我们也在做一个北方地区清洁供暖的指导意见。另外，在河北、吉林等地区开展风电制氢示范工程。

新疆维吾尔自治区占中国国土面积六分之一，区内拥有得天独厚的风能资源。新疆拥有达坂城、小草湖、塔城老风口、额尔齐斯河谷、罗布泊等九大风区，可开发利用的风区总面积约15万平方公里，可装机容量总计在8000万千瓦以上。

新疆风能资源开发利用起步较早，新疆达坂城风电一场于1989年建成，这是中国第一座风力发电场。经过近20年的发展，截至2007年底，新疆已在9大风区中的5个风区“排兵布阵”，新疆作为中国风能资源大区迎来风电开发的热潮。截至2007年底，新疆风电装机规模达到27.9万千瓦，占新疆电力装机总量的3.4％。仅2007年一年，新疆经许可建设的风电场项目装机规模就达29万千瓦。

2008年下半年以来，受国际国内宏观经济形势影响，新疆供电负荷增长趋缓，传统电力行业面临亏损，但风力发电发展势头依然迅猛。随着大批风电项目陆续开工建设，新疆风力发电装机规模持续扩张。2008年12月，年发电量约1.2亿千瓦时玛依塔斯风电一期项目竣工暨二期项目启动仪式在新疆额敏县举行。2009年1月，投资4亿元，装机4.95万千瓦的阿勒泰金风布尔津风电场开始并网发电。新疆风力发电迎来历史性发展机遇。

近年来逐步加快的风电场建设速度有力推动了新疆风电设备制造业的发展。以金风科技为代表的一批新疆风电设备企业抓住有利时机，迅速发展壮大。新疆风电设备制造业注重自主创新，坚持科学发展，市场竞争力提升较快，新疆正向着国家级风电设备制造基地的战略目标迈进。

中国风力等新能源发电行业的发展前景十分广阔，预计未来很长一段时间都将保持高速发展。随着风电装机的国产化和规模化，风力发电成本可望再降。因此风电产业开始成为越来越多投资者的逐金之地。在国际国内经济走势尚不明朗、扩大内需政策不断出台、风电市场前景乐观等方面因素的共同作用下，风力发电成为投资热点。凭借丰富的风能能源，新疆风电市场吸引着众多国内外风电企业纷纷抢滩，新疆达坂城、阿拉山口、三塘湖-淖毛湖、哈密东南部、塔城老风口等重点风区风电投资前景看好。新疆初步规划到2010年，风电装机占新疆电力装机总规模的比例超过5％，到2020年，风电累计装机容量突破千万千瓦，实现新疆风电规模外送。

——立足于现有产业基础，加快形成多种能源协同互补、综合利用、集约高效的供能方式。坚持大规模外送和本地消纳、集中式和分布式开发并举，推进风光等可再生能源高比例发展。到2025年，新能源成为电力装机增量的主体能源，新能源装机比重超过50%。推进源网荷储一体化、风光火储一体化综合应用示范。

　——实施控煤减碳工程，有序释放煤炭先进产能。加快推动用能权交易和碳排放交易，建立碳排放强度考核机制。依托鄂尔多斯和乌海燃料电池汽车示范城市建设，发展规模化风光制氢，探索氢能供电供热商业模式，建设绿氢生产基地。实施能源综合利用升级改造，加强煤炭分级分质利用，推进煤基多联产示范，加大煤矸石、洗中煤、煤泥综合利用。

——实施“以电代煤”“以电代油”，推进工业、交通、建筑（老旧小区改造）、居民领域电能替代，提升全社会电气化水平。实施数字能源工程，推进大型煤电、风电场、光伏电站等建设智慧电厂，所有生产煤矿建成智能煤矿，推进能源生产、储运、消费等环节数字化转型。

——实施灵活电网工程，打造蒙西电网“四横五纵”、蒙东电网“八横两纵”主干网架结构。规划建设蒙西至河北、至天津