文／时璟丽 

　　2023年，在储备项目多、投资和发电成本下降迅速等多重因素的共同作用下，我国风、光新能源再次实现了跃升发展。据统计，全年新增风电和光伏发电装机容量约2.9亿千瓦，同比增长133%，在新增装机中占比超过80%；新能源全口径发电量达到1.44万亿千瓦时，在全口径发电量中占比达到15.5%，同比增长1.7个百分点。 

　　装机容量和发电量的快速增长，使电力系统消纳波动性电源面临更大的挑战。展望2024年及未来几年，新能源行业需要持续推进高质量发展，逐步实现对化石能源的安全可靠替代。 

　　多因素共同推动装机增长 

　　结合近期形势看，我国新能源发电装机规模在2024年仍将保持较高水平。 

　　首先，实现非化石能源2025年和2030年在一次能源消费中占比20%和25%的目标，需要风、光新能源作出更大贡献。一方面，我国能源消费增长快于预期，2023年前三季度能源消费总量同比增长5.4%，按全年增速计算，2023年一次能源消费总量约为57亿吨标准煤，已超过“十四五”初诸多机构对“十四五”末期的预期；另一方面，近三年来水电来水欠佳，呈现出装机容量增加但电量不增反降的情况。如2023年水电新增装机容量为758万千瓦，但发电量同比下降5.6%，减少674亿千瓦时。鉴于上述一升一降的态势，要实现“到2025年，非化石能源消费比重提高到20%左右”的目标，就需要其他清洁能源补齐“缺口”，风、光新能源是补齐“缺口”的主力。  

　　其次，在落实能耗双控转向碳排放双控的过程中，需要风、光新能源发挥更大的作用。根据《〈中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要〉实施中期评估报告》，20项指标中有4项完成情况滞后预期，其中包括“单位GDP能源消耗降低和单位GDP二氧化碳排放降低”。破解途径之一是落实可再生能源消费不纳入能源消费总量和强度控制，切实持续增加新能源供给，加快实施可再生能源替代行动，可以提高绿色低碳能源消费，支持产业和经济高质量发展。  

　　再次，应对气候变化，促进经济绿色发展，推动可再生能源发展已成为全球共识。作为《联合国气候变化框架公约》首批缔约方之一，我国大力发展新能源，展现了应对气候变化的大国担当。2023年11月，中美两国发布《关于加强合作应对气候危机的阳光之乡声明》提出“争取到2030年全球可再生能源装机增至三倍”目标，同年12月举行的《联合国气候变化框架公约》第二十八次缔约方大会提出“支持三倍可再生能源装机的目标”，风、光新能源将是落实上述目标的重要抓手。 

　　四是实现新能源制造业稳步健康发展需要市场的支撑。光伏电池作为我国出口“新三样”（2023年电动汽车、锂电池、光伏电池合计出口1.06万亿元）之一，在全球制造业拥有优势地位；风电机组价格低于欧美本地机组一半以上，2023年出口机组数量大幅增长。但由于竞争激烈，近一年来光伏产业主要环节产品价格腰斩，风电机组价格在低位波动，制造业进入新的整合期，稳定的国内市场可对新能源制造业起到“压舱石”作用。 

　　年内新能源装机或将超预计目标 

　　在不久前召开的2024年全国能源工作会议上，国家能源局提出了“2024年，全国风电光伏新增装机2亿千瓦左右”的目标。对比2023年的新增装机目标，2024年的目标增加了25%，但考虑新能源项目前期储备情况及发展惯性，新能源2024年的新增装机容量或将超过这一目标，并有望达到与2023年实际新增容量相当的规模。 

　　2023年年底，第一批“沙戈荒”大基地项目集中并网，预计2024年第二批和第三批部分项目建成。大基地新增并网装机容量同比或有所下降。除了风电和光伏发电外，根据项目建设规划和进展，“十四五”初安排的大基地配套长时储热型太阳能光热电站将在2024年陆续并网，在大基地新能源消纳、提供转动惯量和调节能力、提升外送电力清洁能源占比等方面将发挥作用。 

　　2023年，户用分布式和工商业分布式新增装机容量均接近5000万千瓦，在新增装机中占比均超过20%。但目前，配电网台区与线路的承载能力达到饱和、没有并网接入容量的问题在越来越多地区显现，尤其是380伏接网的户用光伏接入矛盾突出。根据国家能源局提出的开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作要求，近期多个省份发布了承载力报告，按季度公布可接入容量及建立红黄绿区域标记的预警机制。分布式光伏要持续发展，必须破解并网消纳难题，暂停备案和暂停接入等“一刀切”做法不可取。建议对于户用光伏达到较高比例的区域，及时调整开发和商业模式；对于集中汇流开发电站，提高配电侧接入电压等级并将其类同工商业电站进行管理。同时持续推动解决电网承载力问题，电网公司可根据户用光伏、工商业分布式光伏接入等有源配电网需要，加大配电网改造升级力度。 

　　总体看，2024年分布式光伏仍将保持较高的装机规模。户用光伏市场主要区域将继续变化，之前非主流市场但在380伏低压侧有接入空间的东中部和南方地区将是企业开发户用光伏的重点，并且可能出现抢装态势。集中汇流模式户用光伏和其他工商业光伏市场的分布则取决于各省份电力市场情况，尤其是各地分时电价政策调整带来的影响。2023年的风电新增装机容量较上年几乎翻倍，为历史新高。同时，风电机组价格也渐趋稳定，制造业逐步转入良性轨道。按照近期风机价格、风电场初始投资水平和贷款条件测算，在不配置电化学储能、无地方产业配套等成本的情况下，各地风电的平准化成本（折现率为5%）和综合度电收益需求（资本金合理收益率为6%）两项指标，“三北”地区分别约为0.13元/千瓦时和0.16元/千瓦时，东中部和南方地区分别约为0.26元/千瓦时和0.33元/千瓦时，近海风电分别约为0.3元/千瓦时和0.37元/千瓦时。也就是说，风电不但可以低价上网，而且由于可以24小时出力，在光伏装机占比高的区域参与电力市场相对有优势，越是光伏发展规模大的地区，应增加更多风电，以发挥风光互补的优势。 

　　近年来，风电开展前期工作的项目规模较大，如2022年和2023年前10个月，约1.4亿千瓦和0.9亿千瓦的风电项目获得核准。这些项目中的大基地项目主要是落实外送消纳和满足本地负荷，其中的分散式风电项目主要是利用了农村地区田间地头零散土地资源。下一步，应尽快推进千乡万村驭风行动，落实村集体依法利用存量集体土地通过作价入股、收益共享等机制，建立分散式风电利用的商业模式。根据《国家能源局关于组织开展可再生能源发展试点示范的通知》，我国将开展深远海风电技术示范，通过建设单体规模不低于100万千瓦的深远海海上风电平价示范，以推进降低工程造价、提升经济性和实现无补贴平价上网等目标。预计近期陆上大型风电、近海风电将稳步发展，分散式风电和深远海风电将形成一定增量，风电业内预期“十四五”末风电累计装机容量有望达到6亿千瓦。 

　　从政策、市场、规划等 

　　多角度加强消纳 

　　提升新能源发电的安全可靠替代水平，消纳是重点。2024年，除了继续落实可再生能源电力消纳责任权重和可再生能源不纳入能耗双控考核外，行业需要利用市场化手段，促进灵活性调峰和储能电源的建设和应用。 

　　2023年，我国新能源市场化交易电量占新能源发电量比例达到47.3%，占全部市场化交易电量比例12.0%，其中，参与交易的主体是集中式新能源生产的电量，分布式新能源参与市场的项目和电量很少。《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2023〕813号）要求，按照2030年新能源全面参与市场交易的时间节点，加快放开各类电源参与电力现货市场，分布式新能源装机占比较高的地区，推动分布式新能源上网电量参与市场，暂未参与的新能源发电主体，视为价格接受者参与电力现货市场出清，可按原有价格机制进行结算，并公平承担相应的不平衡费用。因此，2024年新能源参与电力市场的电量和比例都将显著增加。 

　　中长期市场方面，2024年的政策主要是要求中长期合同签约电量不低于上一年度上网电量的90%，燃煤企业不低于80%，用电侧的签约比例不低于上一年度的80%，保障全年电力中长期合同签约电量不低于上一年度用电量的90%。可以看出，中长期市场对交易电量的比例要求在下降，但如果对新能源参与中长期市场继续有曲线偏差，则无法发挥降低中长期交易电量、增加现货交易的作用。因此，2024年政策提出鼓励煤电与新能源联营参与市场，意在联合调节性电源与用户签订电力中长期合同，推动消纳责任权重向用户侧传导。此外，除了10多个省份实施用户侧分时电价外，2024年甘肃等省份在上网侧也实施分时电价，分时电价将影响新能源项目开发建设规模和布局。 

　　对于分布式光伏，应通过市场化手段推进就近消纳，如结合农村能源革命试点、电动汽车下乡等，在更多地区和场景下提升户用光伏自发自用的比例；完善分时电价政策，促进各类分布式光伏与电化学储能的合理配置；探索通过虚拟电厂等聚合方式推进分布式光伏参与市场交易等。 

　　无论是集中式还是分布式，风、光新能源持续规模发展的两大制约因素是消纳和可利用土地（场地）。我国在“十二五”和“十三五”期间开展过风能资源普查和太阳能资源调查，中国气象局发布了中国太阳能资源图谱和全国风能评价成果，侧重于摸清风光资源分布和特征。随着新能源项目数量增加和运行经验丰富，我国将在2024年启动新一轮资源普查，叠加生态、土地和场地可利用性、电网分布和容量特征、消纳条件等更多图谱，以对规划和开发选址提供基础依据和支撑。 

　　（作者系国家发展改革委能源研究所研究员。编辑：张越月）