2018年、2019年、2020年，国网经营区内新能源省间交易电量逐年上升，分别为722亿、883亿、915亿千瓦时，且交易价格“相对稳定”。

能源资源和负荷中心逆向分布，新能源通过特高压进行跨省区交易，落地电价一般低于本地新能源上网价格，但本地电源要承担调频和容量备用义务，是否能反映新能源交易过程中的“真实成本”？

除辅助服务产生的“隐形成本”外，输电价格机制也是影响新能源跨省跨区交易的重要因素，跨区输电价格机制是否灵活、输电通道使用权市场化分配机制是否健全、输电价格传导机制是否合理？

915亿千瓦时——这是北京电力交易中心《2020年电力市场年报》中披露的2020年国网经营区内新能源省间交易电量。对比2018年、2019年722亿、883亿千瓦时的数据，我国新能源省间交易电量正在逐年攀升。

在交易电量不断增长的3年时间里，有行业权威人士向记者透露，新能源交易价格也处于“相对稳定”区间，2021年，国网公司范围跨区跨省的新能源交易价格约为278元/兆瓦时。

在“相对稳定”的格局下，新能源跨省交易是否还有挖潜空间？面对能源资源和负荷中心逆向分布的矛盾，通过特高压进行跨省跨区交易的模式还有哪些环节需要理顺？

省间交易新能源真的划算吗？

近期发布的“十四五”规划纲要，明确了我国未来5—15年电力系统转型发展的路径，即坚持集中式和分布式“两条路”并举。集中式跨省跨区交易新能源能否扛起减碳“大旗”？

上述权威人士指出，与当地用电侧新能源项目相比，跨省跨区新能源大多从能源基地送出，落地电价一般低于本地新能源上网价格，被认为“价格优势相对比较明显”。

“这个价格看怎么算了。”在中嘉能集团首席交易官张骥看来，数字上显现出的“便宜”并不能反映新能源交易过程中的真实成本。“跨省交易新能源时，送端省份不承担调频和容量备用义务，需本地电源承担，这些投入算不算在成本内呢？”

中国大连高级经理学院特聘教授叶春表示，目前跨省区交易辅助服务补偿费用机制缺失，部分省份的省外输入电力严重挤压本地发电空间，造成本地大量机组停备，产生高额的辅助服务补偿费用，此部分费用都由本地电厂承担。“辅助服务的主要作用仍以省内调峰、调频为主，由发电企业独自承担辅助服务责任，偏离了辅助服务‘谁受益、谁承担’的本质。”

一位不愿具名的业内人士指出：“就价格而言，目前省间交易新能源的价格是落实国家指令性计划和地方政府间的框架协议。如果放开跨省跨区输电资源，按照市场供需形成价格，新能源省间交易的落地价就要另当别论了。”

输电价格体制需进一步理顺

除辅助服务产生的“隐形成本”外，输电价格机制也是影响跨省跨区交易新能源的重要因素。中电联2019年底发布的《跨省区电力市场交易相关问题及政策建议》（以下简称《建议》）显示，跨区输电价格机制不灵活，不利于跨区电力市场交易规模的扩大；跨省区输电通道使用权市场化分配机制尚未建立；绕道输送电力的输电价格机制有待完善。

长沙理工大学教授叶泽指出，跨区跨省输电价格传导机制有待健全。目前的输配电价强调政策性、合法性和行业性，基于效率的电网建设机制还没有建立起来。

叶春指出，在当前大部分地区电力供需偏宽松的形势下，发电环节本身就处于弱势，输配电环节的电价不变，在电力直接交易不断推进的情况下，受端电价下降的空间全部由发电端承担，造成送端省份交易意愿不强。

“部分区域电网在跨省通道中收费，导致输电价格偏高，由购电端落地电价倒推至送电端后，多省上网电价已低于火电燃料成本水平，过高的流通成本限制了电力外送，严重压低了发电企业的利润空间，形成了‘供省外价低、供省内价高’的不正常价格信号。”叶春进一步指出。

此外，《建议》指出，目前跨省区电力市场交易的实践中，售电公司和电力用户参与的情况比较少见，多数市场化交易的组织过程中并不支持售电公司、用户参与。“跨省区电力市场大部分采取‘网对网’的挂牌交易方式，交易电量、电价均提前确定，作为市场主体的发用两侧无法直接参与市场竞争。”

提高消纳效率是第一要务

上述不愿具名的业内人士指出，在跨区输电的过程中，电力系统的输电功率要始终保持恒定，但新能源的波动性、间歇性等特征恰恰违背了这一基础要求，所以盲目追求远距离跨区消纳新能源，实质上造成了南辕北辙的效果，带来了输电通道和配套电源的容量浪费。

重庆市配售电行业协会秘书长陈曦建议，建立与新能源消纳适宜的区域电网，进一步推动区域市场建设，以《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》规定的价格作为基准，完善通道使用（输电权）的市场机制，推动电网调度机构独立。

叶春指出，优化调整现行跨区跨省区电力中长期交易规则，将碳市场、可再生能源电力消纳保障机制等政策机制融入规则，在全力保障清洁能源足额消纳的同时，通过经济价值补偿体现清洁能源的绿色环保价值。“同时，理顺各级电网调度机构与交易机构间的权责划分和运作关系，保证市场机制设计与电网调度方式相适应，确保电网的安全稳定运行。”

《建议》指出，尽快完善可再生能源市场化交易机制。研究落实可再生能源发电绿证颁发与市场化交易办法，建立健全绿证交易体系，推动可再生能源发电电能量交易与绿证交易分离的市场交易机制，并规范跨省区送电参与受电地区辅助服务市场机制。

政策的驱动下，电力源网荷储一体化和多能互补项目的申报工作正在火热进行中，据估算，目前已有超过100个相关项目参与申报。但尚不确定的是，这新一轮的“圈地运动”将以何种方式落地？

政策的风向

2020年8月，国家发改委、国家能源局发布《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》。

2021年3月，国家发改委、国家能源局印发《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》。

2021年4月，国家能源局印发《关于报送“十四五”电力源网荷储一体化和多能互补工作方案的通知》，要求各地在5月30日前报送相关方案至国家能源局电力司。

源网荷储一体化和多能互补被定义成为我国电力工业高质量发展的重要举措，助力构建清洁低碳安全高效的新型电力系统，促进能源行业转型升级。

其中的源网荷储一体化涉及区域（省）级、市（县）级、园区（居民区）级“源网荷储一体化”项目，其概念与综合能源服务的概念非常接近。华北电力大学能源互联网研究中心主任曾鸣认为，综合能源系统建设等同于推进源网荷储一体化和多能互补。

紧张的时间

在此政策要求下，各地相继启动项目申报工作。截至目前，已有内蒙古（4月11日发文）、陕西（4月20日发文）、安徽（4月27日发文）、辽宁（4月29日发文）、河南（4月29日发文）、甘肃（5月6日发文）、新疆（5月7日发文）、河北（5月11日发文）等八省区发文启动“源网荷储一体化项目”和多能互补项目报送工作。

各地发文的背后带来的是各大电力集团和诸多能源项目投资商的紧张布局。

从时间上来看，从各省发文启动项目申报到国家能源局要求的5月30日节点，留给项目方的项目方案准备时间仅一个月左右，而多地对项目方案的要求，则需要达到预可研深度，在有限的时间内完成项目预可研报告，时间非常紧张。

好的一面是，在更偏向于电源侧的多能互补项目层面，去年至今，各大发电集团、新能源项目投资商已经开启了一轮“跑马圈地”，争相在西部资源富集区部署多能互补项目，筹备较早的项目，特别是已经先期完成项目预可研的那些项目，具备了现成的申报基础。

但其中更多的项目方则并不具备类似的基础，项目方案的编制要达到预可研报告的深度，需要电力设计院的支持，于是，以中电工程顾问集团西北电力设计院、华北电力设计院为代表的几个主流设计院最近“忙疯了”，每个设计院都接手有数十个项目方案的编制工作，在有限的时间内，他们需要为项目方提供满足申报要求的方案。

这一幕在我国的新能源项目开发历史上似曾相识，在此前多种类型的光伏发电项目、光热示范项目、风电项目申报过程中都曾出现过。

项目落地谜团

但与此前多种类型的新能源项目申报不同的是，此前项目方都知道会有相应的电价政策支持，但此次申报的电力源网荷储一体化和多能互补项目在通过评审后，将会获得何种政策支持仍是个问号。

《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》指出，将具备条件的项目优先纳入国家电力发展规划。但对于关心项目投资收益的投资方而言，建设这样的项目，预期将能获得什么样的收益现在无从知晓。

但事实上，即便没有这项政策，对于项目投资方而言，“十四五”期间也只能去做源网荷储一体化和多能互补项目，这是整个能源市场的趋势。“如果项目被纳入国家规划，或多或少总是会有一定的支持的吧，所以先报了再说吧。”某项目申报方说道。

这代表了绝大多数项目申报方的内心想法，“既然国家在推这个，先参与进来总是没有坏处的，相应的问题会逐渐明确的。”

眼前，项目申报单位更关心的是项目的评审将会以何种方式进行。目前可以确定的流程是，省级发改委会同国家能源局省级监管办、省电力公司等部门先期开展评估筛选，再将优选结果报国家能源局。但国家能源局后续将如何评审，目前还没有定论，最终是否由省级发改委来确定项目评选结果，还存在疑问。有消息称，国家能源局将委托电力规划设计总院等咨询机构开展项目评审工作。

近期，国家能源局公布了2021年一季度全国光伏发电建设运行情况，数据显示，山东装机容量2380万千瓦，继续位列全国第一。其中，一季度新增装机容量105万千瓦，同比增长583%。户用方面，今年1-4月山东户用光伏新增装机96.8万千瓦，累计户用并网已达9.3GW，数量共计49万户。在新增指标上，山东可以说是突飞猛进，一骑绝尘。

数字无声，却是发展的最好注脚!山东光伏如此迅猛增长，背后的秘诀又是什么?日前，记者走进省能源主管部门探究其奥秘。

科学规划精心布局

坚持科学规划、精心布局，明晰目标任务、具体要求、工作路径，大力实施光伏“领跑者”计划，全力打造五大光伏发电示范工程，加快培育壮大新产业、新业态、新模式，扎实推进全省光伏发电“十四五”开局“开门红”。

塌陷地光伏发电示范工程。以济宁微山、任城、邹城，枣庄滕州、市中区、峄城区，泰安新泰等地煤矿、石膏矿塌陷较为集中的区域为重点，采取统一规划、集中连片、分步实施的方式，打造鲁西南塌陷地光伏发电基地。

盐碱滩涂地光伏发电示范工程。充分利用东营河口、利津，滨州沾化、无棣，潍坊滨海、寿光、昌邑等区域盐碱滩涂地，结合当地土地利用总体规划、资源条件及电网输送要求，加大光伏发电开发利用力度，打造鲁北光伏发电聚集区。

高效生态农业光伏发电示范工程。重点在青岛、潍坊、德州、聊城、菏泽等现代农业示范区建设区域，结合种植、养殖业发展，按照集约高效、综合开发、立体发展的原则，打造一批农光、渔光等高效生态农业发电示范工程。

“千万屋顶”分布式光伏发电示范工程。利用工业园区以及工业企业、商业企业、公共建筑、居住建筑等屋顶，按照分散开发、集中管理的方式，打造一批分布式光伏发电规模化应用示范区。

光伏扶贫示范工程。组织开展光伏扶贫工程，巩固脱贫攻坚成果，增强“造血”功能和可持续发展能力，让脱贫群众获得长期稳定收益。

与此同时，制订印发《山东省可再生能源电力消纳保障机制实施方案》，综合考虑五大光伏发电示范工程电源结构、资源禀赋、在建项目等诸多因素，精准下达各市光伏发电电力消纳责任权重，压实工作责任，推进光伏电站和配套电网同步规划、同步设计、同步建设，保证光伏发电及时并网、高效利用。

集散并举一体发展

充分发挥光伏发电起步早、技术成熟、产业链完善、全社会对光伏发电接受程度高等优势，坚持集中式、分布式并举，加速光伏电站建设和分布式光伏发电发展，推进全省光伏产业持续走在前列、领跑全国。

科学推进光伏电站建设。坚持光伏与土地利用、生态保护、农业生产协调发展，利用采煤塌陷地、荒芜地、盐碱地、坑塘水面等资源，科学布局农光、渔光、牧光、盐光等“光伏+”项目，实现土地资源最大化利用。其中，新泰市遵循“先治理、后建设”原则，采用农光互补模式，投资50亿元建设农光互补集中式光伏电站6个，总装机容量200万千瓦，建成冬暖式大棚2219个、大拱棚6912个、食用菌棚475个、智能温室和连栋温室14个，让3万多亩废弃采煤塌陷地变身农光生态园。潍坊寿光恒远20万千瓦卤(盐)光互补光伏电站，利用临时分流区卤库盐碱滩涂，在不改变原有卤库种植、渔业卤虫养殖等功能基础上，架设太阳能光伏板，建成集发电、制盐、养殖、储能于一体的大型集中式光伏电站，每年可为寿光市提供2.77亿度绿色电力，节约燃煤11万吨，减排二氧化碳28万余吨。

大力发展分布式光伏发电。坚持“抓大不放小”原则，在全力推进集中式光伏电站建设的同时，因地制宜推动分布式光伏发展。鼓励全省各类电力用户按照“自发自用、余电上网”的方式建设分布式光伏发电系统;优先支持用电价格较高的工商企业、工业园区建设规模化分布式光伏发电系统;支持学校、医院、党政机关、事业单位、居民社区等建筑物，推广小型分布式光伏发电系统。依托新能源示范城市、绿色能源示范县和绿色能源示范村镇，省市县三级联动，出台系列支持政策，推动光伏建筑一体化。开展适合分布式光伏发电运行特点和规模化应用的新能源智能微电网试点，积极构建分布式光伏发电、运行和消费新模式

截至2020年年底，山东成为国内首个光伏装机总容量突破2100万千瓦的省份，全年新增户用光伏数量19.4万，新增户用光伏装机容量466万千瓦，稳居全国第一，先后为45.3万户居民发放“阳光存折”。

综合施策聚力攻坚

光伏建设是一项复杂的系统工程，离不开政策激励、资金投入、科技创新等要素支撑。为此，山东采取一系列引领性、撬动性、服务性的政策措施，全力保障光伏建设推进。

坚持政策引领。突出发展与规范并重，先后出台一系列配套政策。2018年6月，下发《关于保障和规范光伏发电产业项目用地管理的通知》，明确规定各市要依据当地土地利用总体规划和光伏发电产业政策，合理布局光伏发电建设项目，实现节约集约用地;2018年9月，出台《山东省新能源产业发展规划(2018-2028年)的通知》，要求充分发挥济南、青岛等市光伏骨干企业引领作用，大力研发推广高端、高质、高效技术产品和设备，力争形成集上中下游于一体、各环节相互配合、契合度较高的完整产业链条，促进全省光伏产业高质量发展。2020年2月，印发《关于协调推进分布式新能源发电项目的通知》，强化各市与当地电网企业沟通协调，合力推进分布式光伏发电工作。在一揽子政策措施的推动下，光伏发电走上了高质量发展的“快车道”。

健全工作机制。为确保推进速度和建设质量，省级建立重大项目库，健全调度机制，强化跟进督导，及时发现协调解决问题。2020年疫情期间，建立“三个一”包保责任制度，对每个项目明确一位牵头负责人、落实一个责任处室、建立一本工作台账，实行问题销号管理，全力抢回、补回、夺回疫情影响。据统计，2020年，全省光伏发电重点项目计划投资45.7亿元，实际完成投资57.4亿元，超额完成年度投资计划25.6%。

强化服务保障。在营商环境上，公开服务监督电话，主动为用户免费提供计量装置和光伏并网接入技术支持，缩短并网时间;在政策宣讲上，组织编制分布式电源并网业务办理告知书和指导书，累计发放16.2万份;在金融支持上，推动银企合作，为光伏安装商和用户提供资金帮助和金融保障;在借智借力上，搭建行业智库，邀请专家院士“把脉会诊”、建言献策、支招破题。同时，积极组织申报光伏发电补贴竞价、平价、平价转竞价等各类项目。据统计，2020年山东组织上报平价和竞价转平价项目676个，共计221万千瓦;组织申报并纳入国家补贴的竞价上网光伏发电项目有40个，共计103万千瓦。

坚定不移纵深推进

“十四五”开局，新征程开启，在能源绿色低碳转型发展路上，山东坚持把光伏发展摆在重要位置，持续优化顶层设计、强化科技创新、实施倍增计划，坚定不移把光伏产业推向纵深。

优化顶层设计。科学制定全省“十四五”光伏发展目标和发展时序，按照“总体规划、集中连片、分步实施”方针，加强省市县、电源与电网、新能源和常规能源有效衔接，充分发挥光伏发电与风电、储能协调互补优势，布局建设盐碱滩涂地千万千瓦风光储一体化示范基地。严格落实光伏发电电力消纳责任权重考核政策，明确年度任务，压实消纳责任，倒逼提速提效。以争创“零碳社区”“零碳工业园”为目标，探索“源网荷储”一体化项目建设，开展电化学储能示范推广，建立储能商业盈利模式，为光伏产业创新发展探索新路子、积累新经验、提供新方案。

强化科技创新。以光伏产业创新需求为导向，支持企业、高校、科研院所等联合建设产业创新中心、技术创新中心、技术转移中心、科研孵化基地等载体，加强产学研用结合，构建多元主体、分工协作的科研创新体系，全面提高光伏产业链的技术研发和制造能力，降低光伏发电成本，掌握发展主动权。加快高效光伏组件、光热利用、发电装置防腐蚀等关键核心技术的研发突破，打造一批国家级、省级工程技术研究中心和重点实验室等技术平台，激发光伏领域发展活力。强化“云大物移智链”技术应用，有序推动光伏等可再生能源参与市场交易，加快光伏电力系统市场交易体系建设，最大限度挖掘整合电源侧、电网侧、负荷侧调节资源，提升光伏发电消纳能力。

实施倍增计划。依托东营、滨州、潍坊等市的盐碱滩涂地及济宁、泰安、枣庄、菏泽等市的采煤塌陷地等废弃资源，规划建设“风光储一体化基地”，打造集光伏电站建设、光伏新型技术示范、特色种养殖、生态环保修复为一体的综合新能源发展基地，实现经济效益、社会效益和环境效益“三提升”。坚持“自发自用、余电上网”模式，推动各市加快分布式光伏进小区、进农村、进家庭。同时，支持新建高铁站、CBD中央商务区、商贸中心等场所实施光伏建筑一体化项目(BIPV)，鼓励具备建设条件的城市屋顶加装分布式光伏。开展高速公路服务区、露天停车场等示范试点，推进“光储充放”一体化充电设施建设，实现光伏发电、充电运营双重收益，增强光伏辅助服务电网能力。 

今年3月，中央财经领导小组第九次会议明确提出将碳达峰、碳中和纳入生态文明建设总体布局，构建以新能源为主体的新型电力系统。“十四五”将是夯实新型电力系统基础，保障光伏发电转变为电力系统主角的关键时期。

　　碳中和倒逼新型电力系统加速建设

　　能源生产端碳减排是实现碳达峰碳中和的根本措施

　　全球累积排放的2.2万亿吨二氧化碳中有70%以上来源于化石能源消费，只有彻底摆脱化石能源依赖才能从源头上化解气候危机。近年来，我国碳排放强度持续下降，截至2020年底，我国单位GDP二氧化碳排放较2005年降低约48.4%，提前超额完成下降40-45%的目标。

　　我国煤电装机容量和发电量均居世界第一，同时，电力结构中煤电占比高，2020年煤电发电量为5.17万亿千瓦时，占总发电量的67.9%，大量排放的二氧化碳主要来源于煤电机组。因此，减少煤电发电量是实现碳达峰碳中和的关键。而且，削减的煤电发电量可为光伏等可再生能源发电提供发展空间。

　　新型电力系统是电力系统转型的内在要求

　　构建以新能源为主体的新型电力系统，符合电源结构向风电、光伏发电过渡的发展趋势，可有效适应电源建设主体多元化、快节奏的发展需求。同时，建设新型电力系统是满足新型电源结构下电力系统安全稳定运行的基本要求。新型电力系统运行需要构建新的稳定运行策略，实现发电和用电实时平衡。

　　传统电力系统发电端主要由煤电、燃气发电等可控电源构成，通过调节可控煤电和燃气发电来满足负荷波动的需求。新型电力系统是以不可控、间歇性的风电和光伏发电为主力电源，发电单元数量多、分布范围广，与传统电源差异大。可再生能源出力的不确定性和负荷波动叠加，将导致电力系统存在较大的安全运行风险，进而使得电力系统稳定运行更为复杂，这要求电力系统应具有更高的智慧调度能力。

　　电源建设主体的多元化和快节奏客观上要求必须建立新型电力系统。与传统火电相比，光伏发电单个项目体量小、数量多，建设周期短，这些特征势必造成电力系统更为复杂，对电力规划工作提出了更高要求。具体来说，一是要求能够提前研究电网结构和电源结构的合理性，并结合新电源特点更加灵活地开展电力规划工作；二是电力规划工作要更频繁的评估和滚动编制，这就需要打破原来电力系统五年一规划的节奏，充分利用数字化和智能化手段，及时掌握电力发展形势，适应光伏发电发展规律。此外，可再生能源渗透率的不断提高对电力系统灵活性资源也提出了更高要求。

　　光伏面临融资、土地成本高等制约

　　尚未形成光伏发电市场化发展格局。近几年，光伏发电布局快速变化是行政手段干预的结果。“十三五”初期，光伏发电主要集中在甘肃、青海，以集中式为主；“十三五”后期，光伏发电快速转向分布式，主要分布在中东部地区，特别是形成了户用光伏山东省一家独大的局面。随着光伏发电成本逐步降低，实现全面平价上网，应减少行政干预光伏发电布局，转为通过市场化机制促进光伏发电在各地多元化均衡发展，并与应用场景紧密结合，这有利于高效利用太阳能资源和土地资源。

　　配电网智能化水平不高，建设速度不能满足分布式光伏发电快速发展的需要。智能化程度提高可以有效改善配电网接纳光伏发电的空间，并有利于提高分布式及户用光伏效率。配电网建设周期长，而分布式光伏发电项目建设周期短，若不提前开展配电网改造和技术升级，有可能导致分布式光伏发电项目延期并网，这将降低分布式光伏项目的经济性。

　　当前的电力系统不能充分利用和调动灵活性资源。客观来看，我国电力系统现有的灵活性资源不多，需对火电机组进行改造，增加灵活性资源供给。当前，我国电力辅助服务市场不完善，没有灵活性机组改造的补偿机制，这导致既不能利用现有的灵活性电源，也不能有效调动火电机组灵活性改造的积极性，限制了光伏消纳空间提升。

　　支撑光伏发电成为主力电源的电力体制机制需完善。未来光伏发电承担电力系统安全稳定运行的责任尚无明确说法，急需顶层设计，明确相关要求。当前，各地提出的光伏发电配备一定容量的储能并非最优的发展方案，相比之下，未来通过电力辅助服务市场统一解决电网安全稳定运行问题，效率更高，成本也更低。

　　电力系统灵活性不足，导致西北地区成为主要弃光地区。太阳能资源条件较好的甘肃和青海在我国最早开始大规模发展集中式光伏，2015年两省光伏发电装机容量分别为610万、564万千瓦，分别位居全国第一、第二。短时间内光伏发电装机容量大幅增加，然而当地灵活性电源建设没有跟上，导致出现光伏限电，特别是甘肃。随后，为了抑制弃光现象，国家能源局采取了一系列措施引导光伏向具有消纳空间的地区发展，“十三五”光伏增量主要集中在中东部地区。2017-2019年，我国光伏发电平均弃光率分别为6%、3%、2%，光伏发电利用率得到改善。曾经的光伏大省，近几年鲜见红红火火的光伏建设场面。虽然新增光伏发电装机容量较小，但受制于当地消纳条件有限，弃光仍主要集中在西北地区。

　　光伏发电与其他行业融合尚处于起步阶段，融资及土地等非技术成本高。中国光伏行业协会最新统计数据显示，在光伏发电项目其他成本均下降的形势下，土地成本不降反升，是下一阶段降低成本需要重要解决的。近一两年，国外光伏电站项目电价屡创新低，其中一个重要原因就是低廉的融资成本。户用光伏的投资主体主要是个人或小微企业，难以拿到优惠贷款，造成项目成本较高。

　　后平价上网时代，光伏投资者面临投资回报不稳定的风险，可能影响光伏发电替代煤电的进度。与平价上网时代的政策大不相同，后平价上网时代，光伏发电获取收益的不确性增加，应通过精细化运维、科学选址等手段提高电站的效益水平。

　　光伏高质量发展迎来历史性机遇

　　光伏发电在多种可再生能源发电技术中具有发电成本低、资源分布广、易于安装、应用场景丰富等多种优势，被国际能源署（IEA）等许多国内外能源研究机构认为是未来主要的电力来源。作为全球最大的光伏设备制造国，我国通过顶层设计精准支持光伏发力，结合“十四五”时期部分省（市）、行业碳达峰目标，光伏产业将在“十四五”迎来历史性发展机遇。

　　符合国际能源转型整体趋势

　　近年来，各国纷纷加入联合国自主贡献减排承诺行列，积极采取措施应对气候变化，全球能源绿色转型步伐逐步加快，对清洁能源的重视程度不断加深。如坐拥丰富石油资源的中东国家也提出了发展清洁能源战略。国际能源署报告显示，到2030年，中东可再生能源（不含水电）总发电能力将超过192GW，为当前水平的17倍，其中光伏占比将达42%以上。在“一带一路”倡议下，我国可以利用光伏制造业世界领先的优势，向中东国家出口光伏产品，开拓市场空间。

　　已入列“十四五”重点发展行业

　　“十四五”是碳达峰的关键时期和窗口期，受益于顶层设计精准支持，光伏发电有望更好地发挥能源替代作用，实现从发电生力军到主力军的转变。

　　《十四五规划和2035远景目标规划纲要》（以下简称《纲要》）明确提出，加快发展非化石能源，坚持集中式和分布式并举，大力提升光伏发电规模，加快发展东中部分布式能源，建设一批多能互补的清洁能源基地，非化石能源占能源消费总量比重提高到20%左右。另外，针对当前困扰光伏等可再生能源发展的消纳问题，《纲要》也提出了多种解决办法，如加快电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，提高电力系统互补互济和智能调节能力，加强源网荷储衔接，提升清洁能源消纳和存储能力。

　　同时，围绕可再生能源高质量发展问题，国家能源主管部门积极开展工作，包括健全可再生能源电力消纳保障机制、推动解决可再生能源补贴资金拖欠问题，以及引导光伏发电、风电、生物质发电产业持续健康发展等。2021年政府工作报告明确提出，要制定2030年前碳排放达峰行动方案，优化产业结构和能源结构，大力发展新能源。

　　我国光伏设备制造及应用全球领先

　　作为全球最大的光伏设备制造国，我国持续深化光伏领域国际合作，为全球市场供应了超过70%的光伏组件。目前，我国已成为世界上最大的光伏应用市场，光伏发电的新增装机容量和累计装机容量连续数年均位居世界第一。2020年，全国光伏发电新增装机容量4820万千瓦，其中集中式光伏3268万千瓦，分布式光伏1552万千瓦；累计装机容量达2.53亿千瓦，年发电量2611亿千瓦时，占全社会总发电量的3.4%。同时，光伏发电经济性不断提升，2020年我国地面光伏发电系统初始投资每瓦造价已低于4元。全年平价上网项目装机规模约3305万千瓦，预计近一两年基本会实现新增光伏发电项目全面平价上网。

　　在光伏发电新增装机大幅向消纳空间充裕地区布局的前提下，光伏发电消纳形势明显改善。2020年，全国平均弃光率2%，与2019年基本持平，光伏消纳问题较为突出的西北地区弃光率降至4.8%，同比降低1.1个百分点，尤其是新疆、甘肃弃光率进一步下降，分别为4.6%和2.2%，同比降低2.8和2.0个百分点。

　　同时，青海实现了高比例可再生能源电力系统稳定运行，为全国全面建设以光伏发电、风电为主的新型电力系统作出了示范。截至2020年底，青海光伏发电装机容量1237万千瓦，风电装机容量622万千瓦，水电装机容量1301万千瓦，火电装机容量仅为37万千瓦，清洁能源发电装机容量占比高达89.3%。

　　双碳目标下我国光伏发电市场空间广阔

　　我国巨大的电力需求存量和维持经济社会持续发展所需的电力需求增量是支撑光伏发电跨越式发展的基础。全球能源互联网合作组织预测，到2025年我国太阳能发电装机容量将达5.6亿千瓦，其中集中式光伏3.7亿千瓦，分布式光伏1.8亿千瓦，光热936万千瓦；分区域来看，西部和北部地区3.1亿千瓦，中东部地区2.45亿千瓦。中国光伏行业协会预计“十四五”期间，我国年均新增光伏装机将达7000万-9000万千瓦。

　　我国承诺在2030年前实现碳达峰，并不是2030年前一个时间点统一达峰，而是结合各行业和各地经济社会发展特点，科学规划，分阶段、分领域和分地区逐步达峰。今年3月21日，生态环境部部长黄润秋在中国发展高层论坛2021年会上指出，推动制定2030年前碳达峰行动方案，稳步推行碳强度和总量“双控”制度，支持有条件的地方和重点行业、重点企业率先达峰。

　　得益于光伏发电和风电成本快速下降，电力行业减排将有更多技术路径，其中，通过光伏发电实现清洁替代，能够较为经济地实现碳达峰。具体而言，为实现东部地区逐步碳达峰，“十四五”将不再新建煤电项目，并要实现4000万千瓦煤电机组退役，这将为光伏发电等绿色电力腾出发展空间。

　　需创新体制机制和研发前沿技术

　　新型电力系统的基本要求是服务能源结构转型，满足从高碳向低碳转型的要求，适应高比例可再生能源接入后的安全稳定运行，同时，高效消纳可再生能源。

　　协调长期与短期、整体和局部的关系

　　新型电力系统建设需从系统规划、建设及运行等各维度更新，投入资金和资源巨大，成本分摊需要顶层设计，避免公共电网发展滞后，影响清洁替代和电能替代进度。

　　从全国来看，光伏发电在“十四五”将逐步成长成为主力电源之一。受限于西部地区的消纳条件，“十四五”光伏发电更多以分布式兼集中式，主要布局在电力负荷较高、具备消纳空间的中东部地区，同时，西南地区利用水电资源丰富的特点，可以建设风光水多能互补电站。

　　创新商业模式丰富光伏发电应用场景

　　随着碳达峰碳中和要求不断深入，全社会将从过去“要我减排”转变为“我要减排”的自觉减排。其中，参与光伏发电应用涉及电力消费的重点领域有建筑、交通。如2019年我国建筑运行碳排放达22亿吨，占全国碳排放的22%，碳减排压力大。

　　因此，分布式光伏发电可与建筑及充电设施等结合，实现就地消纳，特别是公园、学校、医院、交通场站等公共建筑应大力发展分布式光伏。其中，分布式光伏发电与建筑结合，可降低建筑能耗；与充电桩结合，可实现零碳交通；与废弃的采矿区结合，可为资源枯竭型城市注入新活力。

　　集中式光伏电站方面，“十四五”期间，可发挥西部太阳能发电成本低的优势，开展光伏制氢、光伏制燃料等应用，这将有助于解决西部电力系统光伏消纳空间小的问题。

　　加快电力体制改革构建新型电力系统下的运行机制

　　一直以来，光伏发电一直被认为是新生事物，需要扶持和帮助，电力系统中传统的煤电和燃气发电承担了调峰、调频等稳定电力系统安全运行的责任。近年来，随着煤电机组更多参与调峰、调频等，发电空间让给了光伏发电和风电，煤电利用小时逐年降低。未来随着煤电退役规模逐步增加，光伏等可再生能源发电将转变为主力电源，自然少不了承担电力安全稳定运行的责任。

　　目前，各省（市）要求光伏配备一定容量的储能，由于电池成本较高，这将造成光伏项目经济性下降，影响其更大规模应用。因此，建议完善电力辅助服务市场，从电力系统全局考虑灵活性调节问题，提高灵活性电源的利用效率，这可以借鉴更多的光储应用场景，而不是采用行政命令一刀切，要求各项目均配备储能。如澳大利亚光伏发展速度较快，面临中午高峰期发电能力强、电网难以消纳的问题。对此，澳大利亚能源市场委员会（以下简称AEMC）近日提出，拟对向电网出售太阳能电力的居民征收“太阳能税”。根据公布的规则草案，AEMC建议在中午时段对上网的太阳能电力征税2美分/千瓦时。AEMC表示，征税将发送“价格信号”，以帮助减少电网拥堵，并鼓励更多的家庭安装电池存储设备，减少高峰期上网电力。

　　协同供需两侧挖掘光伏发展空间

　　发电侧在碳排放强度较大的地区开展光伏发电替代煤电，消费侧开展电能替代，提高终端电力消费比重。随着电气化进程加快及工业、建筑等领域电能替代提速，我国人均用电量增长潜力增大。预计到2025年，我国人均用电量约为6425千瓦时，相当于2016年美国的1/2、加拿大的1/5，与主要发达国家仍有较大差距，增长空间巨大。

　　科技赋能光伏转型发展

　　在基础前沿领域，建议重点攻关高效率高安全性大容量储能、氢能及燃料电池、高效率光伏发电材料、新型绝缘材料、超导材料、宽禁带电力电子器件等技术；在工程应用领域，可重点攻关适应高比例可再生能源电力系统的安全稳定运行技术，以及高效率低成本光伏发电、虚拟电厂、源网荷储协调运行、主动需求响应等技术。

　　总的来说，建设新型电力系统是一个系统工程，需综合考虑发、输、配、用和储等各个环节，建议从全局、长远的角度进行体制机制创新和前沿技术研发，服务于未来主力电源光伏发电发展，让光伏发电安全、稳定、高效、可靠地融入新型电力系统。

在碳达峰、碳中和目标下，电力行业如何助力地方实现绿色低碳发展？电网如何发挥枢纽平台作用，促进能源电力系统转型？

11日在南京发布的《清洁电力赋能美丽江苏——国网江苏省电力有限公司服务地方绿色低碳发展蓝皮书》以国网江苏电力为样本，系统介绍了其探索低碳发展的实践成果与创新经验，为我国加快构建以新能源为主体的新型电力系统，实现碳达峰、碳中和目标提供借鉴。

江苏作为全国碳减排的重点区域和潜力地区，较早推动光伏、风电等清洁能源的发展，也因此较早遇到了“高比例新能源、高比例区外来电、高比例电力电子器件”等复杂情况带来的电网安全稳定和控制问题。解决这些问题，对于我国构建以新能源为主体的新型电力系统有着关键意义。

统计显示，截至“十三五”末，江苏电网新能源装机规模达3496万千瓦，较“十二五”末增长369.9%。2020年，江苏省新能源发电总量达522亿千瓦时，等效减少省内煤炭消耗1500万吨左右，减少二氧化碳排放4800万吨左右。江苏新能源利用已从最初结构单一、数量有限、零星分布的补充能源阶段，进入到品种多元、规模庞大、分布广泛的替代能源阶段。

中国经济信息社经济智库事业部副主任李济军在发布会上表示，电网是连接电力生产和消费的重要平台，在推动能源转型中发挥着关键作用。国网江苏电力以增强“源、网、荷、储”联动为抓手，探索走出了一条“从坚强智能电网策源发力，服务地方构建绿色电力系统，推动能源清洁革命，实现绿色低碳发展”的创新路径。

在推动能源供给侧清洁化转型方面，国网江苏电力持续拓宽区外清洁来电“绿色通道”，初步形成了以“一交三直”特高压混联电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强智能电网。同时，通过加强新能源并网管理、提升“北电南送”能力、完善政策机制等举措，为大规模清洁电能输送和平衡提供坚强支撑。

在优化清洁能源配置平台方面，国网江苏电力强化源网荷储友好互动，聚焦攻关统一潮流控制器（UPFC）、分布式电源、储能等核心技术，先后建成了多个示范工程项目，力促江苏电网更加柔性，高效地实现清洁能源的并网和调度，提升电网安全稳定控制水平。

在促进能源消费清洁化方面，国网江苏电力重点推动江苏工业领域、农业生产、居民生活和交通出行等关键领域的电能替代，大力提升电气化水平。同时，创新推出综合能效服务新业态，发挥能源互联网、电力大数据、专业能效服务等优势，带动社会综合能效提升。

此外，国网江苏电力还积极发挥企业在践行绿色低碳发展过程中的主体作用，积极探索高效低碳的企业运营模式，严格实施项目建设全过程“节能、节水、节材、节地”环境保护，多措并举处置废弃污染物，打造企业绿色低碳发展样本。

蓝皮书显示，在国家电网公司顶层设计指引下，今年3月，国网江苏电力出台了“碳达峰、碳中和”实施方案，明确从能源供应清洁化、能源消费电气化、能源配置智慧化、能源利用高效化、能源服务多元化五个方面发力，加快构建以新能源为主体的新型江苏电力系统。这一实施方案从电网侧勾勒出了推动江苏能源产业减排减碳的路线图和时间表，将为江苏践行“碳达峰、碳中和”战略注入全新动能。

全文如下：

根据《财政部国家发展改革委国家能源局关于印发<可再生能源电价附加资金管理办法>的通知》(财建〔2020〕5号，以下简称《资金管理办法》)、《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》(财建〔2020〕426号)等文件要求以及你单位申请，现下达2021年度可再生能源电价附加补助资金预算。

资金支付方式按照财政国库管理制度有关规定执行，具体金额及支付方式见附件。

项目代码和名称为“Z175060070001可再生能源电价附加补助资金”，支出列2021年政府收支分类科目：“2116001风力发电补助”、“2116002太阳能发电补助”、“2116003生物质能发电补助”。列政府收支经济分类科目“50799其他对企业补助”。有关事项通知如下：

一、请严格按照预算管理要求，尽快将补贴资金拨付至电网企业或公共可再生能源独立电力系统项目企业。电网企业应严格按照《资金管理办法》，按月将相关资金拨付至已纳入可再生能源电价附加补贴清单的风电、太阳能、生物质等发电项目，并及时公开资金拨付情况。

二、电网公司在拨付补贴资金时，应按如下原则执行：

1.优先足额拨付第一批至第三批国家光伏扶贫目录内项目(扶贫容量部分);

2.优先足额拨付50kW及以下装机规模的自然人分布式项目;

3.优先足额拨付2019年采取竞价方式确定的光伏项目以及2020年采取“以收定支”原则确定的新增光伏、生物质项目;

4.对于国家确定的光伏“领跑者”项目，以及国家认可的地方参照建设光伏扶贫项目，优先保障拨付至项目并网之日起至2020年底应付补贴资金的50%;

5.其他发电项目，按照各项目并网之日起至2020年底应付补贴资金，采取等比例方式拨付;

6.对于发电小时数已达到合理利用小时数的项目，补贴资金拨付至合理利用小时数后停止拨付。拨付资金已超过合理利用小时数的项目，应在后续电费结算中予以抵扣，抵扣资金用于其他符合条件项目的补贴资金;

7.电网企业应加强补贴资金管理，可再生能源发电项目上网电量扣除厂用电外购电部分后按规定享受补贴。同时，电网企业应按照《农林生物质发电项目防治掺煤监督管理指导意见》要求加强补贴资金拨付审核，杜绝掺煤等情况的发生。2019年底前完成并网的项目，原则上应在2021年底前完成补贴清单审核;2020年起并网的项目，原则上应在并网后一年内完成补贴清单审核。

三、电网企业应按照《关于核减环境违法垃圾焚烧发电项目可再生能源电价附加补助资金的通知》(财建〔2020〕199号)、《关于核减环境违法等农林生物质发电项目可再生能源电价附加补助资金的通知》(财建〔2020〕591号)要求，向相关生态环境部门申请生物质发电企业环境违法等行为处罚情况，相应核减补贴资金等。

四、为保障资金安全，提高资金使用效率，电网企业应按年度对补贴资金申请使用等情况进行全面核查，必要时可聘请独立第三方。电网企业应在5月31日前将2020年及以前年度补贴资金拨付情况报送至国家可再生能源信息管理中心。统计信息包括项目代码、项目名称、项目业主、装机容量、上网电价、补贴强度、拨付金额等。我部将联合发展改革委、国家能源局聘请第三方独立机构对补贴项目有关情况适时进行核查。对于存在信息报送不及时等不配合核查情况的电网企业，将在以后年度中暂缓资金拨付或降低资金拨付比例。为深入贯彻落实《中共中央国务院关于全面实施预算绩效管理的意见》，切实提高财政资金使用效益，请你单位有关部门在组织预算执行中对照绩效目标做好绩效监控，确保年度绩效目标如期实现。同时，你单位应按规定及时上报绩效自评结果，绩效自评结果将作为分配预算资金的重要依据。