清洁低碳，以新能源为主体是核心

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%。

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。

数据来源：国家发展和改革委员会委能源研究所

《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

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。

数据来源：Wood Mackenzie Battle for the future 2021: Asia Pacific power and renewables competitiveness report  Analysis of power technology and generation cost trends (LCOE)

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集中式与分布式并重

“三北”地区是我国风能、太阳能资源丰富的地区，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：

“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。”

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。

安全灵活，新能源大规模应用的基础

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。

德国是新能源渗透率高的国家之一。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% 。

数据来源：国家发展和改革委员会能源研究所

《京津冀与德国电力系统灵活性定量比较研究》

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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扩大调节电源规模

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。

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增加储能容量

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。

数据来源：SolarPower Europe

储能系统在不同场景均发挥着重要作用：

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；

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；

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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挖掘需求侧资源

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。

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。

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。

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。