加速推动我国能源低碳转型进度
可再生能源是全球能源转型的主要方向。从全球能源发展趋势看，加快推动能源变革和开发利用可再生能源已成为各国的共同行动，发达国家率先推动能源变革。《欧洲绿色协议》提出欧洲 2030 年温室气体排放比 1990 年降低50%―55%，2050 年实现碳中和。 丹麦提出 2050 年摆脱化石能源。德国提出 2050 年可再生能源占终端能源消费60%，占全部发电量 80%。中东传统产油国也纷纷制定可再生能源战略。沙特宣布到 2030 年可再生能源装机占比达到30%，阿联酋提出到 2050 年可再生能源消费占比达到 50%。不少国家和城市提出在 2030―2050 年期间实现 100% 可再生能源目标，明确了煤炭和煤电退出以及淘汰燃油车的时间表。发展可再生能源已成为世界各国的普遍共识和一致行动。
我国能源低碳转型进度滞后于全球平均水平。从世界各国能源转型和可再生能源发展所处阶段看，可分为三个梯队：存量替代阶段、增量主体阶段、增量补充阶段。2010 年以来，欧洲、北美洲、大洋洲已整体进入存量替代阶段，可再生能源发电增量超过总发电增量，传统化石能源发电量不断减少。全球平均已进入增量主体阶段，全球（除中国）可再生能源发电增量在总发电增量中占比为 76%（其中水电占 11%，非水可再生能源占 65%），南美洲、非洲中东部和亚洲部分国家处于全球平均水平，位于能源转型的第二梯队。我国可再生能源发电增量在总发电增量中占比仅为 37%（其中水电占 17%，非水可再生能源占20%），可再生能源在电力供应中仅处于增量补充阶段，转型速度远低于全球平均水平，处于能源转型的第三梯队， 尤其是非水可再生能源发展与全球平均水平相比更显滞后。
加速推进我国能源低碳转型。风电和光伏是未来我国能源转型的主力， “十三五”期间年均新增装机 6400 万千瓦左右。根据相关单位研究，预计 2030 年以后风电和光伏年均新增装机可达到1.2 亿千瓦左右甚至更高，2050 年装机总量将达到 40 亿千瓦左右。以此来看， 我国能源转型呈现“先慢后快”特征， 这种发展节奏在远期将面临能源电力需求饱和、水电等灵活性电源发展放缓、大量化石电源资产沉没、存量电源利益博弈剧烈等矛盾，增大我国远期能源转型难度，也会导致在相当长时期内我国能源转型进度不仅滞后于全球水平，而且差距不断拉大。因此，建议在近中期加速推进我国能源低碳转型，在未来五年内应推动风电和光伏年均增量再上一个台阶，而不是将能源转型的主要任务放在未来。正如全球能源互联网发展合作组织提出的，要尽快“转变以煤、油、气为主体的能源格局，打造清洁主导、电为中心、互联互通的新型能源体系， 开辟绿色、低碳、可持续的能源发展新道路。”
持续推动可再生能源成本下降
持续推动可再生能源技术进步。加强可再生能源前沿技术研究，掌握装备制造核心技术和工艺，提高产业链配置效率，加快推进风电向大型化、智能化和高可靠性方向发展，推动光伏多元化技术应用，向大功率、高电压、智能化方向发展，推动可再生能源设备效率提升和成本下降。促进可再生能源与信息技术融合，推动智慧能源新技术、新模式和新业态发展，通过跨界集成融合降低系统成本。
降低可再生能源技术附加成本。可再生能源技术附加成本主要包括并网运行考核费用、辅助服务费用、电能量市场不平衡费用分摊、新技术附加费用等， 部分地区技术附加成本已达到新能源上网电价的 10% 以上，成为影响新能源电价进一步下降的主要障碍之一。在并网运行考核方面，应结合当前我国电力系统中波动性可再生能源占比依然较低的现实情况，以及相关管理要求在系统运行中的应用情况，完善考核规则。在辅助服务方面，应对标国际通行规则，科学界定辅助服务品种，并形成各类电源公平分摊费用的机制。在电能量市场不平衡费用分摊方面，应科学界定不平衡费用品种，形成公平的分摊或返还机制。在新技术附加费用方面，对于新能源场站配置储能，应考虑到当前储能成本依然较高的实际情况，合理规划并调用系统各类灵活性资源，科学研判日调节储能与季节性弃风弃光的匹配性，权衡增量成本和收益，避免成为可再生能源平价低价道路上的额外负担。
推动可再生能源从表观平价向市场平价迈进。当前我国陆上风电和光伏已实现与煤电基准价持平（本文称为表观平价）或略低，但受新能源特性与负荷特性不一致等因素影响，新能源在市场中可获取的交易平均电价一般比煤电有较大幅度的降低。从新能源成本下降趋势看，我国陆上风电和光伏在短期内尚不具备全面进入电力市场的条件（或者需额外政策支持），从表观平价到市场平价，新能源仍有一段为期若干年的路要走。从国际情况看，部分国家将新能源推向了电力市场，但在市场之外普遍通过市场溢价或差价合约的方式为新能源提供补贴，以保证新能源投资的合理收益。因此，在推进新能源技术进步的同时，应合理减少新能源技术附加成本和不合理的非技术成本，推动新能源轻装上阵，尽快实现市场平价。届时，我国能源转型将从外部推动阶段进入市场内循环的新阶段，市场将成为能源系统自发性转型的重要力量。
提升电力系统对能源转型的适应性
多措并举，解决电力系统容量平衡问题。新能源是能源转型的主要方向， 煤电是我国电源主体和容量支撑主体。将煤电作为增量电力平衡的主要手段， 将导致系统灵活性降低和新能源消纳困难等问题。此外，我国电力负荷尖峰化趋势明显，而考虑新能源并网后，系统净负荷尖峰化的特征更加明显。以某省区为例，5% 最大用电负荷的持续时间约30 小时， 但在 10%―20% 的新能源电量占比时，5% 最大净负荷的持续时间将下降至 15―20 小时。因此，应结合电力发展新特征，合理规划各类容量支撑措施，兼顾系统可靠性与清洁性需求，具体可从以下方面考虑：完善分时电价机制和需求侧响应机制，积极引导社会资源参与需求侧响应管理，实现最大负荷5% 以上的需求响应负荷调节能力；加强局部电网建设，解决局部缺电和整体过剩共存的矛盾；扩大电网平衡区，发挥电网互联的错峰和互济效益，共享备用， 减少有效装机需求；在具备条件的地区， 大力推进水电扩机改造，可实现对煤电装机的等容量替代，减少数千万千瓦的煤电装机需求；在夏季负荷明显偏高的地区，结合天然气消费季节性波动大、天然气发电投资成本低但燃料成本高的特征，布局一批天然气峰荷电站；加强信息技术和分布式电源、储能、可控负荷、电动车等融合，聚合为虚拟电厂以平抑高峰时段的供电需求。通过多种措施， 既满足系统容量支撑，也减少新增煤电装机需求。
盘活存量，提升既有系统资源配置效率。通过统筹电源电网规划、增强系统调节能力、提升系统支撑能力等措施， 提升既有通道输电能力，输送电力电量尽快达到设计水平。结合电力市场化改革方向，发挥输电通道的公共属性和送端电网的资源配置平台功能，打破输电通道与配套电源绑定的约束，通过市场交易方式组织送端省级电网乃至区域电网范围内清洁低碳、有竞争力的电力外送。破除电力交易中对火电和新能源区别对待的不合理现象，以市场化方式推动可再生能源在输电通道电量中的比重不断提升。
完善机制，推动系统灵活性提升。结合电力系统发展新特征，进一步细化辅助服务品种，完善电力辅助服务机制， 形成“同网、同时、同质、同价”的辅助服务补偿体系，激发灵活性可再生能源参与系统调节、甚至进一步增强自身调节能力的积极性。完善储能（传统抽水蓄能和新型储能）参与电力市场的政策机制，为储能提供合适的发展场景， 避免当前“储能 + 新能源”捆绑式的发展模式。积极推进火电灵活性改造，提升火电在新时代电力系统中的适应能力。优化跨省区交易调度方式，形成交易价格与输电曲线、电源组织、跨省辅助服务的关联机制。
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