今年是“十三五”及实现国家清洁能源消纳三年行动计划目标的收官之年。在马上就要来临的“十四五”时期，我们国家新能源发展内生动力强劲，并网规模有望翻番。随着新能源发电在全网总装机中的占比持续提高，同时考虑到全球新型冠状病毒肺炎疫情对电力需求的影响，仍需多方合力、多措并举，推动高比例新能源融入电力系统，促进“十四五”新能源科学发展。

  “十二五”以来，我们国家新能源发电成本持续下降。2019年，我国陆上风电单位千瓦造价约为7500元，相较2010年下降了约17%，平均度电成本约为0.48元/千瓦时；在建海上风电项目单位千瓦造价约为陆上风电的两倍，度电成本为0.65～0.75元/千瓦时；光伏电站单位千瓦造价约为3800元，相较2010年下降了约90%，平均度电成本约为0.43元/千瓦时。

  对多家行业协会、研究机构、权威人士和项目业主开展的访谈调研根据结果得出，未来一段时期，光伏发电和海上风电的建设成本仍有一定下降空间，陆上风电建设成本下降空间比较小。根据测算，2025年，各省份光伏发电度电成本基本在0.23～0.4元/千瓦时之间，除重庆和贵州之外，绝大部分省份可实现平价上网；陆上风电度电成本基本在0.24～0.4元/千瓦时之间，除重庆、天津、山西等省份之外，大部分省份陆上风电可实现平价上网；江苏、广东的海上风电接价上网。

  值得注意的是，平价上网不等于平价利用。平价上网的新能源传导至用户会额外增加一些利用成本，包括接入送出增加的输配电成本、系统消纳增加的平衡成本、保障系统安全增加的容量成本等。借鉴国际能源署（IEA）等机构对利用成本的量化研究结果做多元化的分析，到2025年，我国有少数省份的陆上风电和光伏发电能轻松实现平价利用。

  近年来，在政府、发电企业、电网企业和用户的共同努力下，我们国家新能源发展取得巨大成就，对推动我们国家能源转型、践行应对气候平均状态随时间的变化承诺发挥了及其重要的作用。截至2019年年底，我国风电累计装机2.1亿千瓦，光伏发电累计装机达2.04亿千瓦，装机占比达到20.6%。2019年，国家电网有限公司经营区新能源利用率达到96.8%，提前一年完成《清洁能源消纳行动计划（2018～2020年）》中确定的目标。

  综合分析国家能源转型要求、清洁能源消纳目标及新能源成本迅速下降等因素，预计到2025年，我国风电和光伏发电装机规模将超过7.5亿千瓦，占全国电源总装机的比例超过26%。

  具体来看，随着“三北”地区消纳条件的进一步改善及非技术成本的下降，预计未来陆上集中式风电将呈现较快发展的态势。制约分散式风电发展的单位容量造价高、资源评估和分散运维难等问题也有望得到逐步解决。光伏发电项目仍会延续集中式和分布式相结合的开发方式。随着领跑者基地、部分外送通道配套电源、已核准存量电站项目和平价示范项目的陆续投产，集中式光伏电站占比可能提高，大多分布在在华北和西北地区。

  “十四五”期间，我们国家新能源装机和发电量占比仍将继续提高，对电力系统的影响将更为突出，要重点关注高比例新能源并网带来的电力系统安全、新能源发电项目规模管控、新能源消纳等问题，从机理研究、标准强化、政策落实、规模管控、管理优化等每个方面着手，推动新能源科学发展。

  随着新能源发电机组大量替代常规机组，电网安全运作面临挑战。同时，电力系统中，电力电子化特征日益显著，给电网运行机理也带来深刻变化。近年来，国外发生的一些大停电事故与新能源发电大规模接入有关。

  一方面，新能源发电包含大量电力电子设备，其频率、电压耐受标准偏低。当系统发生意外事故，频率、电压发生较大变化时，新能源发电机组容易大规模脱网，引发连锁故障。另一方面，电力电子装置的快速响应特性，在传统同步电网以工频为基础的稳定问题之外，带来了宽频带（5～300赫兹）振荡的新稳定问题。

  针对此类问题，应完善新能源机组并网标准，提高新能源机组涉网性能要求，挖掘新能源场站自身动态有功、无功调节能力，要求新能源参与系统调频、调压，防范新能源机组大规模脱网引发的连锁故障。在新能源发电机组高比例接入与极端天气频发的背景下，电网企业要提高灾害气象预警水平，结合电网运行特性，强化风险分析与预防。同时，有关部门和电网企业应加强新能源机组次同步谐波管理，深化机理研究，出台相关规定。

  新能源发电平价上网之后，通过补贴资金总量调控年度发展规模将较难实现。因此，应借鉴以往经验教训，坚持政府宏观调控与市场配置资源相结合的原则，逐步加强新能源项目的规模管理，出台无补贴新能源项目纳入规划管理的办法，深化年度投资预警和监管制度；以电力系统经济接纳能力为依据，考虑电源、电网、负荷、市场建设等因素，合理确定并及时滚动修正新能源开发规模、布局及时序。

  “十四五”新能源发电并网规模接近翻番，而电力需求量开始上涨和系统调节能力提升空间相对有限，新能源消纳面临挑战。考虑措施的经济性、可行性等因素，建议通过推进火电灵活性改造、建设灵活电源、推进需求侧响应、促进跨省互济等手段解决调峰问题。

  出台激励政策，推进火电灵活性改造。目前，燃煤发电企业改造进度滞后，截至2019年年底仅完成5775万千瓦左右，不到“十三五”规划目标的27%。因此，需要在总结各地电力辅助服务市场经验的基础上，继续完善并推广调峰辅助服务市场；结合电力市场建设，探索引入容量电价机制，调动火电厂开展灵活性改造的积极性。

  推进抽水蓄能电站等灵活电源建设，推动需求侧响应。目前第二轮输配电定价成本监审办法明确抽水蓄能不得计入输配电定价成本，这对抽水蓄能实际投产规模带来较大影响，需要有关部门尽快完善抽水蓄能支持政策。此外，还需注重完善需求侧响应激励政策，加快推进工业领域负荷参与电力需求侧响应，提升需求侧响应水平。

  增强区内电网跨省互联，充分的发挥互济作用。我国地域辽阔，风电、光伏发电均呈现较好的地理分散效应，各省级电网之间出力特性具有一定的互补性。因此，通过加强区域内各省级电网互联，能够有效缓解部分区域较为突出的调峰压力。

  合理确定新能源利用率，增加新能源利用规模。新能源发电出力统计结果为，尖峰电量出现概率低、维持的时间短，全额消纳需付出额外成本，降低系统整体经济性。新能源发展规模比较大的国家也均存在不同程度的主动或被动弃能现象。因此，应当以电力系统整体成本最小来合理确定新能源利用率，进而给出新能源的发展规模。

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