不断提高系统灵活调节能力，高比例开发高质量消纳新能源

截至2021年底，我国风电装机3.28亿千瓦、太阳能发电装机3.07亿千瓦，两者均稳居全球第一。与此同时，我国电力系统灵活调节能力的提升相对滞后，目前尚难以满足新型电力系统中高比例新能源发展的需要。构建适合我国国情、新能源占比逐步提升的新型电力系统是一项复杂的系统性工程。

在电源资源统筹层面，可通过水电、燃机、煤电灵活性改造等措施提高发电侧灵活性。预计至2025年、2030年、2035年，全国常规水电装机分别达到3.7亿千瓦、4.4亿千瓦、4.8亿千瓦；煤电装机分别达到13.5亿千瓦、14亿千瓦、12.2亿千瓦；气电装机分别达到1.5亿千瓦、2.4亿千瓦、3亿千瓦。大规模的水电、气电、煤电（考虑老电站进行灵活性改造）将在抽水蓄能大规模投产和新型储能技术突破前为系统提供灵活调节能力支撑，保障新能源消纳。

在电网资源统筹层面，通过扩大电网平衡区，建立灵活调度机制保障可再生能源在更大范围内消纳。电网互联互通为更好消纳新能源提供物理平台。一方面，加强输电通道建设，对电网输电受限断面进行扩容和改造，以适应波动性新能源功率传输；另一方面，通过整合差异化的电力市场，建立更加灵活的市场交易规则，充分利用新能源发电资源互补特性和平滑效应，提高网间调峰能力互济水平，以低成本充分调用和共享灵活性资源，充分发挥各地区发电和负荷的互补优势。系统灵活资源将发挥区域电力资源高效互济对提升新能源消纳能力和系统韧性的战略性作用，调控与新能源发展规模相适配电力系统调节裕度，安全平稳地推进新能源跃升式发展。

在电力系统负荷资源统筹层面，通过对用电侧的需求进行整合和优化，使其与新能源出力变化相适应，可以更好地支持新能源利用。以目前可用的电制热储热、储冷、电制氢、电动汽车、智能家电、工业错峰用电和虚拟电厂等措施为开端，依托未来科技进步和政策完善不断提升负荷侧响应能力。

在储能资源统筹层面，将构建抽水蓄能、新型储能、氢能储能等适应不同储能时长要求的完善储能体系。预计2025年、2030年、2035年，抽水蓄能装机将分别达到6200万千瓦、1.2亿千瓦~2亿千瓦、3亿千瓦；预计2025年新型蓄能装机将达到3000万千瓦以上。

提升绿电占比与维持电价稳定齐头并进

2021年我国整个电力消费中，第一产业用电占全社会用电量的1.2%，第二产业用电占全社会用电量的67.5%，第三产业用电占全社会用电量的17.1%，城乡居民生活用电量占全社会用电量的14.1%。第二产业用电接近70%，且其中有约50%是高耗能行业用电，工业用电企业整体科技水平不高，对电价的变化较为敏感。能源与电力是现代工业的血液，在我国工业升级转型过程中，保持电价的稳定对支持工业企业顺利转型极为重要。我国具有新型举国体制优势，以国家意志集聚力量，通过科技进步降低绿电成本、通过政策引导电价平衡过渡，将可实现提升绿电占比与维持电价稳定齐头并进。

科技支撑降低成本。2021年我国陆上集中式平原、山区地形风电项目平均造价水平分别约为5800元/千瓦和7200元/千瓦，地面光伏电站、分布式光伏平均造价水平分别约为4150元/千瓦和3740元/千瓦；近海风电场、深远海风电场、漂浮式风电场的造价范围分别约为1~1.3万元/千瓦、1.2~1.5万元/千瓦和2.3~3万元/千瓦；光热电站造价范围约为1.8~2.6万元/千瓦；锂离子电池储能电站造价范围约为1500~2000元/千瓦时。未来随着科技进步，新能源和新型储能价格水平仍有较大下降空间。此外，新一代高效低成本光伏电池技术、换流阀国产化技术、柔性直流输电技术、适用于可再生能源灵活电解水制氢设备等关键技术均可在不同层面支撑绿电大规模开发时全系统成本处于可控区间。科技进步将推动绿电成本逐步降低，绿色能源将支撑我国实现能源供给由资源主导到科技进步主导的历史性转变。

政策引导电价平稳过渡。绿电投资是一个重资产行业，初期资本投入大，回报周期长。项目前期因为高额折旧成本问题，通常无法盈利。而只要进入利润释放期，毛利率普遍超过50%，甚至可以媲美水电。随着绿电占比提升，除了初期建设投资，还要在配套设施上投入更高成本。若仅考虑市场化条件，系统度电成本将呈现先升后降走势。电价的上升将对用电市场产生负面冲击，建议可通过国家政策引导电价平稳过渡，对新型能源体系“扶上马、送一程”。通过设立平准基金等支持金融工具在转型初期全系统成本较高时期进行补贴、合理控制非技术成本等政策机制，维持电价水平整体稳定；在全系统度电成本经过拐点后，再通过适当手段逐步回收资金。

绿证和绿电交易是支撑我国绿电发展的重要抓手

绿证是国家对发电企业每兆瓦时非水可再生能源（未来将扩展到水电）上网电量颁发的具有独特标识代码的电子证书。与国际通行做法一致，绿证代表了可再生能源电力的环境价值。绿电交易是指以绿电产品为标的物的电力交易，通过与绿证捆绑保证交易过程中的“证电合一”，成交价格中既包含了电力的能量价值，又包含其环境价值。

国际方面，绿证和绿电交易有助于消解国际碳税贸易壁垒，促进绿电快速发展。2019年，欧盟率先提出引入碳边境调节机制（CBAM），并于去年7月启动CBAM立法程序。CBAM是欧盟针对碳排放密集型进口产品征收的特定碳关税，是欧盟借助“气候外衣”而构筑的绿色贸易壁垒，其落地必将影响发展中国家（包括我国）的产品竞争力。2020年，国内绿证已完成了在RE100范围内的互认工作。我国绿电认证也是按照国际最高标准，被国际社会承认。目前平价绿证价格约为50元/兆瓦时，换算成碳减排量的价格约86元/吨，绿电溢价与绿证价格相当。绿证和绿电可用于抵消电力产生的间接温室气体排放，且远低于2022年10月欧盟碳市场日均成交价70.71欧元/吨。绿证和绿电交易有助于消解国际碳税贸易壁垒，增强绿电在电力市场中的竞争力，促进绿电快速发展。

国内方面，绿证和绿电交易有助于盘活环境价值市场化流转，引导绿电可持续发展。绿证核发范围覆盖所有可再生能源发电项目，以绿证作为可再生能源电力消费量认定的基本凭证可实现可再生能源电力消费量全链条信息追踪，是建立新增可再生能源电力消费量统计核算体系的科学依据。绿证市场将电力市场未能体现的绿电清洁价值通过价格机制体现，实现绿电消纳责任权重市场化流转。绿电交易可实现从计划体系下的定量定价转向由市场决策下的量价构成，通过市场机制分担补贴，缓解补贴缺口压力。绿证和绿电交易有助于盘活环境价值市场化流转，缓解财政压力，引导绿电健康可持续发展。

党的二十大胜利召开，为推动我国能源绿色低碳转型指明了发展方向，擘画了宏伟蓝图。能源发展将全面贯彻习近平新时代中国特色社会主义思想，认真落实关于实现碳达峰碳中和的战略部署和规划建设新型能源体系的指示精神，以满足经济社会发展和人民对美好生活的需要为根本目的，全力推动新型能源体系建设，为实现中华民族伟大复兴贡献澎湃动力。