多年來，風電和光伏發電的波動性、隨機性、反調峰特性、極熱無風、晚峰無光等等已成老生常談，有人怨外送能力不夠，有人說電源結構不合理，也有人要需求響應，新能源電力消納問題好像盲人摸象，顯然還沒有形成共識。個人認為，新能源集中開發模式，按照制約問題出現的先后，依次是應該送出問題、消納問題、系統安全問題。

（來源：微信公眾號“能源理論與實踐”作者：每天一小步）

新能源發展初期，由于新能源項目開發與電網建設的周期不同、協調不夠，接網和送出問題是首先出現的局部問題。

新能源發展規模較大時，局部（省級或區域）電力系統出現調峰問題，新能源消納問題會日益突出。

新能源進一步大規模高占比發展，局部問題逐漸向全系統擴散，由于新能源機組的慣量較小，常規電源占比下降，系統出現調頻問題將日趨嚴重。這也是新能源發展到一定規模必須面臨的系統難題。

新能源電力消納是一項系統工程，是新能源和電力系統的特征決定的。電力系統不只是發電企業，不只是電網，更不只是用戶，而是由“發輸配用儲”一系列環節組成的系統。所以，新能源電力消納問題要堅持系統思維。

2020年12月7日的中國能源報，發表了一篇“電力系統靈活性提升難在哪”，引用了《電力發展“十三五”規劃》。“十三五”期間，將在“三北”地區推行熱電機組靈活性改造約1.33億千瓦、純凝機組改造約8200萬千瓦；抽水蓄能電站裝機達到4000萬千瓦左右；全國氣電裝機2020年達到1.1億千瓦以上。然而，“十三五”收官在即，電力系統靈活性提升目標卻遠未完成：截至2020年9月底，我國氣電裝機容量9637萬千瓦、抽水蓄能裝機容量3089萬千瓦，均大幅低于規劃目標；煤電靈活性改造進度更為緩慢，截至2019年底，只改造完成5775萬千瓦，僅為目標改造容量的1/4，且截至目前情況并無明顯改觀。

究其緣由，就是價格形成機制。長期以來，缺水區域電力系統的調峰、調頻等責任大都由火電機組承擔，但隨著新能源規模越來越大、比例越來越高，以火電機組為主的電力系統已經不堪重負。

新能源發展的技術邊界在哪里？

可以確定的是，碳達峰碳中和目標下，以風電和光伏發電為代表的新能源在2030年前將呈更大規模、更高速度發展態勢。在電力系統基本控制理論沒有大進步的情況下，仍要深入研究新能源送出、系統調峰問題和系統頻率穩定問題。

新能源送出的系統經濟性要給予足夠重視。發電企業更注重電量上網的利益，造成新能源發電機組仍不能承擔其應有的責任。經過十多年的技術進步，新能源發電機組發電效率大幅提升，但涉網性能并沒有得到同步提升，電壓支撐能力、功率控制水平遠不能與常規機組相比。客觀地說，由于新能源利用率不高，電網企業大規模投入新能源接網和送出工程整體效率偏低。經過十多年的發展，資源富集的區域電網送出大多已經飽和，新能源送出全部依靠新增輸電通道解決。這一部分電網投資不產生電量，納入輸配電價有效資產后，一方面會引起輸配電價上升，另一方面即使納入輸配電價也難以取得合理回報。

電力系統調峰問題相對容易解決。電力系統調峰問題主要反映的是電源結構，水電等靈活調節電源的多寡決定了電力系統調峰裕度，當然與用電端的負荷特性也密切相關。困難的是，新能源富集的“三北”地區多以火電為主，而且多承擔供熱任務，在風電大發的冬春兩季系統調峰能力極小，這也是當前新能源消納問題的關鍵。在現有技術條件下，發電側的靈活調節改造、儲能和需求響應是解決系統調峰問題的三大類措施。如果制定相應的電價引導機制，從發電側、儲能和需求響應三方面發力，系統調峰問題相對容易解決。

高占比新能源電力系統頻率穩定的認識還不夠。與傳統同步發電機相比，新能源發電機組轉動慣量小或沒有轉動慣量。什么是轉動慣量？簡單說，電力系統是在發電機組帶動下實時平衡的旋轉系統，當系統發生故障時，由強大的發電機群將系統拉回平衡運行狀態。轉動慣量小的系統，抗干擾能力也較小。我們可以假設，當系統替換為新能源機組，系統慣量很小，那么電力系統就成為一個“輕”系統，一點干擾就可能導致系統失穩。一些單位已經研究了高占比新能源電力系統頻率穩定約束，但還沒有提出切實可行的控制措施，這將是新能源發展面臨的另一個即將到來的系統性難題。

新能源發展的經濟性邊界？

從政策設計上看，新能源發電側設置了95%的利用率目標，上網電價全面達到平價水平（燃煤脫硫機組標桿電價），消費側設定了可再生能源消納責任權重，電網側輸配價格基本固定，但系統的價格機制還沒有出臺明確的政策。從2020年風電搶裝潮看，電價對于風電發展巨大的驅動作用。未來，上網電價在新能源發展的調節作用將逐步減弱，逐步過渡至市場因素驅動，就需要研究系統的經濟性問題。

系統成本增加。由于風電、光伏發電的隨機性和波動性，電力系統維持旋轉儲備或額外可調度容量的成本。隨著高比例新能源接入，消納一個單位的新能源電力邊際成本呈幾何級數增加，調節電源的經濟性難以保障。

電網側成本增加。從電網側看，大規模新能源接網和輸電工程利用率偏低，即使納入輸配電價仍難以取得合理回報。尤其是，風電、光伏發電大型基地，遠離負荷中心，千萬千瓦級新能源外送需配套建設大量匯集和外送工程，且風電、光伏發電利用率不高（風電2000小時左右、光伏1400小時左右），電網工程整體利用率偏低。

一點應對措施

新能源側。新能源既然要從補充電源向主力電源過渡，就必須要承擔其主力電源應該具備的技術條件。一是提升涉網性能。新能源發電機組不能只追求發電效率，更應同步提升其發電品質、可控可調性和友好性。二是新能源端配置儲能。從電力系統的基本原理上看，儲能配置于負荷側更有助于提升系統調節性和保證供電的可靠性，但從大型風電、光伏發電基地的角度看，新能源端配置儲能更有助于提升系統安全穩定水平和整體經濟性。如果能出臺“儲能+”的電價，將更有助于推動新能源電力消納。

電網側。一直以來，出于經濟性和不確定性電源比例較小的考慮，電力系統對于年利用小時低于3000小時的電源接入設計上有一定“輕視”，不考慮N-1等技術要求。但在新能源超常規的新形勢下，需要重新審視新能源接網設計的基本原則，提升系統可靠性和電網工程的經濟性。如果新能源側配置了一定高比例儲能，接入設計是否要考慮N-1原則，儲能集中與分散配置方式均需進一步研究。

消費側。一般意義上，消費側的用電可持續性和品質要求是持續上升的。但隨著電氣化水平不斷提升，間歇性用電設備也在大量增加，比如新能源汽車充電樁、電熱水器以及一些對于電力可持續性要求不高的負荷，因此建立電需求響應是應對電源端品質下降的重要措施。

說了這么多，其實就是一句話。要應對大規模高比例新能源發展，就要從電力系統整體出發，設計技術要求和經濟性測算。“碳達峰、碳中和”目標下，新能源發展是肯定的，解決新能源發展的問題，就要堅持系統思維，全方位、全要素發力，如果仍是要求某一方或幾方去完成，努力的空間不大。