“要实现可再生能源的高质量发展，需要进一步深化改革。”在自然资源保护协会和厦门大学中国能源政策研究院主办的“电力低碳保供研讨会”第六期现场，与会专家传递出这样的共识。
近年来，电力行业低碳转型已成为我国能源结构转型的关键，可再生能源更是其中的排头兵和主力军。不过，强劲发展的背后，可再生能源仍然面临诸多问题和挑战。
■逐“绿”前行中机遇与挑战并存
我国能源转型加速逐“绿”前行，以风光为主的可再生能源已成为保障我国电力供应的重要力量。与此同时，新型电力系统也在加速构建。
“新型电力系统的特点是清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同和灵活智能，给电力市场建设带来了巨大的变化和挑战。”中国电力企业联合会发展规划部副主任韩放强调。
国家能源局发布的数据显示，2023年，可再生能源约占我国全社会用电量的1/3；风电光伏发电量已超过同期城乡居民生活用电量，占全社会用电量比重突破15%。
“目前来看，2030年前，新型电力系统以碳达峰为主要目标，当下的态势很明显：新能源成为发电增量的主体，预计2030年装机将超40%，发电量占比超20%。到2060年‘双碳’目标实现，新型电力系统也会进入成熟期。”韩放表示。
根据中电联对重点调查企业投资进行的统计，电力投资重点在风电和太阳能发电，这一态势也在2024年得以延续。
在电网资源优化配置方面，新能源实现电力余缺互济，在近几年开展省间现货交易中对保供和电力市场平衡起到很大作用。与此同时，可再生能源的发展也面临诸多问题：能源安全保供问题、风光电力系统备用问题、配电网尤其是低压电网大规模改造问题等。
根据目标，到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易。“围绕新型电力系统建设，要实现新能源快速发展和全面参与市场的目标，电力市场的建设和以往的体制机制相比，要有很大的不同和变化。”韩放说。
■需兼顾市场机制发展与完善
业内认为，可以通过进一步深化改革，推动可再生能源又好又快发展。自然资源保护协会北京代表处首席代表张洁清指出，既要统筹好可再生能源与传统能源之间的关系，还要统筹好能源、资源和环境之间的关系，兼顾相关政策和市场机制的发展与完善。
“在新能源大规模发展的背景下，电力体制深化改革迎来了新机遇，从传统的发输配售到现今的源网荷储模式，涉及的不仅仅是技术革新，更触及产业机制与体制的变革。”阳光时代律师事务所创始人、中国能源研究会可再生能源专委会副主任陈臻强调。
我国可再生能源产业发展遇到的难题，既有可再生能源资源禀赋和自然特性所带来的条件限制，也有行业监管中体制机制等因素。这并不是个例，其他国家发展可再生能源产业过程中同样存在。
随着新能源加速发展，对电网的要求越来越高，新型储能、分布式光伏、隔墙售电、新能源汽车充换电等对电网冲击越来越大。陈臻提出，用户侧的电力生产消费正逐步向产销一体模式演进，需要理顺关系，政策制定与执行的有效衔接需要符合新能源新业态。此外，需促进配电网高质量发展，借助虚拟电厂概念促进县域或园区源网荷储一体化协同发展，可以实现电网的智能化、柔性化升级。
■解决好可再生能源接入与消纳
“当前挑战主要在于可再生能源的接入与利用。”中国电力企业联合会首席专家姚强认为，应建立区域分布式电力系统，倡导将现有政策中的“自发自用，余电上网”转变为“自发自用，出县上网”，以此区分县域分布式智慧电网与传统电网。县域层面应着眼于未来趋势，通过发展分布式电力系统有效应对挑战，实现既定目标。
在姚强看来，未来新型电力系统应向网络化发展，分布式能源体系会作为新型电力系统的基本单元。这意味着，把县域作为实施分布式的基点，有利于广泛分布的风光电就地消纳，促进能源安全、风光电接入与输送。
对于可再生能源消纳，韩放表示，消纳率应根据电网灵活度、电源装机情况、投资成本收益等因素来科学确定。她强调，消纳率是一项均衡指标，过高的消纳率可能限制新能源接入，而过低则会影响投资回报，因此，消纳率的设置应随着市场条件和电网能力合理调整，应该让市场参与者根据当前电网状况和潜在投资回报来自主决策，实行市场化调节。
