近日，国家能源局印发《2023年能源工作指导意见》，其中提出大力发展风电太阳能发电。几个保障消纳措施为： 一是推动绿证核发全覆盖，二是做好与碳交易的衔接，三是完善基于绿证的可再生能源电力消纳保障机制，四是科学设置各省（区、市）的消纳责任权重。全年风电、光伏装机增加目标为1.6亿千瓦左右。

　　随着中国可再生能源装机的迅速提升，可再生能源的消纳问题得到越来越多的关注。尽管近年来弃风弃光问题有所缓解，但可再生能源的消纳问题将随着风电光伏大比例接入以及对系统稳定性的冲击而引发不断的讨论，高质量的经济发展需要更加重视消纳问题。基于中国国情，解决可再生能源消纳问题，关键在于制定有效的技术、政策和市场措施，以实现可再生能源与传统能源的互补和协调发展。

　　一是需要增加独立储能配置，解决存量可再生能源项目的消纳问题。

　　在可再生能源发展过程中，储能是解决可再生能源消纳以及维持电网稳定运行的关键。储能技术可以将可再生能源的间歇性转化为可控的电力输出，提高电力系统的灵活性和响应能力。目前中国的储能配比依然滞后于可再生能源的发展。2022年全国的储能规模达到7.762GW/16.42GWh，而风电和光伏的装机在2022年底分别达到365GW和393GW。可见储能配比不能满足电力系统的需求。

　　目前，多个省份已经发布了可再生能源配储的方案，配储比例要求在10%~15%。例如，陕西发改委要求2021年起，新增集中风电和储能项目，需配套10%~20%装机容量的储能设施。甘肃发改委鼓励在建存量项目按河西5市（酒泉、嘉峪关、张掖、金昌、武威）配置10%~20%储能、其他地区按5%~10%配置配套储能设施，储能设施连续储能时长均不小于2小时。新增可再生能源项目强制配储降低了消纳的风险。

　　尽管新增项目都对配备储能提出了要求，但过去存量的可再生能源项目依然需要新增的储能项目来辅助。因此独立储能项目的发展是解决可再生能源消纳问题的关键。2022年国家发改委下发了《关于进一步推进新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，通知指出，允许新型储能项目作为独立储能，参与电力市场；鼓励独立储能参与电力辅助服务市场等。由此，独立的储能项目可以通过容量租赁、电网辅助服务，以及电力现货交易等多种方式参与电网运行。

　　二是提升特高压网络的输送能力，解决跨区域输电市场壁垒。

　　除储能外，以特高压输电为重心的电力跨区域调度也是解决地区消纳的重要方式。大风光可再生能源基地建设的初衷就是有效利用区域资源禀赋，向发展可再生能源较为困难的区域输送清洁电力。特高压输送技术是实现远距离跨区域调度的关键。目前可再生能源对特高压输电网络的利用是通过存量通道和新建特高压线路两种方式同时进行的。政府规划了多条保障可再生能源输送的特高压线路。例如，已建成投运的青海—河南800千伏特高压直流输电工程，是世界首条以输送可再生能源为主的特高压输电；以及张北—雄安1000千伏特高压交流输变电工程项目等。

　　从国家能源局发布的《关于2021年度全国可再生能源电力发展监测评价结果的通报》来看，目前通过直流特高压输送的可再生能源电量不到总发电量的10%，而“风光火”打捆送出的线路中，可再生能源的占比也不足30%。整体来说输送能力较低。其主要原因依然是可再生能源发电输出的不稳定，以及跨省电力市场交易壁垒等。因此，应当强化特高压送受两端地区网架结构，提升电网基础设施支撑能力，在特高压线路的输电端建立智能化的能源管理系统，通过实现可再生能源与传统能源的优化配比来提高支持特高压网络的输送密度。同时，健全电力市场机制，消除跨区域的电力交易壁垒，也是提升可再生能源输送能力的关键。

　　三是加快负荷转移，增加可再生能源资源区域内的就近消纳。

　　以风光大基地带动产业的发展，增加本地负荷，加速如“东数西算”等负荷的转移，也是解决可再生能源消纳问题的一种方式。根据生态环境部门发布的数据，2021年中国数据中心的总用电量为2166亿千瓦时，占全国总用电量的2.6%，碳排放则占全国总排放的1.14%。由此可以看出，数据中心的耗能是很大的。

　　随着数字化程度的不断加深，数据中心的用能在未来也会急速增长。“东数西算”工程的迁移工作，可以将大部分的算力用能变为可再生能源。在降低排放的同时，也可以极大地增加大风光基地所在的本地负荷需求，降低地区可再生能源电力的消纳难度。另外，数据的传输更多地使用光纤通道，相比电力输送来说，更环保也更经济。而数据中心的建设也可以带动西部地区相关产业的发展，增加更多的负荷需求。

　　四是制定多样化的电价机制，提升城市地区可再生能源的消费占比。

　　除集中式的大型风光基地之外，东部负荷集中区分布着一些小型的集中式以及分布式可再生能源电源。针对城市附近的可再生能源电源，合理引导城市居民的电力消费习惯是解决消纳问题的方法之一。目前中国居民的电价设置更多的是从引导居民节能的角度出发。但中国居民用户的用电量显著低于发达国家，具有巨大的增长潜力。因此，随着可再生能源占比的逐渐增高，适合可再生能源发展和消纳的多样化电价体系的建设迫在眉睫。

　　目前，中国的居民用电价格设置较为单一，以阶梯电价为主，另外部分地区设置有峰谷电价。随着居民社会形态结构的转变以及用电设备多样性的增加，不同的电力消费用户，其电力使用模式也开始形成很大的差异。例如目前中国独居老人家庭逐渐增加，与中青年家庭相比，老年人家庭用电时间较为灵活，分时电价的设置可以引导这部分人群的用电需求向低负荷的时间段转移，同时也可以减少其经济负担。

　　另外，电动汽车对电网来说属于灵活且低成本的储能设备，且购买电动车的家庭的用户除绿色环保的意识之外，更多的是考虑电动车的经济性。从这个角度来说，为居民充电桩设置独立的电价系统，可以引导电动车用户的消费习惯，使其充电的时间符合电网的需求，充分开发电动车电池充当可再生能源电力储能设备的储能潜力。目前大部分居民家用充电桩的电价以地区的居民生活用电价格为标准，这种单一的设置无法配合电网储能的需求，忽视了电动车作为储能元件的可能作用。因此，为具备不同电力消费特征的用户提供不同的电价服务和电力供应是解决城市可再生能源消纳的一个关键点。而合理的电价系统的设置也可以改善社会公平，减轻低收入居民能源消费的负担。

　　五是建设健全的绿证交易机制，保障可再生能源配额指标的完成。

　　绿色电力证书的市场化交易是缓解可再生能源消纳问题的主要方式之一。绿色电力证书能够证明发电企业发电量的绿色属性，也可以作为消费者使用绿色电力的凭证。绿色证书的核发和交易有助于可再生能源量价齐升。首先，绿证促进了可再生能源的使用比例。其次，绿色电力证书也使得可再生能源的绿色溢价得到体现，可以提升可再生能源的竞争力。目前中国的绿色电力证书采用的是自愿认购的方式，交易规模较小，但未来的发展潜力巨大。绿色电力证书与配额制的相互配合不仅可以解决绿色电力消纳的问题，还可以在一定程度上缓解财政补贴的压力，减少补贴拖欠导致的企业财务问题。

　　（作者系嘉庚创新实验室研究员、厦门大学中国能源政策研究院院长）