中国“十四五”新能源发展研判及需要关注的问题

综合分析国家能源转型要求、清洁能源消纳目标以及新能源成本快速下降等因素，预计“十四五”期间，全国年度新增光伏装机容量有望超过 4 000 万 kW， 年 度 新 增 风 电 装 机 有 望 达 到2 500 万 kW，到 2025 年，全国新能源总装机规模在 7.5 亿~8.0 亿 kW，占全国电源总装机的 26%~28%，发电量占比约为 12%。2025 年全国电源装机结构如图 8 所示。

根据“十四五”期间不同地区风电、光伏的度电成本，以及考虑到 2020 年之后西北部地区电力消纳得到较大缓解，初步判断：（1）东中部地区集中式新能源的装机规模将持续增大，主要是东南部地区陆上风电和东部海上风电。（2）光伏发电项目仍会延续集中式和分布式光伏相结合的开发方式，随着领跑者基地、部分外送通道配套电源、部分存量电站和平价示范项目的陆续投产，集中式光伏电站有可能出现新一轮发展热潮。（3）陆上风电向“三北”地区和东南部地区发展，分散式风电实现较快增长。“三北”地区消纳条件的进一步改善将吸引陆上风电开发建设，制约分散式风电发展的装备技术、成本和管理机制等问题有望逐步解决，推动分散式风电发展。（4）海上风电发展将进一步提速，主要在东南沿海地区。根据江苏、广东、浙江、福建、上海等国家或地方政府已批复的海上风电发展规划进行测算，预计到 2025 年中国海上风电累计装机容量将达到 3 000 万 kW 左右，80% 的装机集中在江苏、广东、福建等省份，江苏、广东有望建成千万千瓦级海上风电基地。

3 新能源科学发展需要关注的问题及建议

“十四五”期间新能源仍将保持快速发展，无论是集中式开发还是分布式开发，对电力系统安全运行的挑战应受到更广泛的关注，并要解决好新能源发电项目规模管控和新能源电力消纳保障机制落实两方面问题。

3.1 高比例新能源并网带来的电力系统安全问题

随着新能源的快速发展，大量替代常规机组，导致系统抗扰动能力降低，电网调节能力不足，给电网安全运行带来挑战。同时也需要重点关注的是，随着电力电子设备大量接入电网，电力系统电力电子化特征日益显著，易大规模脱网引发连锁故障，且带来新的系统稳定问题，给电网运行机理带来深刻变化。近年来国内外发生的一些电网事故与此相关。

3.1.1 系统异常响应能力低，易大规模脱网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。当系统发生事故，频率、电压发生较大变化时，譬如大型机组故障、大容量线路跳闸、直流换相失败或闭锁等，新能源机组容易大规模脱网，引发连锁故障。该问题随着新能源规模的快速增长而日益突出。

2011 年，国家电网公司经营区域内发生 8 起风电大规模脱网事故，脱网风机 5 447 台次。最大损失风电出力 153.5 万 kW，造成电网频率降至49.76 Hz，严重影响电网安全稳定运行。事故起因是电缆头故障导致系统电压跌落，但是由于风电缺乏低/高电压穿越能力，在系统电压变化时大规模脱网，引发连锁问题。

2016 年 9 月 28 日，澳大利亚南澳州全州大停电，是自 1998 年以来断网时间最长、影响面积最大的一次。该起事故的主要原因是新能源异常响应能力弱，系统电压异常导致大规模脱网，引发洲际联络线路跳闸。2019 年 8 月 9 日，英格兰和威尔士发生停电事故，是 10 多年来影响最大的停电事故。该起事故的主要原因是新能源在系统发生扰动时大规模脱网，使得含高比例新能源的电网出现严重功率缺额 [17] 。

针对该问题，提出如下建议：（1）尽快完善新能源并网标准，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，防范新能源大规模脱网引发连锁故障。（2）在新能源高比例接入与极端天气频发的背景下，气象条件对电网安全运行的影响越来越大，电网企业需要加强灾害气象预警水平，结合电网运行特性，强化风险分析与预防。

3.1.2 带来新的稳定问题

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，出现了宽频带（5~300 Hz）振荡的新稳定问题。新能源机组产生的次同步谐波易引发次同步振荡，危及火电机组及主网安全 [18] 。目前已在新疆、甘肃、宁夏、河北等风电富集地区发生多次风电机组引发的次同步振荡现象。

2015 年 7 月 1 日，新疆哈密地区风电机组产生次同步谐波，经 5 级变压，传递到 300 km 外的火电机群，引发花园电厂 3 台 66 万 kW 机组扭振保护动作，机组相继跳闸，电厂全停。

针对该问题，提出如下建议：各方高度重视新能源次同步振荡等新型稳定问题，加强新能源次同步谐波管理，深化机理研究，出台相关规定。

3.2 新能源电力消纳保障机制的政策落实问题

实施可再生能源电力消纳保障机制，能够激发市场主体购买可再生能源的积极性，也有助于打破省间壁垒，促进可再生能源消纳。在 3 次公开征求意见的基础上，2019 年 5 月 15 日，国家发改委、国家能源局印发《关于建立健全可再生能源 电 力 消 纳 保 障 机 制 的 通 知 》 （ 简 称 “ 通知”），提出建立可再生能源电力消纳保障机制，2019 年模拟运行，2020 年全面进行监测评价和正式考核。本文对政策实施可能面临的问题进行了研究。

3.2.1 应合理设定各省消纳责任权重

国家能源主管部门对各省消纳责任权重设定是否合理，会直接影响对各省消纳责任权重完成的考核。跨省区输电通道可再生能源输送占比确定、可再生能源年度新增装机及发电量预测、全社会用电量预测等是制定各省消纳责任权重的重要边界条件，也是决定各省能否完成权重的重要因素。尤其是特高压通道新能源电量占比、水电利用小时数等关键指标。

针对该问题，建议对于省间交易可再生能源占比等影响各省消纳责任完成的重要指标，根据模拟运行情况，在每年消纳责任权重下达前，各方充分沟通，力求各省的责任权重相对合理。

3.2.2 跨省区电力市场易受干预

地方政府对电力市场干预的意愿可能增大，增加电力交易组织和执行的复杂度。各省级政府承担本区域消纳责任权重的落实责任，可能对可再生能源省内和省间电力交易优先级、电力交易中可再生能源占比、超额消纳量省间和省内交易优先级等提出要求，增加电力交易组织和执行的复杂度。如送端省可能会优先保证可再生能源发电用于完成本地消纳责任权重，限制可再生能源外送规模；受端省可能会对受入电量中可再生能源占比提出更高要求。

针对该问题，建议在省政府组织下，由电网企业超前测算各省预期完成责任权重情况，做好省间统筹协调，制定消纳保障机制实施方案。

3.2.3 部分地区可能超规模发展新能源

消纳责任权重主要反映新能源利用水平，而非弃电控制水平。地方政府可能会鼓励新能源超规模发展，出现“多发多弃”情况，加大新能源弃电压力。消纳保障机制实施后，部分省份迫于完成消纳责任权重的压力，可能会通过新增新能源装机达到消纳责任权重，在消纳条件不落实情况下，将增加新能源弃电调控压力。针对该问题，建议国家继续执行风光投资监测预警、新能源年度规模管理等机制，统筹平价上网、竞争性配置、扶贫等各类新能源项目规模，在落实电力送出和消纳、弃风弃光持续改善的前提下有序并网，确保完成新能源弃电总体不超过 5% 的控制目标。

3.2.4 政策落实对解决补贴缺口的作用

可再生能源电量保障机制带有一定的指令性，实施后，消纳责任主体在电力市场上购买可再生能源的积极性将提高，有助于解决补贴资金缺口。新能源的快速发展使得补贴资金缺口逐年增大。根据相关数据，纳入前 7 批补贴目录的新能源项目年度补贴需求超过 1 500 亿元以上，且还有更大装机规模的项目尚未纳入补贴目录，而2019 年可再生能源附加征收金额预计仅有 830 亿元左右。到 2018 年底，补贴资金缺口已超过1 400 亿元。《通知》明确消纳量核算除了实际消纳的可再生能源电量之外，还可以购买其他市场主体的超额消纳量和自愿认购绿证对应的可再生能源电量。针对该问题，建议注重发挥消纳责任权重和绿证在解决补贴资金缺口方面的作用，进一步优化可再生能源补贴发放机制。

3.3 新能源平价上网带来的规模调控问题

3.3.1 项目管理问题

预 计 2025 年 中 国 新 能 源 总 装 机 规 模 超 过7.5 亿 kW，难以再通过补贴资金总量调控年度发展规模。如果规划约束性不强、年度调控总规模不到位，很有可能再现“十二五”期间的严重弃风弃光问题，不利于新能源可持续健康发展。

在新能源规模化发展初期（2011—2015 年），由于对新能源总量规模缺少有效管理，致使部分地区新能源新增规模远超预期，比如在新疆、甘肃、内蒙古等地区，新能源每年新增规模居高不下，导致新能源利用小时数持续降低。自 2016 年起，政府开始调整完善新能源项目管理政策，建立风电、光伏投资监测预警机制，出台“5·18”“5·31”风电、光伏发电项目开发管理新政，要求享受补贴的风电、光伏发电项目均纳入规模管理，通过竞争方式配置项目，取得了一定效果。

针对该问题，提出如下建议：（1）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，进一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。（2）以电力系统经济接纳能力为依据，综合考虑电源、电网、负荷、市场建设等因素，合理确定新能源开发规模、布局及时序，并及时滚动修正。

3.3.2 新能源利用率问题

将弃风弃光控制在合理指标内有利于提高电力系统运行的整体经济性，如果追求 100% 消纳，将显著抬高系统成本，限制电力系统可承载的新能源规模，反而会制约新能源发展。新能源发展规模比较大的国家均存在不同程度的主动或被动弃风/弃光现象。

针对该问题，建议研究确定合理的新能源利用率评估方法以及弃电率统计原则，一是基于全社会电力供应总成本最低为原则，确定不同省份或区域电网在不同水平年的合理新能源利用率；二是新能源主动参与系统调节应视为合理“弃电”，不应计入弃电统计。

3.4 高渗透率分布式电源带来的运行管理问题

分布式电源具有数量多、规模小、分布广等特点，高渗透率接入给电网安全运行管理带来一定困扰，需要及时解决早期制定的标准偏低导致容易脱网、可观可测比例低导致调峰难度加大、影响配电网供电可靠性和电能质量等问题。

3.4.1 标准偏低导致系统扰动时易脱网

随着分布式电源快速发展，早期制定的技术标准要求相对偏低，难以适应局部地区高比例接入形势，而且一些项目也未严格执行相关要求。

2019 年 7 月，华东能源监管部门印发通知，指出当前华东网内有近 1 200 万 kW 分布式光伏执行的涉网频率技术标准偏低，在华东电网发生因大容量直流闭锁造成的主网频率大幅度波动情况下，有可能引发分布式光伏大规模脱网，进一步加剧电网运行风险，因此，要求集中开展分布式光伏涉网频率专项核查整改工作，提高低电压接入的分布式光伏涉网频率要求 [19-20] 。

2018 年以来，欧盟、德国等分布式电源发展规模较大的地区或国家也对原有分布式电源并网技术标准进行了修订，强化了低/高电压穿越、频率异常响应等方面要求，如表 3 所示。针对该问题，建议适时修订分布式电源并网标准，提高分布式电源的系统异常响应、无功支撑等要求，并按照标准要求，严格设备入网检测及现场验收，加强核查整改，适应高渗透率分布式电源接入形势。

3.4.2 可观可测比例低，加大调峰难度

分布式新能源出力存在不确定性，低电压分布式电源信息接入率低，大规模发展后影响负荷曲线预测精度，要求电网预留更多备用容量，加大电网运行方式安排难度。同时大规模分布式新能源和集中式新能源电站叠加，导致局部地区白天负荷低谷时段调峰难度加大。

针对该问题，建议在满足信息安全的基础上，加强中低压分布式电源信息监测，规范信息接入路径及方式，提高分布式电源信息接入率，实现分布式电源可观可测、部分可控，推广应用分布式电源“群控群调”。

3.4.3 影响供电可靠性和电能质量

大量分布式电源接入配电网，导致下网潮流变轻，甚至倒送，使系统电压升高，甚至越限，线路变压器可能出现反向过载，节假日期间尤为突出，影响供电可靠性和电能质量，也可能导致分布式电源在过电压时脱网。