促進煤電與風光電融合發展的路徑研究

摘要：黨的二十大提出，積極穩妥推進碳達峰碳中和。在“雙碳”推進中，應立足我國以煤炭為主的資源稟賦特征，統籌經濟發展與能源安全，把握“先立后破”原則，促進煤電與新能源電力融合發展。晉蒙陜新四省區是我國主要電力供應地，具有煤炭資源豐富、煤電和新能源電力“雙高”特征，其在推進碳達峰碳中和過程中，面臨綠色低碳轉型、保障全國電力供應、保持經濟增速等多重困難，亟需利用好煤炭資源，實現煤電與新能源電力互補協同發展，探索資源富集地區兼顧能源保供與轉型發展之路。要加快推進煤電角色由“主力電源”向“主力電源+服務電源”轉變，提高煤電靈活性和可調節性，促進“風光火儲氫”等一體化發展，創新煤電與風光電融合商業模式，健全煤電新角色定位的體制機制保障，解決好電力跨區消納、要素保障等問題，探索二者融合發展新路徑。

關鍵詞：煤電 風光電 煤炭富集地區 融合發展

作者簡介：王成仁，中國國際經濟交流中心科研管理和信息服務部副研究員。

引 言

黨的二十大提出，積極穩妥推進碳達峰碳中和，加強煤炭清潔高效利用，加快規劃建設新型能源體系。我國能源資源稟賦決定了煤炭作為主體能源的定位，在“雙碳”推進中，仍要充分考慮國情因素，處理好綠色低碳、能源安全與經濟發展的關系。我國尚處于工業化、城鎮化持續推進階段，發展任務仍然艱巨，能源消費仍將剛性增長。特別是新時代，我國開啟了全面建設社會主義現代化強國，以中國式現代化全面推進中華民族偉大復興的偉大征程，經濟建設仍是核心任務，能源消費規模仍將穩步提升。要實事求是、尊重客觀規律，不能“一刀切”“運動式”減碳。我國實現“雙碳”目標的長期方向不會改變，但短期內不能只講降碳、不顧安全，只求轉型、不計成本，要把握好降碳控碳節奏，做好“先立后破”大文章。

我國煤炭消費有一半用于電力供應。根據國家統計局數據，相關數據來源于國家統計局“煤炭平衡表”，最新數據更新至2020年度?！?/p>

2020年我國煤炭消費總量達到40.49億噸原煤，其中，火力發電用煤占煤炭消費量的52.3%。2012—2020年，我國火力發電用煤占比逐年提升，由44.6%上升到52.3%，充分體現煤電在我國電力供應中具有重要地位。促進煤電與新能源電力融合既是實現煤炭清潔高效利用的重要途徑，也是實現新能源電力大規模、高比例發展的重要手段，需積極探索二者融合的新路徑。

晉蒙陜新等地煤電裝機規模大、風光資源豐富，且為新能源大基地項目重點布局地區，應抓緊謀劃煤電與風光電力融合發展，加快能源結構轉型步伐，穩步實現煤電由主力電源向“主力電源與服務電源并重”轉變，有效平抑新能源電力波動性和間歇性，探索實現高比例、大規模消納新能源電力，構建新型電力系統的新模式和新路徑。

一、晉蒙陜新煤電和新能源電力發展情況

（一）晉蒙陜新是我國主要電力供應地

1.四省區電力裝機及發電量均占全國1/5

近年來，我國電力裝機總量穩步增長，裝機結構不斷調整，火電裝機占比逐步下降，風光等新能源裝機占比逐年提高。根據國家統計局的數據，截至2022年，我國電力總裝機容量達到25.64億千瓦。其中，火電裝機13.32億千瓦，占比為52.1%；水電裝機4.14億千瓦，占比16.2%；風電裝機3.65億千瓦，占比14.3%；太陽能發電裝機3.93億千瓦，占比15.3%；核電裝機5553萬千瓦，占比2.2%。風光等非水可再生能源電力裝機達到7.58億千瓦，占比達到29.6%。晉蒙陜新四省區發電裝機容量占全國比重較為靠前。截至2022年11月，6000千瓦及以上電廠發電設備容量內蒙古達到1.59億千瓦，山西達到1.16億千瓦，新疆達到1.15億千瓦，陜西為7683萬千瓦，分別占全國的6.9%、5%、5%和3.3%，合計占全國20.2%。

我國發電量規模逐年上升，電量結構不斷優化。2022年，我國發電量達到8.39萬億千瓦時，較上年增長2.2%。2022年發電量中，火電占比達到69.8%，仍是我國主力電源；水電14.3%，風電8.2%，太陽能發電2.7%，核電4.9%。從晉蒙陜新四省區情況看，2021年四省區發電量分別占全國的4.7%、7.3%、3.3%和5.6%，合計占全國的20.9%。

2.四省區用電量占比明顯低于發電

從電力裝機和發電量情況看，晉蒙等地在全國電力發展中具有重要地位。結合用電數據看，2021年晉蒙陜新四省區用電量占全國比重分別為3.1%、4.8%、2.4%、4.2%。如表1所示，四省區均表現出發電占比高于用電占比的特征，也體現了四省區作為電力輸出地的角色。特別是內蒙古，發電量占全國的7.3%，但用電量占比僅為4.8%。

3.四省區跨區送電貢獻突出

我國電力生產消費地的逆向分布，決定了電力跨區輸送較為頻繁。截至2022年11月，我國各省市區輸入、輸出電量分別為1.52萬億千瓦時和1.62萬億千瓦時。從跨區輸入電量看，2022年1—11月四省區輸入電量為665.6億千瓦時，占全國的4.4%。

2022年1—11月，晉蒙陜新等四省區輸出電量達到6027.0億千瓦時，占全國的37.3%；而2015年四省區輸出電量為2356.2億千瓦，占比為31.9%?？梢?，近年四省區在全國電力保供中發揮了重要作用。

從四省區看，內蒙古外送電量占全國比重為14.6%，山西占比為8.5%，陜西占比為7.3%，新疆占比為6.9%。與全國各省比較看，內蒙古外送電量排名第1，山西、陜西、新疆分別列第4、5、6位。排名第2、3位的是四川和云南。

（二）四省區煤電保供角色突出

1.四省區火電裝機占全國比重逐年上升

截至2022年11月，全國火電裝機總規模達到13.20億千瓦。其中，煤電裝機約11.17億千瓦，占火電裝機總量的84.6%；燃氣發電裝機約1.14億千瓦，占比8.6%；其他火電裝機約8900萬千瓦。近年來，四省區6000千瓦及以上裝機容量逐年提高。2021年，內蒙古火電裝機達9834萬千瓦，占全國火電裝機的7.58%；山西火電裝機7533萬千瓦，占全國5.81%；陜西火電裝機4952萬千瓦，占全國3.82%；新疆6845萬千瓦，占全國5.28%。四省區合計火電裝機占全國的22.49%。

從歷年變化看，內蒙古火電裝機與全國火電裝機容量保持同步增加態勢；新疆火電裝機增速快于全國平均水平；山西火電裝機增速慢于全國，占比從2012年的6.12%下降到2021年的5.81%；陜西火電裝機占全國比重穩定在3%～4%。

2.四省區火力發電量占全國1/4

從發電量看，2020年全國火力發電量達到5.18萬億千瓦時，晉蒙陜新四省區火電發電量分別為3032.5億、4841.2億、2037.9億和3262.9億千瓦時，分別占全國火力發電量的5.86%、9.35%、3.94%和6.3%。四省區合計火力發電量占全國比重達到25.45%。

從歷年變化來看，四省區火力發電量逐年上升，占全國比重也逐年提高。其中，內蒙古火電占比由2010年的6.52%上升到2020年的9.35%；新疆由2010年的1.61%上升到6.3%；陜西近年略增，占比穩定在4%左右；山西火電占比略有下降，接近6%。

3.全國新增火電裝機布局近1/4在四省區

從新增火電裝機布局來看，全國1/4以上的新增裝機安排在四省區。如圖7所示，2021年四省區合計新增火電裝機1238萬千瓦，占全國新增規模的26.8%。2020年這一比例為30.1%。2022年1—11月，四省區合計新增火電裝機747萬千瓦，占全國的22.4%。

（三）四省區風光電發展潛力大

1.四省區風光電裝機和發電量穩步上升

從裝機規?？偭縼砜?，晉蒙陜新四省區風光電裝機規模穩步提升。其中，風電裝機規模（6000千瓦及以上）從2010的1173萬千瓦上升到2022年（截至11月）的10186萬千瓦，太陽能裝機規模（全口徑）從2018年的3518萬千瓦上升到2022年（截至11月）的5931萬千瓦。

但從裝機規模占全國比重看，四省區合計規模占比逐年下降。其中，風電裝機（6000千瓦及以上）占比從2010年的39.66%下降到2022年（截至11月）的29.1%；太陽能發電裝機（全口徑）占比從2018年的20.1%下降到2022年（截至11月）的15.9%。

結合表3可見，2010年四省區風電裝機主要布局的內蒙古，建設千萬千瓦級風電基地，且占全國比重較高，達到33.81%。隨著風電產業快速發展，全國裝機規?？焖偕仙?，到2022年11月已達到3.50億千瓦。在此期間，內蒙古風電裝機規模雖穩步提升，但占比下降較快，由33.81%下降到12.11%。同時，山西、陜西、新疆風電裝機規模增長迅速，特別是山西、新疆，截至2022年11月兩省區風電裝機規模分別達到2292萬千瓦和2489萬千瓦，占全國比重分別為6.54%和7.10%。

從太陽能發電裝機數據看，四省區在全國位勢明顯弱于風電。截至2022年11月，全國太陽能發電裝機達到3.72億千瓦，四省區裝機分別為1599萬、1483萬、1435萬和1414萬千瓦，占全國比重分別為4.3%、4.0%、3.9%和3.8%。這體現了太陽能發電全國開花的特點，特別是東部和南方發達地區太陽能發電發展較快。

從發電量來看，四省區風電、太陽能發電量分別從2015年的669.7億千瓦時和127.7億千瓦時，上升到2020年的1520.7億千瓦時和620.4億千瓦時，占全國風光發電量的比重分別由36.1%和32.3%，下降到32.6%和23.8%。

結合裝機規模數據分析，2020年四省區以占全國32.01%的風電裝機提供占全國32.6%的發電量，以占全國19.3%的太陽能裝機提供占全國23.8%的發電量?？梢?，四省區太陽能發電效率明顯較高，體現了四省區太陽能資源條件好的特點。其中，內蒙古、新疆、山西分別以占全國4.3%、4.1%、4.5%的裝機提供了占全國7.1%、6.0%、6.1%的發電量，效率突出。

2.四省區風光電新增裝機占全國比重持續較高

從新增裝機規?？?，四省區風光新增裝機占全國比重一直較高。尤其是風電新增裝機，最高的2015年，有44.8%的新增風電裝機落在四省區。2022年1—11月，有613萬千瓦、占全國（1—11月為2252萬千瓦）27.2%的風電新增裝機布局在四省區。太陽能發電方面，四省區新增裝機占全國比重近年來穩定在10%～20%，2016年占比最高達到29.1%，2021年占比為11%。2022年1—11月有385萬千瓦新增項目落在四省區，占全國的5.9%。

結合未來風光大基地建設布局可知，內蒙古風光發電裝機規模將大幅增長，發電量占全國比重也將迅速提升，在全國的地位將進一步加強。

3.四省區可再生能源電力消納比重較高

國家對可再生能源消納實施權重管理，每年設置了可再生能源電力總量消納責任權重和非水電消納責任權重，同時分別設置消納權重的最低值和激勵值。2020年晉蒙陜新四省區非水電消納責任權重的最低值分別為16%、16.5%、12%、10.5%，激勵值為17.6%、18.2%、13.2%和11.6%。從實際消納情況看，2020年四省區可再生能源電力占其用電量比重分別為16.8%、19.5%、13.6%和10.9%，均較好地完成了消納任務，其中內蒙古、陜西均超過激勵值水平。2021年，四省區非水電消納責任權重進一步提高，最低值分別為19%、19.5%、15%和12.5%，激勵值分別為20.9%、21.5%、16.5%和13.8%。四省區作為風光發電裝機、發電量大戶，同時在電力消納權重上也高于其他地區。

如圖11所示，除個別省份、個別年份外，2015—2020年四省區可再生能源電力消納比重均高于同期全國平均水平。期間，全國可再生能源電力消納比重從5.0%上升到11.4%。四省區中，山西消納比重從7%增長到16.8%，高于同期全國平均；內蒙古消納比重持續較高，2020年達到19.5%，高于全國平均8.1個百分點；陜西消納比重增長最為明顯，2015年僅為2.7%，自2018年開始高于全國平均水平，2020年達到13.6%；新疆僅2020年略低于全國平均水平，其他年份均保持在10%以上，且高于全國平均水平。

二、煤電與風光電融合發展面臨的問題

（一）煤電發展要兼顧保供和新能源需要，定位轉變條件亟待完善

黨的二十大提出，加快規劃建設新型能源體系。這是在建設新能源電力占比逐漸提高的新型電力系統基礎上，進一步加大電能與其他形式能源的轉換融合，但核心仍是建設新型電力系統。這就需要落實“先立后破”原則，盡快轉變煤電主力電源角色，向可調節電源轉變，促進新能源電力消納。但現實情況是，晉蒙陜新是我國煤電主要供應地，其煤電外送量占全國比重一直較高，在電力緊張時承擔重要保供任務。同時，四省區新能源資源豐富，煤電仍需作為新能源電力上網調峰電源。因此，既要承擔保障電力安全的任務，又要兼顧新能源發展，轉變角色面臨困難。此外，四省區產業結構也以煤炭及相關產業為主，能耗高，煤炭消費占能源消費的比重高。煤電轉型還要同步解決產業轉型問題，如果轉型過快，易影響地方經濟發展，進而影響電力保供，形成負循環。

（二）煤電定位轉變的基礎性制度仍不健全

轉變煤電定位不能片面追求降比例，更要重視保障煤電發展的基本需要，實現“軟著陸”。煤電定位轉變仍面臨體制性障礙：一是煤電聯動不暢。一方面，煤炭供應仍受國家政策干預，煤炭生產受設計生產能力和核定生產能力限制，超產入刑等政策大大降低煤炭生產積極性。另一方面，煤電在電力市場中作為電價基準，而市場化價格機制仍不完善，上浮受限，煤炭成本疏導機制不完善。二是煤電定位轉變涉及收益機制變化，電力市場、價格機制仍不確定。隨著新能源電力規?？焖僭黾?，電網不可控性電源比例快速上升，對輔助服務需求巨大。煤電是最為經濟的調峰電源，但要解決煤電因電量下降無法彌補其成本的問題，亟需建設容量交易市場以維持必要的煤電容量。三是四省區煤電外送多用于支撐東部發達地區，但碳排放統計制度仍不完善。我國能耗“雙控”政策正在向碳排放“雙控”轉變，目前的情況是與電力相關的能耗計在消費地，不影響供給地的能耗指標；但碳排放仍計在供給地，將影響供給地的碳排放總量。調研發現，這種限制對當地項目安排、產業發展影響較大。

（三）新能源發展仍需要解決電價、市場等問題

目前，我國加快建設新型電力系統，大幅提升新能源比重，國家已規劃4.55億千瓦裝機風光大基地，主要分布在內蒙古等地區，但大規模新能源電力并網消納仍面臨難題。內蒙古等地雖新能源資源豐富，但當地電力負荷規模并不大，新能源電力本地消納的空間有限，大部分電力需要外送，對外送通道、調峰電源配備等要求較高。與此同時，新能源發展進入無補貼時代，需加快完善市場機制以支持新能源投資，引導投資預期。目前，新能源電力進入市場的機制仍不健全。綠電交易雖已逐步推開，但現有機制是與“綠證”綁定，限制了綠電交易規模，新能源電力綠色價值大打折扣。此外，分布式電源作為新能源電力重要載體，其參與電力交易仍難實現，“隔墻售電”舉步維艱。

（四）二者融合面臨土地、通道等要素供給問題

保障煤電與新能源電力融合發展面臨要素保障不足難題。調研發現，有地方利用煤礦塌陷區發展光伏發電，但因土地性質屬林地，而土地與林業部門數據不互通、不一致，使得國家規劃明確了的土地指標在林業口徑上未能及時同步，阻滯項目落地。同時，新能源電力項目對土地需求大，有些新能源項目用地指標不好落實。且新能源項目用地布點與國家電網電力接入點規劃并不完全協調，出現相距較遠電力接入困難的問題。此外，四省區新能源電力大部分需要外送，但外送通道仍未完全確定。以內蒙古鄂爾多斯為例，該市“十四五”期間規劃新增新能源裝機5000萬千瓦，但目前確定的兩條外送通道可配送2400萬千瓦，其他新增裝機的電力外送通道仍未確定。

三、促進煤電與風光電融合的總體思路和實現路徑

“雙碳”目標下，應按照“先立后破”總原則，充分考慮煤炭主體能源國情，穩步推進煤電由“主力電源”向“主力電源與服務電源并重”轉變，發揮煤電可靠性和可控性優勢，平抑新能源電力間歇性、波動性，促進煤電與新能源電力融合發展。適應新能源電力占比逐步提高的要求，迫切需要加快煤電靈活性改造，增強煤電調峰調節能力；充分利用煤電廠區、煤礦塌陷區等開發光伏發電，打捆外送“煤電+風光電”，促進風光火儲、風光火氫等分布式電源發展；提升新能源電力預測精準度，促進虛擬電廠、智能微網等發展，健全電力市場功能，提高本地消納能力，提升電力系統自洽能力；妥善解決新能源電源投資、價格機制、市場建設、通道建設以及煤電容量電價機制等問題，夯實電力結構轉型基礎。

（一）提升煤電靈活性和可調節性

將煤炭清潔高效利用作為長期重要工作來抓，推動煤電節能降耗改造、供熱改造和靈活性改造“三改聯動”，切實提升煤電調節性能。對存量煤電項目實施靈活性改造，開展供熱機組靈活性改造，推廣應用“熱電解耦”技術改造，推動純凝機組實施運行優化改造，降低啟停成本，提升電力調頻調峰效率；對新增煤電項目，明確以調峰、調頻、備用、黑啟動等服務為目標實施建設，鼓勵新建煤電機組通過主輔機設計優化，降低新建煤電機組最小技術出力水平。綜合運用“云大物智移”先進技術，優化各類電源與儲能配比，打造高端、智能、綠色多能互補型智慧電廠。逐步有序淘汰煤電落后產能。

（二）促進“風光煤打捆”外送消納

我國能源分布與負荷中心呈反向分布，大規模風光基地布局在西北地區，主要在內蒙古等沙漠地帶，但消費地主要在東部沿海地區，“西電東輸”需求大。為克服風光電力波動性和間歇性，需統籌考慮煤電作為調峰電源，采取“風光煤打捆”方式實現電力平穩外送。按2030年風光電量2.5萬億千瓦時（配備1/3的煤電電量約0.8萬億千瓦時）、60%分布在三北地區、80%電量外送計算，約1.2萬億千瓦時（含煤電計約1.6萬億千瓦時）電量需要外送，約需架設30～40條特高壓線路?？梢钥紤]通過“風光煤打捆”方式，實現新能源電力的平穩外輸，解決電力消納問題。

（三）支持“風光火儲氫”一體化發展

新型電力系統下，電網架構將由“集中式、長距離骨干網為主”向“骨干網+源網荷一體化配電網并重”轉變。目前電網架構通過特高壓方式將三北地區新能源電力向東部負荷地區輸送。隨著新能源并網比例提高，若僅通過集中式、長距離方式輸送，需要投入大量成本解決新能源間歇性、波動性問題，骨干通道投資規模龐大，且建設空間受限。未來，應以配電網為主戰場，大力發展“風光火儲氫”源網荷儲一體化配電網絡。這種配電網既是受電端，也是分布式電源，可參與反向調峰。應充分運用人工智能、物聯網等信息技術，創新微電網、智慧能源、虛擬電廠等模式，提升電網智能化水平，有效熨平新能源電力波動，提升就近消納風光電力的能力。同時，積極發展固態電池、鈉離子電池、氫儲能等新型儲能技術，按照煤電、風光電力裝機規模配備儲能，促進“風光火儲”互補聯動，實現“源隨荷動”，進一步提升電網平穩運行能力。大力發展可再生能源制氫產業，加快利用風光棄電制氫，既可促進風光消納，保障電網安全運行，又可利用棄電資源。探索谷電制氫、離網制氫、網電制氫等多種模式，發揮氫能作為清潔二次能源和能源轉換載體的作用。開展“氫—電”融合試點，以“風光火”電力協調組成小型制氫電網，構建氫儲運體系，實現低成本、規?；G氫供應。

（四）創新煤電與風光電力融合商業模式

一是利用煤電廠區或煤礦塌陷區發展光伏發電。晉蒙陜新煤電廠多位于郊區或接近煤礦區，在不影響電廠安全生產的前提下，可充分利用廠區和生活區建筑屋頂，以及煤礦塌陷區，建設分布式光伏電站?？膳c煤電共用輸電線路和變電設施，實現并網。光伏發電與煤電協調出力，可就近消納，富余電量并入區域電網統一調度。二是鼓勵煤電廠區、煤礦區內重卡使用綠電。適應風光電力逆峰特性，推廣換電重卡理念，將煤電廠區、煤礦區內重卡改造或重置為換電重卡，在用電低谷時段采用風光電力進行充電，降低充電成本，提高風光電力利用率?？蛇M一步推廣換電重卡模式，在長途高速沿線布局充換電站，引入風光電力谷電充電，配備必要的煤電應對高峰時段需求，提升風光電力本地消納能力。

四、促進煤電與風光電融合發展的政策建議

（一）合理定位科學發展煤電

一是夯實煤電作為電力安全保障的基本定位。在新能源電力比例逐步提高的同時，確保煤電裝機容量配備合理，在電力短缺時期調得動、用得上、頂得住。要理順煤炭、電力體制關系，形成主要由市場決定的煤炭供需結構，減少人為干預，倡導市場化煤電聯動機制，探索電價改革，促進煤炭成本合理反映到電力價格當中，引導煤炭供需。二是促進煤電向可靠性和可控性等服務電源角色轉變。將煤電作為大規模發展新能源電力的重要保障。以歐洲為例，歐洲雖然大力發展可再生能源，但在電力系統中仍然保留大量的煤電機組，確保煤機容量在電力短缺時可以使用。在當前烏克蘭危機引發電力緊張局勢下，歐洲才有能力重啟煤電以緩解電力壓力。因此，亟需明確煤電在新能源發展中的重要作用。三是優化煤電參與市場機制。適應煤電向服務電源轉變要求，優化煤電參與市場機制，引入容量電價，彌補煤電收益，促進煤電收益模式由電量收入為主向容量收入為主轉變，逐步降低煤電發電量，同時保留必要裝機容量，提供保供和電力平衡服務。

（二）健全適應新能源發展的電力體制

一是加快建設全國統一的適應高比例新能源交易的電力市場。規范統一電力市場的基本交易規則與技術標準，推動新能源電力全部進入電力現貨市場，提供必要的補貼或差價合約機制，探索實施“強制配額制+綠證交易”方式，促進新能源發展。完善跨區域電力交易市場，破除電力交易以省為實體的界限，健全送電端、受電端市場機制，合理體現送出電量價值，便利電力跨區交易。建立容量交易市場。二是完善分布式發電市場化交易機制。鼓勵風光火儲氫一體化分布式電源參與市場交易，出臺價格政策，支持分布式電源、自備電廠、儲能電站、虛擬電廠、微電網等參與現貨交易，落地“隔墻售電”。三是理順綠電、綠證和碳市場等之間關系。促進“證電分離”交易，提升綠證交易活躍度，鼓勵發達地區更多消費綠證以完成綠電消納任務。探索綠證市場與碳排放市場銜接，改變碳市場解決碳排放權在高碳企業或地區間優化配置的做法，強制要求高碳企業參與綠證市場，購買綠證以抵消碳排放量，體現綠電綠色價值。四是健全成本有效疏導的電價機制。引導工商業和居民用戶主動增加新能源電力消費。健全現貨市場價格體系，支持新型儲能參與現貨市場交易。完善峰谷電價政策，拉大峰谷價差。引導用戶調整用電習慣，主動參與削峰填谷。建立新能源電力、配電側、用戶側、電網端共同分攤輔助服務費用機制，探索將部分輔助服務費用向用戶側疏導。

（三）統籌解決電力外送、跨區消納問題

一是統籌解決新能源大基地電力外送問題。鼓勵發電側合理發展煤電以平抑新能源電力波動性和間歇性，按照新能源電力開發規模配備一定比例的先進煤電項目指標。同步規劃電力送出通道，統籌下游消納，推動建成投產一批、開工建設一批、研究論證一批多能互補輸電通道。二是促進發電、電網及用戶側儲能設施建設。對配備儲能設施的，給予一定的價格補貼，鼓勵儲能設施參與電力市場獲取收益。三是促進新能源電力本地消納。對就近消納的電量給予過網費優惠，鼓勵風光離網制氫，提供網電支持，風光電力余量可并網銷售。四是進一步完善新能源電力跨區消納機制。改變當前新能源電力供應地本地消納權重明顯高于其他省份的做法，促進消納權重向電力消費地傾斜，最終實現各地消納權重相同，共同承擔清潔能源消納任務。五是加快輸電網絡智能化改造。優化完善各區域特高壓交流網架，推動各區域內部主網架在現有基礎上進一步延伸加強，持續推進配電網智能化改造，便利分布式電源接入和新能源消納，不斷提升新能源外送供應水平和電力安全保障能力。

（四）加強土地、技術創新等政策支持

一是妥善解決大基地建設用地問題。落實國家有關土地規劃，統一規劃口徑，優化電網接入政策，合理規劃電力送出工程，落實送出工程用地指標。推動煤礦塌陷區土地性質改換，在不影響生態環境前提下，合理開發建設光伏電站。二是加強可再生能源前沿技術和核心技術裝備攻關。推進高效太陽能電池等關鍵技術突破，加快推動關鍵基礎材料、設備、零部件等技術升級。推動可再生能源與人工智能、物聯網、區塊鏈等新興技術深度融合，發展智能化、聯網化、共享化的可再生能源生產和消費新模式。三是提升煤電技術水平。開展煤電在役機組及系統高效寬負荷、靈活性、提質增效、節能減排、深度調峰、機組延壽和智慧化等技術研究和應用。發展煤電多能耦合及風光水儲多能互補發電、碳捕集利用與封存、煤氣化聯合循環發電及煤氣化燃料電池發電等技術及裝備。

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責任編輯：谷 岳