問題二：新能源消納極限空間

3.1 理論消納視角：新能源整體消納空間可達100%

調峰性能是影響新能源消納能力的關鍵因素。外送負荷增加對于提升消納能力的意義不言自明，對于獨立電網系統，調峰性能和負荷率是影響新能源消納的主要因素，以60%調峰能力和80%負荷率的電網系統為例，負荷率提高10PCT，新能源消納空間提升8.3PCT，而調峰能力提高10PCT，新能源消納空間提升12.5PCT，影響顯著。但一個地區負荷率主要受產業結構和生活習慣等因素影響，短期難以大幅變化，因此調峰能力成為短期內提高新能源消納能力的關鍵。

理論上新能源消納占比可達100%。純從消納空間來看，新能源消納空間占用電負荷量比例最大可以達到100%，只要電源調峰能力足夠強。然而，即使電源的調峰能力達到葡萄牙的20%水平，新能源消納占比也可以達到70-80%，空間依舊足夠大。

3.2 電網調度視角：風光互補電源結構是最佳場景

電網調度要求發供用同時完成。對于某地區電力系統而言，電網的任務是根據用電負荷曲線、各種能源的出力曲線對各種電源完成調度，以實現電力需求的滿足。在新能源優先消納、調峰能力足夠強的假設下，來探討風光裝機的最優配比以實現最優的消納占比，主要場景包括：只接入光伏、只接入風電、優先接入光伏（風電補充）、優先接入風電（光伏補充）、風光無優先級以實現最大化新能源占比。

以風電為主導的風光互補電源結構或許是高比例新能源接入的最佳場景。通過對典型日用電負荷曲線、風光出力曲線進行實時發用電平衡，我們發現，風光配比實現最優新能源消納場景下新能源接入最高且調峰和棄電最小，此時風電裝機95.2GW，光伏裝機38.5GW，新能源消納比例93.1%，調峰量6.9%，新能源發電量比例95.7%，新能源棄電率2.7%。

3.3 電力交易視角：光伏在出力階段具有優勢

電力現貨市場交易可以還原電力商品本質屬性。如前文所屬，中國電力系統在某種程度依然執行發電計劃，省級計劃機構（通常是省級經信委）負責決定各類發電機組運行小時數，但決定原則不得而知。但在電力現貨市場交易制度下，電力將恢復商品本質屬性，采用邊際成本定價，各種電源在上網時比較的就是報價的高低（發電成本的高低），此時對于未來新能源發電成本較低的情況下，新能源將優先上網，不再受不穩定電源以及年度發電計劃等限制。

風光有望成為成本最低的能源形式。目前光伏發電成本仍然較風電較高，但光伏成本下降速度較快，同時風電成本也在降低，因此可預期的未來，光伏和風電將成為比傳統能源成本更低的能源形式。

高比例接入下，光伏在出力階段具有競爭力。由于光伏成本可能低于風電等其他能源形式電源，在光伏正常出力階段，電力現貨市場供應商包括光伏、風電、其他電源，按照成本最低策略，光伏優先發電，具有競爭優勢。但在非光伏出力的夜間，如果不考慮儲能的話，電力現貨市場供應商只有風電、其他電源，風電優先發電；如果考慮儲能的話，核心是看儲能的成本，目前來看光伏+儲能的成本比風電高，電力現貨市場供應商包括風電、儲存的光伏、其他電源，低成本風電優先發電。

未來展望：電網結構限制下可實現2550GW的 風光裝機

4.1 遠期展望：高比例風光接入下風電光伏的累計裝機

2050年風電和光伏中性累計裝機分別為1919和3650GW。根據前面研究，風光匹配下是相對較優方案，至于兩者比例受電源結構的影響，可選取新增電量1:1進行匹配，據中性測算，2050年風電和光伏累計裝機分別為1919/3650GW，2020-2030年風光年均新增裝機分別為43/79GW，2030-2050年風光年均新增裝機分別為62/130GW。

泛在電力物聯網建設提升電網靈活性、儲能成本降低，新能源長期發展空間可期。當前電網靈活性提升主要來自于抽水蓄能電站和單循環調峰氣電等調峰能力建設以及熱電聯產機組和常規煤電靈活性改造。展望未來，通過泛在電力物聯網建設，推動清潔能源發電精準預測，提高清潔能源與電網系統規劃、靈活調節、市場交易能力，有力支撐各類清潔能源接入。此外，隨著成本下降，鋰電池儲能逐步在電力系統中發揮作用，提升系統響應能力，弱化新能源的波動性的影響。

4.2達到高比例接入需要解決的問題

電源結構、電力體制以及新能源技術是高比例接入必須克服的問題。在新能源高比例接入背景下，對電網硬件來說，要求電網調峰能力足夠強，同時具有互聯互通的通道；對電網軟件來說，要求可以實現電力現貨交易，以及放開年度發電計劃；對于新能源技術來說，要求實現日前、日內精準發電預測，同時發電和儲能成本較低。

原標題：電網視角下新能源消納的原理、空間和結構