近年來，我國新能源快速發展，風電和太陽能發電量占總發電量的比例從2010年的1.2%提高至2021年的11.7%，風光電量占比已超過全球平均水平。在積極應對氣候變化的背景下，加快發展風電和太陽能發電等新能源成為我國能源綠色低碳轉型的必然選擇，也是實現“雙碳”目標的先手棋。未來，既要為新能源發展開山鋪路，也要推動新能源承擔更多責任義務，支撐構建新型電力系統。

新能源占比逐漸提高是大勢所趨

風光發展潛力巨大。《中共中央國務院關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》明確提出，2060年非化石能源消費比重達到80%以上。我國水電、核電可開發量有限，水電技術可開發裝機約6.9億千瓦，預計未來常規水電裝機可達到5億千瓦左右。現有核電技術發展受限于廠址資源和鈾資源，預計2060年前很難實現大規模商業化應用。相比之下，風能和太陽能資源儲量極為豐富，隨著技術突破和產業規模化發展，風電和太陽能發電成本將持續降低，在裝機結構中的比例將持續提高。

新能源轉向主體電源應循序漸進。雖然目前陸上風電和光伏發電已實現平價上網，但還難以實現對傳統電源的安全可靠替代，發展規模還受電力系統消納能力制約，短時間內大幅度提高風光電量比例面臨很大困難。未來，新型電力系統將在電源結構、運行方式、底層邏輯等方面與當前電力系統有本質上的區別，推動新能源成為主體電源不可能一蹴而就。根據國務院《2030年前碳達峰行動方案》，2030年風電和太陽能發電裝機達到12億千瓦以上，屆時風光發電量占比達到20%左右，仍然不能成為主體電源。根據研究預測，到2050年以后，風光電量有望達到50%以上，成為電量主體。除此之外，還應考量其能否承擔保障供電安全的主體責任。因此，新能源要成為主體電源還需要一個長期過程，應實事求是、循序漸進。

新能源高比例發展面臨挑戰

充分消納。當前風電和光伏發電消納依賴火電、水電等常規電源進行調節。隨著風光發電快速發展，常規電源占比將持續下降，如果繼續沿用當前的消納模式，將遠遠不能支撐新能源成長為主體電源。另外，激勵新能源消納的電力市場體系還不完善，提升電源靈活調節能力的投資成本疏導機制還不健全，系統消納新能源的潛力未能得到充分發揮。

穩定供電。風電和太陽能發電出力受氣候、天氣影響很大，無法持續穩定供電或根據負荷需求調節發電出力。為保障電力供需平衡，實現穩定供應，既需要解決新能源發電隨機性和波動性問題，實現穩定輸出;又需要解決新能源發電與用電負荷峰谷變化的匹配問題，實現調峰運行;還需要應對連續陰雨、多日無風等特殊天氣，解決較長時段的電量不足問題。

安全運行。風電和光伏發電與常規火電、水電、核電等同步發電機不同，廣泛采用整流器、逆變器等電力電子器件，轉動慣量低，運行特征復雜，調頻能力和無功支撐能力不足，大規模并網將顯著改變傳統電力系統的運行規律和特性。數字化智能化程度提高在推動系統升級的同時，還可能帶來網絡安全等非傳統安全風險。

地域匹配。我國新能源資源和需求逆向分布，中東部地區用電負荷較大，但新能源發展受資源條件、土地、環保等因素制約，即使充分考慮中東部積極發展分布式新能源和海上風電，仍然難以通過本地新能源滿足自身用電需求，還需要繼續擴大“西電東送”規模，實現新能源資源跨省區優化配置。但是，新能源大規模遠距離輸送面臨通道走廊資源緊張、通道利用小時數低、送端電源支撐能力不足、交流網架不適應等諸多問題。

科學調度。當前調度系統建立在信息可預測、可控制的基礎上，隨著風電和太陽能發電快速發展，調度系統需要處理的電源規模、元件數量、分布范圍、各種時間尺度的不確定信息將呈指數級增長，新型儲能、車網互動(V2G)、源網荷儲一體化等新模式將使得電力供需從單向流動轉為雙向互動，現有調度體系難以滿足未來發展需要。

“十四五”推動新能源發展的舉措

加強電源側調節能力建設。提高電源側調節能力是優化電源側出力特性、緩解風電和太陽能發電消納問題、實現穩定供電的必要手段。《“十四五”現代能源體系規劃》(以下簡稱《規劃》)并沒有把系統調節責任全部推給常規電源，而是首先強調了風光發電自身的責任義務，要提高功率預測水平，完善并網標準體系，建設系統友好型新能源場站。同時，也對其他電源調節能力建設作出了要求，要全面實施煤電機組靈活性改造，到2025年累計改造規模超過2億千瓦;加快抽水蓄能電站建設，到2025年裝機容量達到6200萬千瓦以上;因地制宜建設天然氣調峰電站，“十四五”新增氣電裝機5000萬千瓦左右;因地制宜發展儲熱型太陽能熱發電;推動多種電源聯合優化運行等。

提升負荷側靈活互動能力。通過加強負荷側靈活互動能力，可以提高負荷與電源的匹配程度，有利于更大規模的風光發電消納利用。目前需求側響應主要針對大用戶，響應類型以“削峰”為主，集中在迎峰度夏、迎峰度冬等特定時段，轉移負荷“填谷”規模十分有限。響應方式以提前通知、計劃安排為主，用戶在實時價格信號的激勵下主動參與響應的規模較小，“源荷雙向互動”的供需模式尚未形成。《規劃》提出，要高比例釋放居民、一般工商業用電負荷的彈性，開展各類資源聚合的虛擬電廠示范。上述舉措將進一步引導需求側資源參與電力市場交易，有利于提高系統靈活性和新能源消納水平。

加快電網結構模式變革。當前電網對新能源以及分布式電源、微電網、電動汽車等多元主體的接納能力較弱，網架結構對大規模新能源并網的支撐能力不足，輸電通道傳輸新能源的能力有限，現役跨省區特高壓輸電通道及部分點對網通道平均可再生能源電量占比僅30%左右。《規劃》明確了電網結構形態的發展方向，即微電網與大電網兼容互補發展。在配電網和微電網方面，要加快配電網改造升級，提高配電網接納新能源和多元化負荷的承載力和靈活性，積極發展以消納新能源為主的智能微電網。在大電網方面，要完善主網架結構，推動電網之間柔性可控互聯，提升電網適應新能源的動態穩定水平，科學推進新能源跨省區輸送，提高全網消納新能源能力。

推進能源技術創新突破。技術創新是推動新能源發展的核心驅動力，儲能和氫能技術是破解新能源發展難題的重要突破口。“十三五”時期鋰離子電池、液流電池、壓縮空氣儲能等已取得顯著進步，但經濟性和安全性仍然不夠理想。氫能可作為新能源消納存儲的重要能量載體，但目前應用規模仍然比較小，產業鏈還不健全。《規劃》提出，強化氫能、儲能等前沿科技攻關，推動儲能成本持續下降和規模化應用，提升安全運行水平，著力攻克可再生能源制氫和氫能儲運、應用及燃料電池等核心技術。此外，《規劃》還強調發展模式的創新，推動多能互補、源網荷儲一體化、新型電力系統、智慧能源系統技術示范等。

加快配套體制機制變革。新能源的快速發展需要體制機制的引導和保障。當前新能源發展的配套體制機制還存在不足，激勵系統調節能力建設和共享收益的市場機制還不健全。《規劃》提出，要創新有利于非化石能源發電消納的電力調度和交易機制，推動非化石能源發電有序參與電力市場交易，通過市場化方式拓展消納空間，引導支持儲能設施、需求側資源參與電力市場，建立可再生能源消納責任權重引導機制，研究制定可再生能源消納增量激勵政策，推廣綠色電力證書交易，加強可再生能源電力消納保障等。隨著體制機制和市場體系逐漸完善，將充分調動全社會開發利用新能源的積極性，促進新能源快速高質量發展。