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　　2014年6月13日，习近平总书记提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略，为我国能源发展指明了前进方向，为更好地保障能源安全提供了根本遵循。大力发展新能源是保障能源安全、破解发展制约的必由之路，是我国落实能源安全新战略的重要实践。中共中央政治局2月29日下午就新能源技术与我国的能源安全进行第十二次集体学习。中共中央总书记习近平在主持学习时强调，能源安全事关经济社会发展全局。应对需求压力巨大、供给制约较多、绿色低碳转型任务艰巨等挑战的出路就是大力发展新能源。我国风能、太阳能等资源丰富，发展新能源潜力巨大，新能源发展已经具备了良好基础，要顺势而为、乘势而上，以更大力度推动我国新能源高质量发展，为中国式现代化建设提供安全可靠的能源保障，为共建清洁美丽的世界作出更大贡献。

　　全面进入规模化发展阶段

　　十年来，我国新能源发展成绩举世瞩目，建成了世界上最大的清洁电力供应体系，国内装机规模连续多年稳居世界第一;多项新能源技术和装备制造水平全球领先，新能源汽车、锂电池光伏产品已在国际市场形成强大竞争力，成为出口“新三样”。

　　一是开发利用规模不断扩大。过去十年，我国新能源新增装机9.6亿千瓦，年均增长超过9000万千瓦，新能源逐渐成为新增发电装机主体。2023年，我国新能源新增装机2.9亿千瓦，相当于美国累计新能源装机规模，约占全球新增新能源装机规模的63%。截至2023年年底，我国新能源装机容量达10.5亿千瓦，占发电总装机容量的36%，全国26个省份的新能源已经成为本省第一、第二大电源。

　　二是新能源利用率持续提升。过去十年，我国新能源发电量提升1.3万亿千瓦时，年均提升超过1300亿千瓦时。2023年，新能源发电量1.5万亿千瓦时，已超过全国城乡居民生活用电量，占总发电量的15.8%，进入国际能源署等机构研判的高比例新能源阶段。2023年，我国新能源利用率达到97.6%，继续保持较高的利用水平。

　　三是结构形态布局日趋合理。过去十年，我国新能源发展形成了集中式与分布式并举、就地消纳与外送消纳并举、单品种开发与多品种互补并举、单一场景与综合场景并举、陆上风电向海上风电延伸的新格局。十年来，我国新能源装机结构以风电为主转变为风光齐驱、光伏发电为主，光伏发电装机在新能源中的占比由17%提高到58%;分布式光伏发展加力，在光伏发电中的占比从17%提高到42%;区域布局优化，“三北”地区新能源装机比例由69%降至51%。

　　四是新能源产业链体系完备。过去十年，我国光伏全产业链实现全球领跑，风电全产业链具有较强国际竞争力。在光伏领域，从多晶硅到光伏逆变器均实现独立自主研发与生产，在制造业规模、产业化技术水平、应用市场拓展、产业体系建设等方面均居世界前列。在风电领域，掌握风电机组大型化、平台化、模块化、智能化研发设计技术，主要零部件国产化率已达95%。

　　五是市场化消纳成效突出。过去十年，新能源消纳由“电网企业保障性优先收购—电网企业与发电企业结算—电网企业转付国家补贴”的统购统销模式逐步转变为市场化交易消纳模式。2023年，我国新能源市场化交易电量在新能源发电量中的占比达到47.3%，电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场等发挥重要作用。

　　六是为全球碳减排作出贡献。过去十年，我国生产的光伏组件、风力发电机等关键零部件占全球市场份额达到70%。2022年，我国新能源产品出口为其他国家减排二氧化碳5.73亿吨，约占全球同期可再生能源折算碳减排量的8%，已成为全球应对气候变化的积极参与者和重要贡献者。

　　六个方面深度分析新能源高质量发展

　　新能源高质量发展要着眼于我国能源安全这个“国之大者”，坚持问题导向和系统观念，统筹发展与安全，加强顶层设计、做好统筹兼顾。

　　一是供电可保障。坚持安全底线，新能源发展应以确保电力供应安全和系统运行安全为前提，着力构建新型电力系统。新能源出力波动性与不确定性导致其参与系统平衡的有效容量远低于常规电源，供应保障能力偏低且不稳定。新能源大量替代火电开机导致系统惯量和电压支撑能力持续下降，系统稳定基础不断削弱。随着新能源占比提升，需要立足整个电力系统，不断提高新能源支撑保电和保稳能力。

　　二是“双碳”可实现。更大力度发展新能源是实现“双碳”目标、践行应对气候变化自主贡献承诺的主导力量是规划建设新型能源体系的关键环节。要在保持较高利用水平的基础上，持续提升新能源在能源和电力消费中的比重，实现对化石能源的加速替代。未来相当长时期内，国内新能源保持年均投产2亿~3亿千瓦有望成为常态，继续加速替代化石能源发电，进而逐步实现发电装机从非化石能源第一到新能源装机第一的转变，逐步实现发电量从火电第一到非化石能源第一最终到新能源第一的转变。

　　三是经济可承受。新能源发电成本包括本体发电成本和系统成本，讲新能源发电经济性必须讲两者总和的经济性。立足经济社会全局发展新能源，既要促进能源绿色低碳转型，又要有效控制系统成本、促进经济社会高质量发展。客观上，目前新能源本体发电已经或将实现上网侧平价，但随着新能源比重上升，新能源消纳带来的系统成本将大幅升高，成为影响电力供应成本的重要因素。按照新能源电量渗透率提升至30%测算，我国电力供应成本将提高约10%。

　　四是发展可持续。关注投资可持续、环境可持续、关键矿物质供应可持续等问题。投资可持续就是要保障新能源企业获得合理投资收益，行业保持健康发展。环境可持续就是要加强对新能源发电设备的全生命周期管理，避免因回收不当等对水体和土壤造成环境污染。关键矿物质供应可持续就是要保障锂、钴、镍等矿物原料满足发电设备生产制造需求。

　　五是产业链可延伸。实践证明，更大力度发展新能源，必然激发技术创新和成长创新人才，培育壮大新能源产业链供应链，推进创新链、产业链、资金链、人才链深度融合，进而促进经济社会高质量发展。要聚焦科技成果转化和产业化水平提升，构建多元化的创新资金服务平台，加快培育优质新能源企业以及一流创新团队，加快形成新质生产力。

　　六是治理法治化。我国新能源发展已经从政策驱动、补贴支撑进入市场驱动、平价低价的发展新阶段，需要处理好政府与市场两者关系，推动有效市场和有为政府更好结合，既要推进统筹战略规划，实施科学的行业监管、安全监管和市场监管，健全科学合理的市场机制、电价机制和法治体系，也要深化市场化改革，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。

　　加快建设以新能源为主体的新型电力系统

　　深化实施能源安全新战略，需要更大力度推动新能源高质量发展，要加强科技驱动、市场带动、政策联动，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效供需协同、灵活智能的新型电力系统，为推进中国式现代化提供能源电力支撑。

　　一是坚持问题导向，保持战略清醒。新能源占比快速增长带来电力电量平衡特别是高峰低谷时段难度持续增加，如某地区度夏度冬期间，早峰时段风电、光伏保证出力分别仅为4%、11%;晚峰期间风电保证出力虽提升至9%，但光伏出力基本为零。极端天气发生频次、影响范围和强度不断增加，极易导致一次能源供应受限、电力系统运行环境恶化、用能需求激增，如近年来发生的极热无风、持续阴雨、严寒冰雪等加大了电力保供的难度，当连续多天出现无光、无风气象条件时，难以依靠新能源满足电力供应。与欧美国家相比，我国电力系统特别是电源侧的灵活调节能力严重偏低，难以支撑新能源占比逐渐提高的新型电力系统发展，截至2023年年底，我国抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机占比仅为7%，而国外部分新能源比例较高的国家灵活节电源装机占比超过25%。

　　二是坚持自主创新，统筹兼顾发展。新型电力系统建设作为极其复杂艰巨的经济社会环境工程，需要坚持问题导向和系统观念，统好安全、绿色、经济、共享四方关系，积极有序推进“源网荷储碳数智治链”融合协同发展。源网荷储是其物理内核，可以简称为“电”;碳即节能降碳去污，是其协同融合的重要目标或重要约束条件，电的源网荷储各环节各方面必须在确保电力供应安全的前提下实现绿色发展低碳转型;数智治为电碳赋能驱动，是其加快构建的动力源泉;链即现代电力产业链，是其深度转型升级的必然要求。不同于传统电力系统，新型电力系统更加关注发挥电力行业对经济高质量发展的推动作用，以科技创新带来新质电力生产力的飞跃，以深化体制改革、破除体制藩篱调整生产关系。

　　三是深化基地布局，促进产业转移。结合资源禀赋和开发条件，继续在“三北”地区规划布局一批新能源基地，在沿海地区规划布局一批海上风电基地，根据东中部电网电力需求，适时开工建设，满足受端需要。在西部新能源资源富集地区，同步规划布局新型储能、氢能等战略性新兴产业，实现“西电西用、产业西移”，将资源优势转化为产业优势、经济优势。新能源开发规模及节奏取决于电力系统综合调节能力，要积极推动煤电灵活性改造，加快推进抽水蓄能电站建设，支持新型储能示范推广应用，加快提升系统灵活互动水平。加快新能源结构优化，“三北”地区要加快推动光热电站从试点示范到规模化开发，加快形成规模化绿色灵活调节资源，尽早替代燃煤电站调节。充分发挥市场机制作用，采用公开招标方式选择新能源基地开发主体和受端用电主体，完善多时间尺度协同的大型风光基地交易机制，鼓励大型风光基地参与绿电绿证交易。探索光伏制氢、人工智能(AI)算力等绿色电力消纳新模式，推动更多新要素主动参与新能源交易。

　　四是坚持因地制宜，加强就地平衡。在西藏、新疆和内蒙古西部边远地区，以及东中部具有资源优势的受端地区，鼓励发展分布式新能源系统。自治型分布式系统是具有自安全、自平衡、小微化、绿色化、数智化、共享化的“两自四化”特征的智能微网，成为分布式新能源与储能、需求侧响应等就近聚合的可控单元，实现了源网荷储智能高效协同互动，与电力系统形成安全互助、平衡互补的友好关系，宜加快成为分布式新能源高质量发展的主要形态。加强典型场景应用，在“高海边无”地区，充分利用当地丰富的新能源资源，建设智能微网满足当地用能需求;在乡镇地区，开展“光伏+储能+充电基础设施”协同控制、车网互动等技术应用;在重点城市，加强工业绿色微电网建设，实现多能源品种高效互补利用。进一步完善市场和价格机制，结合分布式新能源技术条件、市场能力、并网容量等，分类制定参与市场化交易路径和市场机制，健全完善隔墙售电、直供电、产销一体化等新业态新模式价格机制，推动合理承担系统备用和调峰成本，促进市场公平。

　　来源：《能源评论》杂志

　　作者系国家电网有限公司副总工程师兼国网能源研究院有限公司执行董事(院长)、党委书记