问题二：新能源消纳极限空间

3.1 理论消纳视角：新能源整体消纳空间可达100%

调峰性能是影响新能源消纳能力的关键因素。外送负荷增加对于提升消纳能力的意义不言自明，对于独立电网系统，调峰性能和负荷率是影响新能源消纳的主要因素，以60%调峰能力和80%负荷率的电网系统为例，负荷率提高10PCT，新能源消纳空间提升8.3PCT，而调峰能力提高10PCT，新能源消纳空间提升12.5PCT，影响显著。但一个地区负荷率主要受产业结构和生活习惯等因素影响，短期难以大幅变化，因此调峰能力成为短期内提高新能源消纳能力的关键。

理论上新能源消纳占比可达100%。纯从消纳空间来看，新能源消纳空间占用电负荷量比例最大可以达到100%，只要电源调峰能力足够强。然而，即使电源的调峰能力达到葡萄牙的20%水平，新能源消纳占比也可以达到70-80%，空间依旧足够大。

3.2 电网调度视角：风光互补电源结构是最佳场景

电网调度要求发供用同时完成。对于某地区电力系统而言，电网的任务是根据用电负荷曲线、各种能源的出力曲线对各种电源完成调度，以实现电力需求的满足。在新能源优先消纳、调峰能力足够强的假设下，来探讨风光装机的最优配比以实现最优的消纳占比，主要场景包括：只接入光伏、只接入风电、优先接入光伏（风电补充）、优先接入风电（光伏补充）、风光无优先级以实现最大化新能源占比。

以风电为主导的风光互补电源结构或许是高比例新能源接入的最佳场景。通过对典型日用电负荷曲线、风光出力曲线进行实时发用电平衡，我们发现，风光配比实现最优新能源消纳场景下新能源接入最高且调峰和弃电最小，此时风电装机95.2GW，光伏装机38.5GW，新能源消纳比例93.1%，调峰量6.9%，新能源发电量比例95.7%，新能源弃电率2.7%。

3.3 电力交易视角：光伏在出力阶段具有优势

电力现货市场交易可以还原电力商品本质属性。如前文所属，中国电力系统在某种程度依然执行发电计划，省级计划机构（通常是省级经信委）负责决定各类发电机组运行小时数，但决定原则不得而知。但在电力现货市场交易制度下，电力将恢复商品本质属性，采用边际成本定价，各种电源在上网时比较的就是报价的高低（发电成本的高低），此时对于未来新能源发电成本较低的情况下，新能源将优先上网，不再受不稳定电源以及年度发电计划等限制。

风光有望成为成本最低的能源形式。目前光伏发电成本仍然较风电较高，但光伏成本下降速度较快，同时风电成本也在降低，因此可预期的未来，光伏和风电将成为比传统能源成本更低的能源形式。

高比例接入下，光伏在出力阶段具有竞争力。由于光伏成本可能低于风电等其他能源形式电源，在光伏正常出力阶段，电力现货市场供应商包括光伏、风电、其他电源，按照成本最低策略，光伏优先发电，具有竞争优势。但在非光伏出力的夜间，如果不考虑储能的话，电力现货市场供应商只有风电、其他电源，风电优先发电；如果考虑储能的话，核心是看储能的成本，目前来看光伏+储能的成本比风电高，电力现货市场供应商包括风电、储存的光伏、其他电源，低成本风电优先发电。

未来展望：电网结构限制下可实现2550GW的 风光装机

4.1 远期展望：高比例风光接入下风电光伏的累计装机

2050年风电和光伏中性累计装机分别为1919和3650GW。根据前面研究，风光匹配下是相对较优方案，至于两者比例受电源结构的影响，可选取新增电量1:1进行匹配，据中性测算，2050年风电和光伏累计装机分别为1919/3650GW，2020-2030年风光年均新增装机分别为43/79GW，2030-2050年风光年均新增装机分别为62/130GW。

泛在电力物联网建设提升电网灵活性、储能成本降低，新能源长期发展空间可期。当前电网灵活性提升主要来自于抽水蓄能电站和单循环调峰气电等调峰能力建设以及热电联产机组和常规煤电灵活性改造。展望未来，通过泛在电力物联网建设，推动清洁能源发电精准预测，提高清洁能源与电网系统规划、灵活调节、市场交易能力，有力支撑各类清洁能源接入。此外，随着成本下降，锂电池储能逐步在电力系统中发挥作用，提升系统响应能力，弱化新能源的波动性的影响。

4.2达到高比例接入需要解决的问题

电源结构、电力体制以及新能源技术是高比例接入必须克服的问题。在新能源高比例接入背景下，对电网硬件来说，要求电网调峰能力足够强，同时具有互联互通的通道；对电网软件来说，要求可以实现电力现货交易，以及放开年度发电计划；对于新能源技术来说，要求实现日前、日内精准发电预测，同时发电和储能成本较低。

原标题：电网视角下新能源消纳的原理、空间和结构