挖掘风电、光伏发电等新能源的“替补”潜力

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9月以来，“拉闸限电”现象波及一些省份。 其主要原因是煤炭价格持续走高，导致煤电面临“发电即亏损”的窘境。 10月17日，118个城市与600多家风电企业共同发起“风电伙伴行动·零碳城市富美乡村”计划，并发布风电伙伴行动方案，提出在2025年将陆上高、中、低风速地区的度电成本分别降至0.1元、0.2元和0.3元。 据相关机构测算，“十四五”期间，光伏发电度电成本将下降至0.25元到0.38元。 这意味着风电、光伏发电的度电成本将与燃煤发电基本持平甚至更低，在煤炭价格居高不下的背景下， 挖掘风电、光伏发电等新能源“替补”潜力，发挥其更大作用，将成为缓解电力供应紧张形势的重要选择。

截至9月底，全国发电装机容量22.9亿千瓦，同比增长9.4%。其中，风电装机容量约3.0亿千瓦，同比增长32.8%。太阳能发电装机容量约2.8亿千瓦，同比增长24.6%。随着风电、光伏发电的技术规模效应显现，其度电上网电价逐步降低，与煤电上网电价相比，已基本能够实现平价上网甚至低价上网，可更好满足用户的低成本、清洁化、可持续的用电需求。目前，相关新能源政策的落实将有效推动风电、光伏发电项目发展，扩大产业规模，降低新能源单位发电成本，提升市场竞争优势，有利于促进国家电力能源结构转型，减小发电侧对单一煤炭资源的依赖，缓解火力发电不足导致的大规模限电压力。平价风电、光伏发电参与电力市场，有利于推动电力系统清洁低碳转型，保障煤炭、石油、天然气与可再生能源等多能源类型间耦合互补，形成整体优势的发展需求和巨大技术创新空间。

进一步推动风电、光伏发电等新能源发电的大规模利用，积极引导新能源进入电力交易市场，意义重大。 未来，应实施更有针对性的激励措施和健全发展配套保障机制。

首先，要加快完善绿电交易市场，大规模开展跨区域绿电交易。 打破跨区域绿电交易壁垒，将“三北”地区丰富的绿电外送至中东部地区，实现跨区域资源配置，保障绿电消纳，推动原有绿证替代电价补贴模式向绿电直接交易转变。

其次，要确立新型储能市场主体地位，健全新型储能价格体系。 大规模风电、光伏发电等新能源发电接入电网，提高了对系统灵活性的要求，亟需挖掘新型储能关键技术，丰富峰谷分时电价、季节性电价及差异化电价体系。

同时，要进一步挖掘“源、网、荷、储”全链条新型灵活性资源，支撑新能源发电大规模并网。 传统火电灵活性改造难以适应风电、光伏发电等新能源发电的调节性需求，必须深度挖掘“源、网、荷、储”全链条的电动汽车、需求侧管理、配置储能等电力系统灵活性资源，通过与之相匹配的灵活性资源发展激励政策明确其市场交易机制。

此外，还要完善绿色低碳发展配套机制，推动高新技术成果应用。 发挥绿色金融引导和服务双重作用，加强对绿色低碳项目开发的金融支持；推进人工智能、大数据、物联网等高新技术在新能源发电预测、调控等方面成果应用，实现新能源利用全过程的智慧化、智能化。

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