“作为绿色电量供应主体，目前新能源在整体电量供应严重不足时难以独立支撑电量缺额。新能源的有效容量远小于常规电源，在系统最需要电力支撑时的供应保障能力偏低。单纯扩大新能源装机规模和提升占比不足以应对电量和电力供应保障挑战，需要提升新能源对传统能源的安全可靠替代能力。”电力规划设计总院新能源产业发展研究院新能源二处高级工程师李锐腾对《中国能源报》记者表示，新能源规模化发展正面临电量和电力保障的考验。
安全是能源清洁低碳转型的前提和基础。在我国能源总需求不断增长、新能源装机和发电占比不断提升的情况下，如何构建安全充裕经济高效的新型电力系统是业内关注的焦点。
新能源规模化发展迅速近年来，我国新能源装机容量快速增长。截至2024年底，风电、太阳能发电累计装机分别达5.2亿千瓦和8.9亿千瓦，年度风光新增装机超过3.6亿千瓦。新能源整体消纳水平经历从高到低又逐渐回升的过程。2024年全国风电、光伏发电利用率分别达95.9%和96.8%。新能源的快速发展和高效消纳为推动能源绿色低碳转型和保障“双碳”目标的实现提供重要支撑。我国新能源技术已走在世界前列，且规模化发展前景明朗。根据国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》，到2025年，非化石能源消费比重达到20%左右。业内分析，为实现2030年前碳达峰目标，“十五五”中后期，可再生能源需要全部满足我国一次能源消费增量，甚至实现对存量化石能源消费和化石能源发电量的替代，“十五五”期间国内非化石能源比重将年均新增1%左右。
以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地是未来新能源规模化发展的关键动力。截至2024年底，第一批约9700万千瓦大型风电光伏基地已建成9199万千瓦，第二、三批大型风电光伏基地建设在持续推进中。
李锐腾介绍，大型风电光伏基地已经陆续安排多个外送项目。截至目前，已批复的大型外送风光基地涉及内蒙古、甘肃、青海、西藏、山西等省区，相关建设进入加速推进阶段。
储能技术被赋予厚望
“规模化新能源接入导致电网抗扰能力下降，持续稳定供应难度增加。”李锐腾指出，未来大规模的新能源并网将对电力系统的消纳能力和新能源发电侧的支撑能力提出更高要求。
储能技术能够将风电、光伏等新能源富余的发电量储存起来，在用电高峰时放电，成为维护电网稳定的“超级充电宝”。“十四五”以来，新型储能装机规模快速增加，截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，约为“十三五”末的20倍，较2023年底增长超130%。
李锐腾认为，新能源规模化发展背景下的储能发展趋势是系统友好型储能，即大容量、长时间、低成本、高安全和长寿命。在低价成本的电量搬运方面，它可以支撑风光储综合成本下降，推动新能源发电更加安全可靠；在灵活周期的电力保供方面，助力风光储综合参与电力平衡，实现电力和电量的双替代；在支撑系统稳定运行方面，可以提供调峰、调频、调压等多种辅助服务和价值。
随着可再生能源占比提高，电网系统相较以往需要更多调节能力以消纳新能源电量和平抑出力波动，不可避免地导致系统成本上升。业内人士认为，科学合理配置储能可以减少电力供需不匹配而产生的平衡成本，通过优化电网的运行效率，减少电网的维护和升级成本，同时参与市场交易获得收入，进而降低整个系统成本。
以系统视角做好协同
虽然储能技术在新型电力系统中扮演着重要角色，但它并不是唯一的解决方案。电力系统的构成和运行涉及不同类型机组的灵活发电技术、柔性交直流等新型输电技术。
“构建新型电力系统不仅要有技术概念，更要建立新型电力体系和系统融合视角。”上述业内人士强调，要做好源网荷储协同和各类储能技术的横向协同。构建新型电力系统的目标是提升系统运行的灵活性、柔韧性、稳定性、可靠性，最后一锤定音的是经济性。“提升各种能力有不同的技术手段，要通过市场竞争，最终达成一个经济社会发展最可接受的转型成本和供电成本。”
“新能源+储能”发展的关键不在于形式，而是发挥配建储能和新能源电站的整体联动作用，实现电力系统的最优化和经济效益最大化。
“新能源资源与支撑调节型电源的分布不完全匹配，做好西北地区送端新能源基地与中东部地区受端负荷中心的供需协同配合，是解决新能源规模化发展与支撑保障能力之间矛盾的有效途径。”李锐腾进一步指出，在适应新能源规模化发展方面，构网型控制技术更具有优势，可以充分挖掘电力电子变流器的电网支撑能力，赋予新能源电力电子单元承担新型电力系统主体电源的潜质。构网型储能和构网型新能源协同配置，可提升新能源安全可靠替代能力。
文｜中国能源报记者 卢奇秀
