5月7日，由自然资源保护协会（NRDC）和厦门大学中国能源政策研究院主办的“电力低碳保供研讨会”第6期在北京举办。本次研讨会的主题为“可再生能源的高质量发展”。中国电力企业联合会首席专家姚强、中国能源研究会可再生能源专委会副主任陈臻、中国电力企业联合会发展规划部副主任韩放、国网能源研究院研究员唐程辉等专家学者参会。

中国电力企业联合会首席专家姚强表示，未来新型电力系统应向网络化发展，分布式能源体系会作为新型电力系统的基本单元。把县域作为实施分布式的基点，有利于广泛分布的风光电就地消纳，促进能源安全、风光电接入与输送、形成公开透明的电价机制及电网改造等，还能促进乡村振兴与城乡融合发展。但当前县域分布式能源系统的发展还面临电网安全运行和供电体制机制等挑战。对此，姚强结合中国兰考县农村能源革命、德国分布式能源发展以及法国电力管理体制改革等现实案例，提出推广多能协同与数字技术结合的解决方案和发展包括电网企业、地方政府等在内的源网荷储一体化投资运营模式等建议。

阳光时代律师事务所创始人、中国能源研究会可再生能源专委会副主任陈臻指出，在新能源大规模发展的背景下，电力体制深化改革迎来了新挑战，从传统的发输配售到现今的源网荷储模式，涉及的不仅仅是技术革新，更触及机制与体制的变化。陈臻提出用户侧的电力生产消费正逐步向产销一体模式演进，需要理顺利益关系，无法再简单以厂网分开的思路走下去，政策制定与执行的有效衔接需要符合新能源新业态。随着新能源加速发展对电网的要求越来越高，新型储能、分布式光伏、隔墙售电、新能源汽车充换电等对电网冲击越来越大，尤其是反向送电，依然是实现源网荷储一体化的巨大障碍。因此，陈臻主张改革配网投资建设运营体制与机制，促进配电网的高质量发展，借助虚拟电厂概念促进县域或园区源网荷储一体化协同发展，实现电网的智能化、柔性化升级。

中国电力企业联合会发展规划部副主任韩放介绍了在新型电力系统的政策和机制层面的相关研究成果，从电力体系、规则建设、市场机制、现货市场的建设、辅助服务市场和价格机制六个方面介绍了电力市场的建设情况。其次，对于当前新型电力系统建设所面临的形势，韩放从新型电力市场的建设、现货和辅助服务市场、跨省交易机制等方面总结了新型电力系统所面临的挑战。最后，她提出了对于电力体系建设的未来展望，包括强化各级市场体系的融合衔接、基本交易规则统一等顶层设计，优化输配电定价、调节能力定价、分时电价等多维度电价机制，提升电力系统充裕度的容量机制，完善全国技术标准。

国网能源研究院研究员唐程辉分享了关于我国绿色电力市场的分析与思考。他分析了绿证交易、绿电交易政策的不同，并介绍了目前绿证绿电交易的情况。唐程辉表示，尽管绿证绿证交易在我国得到快速发展，但需求端参与动力不足，绿电方面新能源企业担心入市风险，绿证方面存在绿证与碳市场等制度的衔接认可问题。他建议在落地过程过程当中要跟能耗双控政策，碳市场、碳配额政策进行协调，加强消纳责任权重体系，以促进绿证绿电市场的进一步发展。

在圆桌讨论环节，参会专家围绕可再生能源高质量发展的系列问题展开了热烈讨论，包括COP28提到的可再生能源发展目标、分布式光伏备案暂缓、可再生能源消纳红线、可再生能源入市等。

谈及COP28提到的可再生能源发展目标，陈臻表示，考虑到电网运行的技术条件局限与我国风光资源与用电需求的空间错配，须重视平衡投资于“网”，而非单一不断装机扩容“源”。新型电力系统的逻辑已从“无源单向供给”转变为“有源双向交互”模式，需避免因忽视用户侧的根本需求而导致的产能过剩、资源浪费等问题。

姚强认为，解决能源转型问题需遵循目标导向与问题导向。在安全保供的前提下，以尽早实现碳中和目标为导向。尽管国内外不同区域路径各异，但目标一致性至关重要。同时，能源安全和产业链优势也是关键，可再生能源对化石能源的替代有助于提升能源自主性。从问题导向来看，当前核心挑战在于可再生能源的接入与利用。姚强提议建立区域分布式电力系统，倡导将现有政策中的“自发自用，余电上网”转变为“自发自用，出县上网”，以此区分县域分布式智慧电网与传统电网。另外，县域层面不应将电力安全保供责任都强压于电网，而应着眼于未来趋势，通过发展分布式电力系统来有效应对挑战，实现既定目标。

围绕分布式光伏备案暂缓这一现状，韩放分析了分布式光伏并网面临的挑战，特别是配电网的承载能力和电力系统平衡问题。她指出，分布式光伏制约并网的核心是配电网承载能力，尤其该考虑到光伏的波动性、分布式光伏的自发自用和余电上网模式对电网的双重影响等。韩放认为，通过储能技术和虚拟电厂能有效促进新能源的市场化交易，提高系统的灵活性，有效应对挑战。

讨论到可再生能源消纳红线，韩放表示消纳率应根据电网灵活度、电源装机情况、投资成本收益等因素来科学确定。她强调，消纳率是一项均衡指标，过高的消纳率可能限制新能源的接入，而过低则会影响到投资回报。因此，消纳率的设置应随着市场条件和电网能力合理调整。韩放提倡让市场参与者根据当前电网状况和潜在投资回报来自主决策。放开消纳率的管理，实行市场化调节，是符合大趋势的科学合理选择。

就可再生能源绿证绿电问题，唐程辉表示首先需完善国内绿证制度并推动国际互认，这包括从核发、流通、到注销的全环节的绿证制度。同时，要做好不同类型可再生能源绿证的信息标识和区分，包括是否带补贴、保障性收购还是市场化交易等信息，以更好对接国外对绿证的不同认可度。他还提到，建立一个权威且多样化的绿电消费体系至关重要，其中，物理直接消纳和绿电交易国际认可度更高。对于绿证，完善用户通过绿证来完成配额指标等方式，制度方面进一步借鉴国外绿证制度的设计，推动国际互认。

陈臻强调了在绿电交易和绿证方面存在的问题，建议引入CPPA（长期绿电交易协议）作为法律保障和融资工具，与电力市场有机衔接，提高协议的法律效力。同时还提出要提升中国在国际上对绿色电力消费的话语权，以增强出口企业的绿色竞争力，需要在法律和政策层面深入研究，通过绿色电力交易电-碳协同发展。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强指出，面对未来用户侧能耗上升的挑战，分布式光伏显然是很重要的解决方案之一，但其面临着发电时段与居民用电时段不匹配的矛盾。分布式光伏配储可以缓解这一矛盾，但需要我们解决分布式光伏配储的经济性问题。另一个重点，作为全球制造业大国，全产业链竞争力最强的大国，中国如何应对欧洲碳边境调节机制等非常规贸易战值得我们深思。我国需要在绿证互认和碳市场建设等方面做出更多努力。

自然资源保护协会（NRDC）北京代表处首席代表张洁清表示，“双碳”背景下，中国以风光为主的可再生能源经历了高速发展。截至2023年底，可再生能源装机历史性的超过了火电装机。但是，如果电力市场、电力系统和相应的体制机制不能适配可再生能源发展速度，不仅可再生能源自身的发展会受到挑战，环境、资源和能源安全也会受到一定影响。因此，在可再生高质量发展这个系统型工程中，我们既要统筹好可再生能源与传统能源之间的关系，还要统筹好能源、资源和环境之间的关系，兼顾相关政策和市场机制的发展与完善。