今年是“十三五”及實現(xiàn)國家清潔能源消納三年行動計劃目標的收官之年。在即將到來的“十四五”時期，我國新能源發(fā)展內生動力強勁，并網規(guī)模有望翻番。隨著新能源發(fā)電在全網總裝機中的占比持續(xù)提高，同時考慮到全球新冠肺炎疫情對電力需求的影響，仍需多方合力、多措并舉，推動高比例新能源融入電力系統(tǒng)，促進“十四五”新能源科學發(fā)展。
“十四五”新能源發(fā)電發(fā)展趨勢
并網規(guī)模接近翻番，陸上風電和光伏發(fā)電進入平價上網時代
“十二五”以來，我國新能源發(fā)電成本持續(xù)下降。2019年，我國陸上風電單位千瓦造價約為7500元，相較2010年下降了約17%，平均度電成本約為0.48元/千瓦時;在建海上風電項目單位千瓦造價約為陸上風電的兩倍，度電成本為0.65～0.75元/千瓦時;光伏電站單位千瓦造價約為3800元，相較2010年下降了約90%，平均度電成本約為0.43元/千瓦時。
對多家行業(yè)協(xié)會、研究機構、權威人士和項目業(yè)主開展的訪談調研結果表明，未來一段時期，光伏發(fā)電和海上風電的建設成本仍有一定下降空間，陸上風電建設成本下降空間相對較小。根據(jù)測算，2025年，各省份光伏發(fā)電度電成本基本在0.23～0.4元/千瓦時之間，除重慶和貴州之外，絕大部分省份可實現(xiàn)平價上網;陸上風電度電成本基本在0.24～0.4元/千瓦時之間，除重慶、天津、山西等省份之外，大部分省份陸上風電可實現(xiàn)平價上網;江蘇、廣東的海上風電接近平價上網。
值得注意的是，平價上網不等于平價利用。平價上網的新能源傳導至用戶會額外增加一些利用成本，包括接入送出增加的輸配電成本、系統(tǒng)消納增加的平衡成本、保障系統(tǒng)安全增加的容量成本等。借鑒國際能源署(IEA)等機構對利用成本的量化研究結果進行分析，到2025年，我國有少數(shù)省份的陸上風電和光伏發(fā)電可以實現(xiàn)平價利用。
近年來，在政府、發(fā)電企業(yè)、電網企業(yè)和用戶的共同努力下，我國新能源發(fā)展取得巨大成就，對推動我國能源轉型、踐行應對氣候變化承諾發(fā)揮了重要作用。截至2019年年底，我國風電累計裝機2.1億千瓦，光伏發(fā)電累計裝機達2.04億千瓦，裝機占比達到20.6%。2019年，國家電網有限公司經營區(qū)新能源利用率達到96.8%，提前一年完成《清潔能源消納行動計劃(2018～2020年)》中確定的目標。
綜合分析國家能源轉型要求、清潔能源消納目標及新能源成本快速下降等因素，預計到2025年，我國風電和光伏發(fā)電裝機規(guī)模將超過7.5億千瓦，占全國電源總裝機的比例超過26%。
具體來看，隨著“三北”地區(qū)消納條件的進一步改善及非技術成本的下降，預計未來陸上集中式風電將呈現(xiàn)較快發(fā)展的態(tài)勢。制約分散式風電發(fā)展的單位容量造價高、資源評估和分散運維難等問題也有望得到逐步解決。光伏發(fā)電項目仍會延續(xù)集中式和分布式相結合的開發(fā)方式。隨著領跑者基地、部分外送通道配套電源、已核準存量電站項目和平價示范項目的陸續(xù)投產，集中式光伏電站占比可能提高，主要集中在華北和西北地區(qū)。
未來新能源發(fā)展需關注的問題及建議
從機理研究、標準強化、政策落實、規(guī)模管控等方面著手，推動新能源科學發(fā)展
“十四五”期間，我國新能源裝機和發(fā)電量占比仍將繼續(xù)提高，對電力系統(tǒng)的影響將更為突出，需要重點關注高比例新能源并網帶來的電力系統(tǒng)安全、新能源發(fā)電項目規(guī)模管控、新能源消納等問題，從機理研究、標準強化、政策落實、規(guī)模管控、管理優(yōu)化等各個方面著手，推動新能源科學發(fā)展。
隨著新能源發(fā)電機組大量替代常規(guī)機組，電網安全運行面臨挑戰(zhàn)。同時，電力系統(tǒng)中，電力電子化特征日益顯著，給電網運行機理也帶來深刻變化。近年來，國外發(fā)生的一些大停電事故與新能源發(fā)電大規(guī)模接入有關。
一方面，新能源發(fā)電包含大量電力電子設備，其頻率、電壓耐受標準偏低。當系統(tǒng)發(fā)生事故，頻率、電壓發(fā)生較大變化時，新能源發(fā)電機組容易大規(guī)模脫網，引發(fā)連鎖故障。另一方面，電力電子裝置的快速響應特性，在傳統(tǒng)同步電網以工頻為基礎的穩(wěn)定問題之外，帶來了寬頻帶(5～300赫茲)振蕩的新穩(wěn)定問題。
針對此類問題，應完善新能源機組并網標準，提高新能源機組涉網性能要求，挖掘新能源場站自身動態(tài)有功、無功調節(jié)能力，要求新能源參與系統(tǒng)調頻、調壓，防范新能源機組大規(guī)模脫網引發(fā)的連鎖故障。在新能源發(fā)電機組高比例接入與極端天氣頻發(fā)的背景下，電網企業(yè)需要提高災害氣象預警水平，結合電網運行特性，強化風險分析與預防。同時，有關部門和電網企業(yè)應加強新能源機組次同步諧波管理，深化機理研究，出臺相關規(guī)定。
新能源發(fā)電平價上網之后，通過補貼資金總量調控年度發(fā)展規(guī)模將較難實現(xiàn)。因此，應借鑒以往經驗教訓，堅持政府宏觀調控與市場配置資源相結合的原則，進一步加強新能源項目的規(guī)模管理，出臺無補貼新能源項目納入規(guī)劃管理的辦法，深化年度投資預警和監(jiān)管制度;以電力系統(tǒng)經濟接納能力為依據(jù)，綜合考慮電源、電網、負荷、市場建設等因素，合理確定并及時滾動修正新能源開發(fā)規(guī)模、布局及時序。
“十四五”新能源發(fā)電并網規(guī)模接近翻番，而電力需求增長和系統(tǒng)調節(jié)能力提升空間相對有限，新能源消納面臨挑戰(zhàn)?？紤]措施的經濟性、可行性等因素，建議通過推進火電靈活性改造、建設靈活電源、推進需求側響應、促進跨省互濟等手段解決調峰問題。
出臺激勵政策，推進火電靈活性改造。目前，燃煤發(fā)電企業(yè)改造進度滯后，截至2019年年底僅完成5775萬千瓦左右，不到“十三五”規(guī)劃目標的27%。因此，需要在總結各地電力輔助服務市場經驗的基礎上，繼續(xù)完善并推廣調峰輔助服務市場;結合電力市場建設，探索引入容量電價機制，調動火電廠開展靈活性改造的積極性。
推進抽水蓄能電站等靈活電源建設，推動需求側響應。目前第二輪輸配電定價成本監(jiān)審辦法明確抽水蓄能不得計入輸配電定價成本，這對抽水蓄能實際投產規(guī)模帶來較大影響，需要有關部門盡快完善抽水蓄能支持政策。此外，還需注重完善需求側響應激勵政策，加快推動工業(yè)領域負荷參與電力需求側響應，提升需求側響應水平。
增強區(qū)內電網跨省互聯(lián)，充分發(fā)揮互濟作用。我國地域遼闊，風電、光伏發(fā)電均呈現(xiàn)較好的地理分散效應，各省級電網之間出力特性具有一定的互補性。因此，通過加強區(qū)域內各省級電網互聯(lián)，能夠有效緩解部分區(qū)域較為突出的調峰壓力。
合理確定新能源利用率，增加新能源利用規(guī)模。新能源發(fā)電出力統(tǒng)計結果顯示，尖峰電量出現(xiàn)概率低、持續(xù)時間短，全額消納需付出額外成本，降低系統(tǒng)整體經濟性。新能源發(fā)展規(guī)模比較大的國家也均存在不同程度的主動或被動棄能現(xiàn)象。因此，應當以電力系統(tǒng)整體成本最小來合理確定新能源利用率，進而給出新能源的發(fā)展規(guī)模。
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