改革開放以來，我國新能源通過引進、消化、吸收和自主創新，取得了舉世矚目的成就。我國新能源產業從無到有，從弱到強，成為貫徹落實國家綠色發展戰略最鮮活的實踐。隨著開發建設規模不斷邁上新臺階，新能源也將逐漸成為引領能源轉型變革的主導力量。近日，記者邀請國網能源研究院有限公司董事長(院長)、黨委書記張運洲回顧我國新能源發展的歷史，暢談新能源發展的未來。

我國新能源經歷三個發展階段，裝機容量已成世界第一

在張運洲看來，我國新能源發展大體經歷了三個階段。

2005年以前是第一階段，重在設備國產化和示范試點，新能源發展規模小。

我國風電發展始于20世紀80年代，最初發展重點是研發風電技術。1995年，國家實施“雙加工程”，推進風機制造大型化和國產化，初步掌握了600千瓦級風機生產能力。2003年以來，我國陸續組織多期風電特許權項目招標，通過市場競爭確定風電上網電價，推動風電規模化、商業化開發。至2005年年底，全國風電裝機容量達到106萬千瓦。

2002年，國家實施“光明工程”“西部省區無電鄉通電計劃”，帶動了國內光伏電池制造能力的提升，其間國外光伏發電快速發展，進一步刺激了我國光伏制造業的發展。至2005年年底，我國光伏制造業形成了較為完整的產業鏈和規模化生產能力，全國光伏發電裝機容量為7萬千瓦。

2006～2012年是第二階段，以《可再生能源法》實施為標志，新能源裝機規模迅速增加。

2006年1月1日，《可再生能源法》正式實施。在國家政策激勵下，地方政府、制造企業、開發企業的積極性空前高漲。“十一五”期間，風電裝機連年翻番，2006～2010年年均增速高達97%。2009年，國家發布風電標桿上網電價，進一步激發了地方政府和發電企業開發風電的積極性，風電呈現爆發式增長勢頭。

2009年，為培育國內光伏應用市場，國家實施“金太陽示范”工程和光電建筑應用示范項目，對光伏發電項目給予總投資50%～70%的補貼，各地發展光伏的積極性被充分調動起來。2009～2010年，光伏年均增速148%。2010年年底，光伏發電裝機規模達到86萬千瓦。

2012年至今是第三階段，國家相繼出臺風電、光伏發電發展專項規劃，提出建設9個大型風電基地，新能源進入高速發展階段。

到2014年年底，全國風電裝機規模已經達到9657萬千瓦，提前一年完成“十二五”規劃目標。但由于風電開發布局規模與電力系統接納能力不匹配，少數地區開始出現棄風問題。2013年，國務院發布《關于促進我國光伏產業健康發展的若干意見》，光伏發電迎來第一輪建設高峰，2014年少數地區開始出現棄光，到2015年全國光伏裝機4158萬千瓦，超過規劃目標近1倍。

張運洲表示，我國新能源裝機規模多年來保持世界首位。風電、光伏發電裝機分別連續六年、三年世界第一。截至2017年年底，我國新能源發電累計裝機容量為2.94億千瓦，占總裝機的17%。20個省份新能源裝機占比超過10%，甘肅等19個省份新能源成為第一、第二大電源。今年1～10月，全國新增風電裝機1447萬千瓦，累計裝機達到1.78億千瓦;新增光伏發電裝機3651萬千瓦，累計裝機1.67億千瓦;風電、光伏發電累計裝機達到3.45億千瓦，占總裝機的19.4%。

應對高比例新能源并網挑戰需從規劃和運行入手

經過多方努力，棄風棄光明顯好轉。2017年國家電網經營區內實現了新能源棄電量、棄電率“雙降”，棄電量同比減少53億千瓦時，棄電率同比下降5.3個百分點。今年1~10月，國家電網經營區新能源棄電量233億千瓦時，同比減少96億千瓦時，棄電率6%，同比下降5個百分點。

張運洲表示，這些成果的取得主要得益于綜合施策，源頭上有效控制新能源發電并網節奏，運行上不斷提升系統平衡調節能力，需求上深度挖掘消納市場空間。

新電源發電并網方面，落實國家保障性收購和風電、光伏發電投資監測預警要求，紅色預警地區除扶貧項目外，原則上不安排新增項目并網，加強并網管理，保持發展節奏。電源結構方面，持續優化電源結構，提高靈活調節電源比例，推動抽水蓄能電站建設，充分發揮抽水蓄能電站作用，推動“三北”地區開展火電靈活性改造，釋放供熱機組調節能力。電網建設方面，集中投產一批輸電工程，提升西電東送通道能力，國家大氣污染防治行動計劃特高壓交直流工程全面投運，推進電網廣泛互聯，擴大新能源消納范圍。調度運行方面，持續增強電網平衡能力，實現全網統一調度，推動火電計劃放開，深挖火電調峰潛力，實施區域旋轉備用共享機制，加強省間電網調峰互濟，不斷提高系統運行靈活性。市場交易方面，依托電網的資源配置平臺，積極組織新能源省間交易，創新推動跨省區新能源現貨交易，加大清潔替代和電能替代實施力度。

未來，新能源裝機規模將日益擴大。根據國網能源院測算，為滿足未來電力需求，到2035、2050年，預計全國電源裝機達到35.9億、48.6億千瓦，其中非化石能源裝機為22.0億、39.0億千瓦，占比由2017年的41%分別提升至61%、80%;風電、太陽能發電裝機合計13.7億、25.5億千瓦，占比由2017年的16.5%提升至38.3%、52.4%，逐步實現向主導電源演進。

張運洲告訴記者，高比例新能源并網會給電網安全穩定運行帶來諸多挑戰，需要從規劃與運行兩個層面入手，從電源側、電網側、負荷側以及政策上共同發力加以應對。

規劃與政策方面，一是加強規劃研究，確定新能源發展的合理規模與布局，搞好新能源發電裝機總量控制，年度安排上要建立覆蓋各種新能源品種、不同開發模式下的投資監測預警機制。二是提升高比例新能源電力系統電力平衡調節能力，出臺提升煤電機組靈活改造積極性的配套政策，加快推進煤電機組深度調峰改造。三是逐步擴大西電東送規模，提升電網的跨省跨區輸送能力，提高輸送清潔能源的比重，增強市場競爭力。四是建設以特高壓為骨干網架的堅強智能電網，加強區域電網間互聯，提升各區域間電力交換能力;建設智能配電網，適應分布式電源、微網的廣泛接入。五是構建符合國情的國家電力市場和省級電力市場相結合的全國統一電力市場，同時輔以配額制及綠證交易等政策手段，實現在全國范圍內優化配置新能源。

此外，在技術發展方面，要加強高比例新能源接入的電力系統運行機理及動態特性研究;不斷提高新能源出力預測的準確性，加大功率偏差考核力度;加強大容量柔性直流輸電技術開發應用;大幅提高電源調節能力，加快抽蓄電站、調峰氣電與新型儲能發展，積極推進火電靈活性改造;增強“源-網-荷”互動技術開發應用，應對受端數十條直流饋入所帶來的安全風險，提升系統效率和吸納新能源的水平;強化高比例電力系統安全穩定控制技術研究及應用。

平價上網、集中開發與分布式利用相結合是未來新能源的發展模式

關于新能源發展的未來，張運洲認為，鼓勵無補貼的新能源項目發展是大勢所趨，伴隨著補貼降低甚至無補貼，我國新能源發展將進入“后補貼時期”。

截至2017年年底，新能源發電補貼缺口累計達1127億元。為促進新能源行業可持續發展，國家近期出臺了系列政策以降低補貼強度、加快補貼退坡，鼓勵建設不需要國家補貼的新能源發電項目，推動風電、光伏平價上網。

在推進無補貼新能源項目建設過程中，需要努力推動新能源發電降低成本，提高項目整體經濟性和競爭性。隨著技術進步，新能源設備成本不斷下降，非設備本體成本將逐漸成為新能源發電度電成本的關鍵影響因素。目前，全球范圍內招標電價較低的項目，土地成本、貸款利率相對較低，有利于減少新能源發電項目的初始投資和后期運營成本。

此外，業界還要超前研究不需補貼新能源項目管理辦法，充分計及源網荷側技術和政策因素影響，合理制定規模、布局和時序，確保電力系統高效經濟接納和利用。

在補貼退坡過程中，相關部門要針對存量與增量項目制訂合理的差異化政策。由于不同開發類型的項目成本存在差異，新增項目應以不需要國家補貼的項目為主，但分布式光伏、光伏扶貧等政策支持性項目仍需要一定額度的補貼。增量項目應統籌考慮補貼缺口矛盾，在建設規模和時序上予以合理安排。

同時，業界應當多關注應對高比例新能源電力系統的電力平衡壓力及額外成本問題，風電、光伏發電等新能源發電不僅需要關注自身的發電成本、技術改造成本，還要關注給整個電力系統帶來的額外系統成本，主要包括電力平衡成本和容量充裕性成本。

對于新能源未來的開發模式，張運洲的觀點是，西部北部和近海宜集中式開發、東中部宜分布式開發。

目前，我國新能源總裝機中，集中式占88%，分布式占12%。綜合資源條件、開發經濟性、新技術應用前景等方面來看，“三北”地區大規模開發新能源潛力總體上優于東中部和南方地區。近年來新能源開發向中東部傾斜，“三北”地區開發有所放緩。但從中長期研究看，“三北”地區仍是我國新能源開發的重點，預計2035年前新增新能源裝機仍占全國的三分之二左右