中能论坛|“双碳”背景下可再生能源开发要转型升级
来源：《中国电力报》 时间：2023-03-24 14:52
黎波 苏剑涛 沈石水 刘彪 许世勇
实现碳达峰碳中和是我国高质量发展的内在要求，也是我国对国际社会的庄严承诺。
截至2022年底，我国可再生能源装机突破12亿千瓦，达到12.13亿千瓦，占全国发电总装机的47.3%，水电、风电、太阳能发电、生物质发电总装机规模稳居世界第一。在发电量方面，2022年，我国可再生能源发电量达到2.7万亿千瓦时，占全社会用电量的31.6%，相当于减少国内二氧化碳排放约22.6亿吨，出口的风电光伏产品为其他国家减排二氧化碳约5.73亿吨，合计减排28.3亿吨，约占全球同期可再生能源折算碳减排量的41%。我国已成为全球应对气候变化的积极参与者和重要贡献者。
我国现有能源结构以煤炭为主，石油依存度极高。实现碳达峰碳中和，不可能毕其功于一役，必须坚持破立并举、先立后破、稳扎稳打，在推进新能源可靠替代过程中逐步有序减少传统能源，确保经济社会平稳发展。
可再生能源发展面临的挑战
首先是资源开发难度加剧。风电作为可再生能源新增装机的主力军，随着资源开发不断深入，优质资源越来越少，同时开发成本上升，项目经济性降低。在“双碳”目标的驱动下，越来越多的能源企业开始寻求多元化和能源转型，资源竞争愈演愈烈，各开发商争相压低电价，导致项目无盈利空间而无法推进。此外更严格的生态环保政策，在一定程度上限制了风电、光伏项目的开发空间。
其次是严苛的电网接入标准和配套储能增加项目投资成本。可再生能源电站接入电力系统的规模和容量增加，对电力系统电网安全运行和电网平衡调度提出严峻挑战。多地鼓励或强制风电、光伏项目配置储能，增加了项目开发的投资成本。
再次是消纳难题仍然突出。我国风光资源集中分布在“三北”地区，而我国的负荷中心集中于中东南地区，跨省区输电存在高额成本、用地制约、建设周期长、区域壁垒等诸多问题，不能适应大型风电光伏基地的快速发展需求。
最后是大规模可再生能源接入给电网稳定运行带来巨大挑战。可再生能源输出功率具有波动性、间歇性、预测不准确的特点，大规模接入电网后，电力系统呈现“三高”特性——高比例可再生能源、高比例电力电子设备接入、发电和用能高自由度。电力系统的物质基础和技术基础发生深刻变化，对电网安全可控带来前所未有的挑战。
2021年，国家发展改革委、国家能源局出台《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，针对各类电源统筹协调不够、源网荷协调不充分、系统调节能力不足、清洁能源开发消纳比例较低等问题提出了“风光水火储一体化”的开发模式，并通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，以先进技术突破和体制机制创新为支撑，探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统发展路径。至此，“风光水火储一体化”成为可再生能源项目开发的新模式。
可再生能源产业发展的相关建议
一是加强顶层设计，促进风光资源开发降本增效。在国家补贴退坡，风电、光伏发电全面进入平价时代的背景下，亟须降低非技术成本。因此，政府主管部门可在功能性产业政策方面发力，不断优化营商环境，减轻企业投资负担；各地项目规划中应充分考虑资源禀赋及当地电源情况，发挥风光水火储中火电、水电的灵活调峰作用，尽量平滑出力，提升风光资源的消纳能力。
二是加快数字化建设，推动可再生能源产业高质量发展。数字化正在改变着可再生能源产业的发展逻辑，能够有效提升可再生能源产业全领域各环节技术效率、管理效率、能源效率以及全要素生产率。当前，数字化工作仍存在很多短板。以设计环节为例，主流工业设计软件、可再生能源专用核心设计软件对外依赖程度较高，限制了国内企业开展自主深度研发、功能优化、模型修正等工作。针对这一“卡脖子”问题，我国可再生能源企业需持续加大科技创新力度，开发自主可控的设计软件、风电仿真优化设计软件、光伏优化计算设计软件、储能电站运行仿真软件、源网储协调调度软件、电力系统仿真等软件，破解“卡脖子”难题，支撑可再生能源产业高质量发展。
三是加强技术创新，推进可再生能源产业可持续发展。当前科技创新呈现出大科学特征，可再生能源技术融合大数据技术、信息化技术、5G技术等前沿技术领域，改变了科技创新范式，提高了科研复杂程度，模糊了专业界限。因此，各类市场主体应协同推动技术创新，在风力发电、光伏发电、装备制造、施工安装、勘察设计、资源开发、智能运营、回收利用等方面开展科技创新研发，突破新型电力系统供需平衡理论、可再生能源机组及储能主动支撑构网技术、远距离海上风电及汇集送出技术、“双高”电力系统仿真评估技术、源网荷储资源协调控制技术、高效电氢双向转换、大容量低成本储能、高效碳捕捉与循环利用、柔性直流组网技术等，共建碳中和科技攻关生态，提高发电设备制造水平、发电装备智能化水平、工程建设水平、发电项目运维水平。（作者单位：龙源[北京]风电工程设计咨询有限公司）
责任编辑：沈馨蕊
