改革开放以来，我国新能源通过引进、消化、吸收和自主创新，取得了举世瞩目的成就。我国新能源产业从无到有，从弱到强，成为贯彻落实国家绿色发展战略最鲜活的实践。随着开发建设规模不断迈上新台阶，新能源也将逐渐成为引领能源转型变革的主导力量。近日，记者邀请国网能源研究院有限公司董事长（院长）、党委书记张运洲回顾我国新能源发展的历史，畅谈新能源发展的未来。
我国新能源经历三个发展阶段，装机容量已成世界第一
在张运洲看来，我国新能源发展大体经历了三个阶段。
2005年以前是第一阶段，重在设备国产化和示范试点，新能源发展规模小。
我国风电发展始于20世纪80年代，最初发展重点是研发风电技术。1995年，国家实施“双加工程”，推进风机制造大型化和国产化，初步掌握了600千瓦级风机生产能力。2003年以来，我国陆续组织多期风电特许权项目招标，通过市场竞争确定风电上网电价，推动风电规模化、商业化开发。至2005年年底，全国风电装机容量达到106万千瓦。
2002年，国家实施“光明工程”“西部省区无电乡通电计划”，带动了国内光伏电池制造能力的提升，其间国外光伏发电快速发展，进一步刺激了我国光伏制造业的发展。至2005年年底，我国光伏制造业形成了较为完整的产业链和规模化生产能力，全国光伏发电装机容量为7万千瓦。
2006～2012年是第二阶段，以《可再生能源法》实施为标志，新能源装机规模迅速增加。
2006年1月1日，《可再生能源法》正式实施。在国家政策激励下，地方政府、制造企业、开发企业的积极性空前高涨。“十一五”期间，风电装机连年翻番，2006～2010年年均增速高达97%。2009年，国家发布风电标杆上网电价，进一步激发了地方政府和发电企业开发风电的积极性，风电呈现爆发式增长势头。
2009年，为培育国内光伏应用市场，国家实施“金太阳示范”工程和光电建筑应用示范项目，对光伏发电项目给予总投资50%～70%的补贴，各地发展光伏的积极性被充分调动起来。2009～2010年，光伏年均增速148%。2010年年底，光伏发电装机规模达到86万千瓦。
2012年至今是第三阶段，国家相继出台风电、光伏发电发展专项规划，提出建设9个大型风电基地，新能源进入高速发展阶段。
到2014年年底，全国风电装机规模已经达到9657万千瓦，提前一年完成“十二五”规划目标。但由于风电开发布局规模与电力系统接纳能力不匹配，少数地区开始出现弃风问题。2013年，国务院发布《关于促进我国光伏产业健康发展的若干意见》，光伏发电迎来第一轮建设高峰，2014年少数地区开始出现弃光，到2015年全国光伏装机4158万千瓦，超过规划目标近1倍。
张运洲表示，我国新能源装机规模多年来保持世界首位。风电、光伏发电装机分别连续六年、三年世界第一。截至2017年年底，我国新能源发电累计装机容量为2.94亿千瓦，占总装机的17%。20个省份新能源装机占比超过10%，甘肃等19个省份新能源成为第一、第二大电源。今年1～10月，全国新增风电装机1447万千瓦，累计装机达到1.78亿千瓦；新增光伏发电装机3651万千瓦，累计装机1.67亿千瓦；风电、光伏发电累计装机达到3.45亿千瓦，占总装机的19.4%。
应对高比例新能源并网挑战需从规划和运行入手
经过多方努力，弃风弃光明显好转。2017年国家电网经营区内实现了新能源弃电量、弃电率“双降”，弃电量同比减少53亿千瓦时，弃电率同比下降5.3个百分点。今年1~10月，国家电网经营区新能源弃电量233亿千瓦时，同比减少96亿千瓦时，弃电率6%，同比下降5个百分点。
张运洲表示，这些成果的取得主要得益于综合施策，源头上有效控制新能源发电并网节奏，运行上不断提升系统平衡调节能力，需求上深度挖掘消纳市场空间。
新电源发电并网方面，落实国家保障性收购和风电、光伏发电投资监测预警要求，红色预警地区除扶贫项目外，原则上不安排新增项目并网，加强并网管理，保持发展节奏。电源结构方面，持续优化电源结构，提高灵活调节电源比例，推动抽水蓄能电站建设，充分发挥抽水蓄能电站作用，推动“三北”地区开展火电灵活性改造，释放供热机组调节能力。电网建设方面，集中投产一批输电工程，提升西电东送通道能力，国家大气污染防治行动计划特高压交直流工程全面投运，推进电网广泛互联，扩大新能源消纳范围。调度运行方面，持续增强电网平衡能力，实现全网统一调度，推动火电计划放开，深挖火电调峰潜力，实施区域旋转备用共享机制，加强省间电网调峰互济，不断提高系统运行灵活性。市场交易方面，依托电网的资源配置平台，积极组织新能源省间交易，创新推动跨省区新能源现货交易，加大清洁替代和电能替代实施力度。
未来，新能源装机规模将日益扩大。根据国网能源院测算，为满足未来电力需求，到2035、2050年，预计全国电源装机达到35.9亿、48.6亿千瓦，其中非化石能源装机为22.0亿、39.0亿千瓦，占比由2017年的41%分别提升至61%、80%；风电、太阳能发电装机合计13.7亿、25.5亿千瓦，占比由2017年的16.5%提升至38.3%、52.4%，逐步实现向主导电源演进。
张运洲告诉记者，高比例新能源并网会给电网安全稳定运行带来诸多挑战，需要从规划与运行两个层面入手，从电源侧、电网侧、负荷侧以及政策上共同发力加以应对。
规划与政策方面，一是加强规划研究，确定新能源发展的合理规模与布局，搞好新能源发电装机总量控制，年度安排上要建立覆盖各种新能源品种、不同开发模式下的投资监测预警机制。二是提升高比例新能源电力系统电力平衡调节能力，出台提升煤电机组灵活改造积极性的配套政策，加快推进煤电机组深度调峰改造。三是逐步扩大西电东送规模，提升电网的跨省跨区输送能力，提高输送清洁能源的比重，增强市场竞争力。四是建设以特高压为骨干网架的坚强智能电网，加强区域电网间互联，提升各区域间电力交换能力；建设智能配电网，适应分布式电源、微网的广泛接入。五是构建符合国情的国家电力市场和省级电力市场相结合的全国统一电力市场，同时辅以配额制及绿证交易等政策手段，实现在全国范围内优化配置新能源。
此外，在技术发展方面，要加强高比例新能源接入的电力系统运行机理及动态特性研究；不断提高新能源出力预测的准确性，加大功率偏差考核力度；加强大容量柔性直流输电技术开发应用；大幅提高电源调节能力，加快抽蓄电站、调峰气电与新型储能发展，积极推进火电灵活性改造；增强“源-网-荷”互动技术开发应用，应对受端数十条直流馈入所带来的安全风险，提升系统效率和吸纳新能源的水平；强化高比例电力系统安全稳定控制技术研究及应用。
平价上网、集中开发与分布式利用相结合是未来新能源的发展模式
关于新能源发展的未来，张运洲认为，鼓励无补贴的新能源项目发展是大势所趋，伴随着补贴降低甚至无补贴，我国新能源发展将进入“后补贴时期”。
截至2017年年底，新能源发电补贴缺口累计达1127亿元。为促进新能源行业可持续发展，国家近期出台了系列政策以降低补贴强度、加快补贴退坡，鼓励建设不需要国家补贴的新能源发电项目，推动风电、光伏平价上网。
在推进无补贴新能源项目建设过程中，需要努力推动新能源发电降低成本，提高项目整体经济性和竞争性。随着技术进步，新能源设备成本不断下降，非设备本体成本将逐渐成为新能源发电度电成本的关键影响因素。目前，全球范围内招标电价较低的项目，土地成本、贷款利率相对较低，有利于减少新能源发电项目的初始投资和后期运营成本。
此外，业界还要超前研究不需补贴新能源项目管理办法，充分计及源网荷侧技术和政策因素影响，合理制定规模、布局和时序，确保电力系统高效经济接纳和利用。
在补贴退坡过程中，相关部门要针对存量与增量项目制订合理的差异化政策。由于不同开发类型的项目成本存在差异，新增项目应以不需要国家补贴的项目为主，但分布式光伏、光伏扶贫等政策支持性项目仍需要一定额度的补贴。增量项目应统筹考虑补贴缺口矛盾，在建设规模和时序上予以合理安排。
同时，业界应当多关注应对高比例新能源电力系统的电力平衡压力及额外成本问题，风电、光伏发电等新能源发电不仅需要关注自身的发电成本、技术改造成本，还要关注给整个电力系统带来的额外系统成本，主要包括电力平衡成本和容量充裕性成本。
对于新能源未来的开发模式，张运洲的观点是，西部北部和近海宜集中式开发、东中部宜分布式开发。
目前，我国新能源总装机中，集中式占88%，分布式占12%。综合资源条件、开发经济性、新技术应用前景等方面来看，“三北”地区大规模开发新能源潜力总体上优于东中部和南方地区。近年来新能源开发向中东部倾斜，“三北”地区开发有所放缓。但从中长期研究看，“三北”地区仍是我国新能源开发的重点，预计2035年前新增新能源装机仍占全国的三分之二左右。
