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目前，我国的电力生产仍以煤电为主。2020年，我国全口径煤电发电量4.63 万亿千瓦时，占全口径发电总量的比重为60.8％。新能源装机比重约26%，发电量占比仅11.2%。& v* s0 O( f- s9 k" z6 w8 Y8 ~
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随着我国碳达峰、碳中和进程的推进，以风电、光伏为代表的新能源装机量、发电量将逐步增加，我国电力清洁化程度也将大幅度提升。而在这个进程中，新能源的发电成本与发展布局将成为影响其发展的关键因素。, p: X+ j2 j4 A# ~* [" [' s
/ J( f% a2 \, W) f4 o" ?《新能源发电政策和市场发展展望》
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新能源发电成本快速下降4 b8 p8 h3 [7 R% ]& x. Y
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经济性是新能源大规模发展的先决条件。随着技术进步和规模化发展，以光伏、风电为代表的新能源发电 LCOE正在逐年下降。目前中国的集中式光伏和陆上风电的LCOE已经低于超超临界煤电，新能源+储能电源形式的 LCOE可能在2030年低于化石能源。
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集中式与分布式并重# ]1 [5 `/ j; S
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1 ^) b1 V/ \- d“三北”地区是我国风能、太阳能资源最丰富的地区，而我国的负荷中心则集中于中东部地区，负荷中心与资源中心逆向分布的地域特征，是制约我国新能源发展的主要矛盾。为解决这个矛盾，需要从多方面着手：+ j: Q( x4 |; y" X) Z
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7 X( N# z2 e3 u/ N( g% d6 h•多能互补的大基地。由于新能源发电存在明显的波动性和间歇性特点，特高压线路全部输送新能源电力难以实现。我国“十四五”规划中指出，“要建设一批多能互补清洁能源基地”，通过搭配一定比例的可调节电源，如火电、水电等，实现多能互补，促进新能源消纳。
* O" D$ W" A; e$ @) j•特高压输电。2020 年，22 条特高压线路年输送电量 5318 亿 kWh，其中可再生能源电量 2441 亿 kWh，同比提高 3.8%，可再生能源电量占全部输送电量的 45.9%。打通了资源优势与经济优势的转换通道，在一定程度上缓解了我国负荷中心与资源中心的不平衡性。: ]6 v/ P. L" L8 a4 U n2 D4 I
•分布式新能源。分布式能源具有布置灵活、能源利用效率高等优势。理论上，发展接近负荷中心的分布式新能源经济性最优，是除特高压工程和多能互补大基地方式外，有效解决逆向分布矛盾的另一种重要方法。
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“我国东部地区城市应优先开发和使用‘身边来’的能源，同时再加上西电东送的“远方来”的能源，东部能源自给和西电东送相结合，不应坐等西部供应东部，而应转变思路，进行能源自产自销，持续提高能源自给比例。”- e; g" J0 F4 k# w- u. T
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未来我国将通过多能互补的大基地建设、跨区域特高压外送和分布式新能源建设等方式，构建集中式与分布式并重的可再生能源发展格局，促进新能源发展。
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; u& V- R" @" q8 F安全灵活，新能源大规模应用的基础4 e; c, p2 x) X
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3 p9 N$ O) B/ \* j+ f新能源发电的波动性和间歇性要求电力系统必须具备灵活性。若电力系统欠缺灵活性，当常规电源的调节能力不足，无法满足系统净负荷的变化时，为了保证电力系统安全稳定运行，需要在用电需求不足时削减新能源出力，或是在用电高峰时期切除负荷，分别对应“弃风弃光”和“有序用电”的情况。这将会直接影响新能源的消纳，制约新能源的发展。
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$ I% F% o$ O, k( r( }% p德国是新能源渗透率最高的国家之一。2010年德国弃风率仅 0.33%，但随着可再生能源发电量占比接近 30%，弃风率开始呈上升趋势，到2016年，德国弃风率已经上升至 4.3% 。; p7 Y: B/ R9 P" x) h r* F
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数据来源：国家发展和改革委员会能源研究所
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8 q, ]; ?/ G$ E《京津冀与德国电力系统灵活性定量比较研究》
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2020年，我国风电+光伏发电量占比约9.5%，弃风率 3.5%，弃光率 2%。随着我国新能源发电量占比的提升，弃风弃光压力将持续增大，对电力系统灵活性的需求将愈发强烈。因此，需要从多个方面提高电力系统的安全性和灵活性。
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5 z) @- M H; o/ U2 K扩大调节电源规模- O/ v+ y: U, l$ i" g( T/ \6 L/ P
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现有技术手段中，火电的灵活性改造能大幅改善系统灵活性。已建成的煤电机组通过热电解耦、低压稳燃等技术改造可将最小稳定出力降至20%-30% 的额定容量，且单位千瓦投入仅高于需求侧管理。在改善系统可靠性的同时，能够促进可再生能源的大规模消纳。' ^9 p! W6 f4 g! F4 S
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; T2 Z! g- b. z q& @增加储能容量
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- g: M" G' y$ q, D未来以新能源为主体的电力系统，仅依靠火电的灵活性改造无法充分满足灵活性需求。储能作为一种柔性电力调节资源，可以改善和增强电力系统灵活性。在“供过于求”情景下，可以储存多余的风电、光伏出力；在“供不应求”情景下，可以放电缓解短时电力短缺。+ n- k" \$ K" }1 F. v& W9 X
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1 u' a5 G8 ?9 v储能系统在不同场景均发挥着重要作用：' C# ~# F* Y4 i' A
+ z" v. ^7 |1 X1 v1 P电源侧：新能源+储能、可再生能源制氢的模式有利于平抑新能源的出力波动，从而促进集中式新能源并网消纳；) L# S; s# {; v, m# H2 N
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电网侧：抽水蓄能+新型储能可以辅助电网实现调峰、调频需求，提高稳定性；
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负荷侧：可以利用市场机制（如分时电价、电力现货交易、需求响应等）和分布式新能源结合提升电能清洁化水平，降低用电成本，也有利于保障负荷侧供电的可靠性和连续性。
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/ \- G8 A' J* Y5 h3 F( L挖掘需求侧资源( y! r l: Z+ L; w3 H
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' q# E3 d6 L5 p$ k. y电力系统要时刻保持供需平衡。传统的做法是在负荷需求高时增加发电机组出力，但负荷高峰时段往往持续时间较短，为了满足这部分需求而增加的发电和输配电投资利用率很低，因此减少或者延迟需求侧的电力负荷来实现供需平衡，这便是需求侧响应的核心。0 w4 x% ^* b. I4 T# A4 ~
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e+ `- p- ^( g! t, v通过固态技术实现数据采集，数据处理，终端控制一体化，可以预测并防止负荷激增。通过植入需求管理功能实时响应负载变化，可以提高电力系统的灵活性。
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2020年浙江省通过工厂、商场、电动汽车充电设施等电力用户参与需求调节，运用市场手段汇聚了577万千瓦削峰负荷、322万千瓦填谷负荷的“资源池”，实现削峰填谷。相当于少建一座500万千瓦级的大型电站。
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总而言之，在新能源替代传统化石能源的低碳转型进程中，扩大调节电源规模，对燃煤、燃气电厂进行灵活性改造；增加储能容量，包括抽水蓄能和新型储能；挖掘需求侧潜力，如需求侧响应和虚拟电厂技术。将共同成为构建电网系统灵活性和稳定性的基础，保障新能源大规模应用。, l! d, ?( s# H J- i
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