构建新型电力系统，提升新能源电力支撑保障能力

一、集成应用新技术，加快推动新能源转型为可靠灵活友好的主体电源

大规模高比例新能源对电力系统运行与电力供应保障带来的影响，原因之一在于新能源发电出力的间歇性、波动性、随机性特性。当前我国新能源发电的装机占比接近25%，发电量占比接近10%，新能源还不具备与常规电源类似的系统友好特性。预计2030～2035年前后，新能源发电装机占比有望超过50%，将成为新型电力系统的主体电源。仅依靠剩余规模的常规电源项目，无法实现电力安全可靠供应。为此，亟需集成应用相关领域新技术，加快提升新能源发电项目的系统友好特性，提升电力支撑保障能力。

从当前相关技术进展情况来看，“十四五”期间，可以通过集成应用新能源高效发电、长尺度高精度新能源功率预测、风光储智慧联合调度运行、大规模低成本长寿命储能等技术措施，加快建设一批具备可靠发电、灵活调节、友好并网等功能和性能指标的系统友好绿色电站。在可靠发电方面，可结合长尺度高精度新能源功率预测技术以及电力系统的实际需求指令，提前合理制定储能的充放电计划，重点保证在系统高峰缺电时段具备一定的顶峰支撑能力，将新能源发电的置信出力水平由5%左右提升到20%～30%的较高水平，减少传统电源的装机需求，缓解系统高峰缺电时段的电力供应保障问题。

在灵活调节方面，可综合运用储能与智慧联合调度技术，在保障电站自身新能源电力高效消纳利用的基础上，储能剩余调节能力可以进一步为系统和周边的新能源项目提供调节服务，成为友好调节电源。在友好并网方面，可通过优化改善系统友好绿色电站项目的一次调频、惯量支撑、故障穿越、快速调压等并网性能技术指标，降低新能源项目与系统整体的故障概率，提升事故和极端情况下安全运行水平，有利于保障电力安全可靠供应。

二、推广利用新模式，提升新能源发电的全局配置与就地供应保障能力

我国能源资源禀赋与用电负荷错位分布的基本特点，决定了未来仍然需要大规模集中开发西部北部地区的新能源资源，依托大电网跨省跨区输送至中东部地区负荷中心，作为保障中东部负荷中心地区电力供应的重要途径之一。为此，提升跨省跨区输电通道的送电能力以及新能源电量占比，对于中东部地区的电力保障供应具有重要意义。根据国家能源局关于2020年度全国可再生能源电力发展监测评价结果的通报，国家电网运营的18条特高压通道年输送可再生能源电量占比37%，部分已投运特高压输电通道的利用率偏低，送电能力与新能源电量占比还有进一步提升的空间。

为了提升新能源电力的跨省区配置规模与水平，“十四五”可从存量与增量两方面统筹着手。对于存量跨省跨区外送通道，可以充分发挥送受端系统的调节能力，利用新能源短期和超短期功率预测技术滚动优化送电曲线，提升通道送电能力与新能源电量占比。对于新增跨省跨区外送通道，可推广利用“风光水火储”多能互补模式，建设高利用率、高新能源占比的西电东送输电通道，在部分具备条件的地区，可以探索极高比例新能源甚至“风光储”“风光水储”一体化的纯可再生能源外送模式。

另一方面，推广利用“源网荷储一体化”的新能源就地开发利用模式，对于提升新能源发电的就地供应保障能力具有重要意义。在西部北部地区，可以结合产业结构转移与新能源资源条件，推动新能源就地为高载能等产业的用电负荷提供绿色电力，尽力提升新能源绿色电力消费占比。在中东部地区以及西部北部的重要城市、工业园区、偏远地区等，可以推动建设以新能源为主体、以自发自用为主的分布式微电网，发挥分布式系统贴近终端用户的灵活布局优势，使之成为保障中心城市重要负荷供电、满足工业园区绿色电力消费需求、解决偏远地区电力供应难题的重要举措，与大电网兼容互补，最大化提升电力就地供应保障能力。

三、研究解决新问题，发挥分布式光伏与海上风电的电力支撑保障作用

中东部和南方地区是我国的用电负荷中心地区，近年来随着生态环保、土地资源等约束不断增强，发展煤电和大规模集中式新能源的难度持续加大，电力保障供应的压力也在不断增加。去年冬季，湖南、江西等地区出现极端严寒天气，短期内用电负荷快速增长，在新能源等各类电源与大电网均无法提供有效支撑的情况下，出现了较大范围的电力供应保障问题，值得深思。在此情况下，发展分布式光伏与海上风电，成为中东部和南方地区开发利用新能源、提升电力供应保障水平的重要举措。目前，分布式光伏和海上风电的并网消纳问题尚未大规模集中显现，但从长远来看，随着分布式光伏的持续快速发展、海上风电逐步由近海向深远海拓展，需要统筹规划、超前研究在发展过程中有可能出现的新问题。

一方面，分布式光伏在平价时代具备较强的商业竞争力，布局灵活，市场潜力巨大。目前山东、浙江的分布式光伏装机已超过千万千瓦，河北、江苏等地接近千万千瓦，考虑包括集中式光伏在内，河北、山东光伏并网装机超过2000万千瓦。“十四五”期间，在国家政策的大力引导下，预计中东部地区的分布式光伏将进一步加快发展。从系统运行角度看，大规模高比例光伏并网后，将改变电力系统的净负荷特性，呈现典型的“鸭子曲线”，要求电力系统具备更加快速和灵活的调节能力，会对光伏发电的进一步发展造成制约，也会对电网的供电保障能力带来压力。目前，中东部局部地区已经出现中午时段光伏发电消纳困难的现象。为此，需要研究提升电力系统的灵活调节能力，同时推动电力市场建设，通过灵活的市场价格信号引导各类储能、可调节负荷等资源，为光伏的就地开发利用提供支撑保障。

另一方面，目前我国海上风电项目累计并网装机规模已超过1000万千瓦。“十四五”期间，部分沿海重点省区规划建设近海风电项目规模较大，近海风电开发呈现加快提速的势头，汇集送出和并网消纳的难度将持续加大，需要重点开展专题研究。与此同时，深远海风电的规划建设工作逐步提上日程，由于离岸送电距离更远、集约化开发规模更大、接入电网电压等级更高，深远海风电项目开发与大电网的联系将更加紧密。为此，需要统筹沿海地区的深远海海上风电规划与电力系统、电网发展规划，提前研究解决深远海风电的并网送出和消纳利用问题，切实发挥对于中东部沿海地区的电力支撑保障作用。