多年来 ，风电和光伏发电的波动性、随机性、反调峰特性、极热无风、晚峰无光等等已成老生常谈 ，有人怨外送能力不够 ，有人说电源结构不合理 ，也有人要需求响应，新能源电力消纳问题好像盲人摸象，显然还没有形成共识 。个人认为 ，新能源集中开发模式 ，按照制约问题出现的先后，依次是应该送出问题、消纳问题、系统安全问题 。
新能源发展初期 ，由于新能源项目开发与电网建设的周期不同、协调不够 ，接网和送出问题是首先出现的局部问题 。
新能源发展规模较大时 ，局部（省级或区域）电力系统出现调峰问题 ，新能源消纳问题会日益突出 。
新能源进一步大规模高占比发展 ，局部问题逐渐向全系统扩散 ，由于新能源机组的惯量较小 ，常规电源占比下降 ，系统出现调频问题将日趋严重。这也是新能源发展到一定规模必须面临的系统难题 。
新能源电力消纳是一项系统工程 ，是新能源和电力系统的特征决定的。电力系统不只是发电企业，不只是电网 ，更不只是用户，而是由“发输配用储”一系列环节组成的系统 。所以 ，新能源电力消纳问题要坚持系统思维。
2020年12月7日的中国能源报 ，发表了一篇“电力系统灵活性提升难在哪”，引用了《电力发展“十三五”规划》 。“十三五”期间 ，将在“三北”地区推行热电机组灵活性改造约1.33亿千瓦、纯凝机组改造约8200万千瓦 ；抽水蓄能电站装机达到4000万千瓦左右；全国气电装机2020年达到1.1亿千瓦以上 。然而 ，“十三五”收官在即 ，电力系统灵活性提升目标却远未完成：截至2020年9月底 ，我国气电装机容量9637万千瓦、抽水蓄能装机容量3089万千瓦，均大幅低于规划目标 ；煤电灵活性改造进度更为缓慢 ，截至2019年底，只改造完成5775万千瓦，仅为目标改造容量的1/4，且截至目前情况并无明显改观 。
究其缘由，就是价格形成机制 。长期以来 ，缺水区域电力系统的调峰 、调频等责任大都由火电机组承担，但随着新能源规模越来越大、比例越来越高，以火电机组为主的电力系统已经不堪重负。
新能源发展的技术边界在哪里？
可以确定的是，碳达峰碳中和目标下 ，以风电和光伏发电为代表的新能源在2030年前将呈更大规模 、更高速度发展态势。在电力系统基本控制理论没有大进步的情况下 ，仍要深入研究新能源送出 、系统调峰问题和系统频率稳定问题 。
新能源送出的系统经济性要给予足够重视 。发电企业更注重电量上网的利益 ，造成新能源发电机组仍不能承担其应有的责任 。经过十多年的技术进步 ，新能源发电机组发电效率大幅提升 ，但涉网性能并没有得到同步提升 ，电压支撑能力、功率控制水平远不能与常规机组相比 。客观地说，由于新能源利用率不高 ，电网企业大规模投入新能源接网和送出工程整体效率偏低。经过十多年的发展 ，资源富集的区域电网送出大多已经饱和 ，新能源送出全部依靠新增输电通道解决 。这一部分电网投资不产生电量 ，纳入输配电价有效资产后，一方面会引起输配电价上升 ，另一方面即使纳入输配电价也难以取得合理回报 。
电力系统调峰问题相对容易解决 。电力系统调峰问题主要反映的是电源结构 ，水电等灵活调节电源的多寡决定了电力系统调峰裕度 ，当然与用电端的负荷特性也密切相关 。困难的是，新能源富集的“三北”地区多以火电为主 ，而且多承担供热任务 ，在风电大发的冬春两季系统调峰能力极小 ，这也是当前新能源消纳问题的关键 。在现有技术条件下，发电侧的灵活调节改造 、储能和需求响应是解决系统调峰问题的三大类措施 。如果制定相应的电价引导机制 ，从发电侧、储能和需求响应三方面发力，系统调峰问题相对容易解决 。
高占比新能源电力系统频率稳定的认识还不够 。与传统同步发电机相比，新能源发电机组转动惯量小或没有转动惯量 。什么是转动惯量？简单说 ，电力系统是在发电机组带动下实时平衡的旋转系统 ，当系统发生故障时 ，由强大的发电机群将系统拉回平衡运行状态 。转动惯量小的系统 ，抗干扰能力也较小。我们可以假设 ，当系统替换为新能源机组 ，系统惯量很小 ，那么电力系统就成为一个“轻”系统 ，一点干扰就可能导致系统失稳 。一些单位已经研究了高占比新能源电力系统频率稳定约束，但还没有提出切实可行的控制措施，这将是新能源发展面临的另一个即将到来的系统性难题 。
新能源发展的经济性边界 ？
从政策设计上看 ，新能源发电侧设置了95%的利用率目标 ，上网电价全面达到平价水平（燃煤脱硫机组标杆电价） ，消费侧设定了可再生能源消纳责任权重，电网侧输配价格基本固定 ，但系统的价格机制还没有出台明确的政策。从2020年风电抢装潮看 ，电价对于风电发展巨大的驱动作用 。未来，上网电价在新能源发展的调节作用将逐步减弱，逐步过渡至市场因素驱动 ，就需要研究系统的经济性问题。
系统成本增加 。由于风电 、光伏发电的随机性和波动性，电力系统维持旋转储备或额外可调度容量的成本 。随着高比例新能源接入 ，消纳一个单位的新能源电力边际成本呈几何级数增加 ，调节电源的经济性难以保障 。
电网侧成本增加。从电网侧看 ，大规模新能源接网和输电工程利用率偏低，即使纳入输配电价仍难以取得合理回报 。尤其是，风电 、光伏发电大型基地 ，远离负荷中心 ，千万千瓦级新能源外送需配套建设大量汇集和外送工程 ，且风电、光伏发电利用率不高（风电2000小时左右 、光伏1400小时左右） ，电网工程整体利用率偏低 。
一点应对措施
新能源侧。新能源既然要从补充电源向主力电源过渡 ，就必须要承担其主力电源应该具备的技术条件 。一是提升涉网性能。新能源发电机组不能只追求发电效率 ，更应同步提升其发电品质 、可控可调性和友好性 。二是新能源端配置储能 。从电力系统的基本原理上看 ，储能配置于负荷侧更有助于提升系统调节性和保证供电的可靠性 ，但从大型风电 、光伏发电基地的角度看，新能源端配置储能更有助于提升系统安全稳定水平和整体经济性 。如果能出台“储能+”的电价 ，将更有助于推动新能源电力消纳。
电网侧 。一直以来 ，出于经济性和不确定性电源比例较小的考虑，电力系统对于年利用小时低于3000小时的电源接入设计上有一定“轻视”，不考虑N-1等技术要求 。但在新能源超常规的新形势下，需要重新审视新能源接网设计的基本原则 ，提升系统可靠性和电网工程的经济性。如果新能源侧配置了一定高比例储能 ，接入设计是否要考虑N-1原则 ，储能集中与分散配置方式均需进一步研究。
消费侧 。一般意义上 ，消费侧的用电可持续性和品质要求是持续上升的 。但随着电气化水平不断提升 ，间歇性用电设备也在大量增加，比如新能源汽车充电桩 、电热水器以及一些对于电力可持续性要求不高的负荷 ，因此建立电需求响应是应对电源端品质下降的重要措施。
说了这么多，其实就是一句话 。要应对大规模高比例新能源发展 ，就要从电力系统整体出发 ，设计技术要求和经济性测算 。“碳达峰 、碳中和”目标下 ，新能源发展是肯定的 ，解决新能源发展的问题 ，就要坚持系统思维 ，全方位、全要素发力 ，如果仍是要求某一方或几方去完成，努力的空间不大。
