“新能源大规模高比例发展不能一蹴而就”“我国是在电力需求刚性高速增长的情形下发展新能源，能源系统面临巨大的挑战”“过高的新能源利用率会导致系统附加成本的快速上升”“目前新能源发展面临的土地约束开始显现”，这是记者在中国能源研究会12月13日举行的“大规模、高比例发展新能源的可行路径”会上听到的声音。
与会专家认为，将新能源转化为稳定电力供应的技术体系尚未形成，构建以新能源为主体的新型电力系统，面临电力保供、生态红线、经济性等诸多挑战。新能源大规模发展需要把握转型节奏，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。
■■电力系统调度复杂性陡增
在业内人士看来，新能源靠天吃饭带来的出力不稳定增加了电力电量平衡难度。随着清洁能源占比逐渐提升，电气化水平不断提高，能源供应保障的重心和责任主体将逐步向电力系统转移。
“高比例新能源电力系统，不仅易引发电力系统运行安全的问题，还涉及到供应安全的问题。”国网能源研究院新能源研究所所长李琼慧表示，新能源发电空间分布广、单体数量大、运行特性复杂。目前，国网经营区大型新能源场站超6000个、低压接入的分布式发电系统约260万个。未来，全国集中式和分布式新能源发电单元将达数千万个，信号数量可达数十亿。“高比例新能源电力系统是一个多时空尺度、多层级、多系统耦合的复杂巨大系统，电网调度运行更为复杂，复杂海量的控制信号数据带来了网络安全隐患。”
“新能源在系统电量比例达到30%时，不仅是电力系统运行安全的问题，还涉及到供应安全的问题。”李琼慧表示，目前，国内煤炭供需格局失衡引发大范围电煤短缺和供电紧张的风险依然存在。与此同时，新能源同时率水平低，波动大，供电保障能力不足。新能源“大装机小电量”、“极热无风晚峰无光”特征显著。区域范新能源年平均同时率较低，仅17%左右，对尖峰电力支撑能力有限。尤其是冬季负荷晚高峰期间，水电支撑能力下降、光伏出力基本为零，冬季保供用电负荷晚高峰时段只能按照装机水平15%的保障性出力纳入电力平衡。
电力规划设计总院清洁能源研究院副院长饶建业也提出，不同于欧美国家在达到基本饱和用电量情形下发展新能源，我国是在电力需求刚性高速增长的情形下大力发展新能源，这对能源保供以和能源转型提出更高的要求。
记者采访获悉，明年电力供需形势将依然偏紧，随着疫情防控政策的调整，很多省份将会迎来经济增长和用电需求的快速增长，可能加剧明年部分地区的用电缺口。
■■区域环境承载力冲突加大
与会专家认为，除了要协调考虑新能源的消纳和保供问题外，应考虑新能源大规模开发利用与区域环境承载力的冲突。
自然资源部国土空间规划局明确，位于生态功能极重要、生态极脆弱区域零星的已建风电、光伏等设施可划入生态保护红线，新建风电、光伏等设施应避让生态保护红线。一些省区相继出台了相关生态保护规划和政策，部分省区提出全域一半以上的国土划入生态保护红线，已批准在建运营的矿山、风电、光伏等项目到期退出。
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，在发展空间方面，由于能量密度低，新能源发展高度依赖土地，相比较于百万千瓦火电厂用地约800亩，同规模的光伏电站占地2.5-3万亩、风电场用地2000亩（外包络线15万亩）。面向碳达峰碳中和要求，新能源持续大规模发展面临的土地约束开始凸显，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。
在李琼慧看来，要依托技术创新破解环境承载压力，可以充分考虑生态承载能力，鼓励开发建设具有生态修复作用的“新能源+”项目，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠化地区为重大的大型风电光伏基地项目建设。
■■系统施策降低转型成本
业内人士认为，新能源与传统电源不一样，其本身不能随着负荷的需求变化而调节，所以，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，对此需要有充分的制度和政策准备。
“研究新能源经济性问题，要从三个维度需要考量。一是宏观经济的维度，从国家层面、环境代价来讲，发展煤电虽然便宜，但是煤电本身造成的环境损失综合算下来肯定不如风光。”李琼慧表示，二是行业经济性和项目经济性维度，新能源平价，可能是从项目上网、项目本身的经济性来谈，但是新能源电在电力市场不同时段价格不一样，所以现在谈的平价更多的讨论是从项目维度谈度电成本，但问题是谈项目经济性时不谈行业经济性问题，这样的讨论是没有太大价值的。三是需要从行业层面或者说系统层面看新能源的经济性问题，需要考虑新能源消纳的系统成本，新能源开发布局和开发时序，不仅要考虑项目本身经济性，还要考虑从输送到终端，从整体电力系统考虑新能源经济性。
李琼慧认为，未来需要优化新能源开发布局和时序，系统施策降低转型成本。要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。新能源不同的开发布局和时序的带来的系统成本不同。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。