9月以來，“拉閘限電”現象波及一些省份。其主要原因是煤炭價格持續走高，導致煤電面臨“發電即虧損”的窘境。10月17日，118個城市與600多家風電企業共同發起“風電伙伴行動·零碳城市富美鄉村”計劃，并發布風電伙伴行動方案，提出在2025年將陸上高、中、低風速地區的度電成本分別降至0.1元、0.2元和0.3元。據相關機構測算，“十四五”期間，光伏發電度電成本將下降至0.25元到0.38元。這意味著風電、光伏發電的度電成本將與燃煤發電基本持平甚至更低，在煤炭價格居高不下的背景下，挖掘風電、光伏發電等新能源“替補”潛力，發揮其更大作用，將成為緩解電力供應緊張形勢的重要選擇。

 

截至9月底，全國發電裝機容量22.9億千瓦，同比增長9.4%。其中，風電裝機容量約3.0億千瓦，同比增長32.8%。太陽能發電裝機容量約2.8億千瓦，同比增長24.6%。隨著風電、光伏發電的技術規模效應顯現，其度電上網電價逐步降低，與煤電上網電價相比，已基本能夠實現平價上網甚至低價上網，可更好滿足用戶的低成本、清潔化、可持續的用電需求。目前，相關新能源政策的落實將有效推動風電、光伏發電項目發展，擴大產業規模，降低新能源單位發電成本，提升市場競爭優勢，有利于促進國家電力能源結構轉型，減小發電側對單一煤炭資源的依賴，緩解火力發電不足導致的大規模限電壓力。平價風電、光伏發電參與電力市場，有利于推動電力系統清潔低碳轉型，保障煤炭、石油、天然氣與可再生能源等多能源類型間耦合互補，形成整體優勢的發展需求和巨大技術創新空間。

 

進一步推動風電、光伏發電等新能源發電的大規模利用，積極引導新能源進入電力交易市場，意義重大。未來，應實施更有針對性的激勵措施和健全發展配套保障機制。

 

首先，要加快完善綠電交易市場，大規模開展跨區域綠電交易。打破跨區域綠電交易壁壘，將“三北”地區豐富的綠電外送至中東部地區，實現跨區域資源配置，保障綠電消納，推動原有綠證替代電價補貼模式向綠電直接交易轉變。

 

其次，要確立新型儲能市場主體地位，健全新型儲能價格體系。大規模風電、光伏發電等新能源發電接入電網，提高了對系統靈活性的要求，亟需挖掘新型儲能關鍵技術，豐富峰谷分時電價、季節性電價及差異化電價體系。

 

同時，要進一步挖掘“源、網、荷、儲”全鏈條新型靈活性資源，支撐新能源發電大規模并網。傳統火電靈活性改造難以適應風電、光伏發電等新能源發電的調節性需求，必須深度挖掘“源、網、荷、儲”全鏈條的電動汽車、需求側管理、配置儲能等電力系統靈活性資源，通過與之相匹配的靈活性資源發展激勵政策明確其市場交易機制。

 

此外，還要完善綠色低碳發展配套機制，推動高新技術成果應用。發揮綠色金融引導和服務雙重作用，加強對綠色低碳項目開發的金融支持；推進人工智能、大數據、物聯網等高新技術在新能源發電預測、調控等方面成果應用，實現新能源利用全過程的智慧化、智能化。