我国新能源消纳面临的挑战与思考

王伟胜

（中国电力科学研究院副总工程师、新能源研究中心主任）

党的十九届五中全会提出，“生态文明建设要实现新进步”，并强调加快推动绿色低碳发展，推进能源革命，能源资源配置更加合理、利用效率大幅提高，主要污染物排放总量持续减少，生态环境持续改善。而在此前的第七十五届联合国大会一般性辩论上，国家主席习近平向世界宣示，“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”。这意味着今后较长时期，我国电力清洁化必须提速，以风电和光伏发电为主的新能源将迎来加速发展。

一、“十四五”新能源发展形势

（一）新能源装机增长将更加强劲

“十三五”期间，我国新能源装机年均增长约6000万千瓦，增速为32%，是全球增长最快的国家。截至2019年底，我国新能源装机容量达到4.14亿千瓦，占全部电力装机的20.63%，其中风电2.1亿千瓦、光伏发电2.04亿千瓦，新能源发电量6300亿千瓦时，占全部发电量的8.6%。

“十四五”期间，随着风电和光伏发电技术的不断进步，资源丰富地区的风电、光伏发电将逐步全面实现平价上网，成本优势以及碳中和目标的要求，推动新能源发展速度进一步加快。“十四五”期间，预计我国年均新增新能源装机将远超过6000万千瓦，达到1亿千瓦的规模。

（二）分布式新能源和储能快速发展

随着光伏发电成本的下降、平价上网政策的实施以及中东部地区基本全额消纳的电力系统条件，分布式光伏发电将以“全民光伏”的形式迅速增长。加之储能电池成本的快速下降，“光伏+储能”、大规模储能、综合能源系统等将在用户侧全面发展，分布式光伏装机容量很快将超过集中式光伏装机容量。

（三）新能源装机布局变化明显

“十四五”期间，受“三北”地区新能源消纳困难影响，新能源装机空间分布将继续向消纳形势较好的中东部转移。另外，随着技术进步、成本下降和建设经验的积累，“十四五”期间我国海上风电将迎来大发展，具备建设条件的海上风电将全面开工，接入消纳条件好的华北、华东电网。我国将成为全球海上风电增速最快、潜力最大的国家。

（四）市场成为促进新能源消纳的有力手段

电力市场化改革继续向纵深发展，调峰调频等辅助服务、省间电力交易、现货市场等将快速发展，市场机制不断完善，新能源电力将越来越多通过市场来消纳，市场将成为促进新能源消纳的有力手段。

二、新能源消纳面临的挑战

目前，全国6个省（区）新能源装机占比超过30%，7个电网新能源发电量占比超过20%，局部地区已经形成了高比例新能源电力系统。受风/光资源、土地资源等因素影响，当前新能源占比高的省（区）的装机仍将进一步发展。“十四五”期间，高比例新能源电力系统将从局部地区向全国扩展，且比例进一步提升。未来新能源消纳将面临诸多挑战。

（一）高比例新能源加大电力系统电力平衡难度

新能源随机波动性强，高比例新能源并网将导致发电波动大幅增加，2019年国家电网有限公司经营范围内新能源日最大功率波动已超过1亿千瓦，山东、山西、宁夏、新疆等地区日最大功率波动已超过1000万千瓦。在电源跟随负荷变化调节的运行要求下，其他常规电源必须跟随新能源波动调节。然而，我国电源结构以火电为主，可随新能源波动灵活调节的电源较少，未来高比例新能源并网将导致电力平衡非常困难。

（二）高比例新能源并网导致电网安全稳定运行风险剧增

新能源发电具有弱支撑性和低抗扰性，随着新能源大规模接入，常规电源被大量替代，系统转动惯量和调频、调压能力持续降低，电网发生大范围、宽频带、连锁性故障的风险持续累积。同时新能源机组有功调节能力不足，导致系统频率控制能力不断下降，故障冲击下，电网频率跌落速度更快、幅度更大。新能源集中接入地区短路电流水平普遍较低，故障冲击下电压波动大，易引发新能源连锁脱网事故。此外，大量分布式新能源接入配电网可能引起系统功率失衡、线路过载、节点电压超限等问题，对供电可靠性带来极大挑战。

（三）新能源发电单元与可控负荷信息感知能力不足，难以支撑精细化调控

新能源发电单元总量远超常规水电、火电机组，全国目前有超过6000座大型新能源电站和几百万个低压接入的分布式发电系统，未来新能源发电单元数量将达到数千万，气象环境、运行控制等各类信号数十亿个。新能源发电设备运行状态感知能力弱，运行管理极其复杂，现有信息化手段不能充分满足新能源功率预测与控制、可控负荷与新能源互动等需要。

（四）高比例新能源对电力市场机制建设提出新的要求

随着我国电力市场建设逐步深入，多地区开展了基于中长期电量交易的发电权置换、大用户交易等新能源市场化交易品种。但受风光资源特性影响，高比例新能源波动需通过实时电力平衡进行消纳，实时市场中新能源低边际成本降低了市场出清价格，影响靠电量市场收益的常规电源获益，长期造成发电资源充裕性不足，对容量市场设计提出新的需求。如何建立一套适合我国国情且满足高比例新能源消纳的电力市场交易机制面临挑战。

三、相关措施建议

新能源消纳涉及电力系统发、输、配、用多个环节，与发展方式、技术进步、市场机制以及政策措施等密切相关，实现新能源高效消纳，既要远期规划，又要有运行优化，既要技术驱动，也需要政策引导和市场机制配合。

（一）加强新能源与灵活调节电源统筹规划

一方面考虑新能源资源的差异性，进一步开展全国风能、太阳能等新能源资源勘查和评估，确保资源的精准、高效利用；充分利用风、光资源自身互补性，在全国范围广域优化布局新能源，制定各区年度新增建设规模、装机布局和开发时序。另一方面加强新能源开发与灵活调节电源的协调规划。考虑新能源发电波动性，在发展新能源的同时，优化电化学储能、抽水蓄能、燃气电站等灵活电源规划，支撑新能源消纳能力持续提升。

（二）提升新能源并网调度运行管理水平，实现新能源高效消纳

借助人工智能、大数据等新技术，提升电网对海量新能源发电设备的运行管理能力，提升新能源基础数据质量和预测建模的智能化水平，建立高精度、高可信度的新能源功率预测系统，为高比例新能源并网优化运行奠定坚实基础；从源、网、荷、储、市场交易等多方面发力，不断挖掘电力系统运行灵活性，提升适应新能源随机波动性的调度运行水平和风险防御能力，支撑高比例新能源高效消纳。加快推进新能源并网技术标准升级，加强新能源并网性能的检测认证和在线评估，提升高比例新能源安全运行水平。

（三）发挥市场配置资源的作用，促进新能源消纳

考虑中长期市场、现货市场、辅助服务市场与容量市场，完善高比例新能源消纳的市场机制，加快推进适应波动性新能源消纳的市场体系建设，发挥市场在更大范围内优化配置资源的作用。建立适应高比例新能源的消纳考核机制，核算不同地区新能源发电技术经济性，以全社会效益最大为目标，分省（区）设置合理的新能源利用率考核指标。

（四）加强科研攻关，引领新能源高质量发展

加快太阳能发电、海上风电等基础设施及相关测试平台建设，提升新能源发电对系统运行的主动支撑和并网友好性能，促进新能源发电设备性能升级，使新能源成为优质电源。建立大规模新能源集群多场站、跨时空尺度协调仿真平台，攻关高比例新能源并网的电力系统安全稳定运行技术瓶颈，提出能源转型中新能源与电网安全运行协调发展技术解决方案，引领新能源高质量发展。