截止到2021年底，风电、光伏累计装机为6.34亿千瓦，装机占比为26.7%；发电量为9785亿千瓦时，占比为11.8%。
李鹏预计，到2030年，风电、光伏装机规模超16亿千瓦，装机占比增长至47%左右，新能源发电量约3.5万亿千瓦时，占比提高至30%。未来9年，风电、光伏新增装机大约增长9.66亿千瓦，年均增长约为108GW。当风电、光伏发电量占比超过30%至40%时，大电网系统的频率、电压、功角稳定极限及高昂的成本决定了其消纳新能源的天花板，会面临多种挑战。
本文从源网荷储、虚拟电厂、电力交易等多个角度详细阐述了解决方案。
一、新形势下新能源发展的历史机遇以及电力系统面临的挑战
当前，我国正处于工业化后期，经济对能源的依赖程度高，而我国能源消费以化石能源为主，2020年化石能源占一次能源比重达84%。碳达峰、碳中和目标下，我国能源结构将加速调整，清洁低碳发展特征愈加突出。
（一）碳达峰、碳中和目标推动新能源向“主体能源”转变
随着经济社会的转型发展和能源利用效率的不断提升，能源消费总量将会在碳排放量达到峰值后逐步下降，但电能消费总量一直呈上升趋势， 预计将从2020年的7.5万亿千瓦时增长至2060年的15—18万亿千瓦时。
新能源将迎来跨越式发展的历史机遇，成为电能增量的主力军，实现从“补充能源”向“主体能源”的转变。 预计到2030年，风电、光伏装机规模超16亿千瓦，装机占比从2020年的24%增长至47%左右，新能源发电量约3.5万亿千瓦时，占比从2020年的13%提高至30%。
2030年后，水电、核电等传统非化石能源受资源和站址约束，建设逐步放缓，新能源发展将进一步提速。预计到2060年，风电、光伏装机规模超50亿千瓦，装机占比超80%，新能源发电量超9.6万亿千瓦时，占比超60%，成为电力系统的重要支撑。
新能源具有典型的间歇性特征，出力随机波动性强。以电动汽车为代表的新型负荷尖峰化特征明显，最大负荷与平均负荷之比持续提升。发电侧随机性和负荷侧峰谷差加大将对传统电力系统造成较大的冲击，要实现构建以新能源为主体的新型电力系统愿景目标，我们还需要应对以下问题：
一是电力系统的可靠容量不足。 风电、光伏因其自身出力特性，可靠性偏低。经研究，到2030年，在全国范围内相对均匀分布的情况下，新能源装机超10亿千瓦，每年将有30天以上出力低于装机容量的10%，置信容量仅为1亿千瓦。
假设峰值负荷约18亿千瓦，水电装机5亿千瓦，可靠容量约3.5亿千瓦，核电装机3亿千瓦，可靠容量约3亿千瓦，风电、光伏可靠容量按1亿千瓦、其他可再生电源可靠容量按0.5亿千瓦估列，再考虑可中断负荷及电动汽车等可调节容量约5亿千瓦，那么电力系统可靠容量缺口约5亿千瓦，也就是说，对于稳定电源（火电）的需求仍有5亿千瓦。
二是传统大电网难以满足未来电力输送需求。 长期以来，我国能源资源与负荷呈逆向分布，大电网是连接三北地区等资源区与中东部负荷区的重要途径。但随着经济社会的发展，各地区用电量需求与日俱增，预计到2030年，仅广东、福建、浙江、江苏和山东五省的全社会用电量就将达到3万亿千瓦时，未来可能会达到5万亿千瓦时。
如果绝大部分从三北地区远距离输送，按照80%的比例测算，送电规模将达到4万亿千瓦时，这就需要建设约100条特高压送电通道，且每条特高压不受电磁环网制约，全年满功率运行，无疑这将难以实现。
三是电力系统转动惯量以及长周期调节能力不足。 光伏发电利用半导体的光电效应将光能转变为电能，无转动惯量，风力发电转动惯量也严重不足，因此，当电力系统中大量的新能源机组替代常规电源时，系统频率调节能力将显著下降。另一方面，目前的电化学储能等技术只能解决电力系统的短期调节问题，且受成本等因素制约，月度调节和季度调节还存在很大障碍。
而氢能、CCUS等技术在一定时期内很难取得突破性进展实现大规模应用，当局部地区出现极端天气状况时，高比例、大规模新能源的电力系统将面临长周期调节能力不足的挑战。
二、新形势下新能源发展的历史机遇以及电力系统面临的挑战
新型电力系统以新能源为主体，贯通清洁能源供需各个环节，有利于体现清洁电力的多重价值，促进经济社会低碳转型，是推动能源革命落地的创新实践。
新能源成为主体能源只是新型电力系统的基本特征，它有着更深刻的内涵。
首先，新型电力系统是贯通清洁能源供给和需求的桥梁。 构建新型电力系统的本质，是要满足高占比新能源电网的运行需求，通过打通能源供需各个环节，实现源网荷储高效互动。
其次，新型电力系统是释放电能绿色价值的有效途径。 新型电力系统有利于清洁能源的优化配置和调度，通过绿色电力能源中介，引导能源生产和消费产业链的绿色转型，实现电能绿色价值顺利传导至终端用户。
数字技术赋能形成多网融合。 物联网时代的突出特征是机器社交，能源真正的终端用户并不是个体的人，而是各类用能设备，能源网的终极形态一定是用能设备之间互联互通和机器社交。未来能源网将以能源的分布式生产和利用为突出特征，在云大物链等数字化技术驱动下进化成自平衡、自运行、自处理的源网荷一体化智慧能源系统。
因此，能源不会单独发展形 成孤立的能源网，未来电力基础设施将变成一个平台，数字技术将深化能源网与政务网、社群网的融合互动，实现多网融合、共同发展。
用户侧将深度参与电力系统的平衡。 受限于新能源的出力特性，灵活性资源将是保障电力系统稳定运行的重要因素，有效挖掘用户侧的灵活性、减少电力系统峰谷差、提高电源利用效率将成为经济可行的重要措施。
源网荷储互动将成为新型电力系统运行常态，可中断负荷和虚拟电厂得到普及应用，电力负荷将实现由传统的刚性、纯消费型向柔性、生产与消费兼具型转变。
配电网将成为电力发展的主导力量。 构建新型电力系统的过程，实际上是一次配电网的革命。传统电力系统通常骨干电网最为坚强，越到电网末端系统越脆弱。但是，新型电力系统中配电网将承担绝大部分系统平衡和安全稳定的责任，绝大多数交易也将在配电网内完成。现有的配电网最终需要在物理层面实现重构，成为电力系统的主导力量。
电力交易将主导调度体系。 未来，新型电力系统将以满足用户的交易需求为主，调度的主要目的是确保用最小的系统成本完成用户交易行为的实施。用户与发电企业的直接交易将成为绝大部分电量的销售模式，灵活性资源也将随着现货市场机制的逐步完善成为核心交易内容，并且 大部分交易将在配电网内完成，隔墙售电将成为主要交易方式。
构建新型电力系统是一项系统而长远的工程，离不开科技创新与技术突破。
一是源网荷储双向互动技术。 通过数字化技术赋能，推动“源随荷动”向“源荷互动”转变，实现源网荷储多方资源的智能友好、协同互动。
二是虚拟同步发电机技术。 通过在新能源并网中加入储能或运行在实时限功率状态，并优化控制方式为系统提供调频、调压、调峰和调相支撑，提升新能源并网友好性。
三是长周期储能技术。 长时储能与大型风光项目的组合将大概率替代传统化石能源，成为基础负载发电厂，对零碳电力系统中后期建设产生深远的影响。
四是虚拟电厂技术。 源网荷储一体化项目的推广应用，以及分布式能源、微网、储能的快速发展为虚拟电厂提供了丰富的资源，虚拟电厂将成为电力系统平衡的重要组成。
五是其他技术。 新能源直流组网、直流微电网、交直流混联配电网等技术的研发与突破，将有助于实现更高比例的新能源并网，为电力系统的安全稳定运行提供保障。
落实碳达峰、碳中和目标，电力行业责任重大，构建以新能源为主体的新型电力系统是时代赋予的责任和使命，需要电源、电网、用户等产业链各方的共同努力，要以大力发展新能源为基础，以增加系统灵活性资源为保障，推动分布式、微电网与大电网融合发展，构筑坚强电网，加强技术创新和推广应用，实现发电、输配和电力消费系统协同融合、共同发展，助力电力行业率先碳中和。
大力发展新能源。 坚持集中式与分布式并举，有序推进三北地区等资源富集区新能源开发以及中东部负荷地区分布式能源建设，加大新能源产业开发力度。同时，推动新能源产业与传统水电、环保、农业等融合发展，构建生态能源体系，推广水风光互补、渔光农光互补、光伏治沙等新业态，探索多能互补、智慧协同的能源生态发展道路。
增强系统灵活性资源。 鼓励新能源项目配置一定规模的煤电、水电、储能等调节性资源，通过“新能源+调节性电源”的模式提高新能源出力的稳定性。积极推动具备条件的火电项目进行灵活性改造，努力为系统提供经济可行、规模较大的调节能力。以增加清洁能源消纳、增强调频调峰能力为目标，科学有序发展抽水蓄能、电化学储能项目。加强可调节负荷、虚拟电厂等技术的研究和应用，实现源网荷一体化协同发展。
推动分布式、微电网与大电网融合发展。 加强数字技术应用，通过配电资产的深度链接构建基于传统电网物理架构的数字电网。支持分布式可再生能源+储能系统建设，通过就近取材、就地消纳，摆脱对大电网的依赖，形成多个独立微网，各个微电网之间互相备用支撑，实现“绿能”身边取。研究显示， 当风电、光伏发电量占比超过30%至40%时，大电网系统的频率、电压、功角稳定极限及高昂的成本决定了其消纳新能源的天花板。 因此，分布式、微电网与大电网的融合发展将成为未来电力系统的重要支撑。
加快技术创新和推广应用。 加强新能源功率预测、虚拟同步发电机、柔性直流输电、分布式调相机等技术研发，充分挖掘工业大用户、电动汽车等需求侧响应资源，通过电源、电网以及用户侧技术创新提高新能源消纳利用水平和保障电力系统安全稳定。
同时，储能、虚拟电厂和直流微网等技术具有削峰填谷、调频调压作用，是支撑新能源跨越式发展的重要技术手段，建议国家层面统筹谋划，出台相应的顶层设计文件，加强产业引导，加大技术攻关，积极推动相关技术标准的制定，助力行业科学、规范、有序发展。
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