“预计风光发电占比将从2020年的9.3%，提高到2030年的22.5%；煤电占比将从2020年的61.3%降低到2030年的47.5%。”

8月8日，由中国能源研究会和中国电力企业联合会（下称中电联）主办、自然资源保护协会（NRDC）协办的“电力低碳转型年会2023”在京举行，并发布三个报告。其中，《构建新型电力系统路径研究》（下称《报告》）对新型电力系统的“三步走”战略和发展路径进行了研究。

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上述报告是在中国能源研究会主办的“电力圆桌”框架下对应研究课题的成果。

《报告》进一步预计，到2045年，中国的风光发电和煤电占比分别为43.3%和23.4%；到2060年，风光发电占比将继续提高至62%，煤电降至4%。

此外，《报告》指出，2030-2045年中国电力系统将进入系统变革阶段。在该阶段，风电发展应逐步转向以区域内就地消纳利用为主，支持海上风电实现跨越式发展；光伏发电逐步转向光储充一体化供电、光伏直流微网供电等就地利用方式。

2022年底，中国可再生能源装机达12.13亿千瓦，历史首次超过全国煤电装机，约占全国发电总装机的47.3%。

2021年3月，中央财经委第九次会议首次提出构建“以新能源为主体”的新型电力系统。在此构建进程中，风光是绝对的主力军。根据第三方机构CINNO Research统计，今年上半年，中国新能源项目投资金额高达5.2万亿元人民币（含台湾地区），其中风电光伏投资金额约2.5万亿元，占比达46.9%。

图片来源：《构建新型电力系统路径研究》

“中国新型电力系统建设已进入全面加速推进阶段，风光装机连续多年位居全球第一。”中电联党委书记、常务副理事长杨昆在会上提及，但电力系统建设仍面临着艰巨的任务，电力系统的双高甚至多高特性更加凸显，关键技术亟待攻关突破，调节型、支撑型资源的成本疏导机制有待进一步完善。

电力系统的双高是指高比例可再生能源和高比例电力电子装备。由于可再生能源发电具有随机性、波动性、分散性特点，接入更多的可再生能源将导致电源侧波动性增加。此外，新能储能、柔性直流输电等主体和技术不断应用，电网形态复杂化，也对系统运行造成一定压力。

“在发展约束方面，风电光伏终端和场景结合有很多部署，但这对用地空间都有一定要求。现在各种用地约束已经凸显了。”在当日会上的分论坛上，水电水利规划设计总院新能源研究院主任工程师李少彦指出。

风能和太阳能能量密度低、对土地需求高，尤其是在经济发展集中的东部地区，很难有大规模土地支撑风光建设。

李少彦同时表示，提升新能源消纳能力也是一大挑战，这需要系统调节能力的硬件和软环境的双提升。

“硬件方面，比如灵活的支撑调节电源的部署，其能力决定了整个系统消纳的潜力。但当前调节性资源总体不足，新能源大规模发展受约束。”她提及，经济激励等政策机制决定了消纳潜力能否被充分发挥。

由于“西电东送”、“北电南送”规模仍将扩大，传统远距离输电方式也面临较大压力。截至目前，中国今年已开工四条特高压直流工程。8月8日，国家电网哈密送重庆±800千伏特高压直流输电工程开工建设，这是中国首批沙戈荒大型风电光伏基地外送工程之一。

李少彦表示，即使技术在不断进步，多回直流密集馈入引发系统连锁故障风险和受端电网承载能力等压力客观存在。

此外，新能源收益保障也面临问题。“从原先固定的上网电价到进入电力市场交易后，新能源低边际成本以及大发时段的高供给会导致低电价，比如山东五一时期产生的负电价，以及各省风电光伏在现货市场交易中出现电价明显低于基准电价的情况。”李少彦指出，需要探讨未来如何保障收益，从而保持市场投资积极性。

今年“五一”期间，山东电力现货市场有两天共出现了连续22个小时的负电价，刷新了国内电力现货市场负电价持续时间纪录。

李少彦认为，在政策与市场机制方面，要通过中长期交易、差价合约等保障新能源发电基本收益，通过参与现货市场保障其消纳能力，通过容量市场和辅助服务市场等等保障支撑新能源发展相应的灵活调节主体的调节能力发挥。

“最后是建立环境权益市场。碳市场也好，绿证绿电也好，都是为了保障新能源发电的环境权益。新能源在现货市场中的低电价能在环境市场中得到一部分兑付，最后才能平衡地发展。”她称。

杨昆也表示，为积极推动新型电力系统建设，需要不断完善相应体制机制，促进电碳市场协同，加强电力系统标准与数字化应用的统筹协调。

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