林卫斌还表示，在面向2060年新能源发电量超过60%的过程中，需要重点关注可行的技术路径、社会经济效益等问题，尤其是风电与光伏的发展路径，风光等新能源与传统煤电配CCS的技术选择等。
“未来高比例新能源电力系统中，储能与需求侧资源将逐步成为平衡备用的主力来源，传统电源不具备比较优势。”国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧指出。
此外，与会专家表示，未来新型储能发展配置时长将由“十四五”时期的2~4小时逐步延长至6~8小时。
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“目前国际形势、国内环境和气候条件等都在发生变化，新能源的大规模、高比例发展不能一蹴而就。需要把握转型节奏，统筹考虑‘能源安全性、可持续性、经济可承受性’三要素来构建更系统、更稳妥的发展路径。”国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧表示。中国能源研究会与自然资源保护协会（NRDC）日前共同推出“新型电力系统沙龙”系列活动，就新能源的大规模高比例开发利用进行研讨。
新能源开发利用需统筹考虑多重因素
“构建新型电力系统的本质是实现新能源对传统能源的逐步替代。”中国能源研究会能源政策研究中心主任林卫斌表示。
党的二十大报告提出，立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破，有计划分步骤实施碳达峰行动。这充分体现了党中央对能源转型和能源安全的高度重视，为新能源高质量发展指明了前进方向。
林卫斌认为，2030年前主要做增量上的替代，2030年后是存量的替代，预计2040年新能源发电量超过煤电，成为第一大主体电源，新型电力系统初步建成。
“在面向2060年新能源发电量超过60%的过程中，需要重点关注可行的技术路径、社会经济效益等问题，尤其是风电与光伏的发展路径，风光等新能源与传统煤电配CCS的技术选择等。”林卫斌表示。
此外，为积极应对大规模高比例新能源高速发展，未来10年将是新型储能发展的窗口期，加快新型储能产业布局备受关注。
“未来高比例新能源电力系统中，储能与需求侧资源将逐步成为平衡备用的主力来源，传统电源不具备比较优势。”李琼慧指出。
对此，与会专家表示，未来新型储能发展配置时长将由“十四五”时期的2~4小时逐步延长至6~8小时；新型储能将大规模发展，一部分用于电源侧，推动“新能源+储能”绿色友好电源发展，另一部分布局在电网侧，发挥电力支撑作用。
新能源对电力系统支撑能力有待提升
记者了解到，目前高比例新能源接入增加了电力系统安全稳定运行难度，一是高比例新能源出力随机性、间歇性增加系统日内调节和跨季度调节困难；二是新能源出力和用电负荷特性不匹配增加系统保供难度，尤其在极端气候条件下的保供困难突出；三是新能源电力电子属性导致电力系统安全稳定运行风险增加。
“不同于欧美国家在达到基本饱和用电量情形下去发展新能源，我国是在电力需求刚性高速增长的情形下去发展新能源，能源系统面临巨大挑战。”电力规划设计总院清洁能源研究院副院长饶建业表示。
目前，我国能源安全新旧风险交织，油气资源短板仍然突出，转型过程中电力、煤炭区域性时段性紧张风险凸显，极端条件下能源供应保障不确定因素增加，电力系统运行控制难度不断加大。
“发展新能源是实现能源本质安全的主要选择。但将新能源转化为稳定电力供应的技术体系尚未形成，在发展空间、并网送出、安全运行、高效消纳、经济性等方面存在诸多挑战。”水电水利规划设计总院综合能源部主任工程师李少彦认为。
“电力安全保供压力仍然很大。2021年，由于负荷的超预期增长及极端天气，导致我国19个省（区、市）启动有序用电。按照装机平衡考虑，结合当前电源、电网工程投产进度，预计今年电力供需紧张、供需偏紧的情况仍会出现。”饶建业认为。
数据显示，现阶段我国新能源可靠替代尚未形成。近年来，我国新能源装机占比和电量占比均显著提升，但新能源电力支撑能力不足，对电力保供的贡献度相对较小。2021年，我国新能源装机占比27%，发电量占比12%，参与电力平衡占比2%。现阶段仍然主要依靠煤电等可靠、可控电源发挥电力支撑保供作用。
饶建业分析，首先应尽可能发挥新能源的系统作用，目前虽然新能源装机占比显著提升，但对电力系统的支撑能力不足，对电力保供的贡献度较小。其次，合理的新能源利用率需要进一步研究，过高的新能源利用率会导致系统附加成本快速上升，应该找到一个技术经济最优的平衡点。
新能源高比例发展成本、空间、机制问题备受关注
相关行业研究表明，2021~2030年，新能源开发采用“优化开发时序”相比“无序开发”模式，电力供应成本上升幅度可降低约1.6个百分点。
“保障能源安全、推进‘双碳’目标在相当长时间内是需要付出经济代价的。要优化碳达峰时序、碳中和节奏来扩大动态平衡的裕度空间，最大程度降低保障能源安全和控制能源成本的压力。”李琼慧指出，如果说能源安全和能源环境目标具有刚性和倒逼的特质，那么能源成本的目标将不得不保持在一定的弹性区间。唯有如此，才有可能达到能源三要素的动态平衡。
据了解，“十四五”期间，我国新能源装机规模有望翻番，尽管新能源本体发电成本可实现平价，但其消纳的系统成本将大幅升高。在国际方面，可再生能源的迅猛发展大幅推高了用电价格。德国近20年居民电价上涨90%，平均销售电价上涨23%；英国近15年居民电价上涨60%，平均销售电价上涨51%。按照新能源电量渗透率提升至30%测算，我国电力供应成本将提高约10%。
“注重从电力系统的整体考虑新能源消纳的系统成本，加强新能源规划与电力系统规划的协调，避免大幅推高电力供应成本。”李琼慧表示。
“新能源高比例发展需要兼顾成本和效率，保持合理的消纳是可行的选择。”自然资源保护协会清洁电力高级顾问王万兴认为。
在新能源消纳方面，李少彦表示，确定合理的新能源利用率指标很关键。以某省区为例的分析显示，将其新能源利用率控制指标从100%降低到94%，新能源装机容量可翻一番。
在发展空间方面，新能源能量密度低，高度依赖土地。对此，李少彦指出，相较百万千瓦火电厂用地约800亩，同规模的光伏电站占地2.5万亩到3万亩、风电场用地2000亩（外包络线15万亩），新能源发展面临的土地约束开始显现。为此，应首先在国土空间规划中预留出新能源发展空间，同时探索开发场地融合、多样化场景的发展模式。
自然资源部等三部门早前印发的《关于加强生态保护红线管理的通知（试行）》提出，零星分布的已有水电、风电、光伏、海洋能设施，按照相关法律法规进行管理，严禁扩大现有规模与范围，项目到期后由建设单位负责做好生态修复。可以看出，国家明确了新能源大规模更高比例发展必须考虑土地资源的承载能力。对此，李琼慧建议，应协调考虑新能源的消纳和保供问题，考虑新能源大规模开发利用与区域环境承载力的冲突，通过市场机制来保证新能源的竞争力，构建电力供应安全评估监测机制，并针对高比例新能源特点配置备用资源。
