今年是“十三五”及實現國家清潔能源消納三年行動計劃目標的收官之年。在即將到來的“十四五”時期，我國新能源發展內生動力強勁，并網規模有望翻番。隨著新能源發電在全網總裝機中的占比持續提高，同時考慮到全球新冠肺炎疫情對電力需求的影響，仍需多方合力、多措并舉，推動高比例新能源融入電力系統，促進“十四五”新能源科學發展。

“十四五”新能源發電發展趨勢：并網規模接近翻番，陸上風電和光伏發電進入平價上網時代

“十二五”以來，我國新能源發電成本持續下降。2019年，我國陸上風電單位千瓦造價約為7500元，相較2010年下降了約17%，平均度電成本約為0.48元/千瓦時；在建海上風電項目單位千瓦造價約為陸上風電的兩倍，度電成本為0.65～0.75元/千瓦時；光伏電站單位千瓦造價約為3800元，相較2010年下降了約90%，平均度電成本約為0.43元/千瓦時。

對多家行業協會、研究機構、權威人士和項目業主開展的訪談調研結果表明，未來一段時期，光伏發電和海上風電的建設成本仍有一定下降空間，陸上風電建設成本下降空間相對較小。根據測算，2025年，各省份光伏發電度電成本基本在0.23～0.4元/千瓦時之間，除重慶和貴州之外，絕大部分省份可實現平價上網；陸上風電度電成本基本在0.24～0.4元/千瓦時之間，除重慶、天津、山西等省份之外，大部分省份陸上風電可實現平價上網；江蘇、廣東的海上風電接近平價上網。

值得注意的是，平價上網不等于平價利用。平價上網的新能源傳導至用戶會額外增加一些利用成本，包括接入送出增加的輸配電成本、系統消納增加的平衡成本、保障系統安全增加的容量成本等。借鑒國際能源署（IEA）等機構對利用成本的量化研究結果進行分析，到2025年，我國有少數省份的陸上風電和光伏發電可以實現平價利用。

近年來，在政府、發電企業、電網企業和用戶的共同努力下，我國新能源發展取得巨大成就，對推動我國能源轉型、踐行應對氣候變化承諾發揮了重要作用。截至2019年年底，我國風電累計裝機2.1億千瓦，光伏發電累計裝機達2.04億千瓦，裝機占比達到20.6%。2019年，國家電網有限公司經營區新能源利用率達到96.8%，提前一年完成《清潔能源消納行動計劃（2018～2020年）》中確定的目標。

綜合分析國家能源轉型要求、清潔能源消納目標及新能源成本快速下降等因素，預計到2025年，我國風電和光伏發電裝機規模將超過7.5億千瓦，占全國電源總裝機的比例超過26%。

具體來看，隨著“三北”地區消納條件的進一步改善及非技術成本的下降，預計未來陸上集中式風電將呈現較快發展的態勢。制約分散式風電發展的單位容量造價高、資源評估和分散運維難等問題也有望得到逐步解決。光伏發電項目仍會延續集中式和分布式相結合的開發方式。隨著領跑者基地、部分外送通道配套電源、已核準存量電站項目和平價示范項目的陸續投產，集中式光伏電站占比可能提高，主要集中在華北和西北地區。

未來新能源發展需關注的問題及建議：從機理研究、標準強化、政策落實、規模管控等方面著手，推動新能源科學發展

“十四五”期間，我國新能源裝機和發電量占比仍將繼續提高，對電力系統的影響將更為突出，需要重點關注高比例新能源并網帶來的電力系統安全、新能源發電項目規模管控、新能源消納等問題，從機理研究、標準強化、政策落實、規模管控、管理優化等各個方面著手，推動新能源科學發展。

隨著新能源發電機組大量替代常規機組，電網安全運行面臨挑戰。同時，電力系統中，電力電子化特征日益顯著，給電網運行機理也帶來深刻變化。近年來，國外發生的一些大停電事故與新能源發電大規模接入有關。

一方面，新能源發電包含大量電力電子設備，其頻率、電壓耐受標準偏低。當系統發生事故，頻率、電壓發生較大變化時，新能源發電機組容易大規模脫網，引發連鎖故障。另一方面，電力電子裝置的快速響應特性，在傳統同步電網以工頻為基礎的穩定問題之外，帶來了寬頻帶（5～300赫茲）振蕩的新穩定問題。

針對此類問題，應完善新能源機組并網標準，提高新能源機組涉網性能要求，挖掘新能源場站自身動態有功、無功調節能力，要求新能源參與系統調頻、調壓，防范新能源機組大規模脫網引發的連鎖故障。在新能源發電機組高比例接入與極端天氣頻發的背景下，電網企業需要提高災害氣象預警水平，結合電網運行特性，強化風險分析與預防。同時，有關部門和電網企業應加強新能源機組次同步諧波管理，深化機理研究，出臺相關規定。

新能源發電平價上網之后，通過補貼資金總量調控年度發展規模將較難實現。因此，應借鑒以往經驗教訓，堅持政府宏觀調控與市場配置資源相結合的原則，進一步加強新能源項目的規模管理，出臺無補貼新能源項目納入規劃管理的辦法，深化年度投資預警和監管制度；以電力系統經濟接納能力為依據，綜合考慮電源、電網、負荷、市場建設等因素，合理確定并及時滾動修正新能源開發規模、布局及時序。

“十四五”新能源發電并網規模接近翻番，而電力需求增長和系統調節能力提升空間相對有限，新能源消納面臨挑戰。考慮措施的經濟性、可行性等因素，建議通過推進火電靈活性改造、建設靈活電源、推進需求側響應、促進跨省互濟等手段解決調峰問題。

出臺激勵政策，推進火電靈活性改造。目前，燃煤發電企業改造進度滯后，截至2019年年底僅完成5775萬千瓦左右，不到“十三五”規劃目標的27%。因此，需要在總結各地電力輔助服務市場經驗的基礎上，繼續完善并推廣調峰輔助服務市場；結合電力市場建設，探索引入容量電價機制，調動火電廠開展靈活性改造的積極性。

推進抽水蓄能電站等靈活電源建設，推動需求側響應。目前第二輪輸配電定價成本監審辦法明確抽水蓄能不得計入輸配電定價成本，這對抽水蓄能實際投產規模帶來較大影響，需要有關部門盡快完善抽水蓄能支持政策。此外，還需注重完善需求側響應激勵政策，加快推動工業領域負荷參與電力需求側響應，提升需求側響應水平。

增強區內電網跨省互聯，充分發揮互濟作用。我國地域遼闊，風電、光伏發電均呈現較好的地理分散效應，各省級電網之間出力特性具有一定的互補性。因此，通過加強區域內各省級電網互聯，能夠有效緩解部分區域較為突出的調峰壓力。

合理確定新能源利用率，增加新能源利用規模。新能源發電出力統計結果顯示，尖峰電量出現概率低、持續時間短，全額消納需付出額外成本，降低系統整體經濟性。新能源發展規模比較大的國家也均存在不同程度的主動或被動棄能現象。因此，應當以電力系統整體成本最小來合理確定新能源利用率，進而給出新能源的發展規模。