“目前国际形势、国内环境和气候条件等都在发生变化，新能源的大规模、高比例发展不能一蹴而就。需要把握转型节奏，统筹考虑‘能源安全性、可持续性、经济可承受性’三要素来构建更系统、更稳妥的发展路径。”国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧表示。

2022年12月13日，中国能源研究会与自然资源保护协会（NRDC）共同推出“新型电力系统沙龙”系列活动，就新能源的大规模高比例开发利用进行研讨。

新能源开发利用仍需统筹考虑多重因素

“构建新型电力系统的本质是实现新能源对传统能源的逐步替代。”中国能源研究会能源政策研究中心主任林卫斌表示。

党的二十大报告提出，立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破，有计划分步骤实施碳达峰行动。这充分体现了党中央对能源转型和能源安全的高度重视，为新能源高质量发展指明了前进方向。

林卫斌认为，2030年前主要做增量上的替代，2030年后是存量的替代，预计2040年新能源发电量超过煤电，成为第一大主体电源，新型电力系统初步建成。

“在面向2060年新能源发电量超过60%的过程中，需要重点关注可行的技术路径、社会经济效益等问题，尤其是风电与光伏的发展路径，风光等新能源与传统煤电配CCS的技术选择等。”林卫斌表示。

此外，为积极应对大规模高比例新能源高速发展，未来十年将是新型储能发展的窗口期，加快新型储能产业布局备受关注。

“未来高比例新能源电力系统中，储能与需求侧资源将逐步成为平衡备用的主力来源，传统电源不具备比较优势。”李琼慧指出。

对此，与会专家表示，未来新型储能发展配置时长将由“十四五”时期的2—4小时逐步延长至6—8小时；新型储能将大规模发展，一部分用于电源侧，推动“新能源+储能”绿色友好电源发展，另一部分布局在电网侧，发挥电力支撑作用。

新能源对电力系统的支撑能力有待提升

记者了解到，目前高比例新能源接入增加了电力系统安全稳定运行难度，一是高比例新能源出力随机性、间歇性增加系统日内调节和跨季度调节困难；二是新能源出力和用电负荷特性不匹配增加系统保供难度，尤其在极端气候条件下的保供困难突出；三是新能源电力电子属性导致电力系统安全稳定运行风险增加。

“不同于欧美国家在达到基本饱和用电量情形下去发展新能源，我国是在电力需求刚性高速增长的情形下去发展新能源，能源系统面临巨大挑战。”电力规划设计总院清洁能源研究院副院长饶建业表示。

目前，我国能源安全新旧风险交织，油气资源短板仍然突出，转型过程中电力、煤炭区域性时段性紧张风险凸显，极端条件下能源供应保障不确定因素增加，电力系统运行控制难度不断加大。

“发展新能源是实现能源本质安全的主要选择。但将新能源转化为稳定电力供应的技术体系尚未形成，在发展空间、并网送出、安全运行、高效消纳、经济性等方面存在诸多挑战。”水电水利规划设计总院综合能源部主任工程师李少彦认为。

“电力安全保供压力仍然很大。2021年，由于负荷的超预期增长及极端天气，导致我国19个省（区、市）启动有序用电。按照装机平衡考虑，结合当前电源、电网工程投产进度，预计2023年电力供需紧张、供需偏紧的情况仍会出现。”饶建业认为。

数据显示，现阶段我国新能源可靠替代尚未形成。近年来，我国新能源装机占比和电量占比均显著提升，但新能源电力支撑能力不足，对电力保供的贡献度相对较小。2021年，我国新能源装机占比27%，发电量占比12%，参与电力平衡占比2%。现阶段仍然主要依靠煤电等可靠、可控电源发挥电力支撑保供作用。

饶建业分析，首先应尽可能发挥新能源的系统作用，目前虽然新能源装机占比显著提升，但对电力系统的支撑能力不足，对电力保供的贡献度较小。其次，合理的新能源利用率需要进一步研究，过高的新能源利用率会导致系统附加成本快速上升，应该找到一个技术经济最优的平衡点。

新能源高比例发展成本、空间、机制备受关注

研究表明，2021—2030年，新能源开发采用“优化开发时序”相比“无序开发”模式，电力供应成本上升幅度可降低约1.6个百分点。

“保障能源安全、推进‘双碳’目标在相当长时间内是需要付出经济代价的。要优化碳达峰时序、碳中和节奏来扩大动态平衡的裕度空间，最大程度降低保障能源安全和控制能源成本的压力。”李琼慧指出，如果说能源安全和能源环境目标具有刚性和倒逼的特质，那么能源成本的目标将不得不保持在一定的弹性区间。唯有如此，才有可能达到能源三要素的动态平衡。

据了解，“十四五”期间，我国新能源装机规模有望翻番，尽管新能源本体发电成本可实现平价，但新能源消纳的系统成本将大幅升高。在国际方面，可再生能源的迅猛发展大幅推高了用电价格。德国近20年居民电价上涨90%，平均销售电价上涨23%；英国近15年居民电价上涨60%，平均销售电价上涨51%。按照新能源电量渗透率提升至30%测算，我国电力供应成本将提高约10%。

“注重从电力系统的整体考虑新能源消纳的系统成本，加强新能源规划与电力系统规划的协调，避免大幅推高电力供应成本。”李琼慧表示。

“新能源高比例发展需要兼顾成本和效率，保持合理的消纳是可行的选择。”自然资源保护协会清洁电力高级顾问王万兴认为。

在新能源消纳方面，李少彦表示，确定合理的新能源利用率指标很关键。以某省区为例的分析显示，将其新能源利用率控制指标从100%降低到94%，新能源装机容量可翻一番。

在发展空间方面，新能源能量密度低，高度依赖土地。对此，李少彦指出，相较百万千瓦火电厂用地约800亩，同规模的光伏电站占地2.5万亩到3万亩、风电场用地2000亩（外包络线15万亩）。新能源发展面临的土地约束开始显现，为此，应首先在国土空间规划中预留出新能源发展空间，同时探索开发场地融合、多样化场景的发展模式。

2022年8月印发的《关于加强生态保护红线管理的通知（试行）》提出，零星分布的已有水电、风电、光伏、海洋能设施，按照相关法律法规规定进行管理，严禁扩大现有规模与范围，项目到期后由建设单位负责做好生态修复。可以看出，国家明确了新能源大规模更高比例发展必须考虑土地资源的承载力。

对此，李琼慧建议，应协调考虑新能源的消纳和保供问题，应考虑新能源大规模开发利用与区域环境承载力的冲突，应通过市场机制来保证新能源的竞争力，应构建电力供应安全评估监测机制，应针对高比例新能源特点配置备用资源。

面对并网消纳、发展空间、体制机制等方面存在的诸多挑战，饶建业认为，应充分根据新能源带来的新技术、新业态、新商业模式的特点，进一步修订和完善相关法律法规。

王万兴指出，随着新能源比例的提高，一些国家开始重新思考未来市场机制建设的方向。我国应借鉴相关经验，结合国内市场化改革和制度建设方面的特点，打造适合我国新能源高比例发展的电力市场体系。

本文刊载于《中国电业与能源》杂志。

原标题：大规模高比例新能源发展难在哪？