新能源巨量接入电力系统咋应对（聚焦新一代电力系统）

截至2020年底，我国风电装机2.81亿千瓦、光伏发电装机2.53亿千瓦，合计达5.34亿千瓦。要实现碳达峰、碳中和目标，到2030年我国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上，这意味着风电、太阳能发电装机还将增加6.66亿千瓦，增长一倍多。众所周知，新能源具有间歇性、波动性等特点，因此，要承载如此规模的新能源装机，电网乃至整个电力系统不仅要有“量”的增加，还要有“质”的变革。而且，未来要运营好这一复杂的电网、电力系统，技术、管理、体制等各方面改革必须统筹兼顾，加快推进。

近日，广东、江苏、河北等地相继制定了较高的新能源“十四五”装机发展目标。记者从权威人士处获悉，未来五年，国家层面或将只做顶层设计，不限制开发容量。因此，以风电、太阳能发电为代表的可再生能源高比例接入电网后，其间歇性、波动性将对传统电力系统的生产运营带来极大挑战。

据了解，近年来，随着电网不断发展，容量、备用容量也越来越大，但在可再生能源高比例接入的情况下，如何构建广泛互联、灵活调度、安全可控的新型电力系统是摆在电网企业面前的一道“必答题”。

“十四五”新能源将大发展

前提是解决土地和电网接入问题

国家能源局统计数据显示，截至2020年底，我国可再生能源发电装机达9.34亿千瓦，同比增长约17.5%。业内普遍认为，“十四五”期间，我国可再生能源装机规模将继续稳步扩大。国能投、国电投、华能、大唐、华电、三峡、中广核等众多电力央企近日纷纷表态，将把新能源作为“十四五”期间的开发重点。虽然国家层面的能源“十四五”规划尚未出台，但北京、天津、上海等20多个省（区、市）已相继发布了“十四五”新能源发展规划，“风光”正无限。

据了解，国家能源局或将不对“十四五”时期新能源设置具体规划目标，也就是说，不再限制新能源开发容量，企业只要能解决土地和电网接入问题，即可“甩开膀子干”。

新能源行业人士普遍认为，“十四五”期间，新能源行业发展不会“大跃进”，毕竟有土地和电网两个外部条件限制，这两个外部条件对项目开发至关重要。“一般来说，1万千瓦光伏电站组件安装占地面积约400亩左右，1万千瓦风电装机占地面积约2300亩，在生态保护、基本农田红线等限制下，剩余开发资源会越来越少，年新增用地指标有限。而且，如果不能并网，又会面临风机、光伏板晒太阳的现象，因此企业开发新能源项目时也会科学合理规划。”一位不愿具名企业人士对记者坦言。

传统发展模式“走进死胡同”

需树立低碳“获得电力”逻辑

业内专家认为，我国可再生能源要保持高质量发展，风电、太阳能发电的传统发展模式已不可持续。

中国社会科学院财经战略研究院能源经济研究中心市场室副主任冯永晟对记者表示，可再生能源传统发展模式不可持续的核心问题在于其发展成本让社会分担。目前，我国可再生能源补贴缺口达3000多亿元，到2030年的补贴缺口将达万亿元。政府财政资金补贴的是公共资金，公共资金是有成本的，这些成本来自于税收征缴管理带来的社会福利净损失，按照发展中国家一般规律看，这个成本约在1.5-2元之间。也就是说，假设可再生能源按每千瓦时1元补贴计算，社会财政需实际负担1.5-2元，为了补贴3000亿元，社会可能实际承担了约4000、5000亿元。这种模式显然称不上“高质量”，如果继续按照以往快速建设市场的补贴发展模式，新能源发展几乎“走进死胡同”。

因此，在补贴退坡的大背景下，风电、太阳能发电技术快速发展，转换率不断提高，其发展模式也由单一化、集中化向多元化、综合化加速转变。

在华东电力设计院智慧能源室主任吴俊宏看来，可再生能源的传统发展模式，一方面忽略了可再生能源安全利用的成本，另一方面又忽略了可再生能源的低碳价值。就前者而言，虽然不少地区已实现可再生能源平价上网，但这是基于保障其发电利用小时数的前提，忽略了为保障发电利用小时数可能增加的长距离输电成本，以及电力系统为其提供的辅助服务成本。

就后者而言，发展可再生清洁能源的逻辑并不是缺电的逻辑，而是低碳“获得电力”的逻辑，因此可再生能源成本的衡量本来与传统能源就不在一个维度上。虽然碳市场、绿证等手段是后者价值的体现，但如果价值体现不够，或没有与电力市场机制建立一个更科学合理的关系，就很难让可再生能源在未来电力市场中有持久的市场竞争力。

华南理工大学电力经济与电力市场研究所所长陈皓勇认为，源网荷储没有实现协同规划，如“三北”低负荷地区开发了太多风电、光伏基地，外送有困难，弃风弃光问题严重。“以后风电、太阳能发电将是集中式与分布式开发并举，特别需注重东部海上风电和分布式光伏的开发利用，做好源网荷储协同规划并完善电价机制。”

高质量发展要求倒逼

加快形成科学的电价机制

同时，新能源大规模发展对电力工业而言，是一个高质量发展的机遇，运用科学的电价机制将有效引导电力资源优化配置，助力我国实现能源低碳转型。

冯永晟对记者表示，当可再生能源发展为电力消费的绝对主体时，构建以可再生能源为中心的灵活电力系统，主动提供系统服务，整个电力系统会更经济更平衡。目前关键问题在于电力市场体系的基本框架并不完善，构建新一代电力系统面临市场建设进展缓慢、电价传导机制不通畅等多种挑战。

吴俊宏认为，电力资源优化配置效果取决于电价机制的多方作用，如交易电价信号可以引导电源优化建设，输配电价机制可以引导电网项目合理投资等。未来就新能源优化发展而言，也应由多种机制共同促进，如在选择发展远方大规模新能源并通过高压电网输送到负荷中心模式还是在负荷中心就近发展分布式新能源模式，就和交易电价机制、辅助服务机制及输配电价机制的合理性和可操作性密切相关。

“为含高比例可再生能源的电力市场设计合理的价格形成机制，目前还属于世界级难题。”陈皓勇表示，传统的电力市场设计特别是现货市场设计，主要是针对以化石能源为主体的情形而提出的。由于电能难以大量储存，发用功率必须实时平衡，从对电力系统调度运行和功率平衡的影响来看，应从波动性、可控性、随机性三个维度衡量电能商品品质并合理定价。

文章信息来源-中国能源报