新能源电量渗透率，即新能源发电量与电力系统总发电量的百分比，体现了电力系统消纳新能源电量的能力。近年来，随着我国新能源发电装机容量快速提升，新能源电量渗透率也在逐步增长，成为和装机率、消纳率一样被业内关注的概念。

目前，全国多数省区的新能源电量渗透率在6%~13%区间，一些新能源发展较快的省区则更高，例如2023年1~11月，江苏省的新能源电量渗透率达到16%，河北省和内蒙古自治区的新能源电量渗透率已超过20%。

从长远看，保持一定的电量渗透率提高是落实“双碳”目标的需要，也是能源行业对绿色发展的追求，但在当前的电网结构和市场条件下，渗透率过高会增加消纳的难度。

目前，作为绿电消纳的主要手段，电网承担了我国大型风电光伏基地的外送任务，分布式新能源则直接接入配电网；煤电机组等灵活性资源在电源侧发挥了调峰调频的作用，新能源配储和独立储能在2022年后实现了快速发展。

面对不断增加的消纳难度，提高外送能力和灵活性调节水平迫在眉睫。

外送：更安全更高效

2023年12月，我国以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设进入投产高峰期，多个大型新能源基地的配套电网项目也陆续投运，锡盟400万千瓦新能源送出工程就是其中之一。

这条通道输送锡林郭勒盟阿巴嘎旗、苏尼特左旗、锡林浩特市3地9座新能源电站所生产的绿电，预计每年外送电量138.9亿千瓦时，节约标准煤约444.5万吨。

在“十四五”以及未来一段时间，我国主要外送通道建设都会围绕清洁能源大基地的消纳需求展开。然而，通道从规划到建成需要3~5年，而大型新能源基地的周期约为1~2年，两者建设周期存在差异。因此，借助技术手段挖掘通道的外送能力就非常关键。

柔性直流输电技术是优选技术之一。随着大型新能源基地建成投运，大量常规直流送入会对电网造成较大冲击，容易造成换相失败、相互影响等问题，柔直技术在电力输送过程中响应速度快、可控性好、适应性强，可为无源系统供电，无需提供无功功率，适合风电、光伏发电接入和远距离传输。

根据中国工程院院士饶宏等人的研究，目前，柔性直流输电接入受端电网时基本采用跟网型控制，主要目标是传输功率，同时为电网提供无功支撑。未来，随着基于电力电子变换器新能源发电和柔性直流输电等大规模发展和高比例接入，电力系统的惯量将会逐步下降，系统的频率将更加敏感，频率稳定问题会更加突出。从电力电子变换器的角度出发，构网型控制是应对这一挑战的有效手段。通过构网控制，可以进一步发掘柔性直流输电的调频能力和惯量支撑能力，但由于对外呈现电压源外特性，交流故障时面临更加严峻的限流保护和故障穿越挑战。

在新能源大基地加快建设的同时，分布式新能源的发展速度也在加快。以分布式光伏为例，根据国家能源局公布的数据，2023年前三季度，我国新增光伏发电装机容量1.29亿千瓦，其中分布式光伏发电装机容量占比达到52%。

越来越多的分布式新能源直接接入配电网，电源类型更多元，电力流向也更为复杂，其发电出力大小以及波动考验着配电网的适配、调节、传输能力。同时，随着电力市场化进程加速推进，更多新能源有望参与电力现货市场，届时，市场主体根据自身情况报价参与市场交易，电网运行面临的不确定因素将增加，潮流也会更为复杂多变。

要减轻配电网的压力，可以借助虚拟电厂技术聚合分布式资源，提高可调资源的可控性和实时响应能力，以提升系统的调节能力。近年来，国网冀北电力、国网上海电力、国网江苏电力等公司开展了关于电力需求响应和虚拟电厂的试点应用。2021年5月，上海曾进行过一次虚拟电厂需求响应行动。在虚拟电厂的调控下，公共汽车站充电桩开始充电，大型企业生产线开始运转，近万个5G通信基站内蓄电池机组启动储能。这批被启动的发电机组，在城市用电低谷时段造出41.2万千瓦的负荷。适当提升的用电负荷不仅有助于消纳清洁能源，也缓解电网调峰压力，减少发电机组的能效损耗。据统计，在虚拟电厂需求响应行动的两天内，上海市消纳清洁能源123.6万千瓦时。

2023年国家能源局发布的《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》指出，将积极培育电力源网荷储一体化、负荷聚合服务、综合能源服务、虚拟电厂等贴近终端用户的新业态新模式，整合分散需求响应资源，打造具备实时可观、可测、可控能力的需求响应系统平台与控制终端参与电网调度运行，提升用户侧灵活调节能力。

对于虚拟电厂，国家能源集团新能源技术研究院储能中心主任、国家能源集团储能专业首席专家廖海燕建议，和虚拟电厂相关的各项技术都已经存在，但要让虚拟电厂能耗最低、运行效率更高，需要优化算法，让参与各方能借助更可行的算法受益。

调节：更灵活更经济

2024年1月1日起，煤电容量电价和电量电价的“两部制”电价政策正式开始实施。这项政策充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，推动煤电向以基础保障性和系统调节性电源并重为主转型。

在用于调峰的灵活性资源中，煤电机组改造潜力大、投资成本低。从“十三五”开始，我国就针对煤电灵活性改造提出目标。“十四五”以来，改造目标进一步细化——2021年，国家发展改革委发布《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，这份通知明确了煤电机组灵活性改造要应改尽改，提出了“‘十四五’期间完成存量煤电机组灵活性改造2亿千瓦，增加系统调节能力3000万~4000万千瓦”的目标；2023年10月底由多部委发布的《加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》提出，新建煤电机组全部实现灵活性制造，现役机组灵活性改造应改尽改，支持退役火电机组转应急备用和调相功能改造，不断提高机组涉网性能。

此前，出于多方面的原因，煤电灵活性改造的速度和效果始终未达预期。价格机制被认为是影响灵活性改造的最大问题。随着容量电价机制的执行，上述问题有望得到缓解。根据测算，2024～2025年，多数地方通过容量电价回收固定成本的比例为30%，少部分灵活性改造进展较快的省市，每千瓦可以拿到165元的容量补偿。

随着新能源发电在电力系统中的占比不断提升，煤电机组需要参与更多深度调峰。但由于深度调峰和快速升降负荷，机组运行偏离设计工况，深度调峰改造对机组经济性、安全性、环保性提出挑战。在某煤电装机和新能源装机大省，部分煤电企业为配合负荷曲线变化反复启停机组，导致机组故障频发。

煤电机组改造需要提高技术水平，结合调峰机组的实际需求进行改造。廖海燕建议，无论是老旧机组改造还是新建机组研发，都需要打破目前设计中的范式，让煤电机组在快速启停的同时降低煤耗，适应未来电力系统对灵活性资源的需求。

也有煤电从业人士认为，鉴于每台机组机型、运行状况、改造目的不同，在保障安全、经济、可靠的前提下，应为每台机组选择合理的改造技术方案。对于新建机组，则需具备20%的深调能力和必要的经济性，既承担火电机组应承担的灵活性调峰责任，又避免深调投资改造性价比低的不合理。

根据国家能源局和中国化学与物理电源行业协会储能应用分会的统计数据，截至2023年9月底，我国已投运抽水蓄能装机容量达5000万千瓦，新型储能项目累计装机规模为2123万千瓦。

多部委发布的《关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》指出，我国将有序推进具备条件的抽水蓄能电站建设，探索常规水电改抽水蓄能和混合式抽水蓄能电站技术应用，新建抽水蓄能机组应具备调相功能。这份《意见》还明确，将积极推进新型储能建设，充分发挥电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、氢储能、热（冷）储能等各类新型储能的优势，结合应用场景构建储能多元融合发展模式，提升安全保障水平和综合效率。

目前来看，各类新型储能技术仍有一些局限性，解决方案也并不是那么完美，未来，行业仍需寻求技术创新，以发现更多新的赛道。