谢长军：加快构建全球能源互联网提升可再生能源消纳和利用水平

加快推进我国能源互联网建设，需要做好六个相结合，关键在于解决突出的核心矛盾——限电。

全球能源互联网是要实现全球清洁能源资源的互联、互动、互补、互助，各国共同参与。其核心宗旨在于：利用特高压输电和智能电网技术，实现全球电网互联，以支持可再生能源在全世界更大范围、更大规模、可持续地平衡消纳和利用。这是全球能源互联网建设的长期目标。

随着世界人口大幅增长，能源需求与日俱增，可再生能源将逐步取代传统化石能源。预计到2050年，清洁能源占一次能源比重达到80%左右。全球能源互联网是解决清洁能源持续供应和消纳的关键途经，是扩大清洁能源消纳范围、利用规模以及提升清洁能源经济性的主要措施。所以，开发利用清洁能源是构建全球能源互联网的根本出发点。

能源互联网的构建途经

推动全球能源互联网建设，需要世界各国在共商、共建、共享、共赢的原则基础上，加强国际合作，攻克关键技术，完善合作机制，共同推动全球能源互联网发展。这是一个长期、稳步推进的过程。

目前，中国水电装机容量占世界1/4，风电装机容量占世界的35%，中国电网接纳清洁能源的规模在全世界最高，是世界最重要的区域性电网之一。加快推进中国电网建设，是构建全球能源互联网的前奏（见图1）。

图1 世界水电装机排名前十国家 2016年全球风电装机（含吊装）容量市场份额

近年来，在以国家电网、南方电网为主的电网企业的共同努力下，电网安全等级不断提升，特高压和智能电网技术日趋成熟，跨区域输电通道有序规划和建设，为我国清洁能源事业发展作出了应有的贡献。中国实现能源互联指日可待。

加快推进我国能源互联网建设，需要做好六个相结合：

一是要与中国电力发展规划，特别是可再生能源发展规划相结合。电网建设要与可再生能源电源发展相匹配，同步规划、同步建设、同步投产。

二是要与可再生能源资源分布状况相结合。我国可再生能源资源分布不均，资源禀赋程度与经济发展程度不协调，“三北”地区风资源富集、西南地区水资源富集，但经济欠发达，要通过跨区域通道建设平衡协调电力消纳。

三是要与国家可再生能源法律和政策体系相结合。电网企业要落实全额保障性收购可再生能源上网电量的法律规定、最低保障利用小时政策，以及即将推行的“绿证”制和可再生能源配额制等。

四是要与解决当前利益分配机制相结合。以省（市、区）为实体的体制造成了“条块分割”的现状，部分东、南部发达省份对接纳西部富余可再生能源电量动力不足。需要国家层面协调，电网企业做好通道保障。

五是要与降低成本相结合。能源互联网建设也要考虑经济性，要持续开展技术创新，降低可再生能源接纳和远距离输送成本。

六是要考虑可再生能源大规模与分散式开发相结合。在一些偏远地区的电网末梢以及城市负荷集中的工业园区，分散式可再生能源具有很好的经济性，是对大规模集中并网的有效补充。电网企业应该适当支持独立式发电系统。

我国推进能源互联网的重点

我国构建能源互联网，关键在于解决突出的核心矛盾——限电。

一是全国范围火电过剩30%，全国平均火电利用小时数已降至不到4000小时，其中云南、四川不到2000小时。二是西南地区弃水严重，2016年四川、云南两省弃水量超过400亿千瓦时。三是“三北”地区弃风、弃光严重。2014年以来弃风率呈抬头趋势，近两年弃风电量大幅增加，2016年达到497亿千瓦时，主要在“三北”地区。弃光问题主要发生在西北地区，2016年西北五省弃光电量约70亿千瓦时，平均弃光率约20%，其中新疆32.2%、甘肃30.5%（见图2）。

图2 2016年全国主要地区弃风、弃光情况

限电问题已成为影响我国可再生能源产业健康发展的最大瓶颈。要明确一个发展目标：“十三五”末西南地区四川、云南两省弃水量要降至100亿千瓦时以下，“三北”地区弃风、弃光率要控制在5%以内。达成这个目标，要重点解决好以下八个问题：

第一，理性推进可再生能源开发，促进存量消纳和增量降速。在全国电力产能过剩的大背景下，可再生能源发展也要降速。水电方面，要严控四川、云南两省在本地消纳的水电项目开发，西藏地区大水电资源“十三五”内暂不开发；风电和光伏方面，要严控限电严重的甘肃、新疆、蒙东、吉林、黑龙江等省区的风电以及新疆、甘肃两省光伏发展，防止限电问题愈演愈烈。未来几年，全国每年新增陆地风电规模控制在1500～2000万千瓦。

第二，要尽快出台“绿证”与配额制。要尽快确立交易渠道，充分调动各方购买“绿证”的积极性，建立公平、透明、有序的“绿证”买卖和竞争市场。明确地方政府主体责任，纳入地方政府绩效考核，对受电方进行一定的经济补偿，对未完成配额考核的发达省份进行处罚。

第三，加快外送通道建设，提升可再生能源输送规模。要从国家层面协调，解决好西南水电基地外送通道建设问题；电网企业要突破技术瓶颈，提升“三北”地区风电和光伏外送比例；未来落实“绿证”制时要创新机制，对电网企业接纳、传输可再生能源电力进行一定的经济补偿。

第四，建立全国统一电力交易市场，营造公平的竞争环境。国家要出台相关政策，加快建设全国统一电力市场，制定公平、透明的交易规则，逐步放开用电计划，将发电权交易、直接交易等交易机制纳入电力市场体系，完全放开省间交易。

第五，有序规划海上风电，务必保证全额消纳。国家层面要协调好地方海上风电战略布局问题，电网企业必须作出承诺，无论市场如何，海上风电必须保障全额上网消纳，不能出现陆地风电限电问题。

第六，加快推进煤电灵活性改造和抽水蓄能建设，提升系统调峰能力。国家要明确电价政策，加快煤电灵活性改造试点和抽水蓄能项目建设，解决调峰电源不足的问题；推广东北地区调峰补偿机制，通过市场化手段引导煤电企业积极参与深度调峰。

第七，大力实施电能替代，提升可再生能源发电空间。在北方地区热网难以覆盖的郊区、大量使用散烧煤取暖的农村地区，鼓励分散式电供暖替代燃煤供暖；在东北等风电富余地区实施风电供暖。

第八，重视储能技术发展，提高可再生能源上网灵活性。 当前，储能技术发展还不成熟，成本过高，短期内大规模应用不现实，但在未来将是推动能源互联网建设的关键技术。

全力支持能源互联网发展

积极推进大水电开发

国电集团正确处理水电开发与生态环境保护、水库移民之间的关系，促进水电健康可持续发展。截至目前，公司水电装机1732万千瓦，在建132万千瓦，开展前期工作容量超过3000万千瓦。

公司正在开展前期工作的旭龙、奔子栏水电项目装机容量442万千瓦，位于川滇界河，经济指标较好，对于两岸藏区经济发展意义重大，希望电网企业大力支持，协调落实外送通道。

抢抓风电发展机遇，装机规模位居全球第一

五年来，国电集团平均每年新增风电装机282万千瓦，2016年底风电装机规模2583万千瓦，位居全球第一（见图3）。

图3 风电装机容量全球前十大企业

优化开发布局，减轻电网消纳负担

受“三北”地区限电影响，国电集团率先探索“上山、下海、进军低风速”，引领行业向经济发达、送出条件好、消纳能力强、电价水平高的中、东、南部地区和海上风电转移。在“三北”地区风电总装机占比已由2011年底的70%下降至2016年底的51%，在扩大装机规模的基础上形成了较为合理的开发布局。

国电集团在江苏海域建成亚洲最大海上风电场，目前在东南沿海投产海上风电49.8万千瓦，率先掌握适应江苏浅海（潮间带）地型的单桩基础施工技术，以及适应福建近海基岩海床地型的大直径嵌岩单桩基础施工技术，为我国海上风电在“十三五”期间逐步进入规模化开发阶段奠定技术基础。

大力实施“走出去”战略，为“一带一路”国家提供清洁能源

2014年12月，国电集团在加拿大建成10万千瓦风电场，是国有电力企业在海外首个自主投资、建设、运营的风电项目；在建南非24.45万千瓦风电项目，实现了风电运营和风机制造产业携手“走出去”；在中东欧、澳大利亚、巴基斯坦等国家和地区积极开展风电前期工作，为“一带一路”建设提供有力支持。

技术支撑体系和装备水平不断进步

以龙源电力为主的风电开发运营专业化平台，在低风速、高海拔、山地风电场和海上风电开发方面积累了丰富经验，在前期测风、设计咨询、运行监控、检修维护、技术研发、专业培训等多个领域优势明显。

国电科环作为风电设备制造平台，建立了以联合动力为主的风电机组制造生产体系，掌握了风电机组关键设计核心技术，是全国第三大风机整机制造企业。