黄学农表示可再生能源必须从“千瓦”转移到“千瓦时”

　　近日，国家能源局电力司司长黄学农表示，中国对可再生能源的提升重点必须从“千瓦”转移到“千瓦时”。要推进各类灵活调节电力设施建设，加快已纳入规划的抽水蓄能电站建设，适时开展新一轮选点规划；在具有天然气价格优势、气源有保障、调峰需求突出的地区发展一定规模的燃气机组进行启停调峰；积极支持太阳能热发电，推动产业化发展和规模化应用，鼓励建设具有较好储热能力的项目；加快推进西南地区龙头水电站建设，缓解西南水电的丰枯矛盾，提高流域梯级水电站的综合调节能力。

　　以下为其发言全文：

　　女士们，先生们：

　　大家好！

　　今天，国内外专家汇聚姑苏，带来最新的思想与实践经验，共同探讨智能、绿色、协调的未来电力系统。在此，我对与会嘉宾表示诚挚的欢迎，对本次分论坛的召开表示热烈的祝贺！

　　昨天，2016国际能源变革论坛盛大开幕，王勇国务委员作了重要讲话，努尔·白克力局长和各国能源部长也以“形式、任务和政策”为主题，分享了能源转型的经验。今天，我们要展望未来电力系统。

　　近年来，中国电力工业取得了瞩目的成绩和长足的进步，有力地支撑了社会经济发展。随着能源消费总量的增长和电力在能源消费中的比重不断提高，应对气候变化和生态环保约束日益趋紧，电力清洁低碳转型发展势在必行。风电、光伏发电、核电等新型电源的快速发展，有效促进了电源结构优化和系统节能减排。但由于风电和光伏发电出力具有不确定性，核电和部分水电的调节性能较弱，目前电力系统尚不能完全适应清洁能源的大规模接入和消纳，是造成弃风、弃光、弃水的重要原因之一。此外，一些地区为消纳清洁能源出现了火电机组压极限运行、单机运行、频繁启停运行等情况，给电力供应安全保障带来了潜在风险。

　　从电力系统基础条件来看，我国抽水蓄能、燃气发电等灵活调峰电源比例小，煤电作为主力调峰电源的灵活性不足，缺乏需求侧调节手段；从政策管理体系来看，我国电力市场化交易、辅助服务补偿、电价机制等政策机制不完善，电网调度运行方式还需进一步优化，不能有效释放电力系统消纳清洁能源的能力。为实现中国政府提出的2020年、2030年非化石能源消费比重分别达到15%和20%的目标以及适应电力市场发展对电力系统灵活运行的要求，需要加快电力系统转型升级、提高系统运行的灵活性、充分整合各种新能源和新技术，为促进能源结构转型升级、保障电力安全供应，推进能源革命奠定坚实的基础。

　　当今世界，能源格局正在深刻调整，新一轮能源革命已经开始并正在深入。国际能源署(IEA)10月25日发布的报告显示，2015年，全球第一大装机容量不再是煤电，而是可再生能源。更具标杆性的是，2015年可再生能源电量在德国总用电量中已接近1/3。中国政府也始终高度重视并致力于推动能源转型变革。“十二五”期间，中国加快了非化石电源发展步伐，全国水电累计投产1.1亿千瓦，水电装机占全国发电装机比重达到21.2%；风电规模高速增长，占比由2010年的3.1%提高至8.5%，成为我国第三大电源；光伏发电实现了跨越式发展，累计新增4100万千瓦；核电在运装机规模居世界第四，在建规模居世界第一。与此相对应，从2014年起，煤炭消费量、火电发电量连续两年下降。我国非化石能源消费比重已经从2010年的8.6%提高到2015年的12%，超额完成了“十二五”规划目标。这个成果来之不易，是各方共同努力的结果。

　　在风电和光伏发电装机规模双双跃居世界第一的背景下，中国对可再生能源的提升重点必须从“千瓦”转移到“千瓦时”。我们将以确保电力系统安全稳定运行为原则开展电力系统灵活性建设。着力提升电力系统新能源消纳能力，并兼顾高比例新能源并网的系统安全问题；在满足安全约束、全社会经济性和节能减排最优的条件下，最大限度提升电力系统接纳非化石能源电量的能力。

　　鉴于此，我们将致力于以下几个方面工作：

　　一、实施煤电灵活性提升工程

　　根据不同地区调节能力需求，科学制定各省煤电灵活性提升工程实施方案。“十三五”期间，优先提升30万千瓦级煤电机组的深度调峰能力，适度积累煤电机组的快速增减负荷以及快速启停改造运行经验。到2020年，完成对全国范围内2.2亿千瓦煤电机组的灵活性提升工作，其中热电机组1.33亿千瓦，纯凝机组8700万千瓦。通过实施煤电灵活性提升工程，实现热电机组的“热电解耦”运行，大幅提高纯凝机组调峰能力，部分煤电机组运行灵活性达到国际领先水平。

　　二、推进各类灵活调节电力设施建设

　　加快已纳入规划的抽水蓄能电站建设，适时开展新一轮选点规划；在具有天然气价格优势、气源有保障、调峰需求突出的地区发展一定规模的燃气机组进行启停调峰；积极支持太阳能热发电，推动产业化发展和规模化应用，鼓励建设具有较好储热能力的项目；加快推进西南地区龙头水电站建设，缓解西南水电的丰枯矛盾，提高流域梯级水电站的综合调节能力。

　　与此同时，要不断优化和提升电网调度水平，加强电力系统与现代信息、控制技术的深度融合，构建多层次智能电力系统调度控制平台，实现电源、电网、用户之间电力潮流和信息的双向流动。

　　三、推动新型储能技术发展及应用

　　加快新型储能技术的研发创新，重点在大容量液流、锂离子、钠硫、铅炭电池等电化学储能电池、压缩空气储能等方面开展技术创新和应用推广，提高新型储能技术的转换效率和使用寿命，降低单位度电使用成本。在调峰调频需求较大、弃风弃光现象突出的地区，结合电力系统辅助服务市场建设进度，建设一批集中式新型储能电站。开展在风电、光伏发电项目配套建设储能设施的试点工作，鼓励微电网以及终端用户侧开展分布式储能应用，探索发输配用储一体化的技术应用和商业运营模式。

　　四、全面提升电能替代水平

　　在民生采暖、生产制造、交通运输等领域全面推进电能替代，提升电能占终端能源消费比重。在新能源富集地区，重点发展热泵技术供热、蓄热式电锅炉、风电制氢、水电制氢、海水淡化等灵活用电负荷。提高终端用能的智能化和信息化，探索利用电动汽车的储能作用，提高电动汽车充电基础设施的智能化水平和协同控制能力，促进电动汽车与电网的电能双向互动，提高清洁能源消纳能力。

　　五、科学优化输配电网建设

　　坚持分层分区、结构清晰、安全可控、经济高效的原则，进一步调整完善电网主网架，促进各电压等级电网协调发展，提高安全稳定水平，降低电网损耗，提高设备利用率；科学谋划跨省跨区外送和联络通道建设，到2020年跨省跨区通道输电能力新增1.3亿千瓦以上，充分发挥省间联网效益和调峰相互支援能力，优化资源配置能力，特别是要促进清洁能源发电在区域和全国范围内合理优化配置。

　　开展配电网建设改造，推动智能电网建设，满足分布式电源接入需要，全面构建现代配电系统。结合国家新型城镇化规划和发展需要，结合农业现代化和扶贫搬迁需要，适度超前建设配电网，按照差异化需求，提高信息化、智能化水平，提高高压配电网“N-1”通过率，加强中压配电网线路联络率，提升配电自动化覆盖率。

　　六、鼓励能源就近高效利用

　　积极发展分布式发电，放开用户侧分布式电源建设，推广“自发自用、余量上网、电网调节”的运营模式，鼓励企业、机构、社区和家庭根据自身条件，投资建设屋顶式太阳能、风能等各类分布式电源。鼓励在有条件的产业聚集区、工业园区、商业中心、机场、交通枢纽及数据存储中心等推广建设分布式能源项目，因地制宜发展中小型分布式中低温地热发电、沼气发电和生物质气化发电等项目。支持工业企业加快建设余热、余压、余气、瓦斯发电项目。

　　七、提高高效智能装备水平

　　依托基础研究和工程建设，组织推动高效智能电力系统关键装备的技术攻关、试验示范和推广应用。突破一批制约性或瓶颈性技术装备和零部件的技术攻关，推动一批已完成技术攻关的关键技术装备开展试验示范，进一步验证技术路线和经济性，推广一批完成试验示范的技术装备实现批量化生产和产业化应用。

　　各位嘉宾，电力系统的转型升级必然成为未来一段时期能源发展的核心和主题，虽然我们还面临这样那样的问题，但办法总比困难多。值此金秋十月，在这美丽的同里湖畔，我想借用刘禹锡的一首《秋词》与大家共勉：自古逢秋悲寂寥，我言秋日胜春朝。晴空一鹤排云上，便引诗情到碧霄。

　　最后，预祝本次分论坛取得圆满成功！祝各位嘉宾工作顺利、身体健康！

　　谢谢大家！