经国家能源局复核，5月25日，全国新能源消纳监测预警中心正式发布，2020年全国风电、光伏发电合计新增消纳能力85.1GW，其中风电36.65GW、光伏48.45GW。

去年国内风电实际并网装机为25GW，光伏为30GW，合计只有55GW。这意味着今年新增消纳总规模同比暴增55%。

但问题也接踵而至。受疫情影响，新能源产业链，尤其是风电产业链供应能力深受打击。

在交付能力削弱、装机时间紧张、消纳能力提升的利好与利空因素交织下，今年风电、光伏消纳能力究竟有多高？电网是否会提出附加条件？产业链真实供应能力如何？成本能否支持开发商大规模投资？市场装机又能达到多大规模？

5月27日，国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧，国家电网华北电力调控分中心副总工程师刘军，国网山西省电力公司调控中心水电新能源处处长赵俊屹，龙源电力集团股份有限公司党委委员、副总经理唐坚，国家电投集团黄河上游水电开发有限责任公司党委委员、副总经理胡一栋，新疆金风科技股份有限公司董事长助理兼市场总监侯玉菡，隆基乐叶光伏科技有限公司董事长助理兼全球市场负责人王英歌，做客「麒麟学院」，同台论道，共同探讨如何打赢新能源消纳攻坚战。

以下是嘉宾精彩观点摘要：

李琼慧：核心问题是追求“又快又好”还是“又好又快”

国网能源研究院新能源与统计研究所所长

李琼慧

我国新能源发展面临的形势主要有以下几个特点：

第一，我国新能源已进入规模化发展新阶段。截至2019 年底，我国新能源发电累计装机容量达到4.14亿千瓦，占全国总装机容量的比重达到21%。2019年，全国新能源发电量6295亿千瓦时，占总发电量的8.6%。

第二，近10年来，主要受关键设备价格下降影响，全球新能源发电成本持续下降。2010-2019年，全球陆上风电平均度电成本下降约44%；海上风电平均度电成本下降32%；全球光伏发电平均度电成本比2010年下降 80%。

第三，新能源开始进入后补贴时代，产业政策出现重大调整。

第四，电力市场化改革提速，新能源新能源面临适应电力市场机遇和挑战。

第五，新能源消纳形势持续好转，反弹压力依然存在。政策明确，电网接网和消纳条件成为新能源开发建设的重要前置条件。

一季度我国新能源消纳现状如下：

第一，受疫情影响，一季度新能源装机放缓。一季度，我国新能源发电新增装机容量631万千瓦，同比下降45%。

第二，一季度全国新能源发电量占比显著提升。一季度，全国新能源累计发电量1677亿千瓦时，占全部发电量的比重为10.8%，比2019年的水平提高1.2个百分点。同时，一季度全国新能源利用水平整体略有下降。

第三，国家新能源消纳监测预警中心发布公告，2020年全国风电、光伏发电合计新增消纳能力8510万千瓦，其中风电3665万千瓦、光伏4845万千瓦。

关于当前新能源消纳与新能源发展的问题，有以下几点认识：

首先，当前我国新能源面临的发展与消纳问题，核心是在当前发展阶段，我国新能源发展追求“又快又好”还是“又好又快”的问题，新增规模代表了发展速度，消纳代表了发展质量。

其次，我国的能源转型与新能源发展依然任重而道远。

第一，平价上网≠平价利用，“十四五”新能源发展仍需要完善项目管理，实现高质量发展。推动能源转型，既要在电力行业发展中切实落实新能源优先发展的地位，又要在新能源行业内部统筹发展速度与发展质量。

第二，新能源发电及制造企业要加快科技创新与技术进步。当前新能源发电技术和发电成本尚不足以支撑能源转型及100%可再生能源时代，需要进一步提高发电利用小时数、降低度电成本、提高发电技术特性。

第三，传统发电企业要转换电力系统角色，明确煤电在系统中作为调节电源的定位，转变煤电企业盈利模式，加大灵活性改造。

第四，电网企业要深挖需求侧潜力，推进源荷互动；加强电网建设，扩大电网互联、推进电网的智能化。

第五，随着电力市场建设的加快推进，加快构建适应新能源优先发展的电力市场机制。

刘军：需要电网侧、电源侧、政府监管部门等一起形成合力

国家电网华北电力调控分中心副总工程师

刘军

风电、光伏大规模接入主要是在“三北”地区，华北是新能源接入比例非常高的电网，所以在电网的调峰方面需要做的工作非常多，消纳的压力非常大。

新能源消纳，需要电网侧、电源侧、政府监管部门等一起形成合力，共同推动目标实现。

从电网侧而言，主要有以下几方面的工作：

第一，做好新能源新投项目接入的前期准备工作，包括方案审定、并网接入技术审查等。

第二，加大电网建设，为新能源消纳提供电网侧的物质基础。目前，张北柔直工程正在调试，张北-雄安1000千伏特高压线路工程也正在施工，这些都对“三北”地区的新能源大规模接入意义重大。

第三，华北区域在国调中心的领导下，加强区域内调峰资源的统筹利用，将全网的调峰资源挖掘出来，从而在更大范围内消纳新能源。

第四，在国调中心领导下，积极参加跨区省间的新能源现货交易，促进区域之间的新能源消纳。

第五，华北电网从2018年冬季开始，开展区域内部的调峰辅助服务市场。这一市场使得我们在2019年多消纳了新能源9.5亿千瓦时。2020年我们要继续运营好这个市场，同时也要完善相应规则，从而为新能源消纳更好地发挥市场作用。

第六，目前国家电网也在大力开展物联网建设。我们可以通过物联网建设，把一些可调节资源纳入电网调节，比如负荷侧的大型储能、电动汽车充电桩、可控的蓄热锅炉等。

这方面我们华北电网在国网系统中算是第一份，真正实现了源网荷储互动的调节机制。

赵俊屹：有序、协调的发展，才能促进行业稳健持续的发展

国网山西省电力公司调控中心水电新能源处处长

赵俊屹

山西是一个传统能源大省，承担着向全国能源输送的任务。在近五年新能源发展潮流中，山西外送能源，由原先的黑色能源(化石能源)到现在添加了绿色能源（清洁能源）。山西正转型为综合能源外送大省。

山西也是华北电网骨干电网、“三华电网”的枢纽电网，交直流特高压贯通南北。在全国电网中担负着举足轻重的“非凡属性”的责任。

山西在新能源的装机容量和消纳能力方面实现了两个超越。

第一个超越，山西新能源装机容量超过2450万千瓦，在全省8800万千瓦的总容量中占比超过1/4，在目前省调的调控容量里占比超过1/3。山西新能源总装机容量在全国排名第六。国家曾对各省风光资源进行评估，山西排名第九。这说明山西的新能源总装机量排位超过了资源排位，实现了优先接入目标。

第二个超越，山西的新能源消纳水平在全国排名前三甲，在新能源千万装机大省中名列前茅，这个排名超越了我们的总装机排名。这个排名，实现了山西电网优先消纳新能源的目标，体现出山西电网践行促进新能源发展、保障新能源消纳得优异成绩。

但在两个超越的同时，还有一个我们未必乐见其成的超越。

截止2019年底，山西核准批复的项目超过4000万千瓦，这一数量比国家发改委“十三五”规划总目标多出1000多万千瓦。但这样的超越在没有充分的“和谐的消纳环境”和“友好的网场关系”匹配的情况下，将对整个系统的消纳和电网安全构成严重影响，可能造成较大的弃限电损失和投资浪费，是令人担忧的。

在促进新能源消纳方面，电网主要做了以下四个方面工作：

第一，履行电网职责，加大电网投资建设，保障新能源有效接入。过去的五年，山西电网在220KV及以下的的中低压配网中的建设投资占比大幅提升，就是顺应新能源大规模快速发展增加的投资改变，这是前所未有的战略转变。

第二，保障电网安全。山西是全国特高压电网的中枢网，山西电网的稳定影响到华北地区，尤其是京津冀地区的电网稳定，也影响到“三华电网”的电力输送。所以，保障电网安全是山西电网的重中之重，是各项工作的基石。

第三，努力践行服务新能源的职责。上述几组数据应该很能说明问题。近十年新能源高速发展，但山西电网没有出现过大电网事故、没有出现过新能源大面积脱网事故和群机多站的群发事故，也没有发生引起社会关注的新能源服务负面舆情事件。所以无论在硬环境建设还是软环境建设上，山西电网都做得非常好。

第四，山西调度工作非常到位。新能源大规模接入，给电力系统带来新的问题，这是调度人需要直接担负的责任。调度机构服务好各类能源接入主题的同时，会代表国家、代表整个电力系统，维护电网安全、执行场站并网技术条件等方面的要求。

调度在新能源接入消纳过程中的作用如下：

第一，引导新能源企业搞好并网技术规范。发挥传统的管理和技术优势，积极辅导帮助新能源企业理解和执行国家的政策法规和技术标准。

第二，新能源的出现，对电力系统在内在机理、管理方式、生产组织、运行维护等多方面产生了深远影响。但我们要看到，在这种转变初期，传统能源依然是压舱石。因此，我们要让新能源在技术上逐步向传统能源靠近，同时使传统能源逐步适应新能源发展。我们对传统能源进行灵活性改造，使之具备功率调节、快速调峰能力

第三，我们研究和开展新能源统计方法、功率预测方法、性能检测分析方法、电网消纳能力计算、分布式电源承载力计算、储能系统规模化进入电网的安全性技术性功能性等方面的研究。下一步，我们要将这些技术性的东西更加规范起来，使其科学性、实用性进一步提升。

第四，调控机构积极研究和示范性建设现货市场，通过市场化手段、公平交易的方式，为新能源企业提升消纳和盈利空间，为常规电源、相邻电网和特殊用户赢取适度补贴提供协商平台和渠道，构建和谐共赢的大电力系统融合关系。

近期山西电网发文要求一次调频改造。

我个人认为，第一，国家和行业标准是大家应共同准守的一种“公约”，电网企业与新能源企业都应该共同维护电力系统技术标准和管理要求。我们手心是新能源，手背是电网，只有我们共同执行好统一的国家标准，这个系统才能安全稳定，才能谈各方诉求。

第二，如果行业内80%的人执行了国家标准，20%的人不执行，那么你需要先扪心自问对其他人是否公平。如果警察见到交通违章不管的话，我这个警察是不合格的，我也是要被考核的。山西调度是在执行各级电力安全管理规定和免责考核管理制度。

第三，我们执行政策是循序渐进的，最近两年转型期我们已经特别谨慎，也一直在摸索哪种方式更有效、更便捷、更经济，我们要试点先行，总结经验后逐步推广。

所以我个人认为，一个人不守规矩，坏的是整个行业的声誉，这也是对守纪律、学习好的好同学不尊重。

有序、协调的发展，才能促进行业稳健持续的发展。

唐坚：把政策借助市场杠杆的作用，来加快推动源网荷三方面的共同努力

龙源电力集团股份有限公司党委委员、副总经理

唐坚

去年底，龙源电力控股总装机容量达到2215.7万千瓦，其中风电2003.2万千瓦。

本来按照国家发改委的政策导向，龙源电力从去年9月份开始，就在积极筹备今年的建设计划。当时全面梳理了公司已经核准的项目建设条件，制定了比较积极的2020年建设目标，设计采购工作也准备充分，到今年2月春节之前，90%的项目已经具备开工调节。

可以说，今年与过去几年相比，属于建设条件落实最好的一年，我们自己也信心满满。

但是突如其来的新冠疫情打乱了原来比较有序的建设计划，到4月初，原来计划今年要投产的32个共计221万千瓦的风电项目，才全部复工，比原计划推迟了两个月。上游供应链也存在着2个月的延迟时间。

因此，对于今年的32个项目、221万千瓦的目标，我们依然按照任务不减、标准不降的目标向前努力，不到最后一刻我们都不敢轻易松口。

龙源电力在并网消纳方面积极主动作为，响应电网和政府的要求，主要做了以下几方面工作。

第一，参加网源协调相关规程的编制和修订工作。

第二，2018年率先在甘肃完成风电机组高穿改造，并通过了电网的验收，在新能源企业中起到示范作用。

第三，近三年来，优先安排资金进行涉网改造，主要包括一次调频、SVG的无功补偿设备、高低穿改造、风功率预测的改造、AGC、AVC等，公司连续两年涉网技改资金超过1亿元。目前，在已有电网明确发文要求技改的区域，技改完成率90%以上，其余项目也在陆续进行中。

这里我想提一个建议，希望各位专家进一步向上反映诉求，更好地发挥政策导向作用，把政策借助市场杠杆的作用，来加快推动源网荷三方面的共同努力。

我们整个集团正在推进信息化和智能化建设，希望借助新基建的东风，把风功率预测变得更加好预测，把不确定性、模糊的地方变得更可预测、更清晰，从而让新能源变得更可靠。

胡一栋：多管齐下确保新能源按期投产

国家电投集团黄河上游水电开发有限责任公司党委委员、副总经理

胡一栋

一、关于黄河公司今年如何确保新能源按期投产的问题

截至2019年底，黄河公司电力装机容量达到1798.43万千瓦，发电资产主要分布在青海、甘肃、宁夏、陕西四省。截至2019年底黄河公司在青海省的电力装机容量达1619.16万千瓦，其中水电973.78万千瓦，占青海省水电装机的81.7%；火电135万千瓦，占青海省火电装机的34.4%；光伏发电355.73万千瓦，占青海省光伏发电装机的31.7%；风力发电154.65万千瓦，占青海省风力发电装机的33.49%。近年来黄河公司认真贯彻习总书记2016年视察黄河公司的指示和青海省建清洁能源示范省的要求全力做好黄河公司在青海省的新能源开发建设工作。

2019年黄河公司在青豫直流±800KV特高压配套电源工程中标新能源410万千瓦。按照标书要求，410万千瓦新能源电源要在2020年9月30日全容量投产。去年中标后，我们集全公司的力量，发挥公司在新能源设计、建设管理、安装调试等方面丰富检验和优势，卓有成效地开展工作。

由于今年突如其来的新冠疫情，对我们能否按期做到410万千瓦新能源项目全额投产影响非常大，我们也搞到前所未有的巨大压力。

受疫情影响基建施工单位不能及时复工，我们从2月初就采取各种措施、请求青海省政府协调帮助，到目前工程建设从人力投入、设备投入上已经达到合同要求的100%。

受疫情影响设备按合同交货期严重滞后，特别是风机到货期之后较多。黄河公司请求上级单位国家电投集团协调各设备厂家，安排人员住设备厂催货，截至目前设备到货期基本确定。

受疫情影响410万千瓦新能源项目留给黄河公司现场调试和并网调试的时间大大缩短。针对这一情况，黄河公司主要领导亲自挂帅，抽调公司精兵强将充实调试队伍中。同时黄河公司积极与电网企业联系，各发电厂全力做好与青豫直流工程的配合工作。为了确保新能源项目建设质量和安全，黄河公司安排技术人员进驻各设备厂家进行监造、成立专职机构驻现场进行质量验收和安全监督。从目前判断，整个项目全容量投产预计将延迟到11月底。9月30日新能源项目部分投产是没有问题的，特别是光伏有可能达到80%-90%容量投产。

二、关于新能源如何适应电网要求的问题

第一，黄河公司充分发挥龙羊峡水电站247亿立方米水库库容多年调节的功能，发挥好龙羊峡水电站、拉西瓦水电站、李家峡水电站、公伯峡水电站、积石峡水电站五座百万千瓦总装机890万千瓦水电站群的调峰优势，以适应西北电网新能源调峰容量的需求。同时黄河公司正在实施拉西瓦时电站70万千瓦4号机组的安装、李家峡水电站40万千瓦3号机组的安装，以此增减110万千瓦优质水电调峰容量。

第二，根据电网消纳新能源的需要和要求，黄河公司对所属水电站机组一次调频、AGC、AVC等装置进行了技改。同时，黄河公司对所属的西宁火电厂两台66万千瓦火电机组进行了深度调峰改造，目前两台机组具备30%额定负荷调峰能力。

第三，就新能源本身而言。首先，黄河公司对所属新能源场站的光功率、风功率预测装置进行的更新，做到发电量预测尽可能精准。其次是对黄河公司对所属新能源电站快频装置进行改造，以适应电网需要。第三是黄河公司完善了所属新能源电站SVG功能，以适应电网调度的需要。

侯玉菡：让产品在保证质量和高可靠性的基础上交付客户

金风科技董事长助理兼市场总监

侯玉菡

保供应是当前行业普遍关心的重点问题。对于制造企业来说，至少在4月份之前主基调还是复工复产，从5月份开始才正式进入正常的规模化生产。

金风科技在保供应方面的应对策略主要有以下几个方面。

首先，我们基于金风的产能布局和供应商的实际分布，建立起与供应商的一体化协同平台，实现全面的信息共享。从稳定原材料和部件供应开始，多方面协同保证最大产出。

第二，为受疫情冲击的部件企业提供资金方面的帮助。疫情期间，我们已协助7家主要供应商获得银行等金融机构的融资款项，资金总额接近4亿元。

第三，重新梳理全年客户需求，将金风的供应能力与客户的差异化需求匹配，并采取追产措施，保证年度经营计划与客户有效需求实现双轨对接。

第四，在运输保障方面，提前锁定运输车辆资源，并协调地方政府、运输协会等，尽可能缩短办证和在途时间。同时，在物流信息化平台基础上，增加路勘专业能力建设，尽可能保证在途运输车辆实时监控，让大部件安全、有效、及时交付现场。

第五，通过与业主、施工单位等全方位沟通及信息共享，掌握各个现场吊装准备度及执行风险。针对今年一些特殊现场，制定“一机位一方案”的定制化吊装方案。

以上各项措施，都基于金风一个核心观点：要让产品在保证质量和高可靠性的基础上交付客户。这才是保证在全生命周期有效为客户提供价值的方案。

第二个问题，关于并网技术。十几年来，金风坚持国际化战略，我们在并网技术方面的很多经验来自国际项目。例如一次调频技术，我们是于2017年率先在美国项目中实现风电场的快速调频功能。这些积累在满足国内需求时有非常好的借鉴意义。

我认为，对于开发企业和制造企业而言，与电网友好协调发展是未来不可避免的趋势。

我们希望整机商能在研发设计中提前考虑国内电网的需求，从而降低未来风机投运后的技改风险，从风机整个生命周期内考虑成本问题和性能上的平衡。

此项标准最好作为全行业统一标准发布，不要各省、各区域分别推出不同标准，这样会使制造企业和开发企业都疲于应付。

金风在电网技术研发上进行了大量投入。我们希望通过不断的研究和实践，能够更好的理解电网需求，保证机组在交付开发商并投入运营后，能真正具备电网友好性。

我们也希望整个风电行业能够在稳定有效且相对清晰的技术标准和规范引导下健康发展。

王英歌：通过技术创新去推动系统造价下降是正当的

隆基乐叶光伏科技有限公司董事长助理兼全球市场负责人

王英歌

今年疫情，对全球供应都造成了明显影响。隆基尽早采取措施，尽快复工复产，以保证供应。但我们觉得在光伏组件领域大概有一两个月左右的影响。

从全球情况来看，电池组件产能超过200GW，而今年预计装机可能会在110GW-115GW左右。所以从大的数字来讲，供应是没有问题的。

但是在大的数字里面我们要进行一个区分。

光伏前十大公司的一线产能，大概在120GW-130GW左右。其中只有20%的产能属于相对比较领先的产能。今年来说，采用166硅片尺寸的规格，做到440W-450W之间的功率水平，这样的先进产能，在全部产能里占比只有20%左右。所以领先产能是有限的。

我们再把产能按季度分解。今年二三季度，应该从供应商来讲没有太大问题和压力。中国市场需求二三四季度会发展很好，特别感谢电网端在消纳方面的贡献，我们觉得非常振奋。

但从过去三年来看，每年第四季度的装机量会比较大。今年第四季度，中国的光伏装机会不会超过20GW，再加上海外装机的叠加，全球光伏装机有可能达到40-50GW。

按照这样的推算，我个人认为第四季度供应是偏紧的。所以在这个时候，我们作为设备供应商，要优先保障客户的供应，我们会提前做一些产能的匹配和供应的准备。

我们发现一个现象，从去年到今年，整个光伏行业的技术创新处在加速状态。在过去十年相当长的时间，不考虑技术路线重大变化，组件功率每年进步一两个档位，而从去年开始，主流组件厂商的新产品从400W+向500W+迈进，这样的技术创新和产品迭代速度是超过所有人想象的。

技术的快速进步也给系统成本下降及平价提供了加速度。

去年整个系统每瓦造价大概4-4.5元左右，今年大概是在3-3.5元，甚至有跌到3元以下。是什么去推动系统造价快速下降呢？我认为支撑点就是技术创新的力量。

我们可以看看这样一组数据。从去年年初到今年，硅片端价格下降25%以上，组件端下降35%以上，这些价格下降有力地支撑了系统价格下降。

我们认为，通过技术创新去推动系统造价下降是正当的。光伏努力要降低的就是度电成本，而不是把它当成奢侈品出售。

我们在推动100%可再生能源的过程中还有漫长的路要走，我们现在做的只是万里长征的第一步，初步在发电端实现平价。

但怎么才能实现100%可再生能源呢？我觉得需要我们制造端降本的努力，还需要开发商、电网端整个协同的努力。

大型光伏+储能项目有没有可能在未来一两年实现平价？如果储能的经济性可以表现出来，那么可以帮助光伏在调度端、消纳端解决更大的问题。

所以隆基认为，2050年很有可能实现电力结构100%可再生能源化的目标，大家会齐心推动这个目标，但这个过程是通过技术创新和产业链的协同创新，共同努力去达成的。