过去10年，新能源实现了跨越式发展，装机规模由0.3亿千瓦提升至6.4亿千瓦，为全社会清洁低碳发展奠定了坚实基础。随着新能源在电力系统中渗透率不断提升，其发展的关切点也在随之变化。“十二五”是新能源起步期，装机规模每年增长2000万~3000万千瓦，渗透率约4%，主要关注点是规模化并网问题。“十三五”至今，是新能源大规模发展时期，装机规模每年增长约7000万~8000万千瓦，渗透率达到了12%，给电力系统日内平衡调节带来巨大挑战。“双碳”目标的提出和新型电力系统的建设，将推动新能源成为电力和电量主体电源，由此给电力系统带来的也不只是日内平衡调节困难，还有实时平衡机理面临挑战、连续多日出力不足影响电力供应、系统季节性电量调节困难等诸多问题，发展的关切点也由系统消纳向支撑其主体地位的可靠替代转变。

确保“双碳”目标如期实现迫切需要新能源对化石能源消费可靠替代。目前，新能源每年新增的发电量不足全国每年用电增量的一半。为此，新型电力系统建设的首要任务就是推动新能源充分满足全国用电需求的刚性增长，同时加速替代存量化石电力消费。按此测算，未来10年，全国每年需要新增1亿千瓦以上的新能源装机，新能源发展的重心需由开发建设转向可靠替代，以满足电力供需要求。值得注意的是，新能源进入无补贴平价上网阶段后，虽然项目竞争依然激烈，但企业在看不到明确利用场景和收益前景的情况下，纷纷放缓了开工投产进度，“批多建少”的现象在多地都有显现。到2030年新能源渗透率将达到20%以上，单靠挖掘电力系统电源和电网调节潜力无法保障新能源消纳利用。为此，在新型电力系统建设中，通过提升系统灵活性为新能源可靠替代创造条件的同时，还需要跳出电力系统固有范畴，推动电力与产业布局深度融合，丰富拓展新能源的应用场景，为普及利用和可靠替代创造土壤。

推动新能源与用能产业融合发展

“十三五”期间，全国电能替代电量合计超过8000亿千瓦时，随着工业、建筑、交通等行业电能替代的加速推进，预计“十四五”期间电能替代潜力约1万亿千瓦时。经研究，电能在终端能源消费比重每提升1个百分点，可以多利用2亿千瓦新能源装机，减少二氧化碳排放1.5亿~2亿吨。

围绕产业布局合理配建新能源，推广“源网荷储”一体化开发模式。“源网荷储”一体化以产业用能为中心，强调用户侧与电源、电网、储能的高度整合和集约利用，有利于激发大用户主动建设利用新能源的热情，有利于催生新能源多元化发展的新模式新业态。高载能产业用能规模大、负荷相对平稳，部分配建燃煤自备电厂，开展新能源直供等园区用能绿电替代，有利于促进新能源规模化利用，具有显著的节能降碳效益。算力枢纽、数据中心、5G通信基站、电动汽车充电网络等新基建产业，灵活用电潜力大，少量配置储能就可以实现新能源电力的自主调峰和高效利用。海岛、延边农牧区、偏远山区用电负荷规模不大，用电可靠性要求相对较低，适宜建设以新能源为主的分布式微电网，发挥分布式系统贴近终端用户的灵活布局优势，保障当地用电需求。

依托沙漠、戈壁、荒漠大型风光基地引领特色产业布局。西部、北部地区新能源资源富集，基地化、集约化开发优势明显。因此，应牢牢抓住沙漠、戈壁、荒漠大型风光基地开发建设的有利契机，改变以往单纯外送电的发展模式，最大程度就地就近利用新能源，争取实现就近就地利用规模占总开发规模的三分之一以上。同时，以新能源为重要抓手，加速新兴产业布局，吸引传统产业转移，引领产业迭代升级。在大型新能源基地周边布局清 洁能源、储能、氢能、大数据等装备制造产业，补强产业链短板，形成全产业链配套的市场供给能力，合理安排新能源开发时序，做到与产业发展相协同。

构建“源网荷储”协同消纳体系

支撑新能源的可靠替代仍然需要提升电力系统自身灵活调节能力，随着新能源渗透率逐步提高，需要统筹源网荷储各侧资源，多维度提升系统灵活调节能力。

优先开展火电灵活性改造。综合比较各类提升灵活性措施的成本和效益，火电灵活性改造仍是最具经济性的方案。因此，应继续大力推动火电灵活性提升，但需要关注2个方面：一是火电低负荷运行会显著增加煤耗，不利于碳减排，需同步开展低负荷提效改造，并积极探索兼顾灵活性与节能减碳的优化调度运行方式。二是合理选择煤电机组类型，大容量超（超）临界机组长期深度调峰运行不利于其经济性、高效性发挥，其可以改造的最低负荷率也不如亚临界机组，为此在机组选择中不能一味追求“大容量、高参数”。

推动高比例新能源跨省跨区外送。在新型电力系统中大电网仍是核心枢纽，西电东送规模仍将扩大。需要进一步提升跨省区通道新能源电量占比，在全国范围内灵活优化配置资源。对于存量输电通道积极提升配套新能源规模，争取将新能源电量输送比例提升至40%左右。对于规划新建的输电通道，推广多能互补模式，实现新能源电量占比达到50%以上，并探索极高比例甚至纯新能源外送模式。

以系统需求规划布局储能电站。储能是电力系统重要的灵活调节资源，未来新型电力系统中储能需求规模预计在10亿千瓦以上。从技术成熟度和经济性考虑，应积极发展抽水蓄能，但抽蓄与电化学储能等新型储能相比，运行不够灵活且效率偏低，不适宜作为新能源配套电源频繁调节。抽蓄具备规模化应用的容量优势，且具备为系统提供转动惯量及短路容量支撑的优势，应更多发挥其对电力系统全局的容量效益和支撑调节功能。同时，未来10年也是新型储能发展的窗口期和机遇期，需要加快不同技术路线试点示范，充分研究运行机理，大力开发建设新型储能电站。

发展容量支撑型新能源电站

不能简单依靠配建储能实现新能源可靠替代。全国已有多地明确要求新能源项目配建一定比例储能设施，但是经研究，此类做法暂不能实现新能源可靠替代。一是新能源与配建的储能缺乏有效整合、联合运行的平台与机制，目前只能分别调用，储能多用于短时顶峰供电或对站内新能源出力平抑，而新能源只有通过与储能联合优化运行，改善出力特性，增加可以参与全时段电力平衡的容量，才能真正起到可靠替代作用。二是电源侧储能的调度运行机制尚不明确，市场交易结算机制缺失，在调度权责界线、安全责任划分等方面存在诸多问题，电源侧储能设施“晒太阳”现象在部分地区已有显现。

发展容量支撑型新能源电站需要技术集成创新。从当前相关技术发展情况来看，可通过集成应用新能源高效发电、长时间尺度新能源资源评估和功率预测、智慧集控、储能等技术措施，打造具备可靠发电、灵活调节的容量型新能源电站。通过长时间尺度功率预测技术和智慧集控技术，优化储能充放电策略，实现新能源与储能的协调运行，提升新能源可信出力水平，提升参与电力平衡的容量。初期将可信出力水平由当前5%~10%提升到20%~30%，后期进一步提升至50%以上，减少化石电源装机需求，实现可靠替代。

（电力规划设计总院电力发展研究院刘思远、蔡琛）