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今年是第十三个五年计划和实现国家清洁能源消费的三年行动计划的最后一年。在即将到来的“十四五”期间，中国新能源发展具有强大的内生动力，互联互通规模有望翻番。随着新能源发电在全网总装机容量中的比重不断增加，考虑到全球新皇冠肺炎疫情对电力需求的影响，仍有必要在“十四五”期间，结合努力和措施，推动高比重新能源融入电力系统，促进新能源科学发展。
“十四五”新能源发电发展趋势
电网连接的规模几乎翻了一番，陆上风力发电和光伏发电已经进入可负担得起的电网连接时代。
“十二五”以来，中国新能源发电成本持续下降。2019年，中国陆上风力发电的每千瓦成本约为7500元，比2010年下降了约17%，每千瓦小时的平均成本约为0.48元。在建海上风电项目的单位千瓦成本约为陆上风电的两倍，用电成本为0.65 ~ 0.75元/千瓦时；光伏电站每千瓦成本约为3800元，比2010年下降约90%，每千瓦小时平均成本约为0.43元。
对许多行业协会、研究机构、权威人士和项目业主的访谈结果显示，光伏发电和海上风电建设成本在未来一段时间内仍将下降0+以上，而陆上风电建设成本在未来一段时间内将下降0+以上。据估计，到2025年，各省光伏发电成本将在0.23 ~ 0.4元/千瓦时之间。除了重庆和贵州，大多数省份都能够以可承受的价格接入互联网。陆上风力发电的电费基本在0.24 ~ 0.4元/千瓦时之间。除了重庆、天津、山西和其他省份，大多数省份的陆上风力发电都可以以可承受的价格接入互联网。江苏和广东的海上风力发电接近平价。
值得注意的是，在线奇偶校验不等于奇偶校验利用率。向用户传输负担得起的新能源将增加一些额外的利用成本，包括接入和输送的传输和分配成本增加、系统吸收的平衡成本增加以及确保系统安全的容量成本增加。根据国际能源署(IEA)和其他机构对利用成本的定量研究结果的分析，到2025年，中国少数省份的陆上风力发电和光伏发电可以以公平的价格使用。
近年来，在政府、发电企业、电网企业和用户的共同努力下，中国新能源发展取得了巨大成就，在推动中国能源转型、履行应对气候变化承诺方面发挥了重要作用。截至2019年底，中国风电累计装机容量为2.1亿千瓦，光伏发电累计装机容量为2.04亿千瓦，占20.6%。2019年，中国国家电网公司运营区域新能源利用率将达到96.8%，而《清洁能源消费行动计划(2018-2020)》设定的目标将提前一年完成。
根据对国家能源转换要求、清洁能源消耗目标和新能源成本快速下降的综合分析，预计到2025年，中国风电和光伏发电装机容量将超过7.5亿千瓦，占全国总装机容量的26%以上。
具体而言，随着“三北”地区住宿条件的进一步改善和非技术成本的降低，预计未来集中式陆上风力发电将快速发展。制约分散式风力发电发展的单位容量成本高、资源评估困难、分散运行维护困难等问题也有望逐步得到解决。光伏发电项目将继续集中、分散发展。随着先导基地、部分外送通道辅助电源、已批准的存量电站项目和经济适用示范项目的启动，集中光伏电站的比例可能会增加，主要集中在华北和西北地区。
未来新能源发展的问题与建议
从机制研究、标准强化、政策实施、规模控制等方面入手，促进新能源的科学发展
“十四五”期间，我国新能源装机和发电比例将继续增加，对电力系统的影响将更加突出。要关注电力系统安全、新能源发电项目规模控制、新能源高比例并网带来的吸收等问题，从机制研究、标准强化、政策落实、规模控制、管理优化等方面推进新能源科学发展。
随着大量新能源发电机组取代常规机组，电网的安全运行面临挑战。同时，在电力系统中，电力的电子化特征日益突出，给电网的运行机制带来了深刻的变化。近年来，国外发生的一些停电与新能源发电的大规模并网有关。
一方面，新能源发电包括大量的电力电子设备，其频率和电压耐受标准较低。当系统事故发生且频率和电压变化较大时，新能源发电机组容易发生大规模断线，造成连锁故障。另一方面，电力电子器件的快速响应特性，除了传统同步电网中基于工频的稳定性问题外，还带来了新的宽带(5 ~ 300 Hz)振荡稳定性问题。
针对这些问题，有必要提高新能源机组的并网标准，提高新能源机组的并网性能要求，挖掘新能源站自身的动态有功和无功调节能力，要求新能源参与系统调频和调压，防止新能源机组大规模离网造成的连锁故障。在新能源发电机组并网比例高、极端天气频繁的背景下，电网企业需要结合电网运行特点，提高灾害天气预警水平，加强风险分析和防范。同时，有关部门和电网企业应加强新能源机组次同步谐波管理，深化机制研究，出台相关规定。
新能源发电平价上线后，很难通过补贴资金总额来控制年度发展规模。因此，应借鉴以往经验教训，坚持政府宏观调控与市场资源配置相结合的原则，进一步加强新能源项目的规模管理，引入非补贴新能源项目纳入规划管理的方法，深化年度投资预警监管体系。在电力系统经济接受的基础上，考虑供电、电网、负荷和市场建设等因素，合理确定新能源开发的规模、布局和时机，并及时滚动修订。
“十四五”新能源发电并网规模近一倍，而电力需求增长和系统调节能力提高空相对有限，新能源消费面临挑战。考虑到这些措施的经济性和可行性因素，建议通过促进火电灵活转型、建设灵活供电、促进需求侧响应和促进省际互助来解决调峰问题。
出台激励政策，促进火电厂的灵活改造。目前，燃煤发电企业改造滞后，到2019年底仅完成5775万千瓦，不到“十三五”目标的27%。因此，有必要在总结各地区电力辅助服务市场经验的基础上，继续完善和推进调峰辅助服务市场。结合电力市场建设，探索引入容量定价机制，调动火电厂进行灵活改造的积极性。
推进抽水蓄能电站等柔性电源建设，推进需求侧响应。目前，第二轮输配电定价成本监审办法明确规定抽水蓄能不纳入输配电定价成本，这对抽水蓄能的实际生产规模影响很大，要求相关部门尽快完善抽水蓄能支持政策。此外，应注意完善需求侧响应激励政策，加快工业负荷参与电力需求侧响应，提高需求侧响应水平。
加强区域电网省际互联，充分发挥互助作用。我国幅员辽阔，风力发电和光伏发电具有良好的地理分散效应，各省电网的输出特性相辅相成。因此，通过加强该地区省级电网的互联互通，可以有效缓解一些地区突出的调峰压力。
合理确定新能源利用率，增加新能源利用规模。新能源发电产量统计表明，峰值功率出现概率低，持续时间短，完全消耗需要额外成本，系统整体经济性降低。新能源开发规模相对较大的国家也有不同程度的主动或被动放弃能源。因此，应通过最小化电力系统的总成本来合理确定新能源的利用率，进而给出新能源的发展规模。
