“目前部分业内人士对电力行业碳减排过于乐观，忽视了非化石能源输配电的技术难度。虽然‘风光’发电技术取得一定进步，显著降低了建设和运行成本，但电力行业碳减排不能仅靠可再生能源的装机规模，还有待于提高其在发电量中的占比。”中国人民银行原行长周小川近日在“30·60目标的实现路径和经济金融影响”研讨会上作出上述表示。

周小川进一步指出，我国“风光”资源丰富的地区往往不是人口和产业聚集地区，需要长距离输电。尽管超高压输变电技术已较成熟，但建设成本的摊入和线损成本（目前约6%）不可忽视。“从技术、经济性上看，通过大电网消纳高比例风光与‘弃风弃光’有一定内在联系。”

对此，有业内专家表示，在碳达峰、碳中和目标下，我国要构建以新能源为主体的新型电力系统，在增加可再生能源装机、依靠大电网输电的同时，还需要借助分布式能源，增加消纳途径，提高可再生能源在终端消费中的比重。

大电网消纳“风光”力度有限

据了解，我国大型清洁能源基地分布于“三北”地区，但目前这些地区的“风光”消纳比例难以大幅提高。那么，如周小川所言，特高压输电的技术和经济性如何会影响“风光”消纳？

一位不愿具名的业内人士表示，依托大电网消纳是现阶段高比例风光消纳的唯一选择。“根据规划，到2030年‘风光’发电装机占比将达40%以上，到2060年这个比例将接近70%。‘风光’发电的波动性和随机性造成其出力曲线与电力系统负荷曲线不符甚至是相反。为有效解决由此带来的波动，目前大电网通过储能解决平衡问题。”

但该人士也坦言，目前储能技术尚不成熟，存在投资成本过大和运行成本高的缺陷。在电网托底的条件下，京津唐地区大负荷期间如需使用高比例“风光”电源，就需要具备存储50亿千瓦时电量的能力。按目前最经济的存储方式推算，至少需要5万亿的投资，类推到全国，就需要100万亿以上的投资，这个数额是目前全国电网资产的20倍以上。

“如不用电网托底，完全依靠配套储能的方式，投资还要有数十倍的增加。因此，近期来看，在经济性上尚无一种储能技术可以成为‘风光’发电消纳的主要手段，就是说‘电力不具备大规模经济存储条件’的规律仍然发挥作用。”该人士表示。

分布式能源开发优势明显

中国工程院院士余贻鑫告诉记者：“在负荷中心地区‘就地开发消纳’可再生能源，还是采用‘大规模远距离输送’，采取何种开发方式直接影响可再生能源的消纳比例。”

余贻鑫提出了解决“风光”消纳难题的方案：“经仿真测算，若采用大规模远距离输送的开发模式，‘风光’发电最大电量渗透率不到10%；若采用配网就地消纳，渗透率可达29.1%，采取一定技术措施，‘风光’发电比例可达60%以上。”

记者注意到，“十四五”规划提出“加快发展非化石能源，坚持集中式与分布式并举，大力提升风电、光伏发电规模，加快发展东中部分布式能源”。对此，有业内人士指出，明确分布式能源在国家能源体系中的定位和空间布局，对电力行业实现碳中和意义重大。

中国大连高级经理学院特聘教授叶春认为，分布式电源改变了传统电力系统的供应方式，主要优点在于就近利用、清洁低碳、多元互动、灵活高效，是现代能源系统不可或缺的重要组成部分。“近年来，东部地区负荷保持稳定增长，部分省份出现供需紧张的局面。在能源‘双控’、本地供应和外送供应有限的情况下，要支撑经济有序发展，在负荷中心建立分布式光伏、风电等发电系统是很好的选择，一方面可以解决经济发展需求，一方面能提高‘风光’消纳。”

叶春表示，根据测算，东部地区发展分布式光伏的资源潜力占全国可开发装机的一半以上。“十四五”期间，东中部用电负荷中心地区稳步发展分散式风电、低风速风电、分布式光伏，依托新能源微电网等先进电网技术可实现分布式清洁能源的高效利用。