政策背景与目标 - 中国提出2035年风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦的目标[4] - 十四五期间全国风电、光伏发电装机容量超过17亿千瓦，占总装机的46%，新能源电量占比超过20%[4] - 新能源逐步成为装机主体，电网形态向多元双向混合层次结构网络转变，负荷特性向柔性、产消型转变[4] 新能源消纳面临的挑战 - 电力系统调节能力不足问题逐步呈现，新能源消纳难度不断增加[4] - 控制对象由集中式常规电源扩展至海量异构的源网荷储全环节，电力系统调控难度加大[4] - 需要破解转型发展中的安全、经济、绿色"三元难题"[5] 规划引导措施 - 建立新能源与电网、调节资源协同发展机制，坚持"保量稳率"科学编制电力发展规划[6] - 针对大型基地建设建立送受端落实国家战略责任体系，进一步压实消纳责任[6] - 修订分布式新能源接网承载力评估标准，释放公共电网接纳能力[6] 基础设施建设 - 构建主配微协同的新型电网平台，加强省间灵活互济工程建设[6] - 通过配电网智能化改造升级，打造适应分布式新能源大规模接入的新型配电系统[6] - 积极推进新一代煤电、龙头水库、抽蓄电站、新型储能、虚拟电厂等调节能力建设[6] 市场机制建设 - 拓展多层次新能源消纳市场化体系，充分发挥现货市场功能[7] - 创新辅助服务市场交易品种，完善费用疏导机制[7] - 推动大型基地有效参与市场，支持分布式新能源通过聚合等方式参与市场交易[7] 技术创新方向 - 研发高效率低成本光伏组件和风电技术，提升新能源功率预测水平[8] - 研究高效仿真和稳定运行控制技术，加快应用高比例新能源特高压柔性直流输电技术[8] - 应用人工智能技术提升电网对分散资源的动态感知能力，完善大基地协同调控技术[8] 安全运行体系构建 - 持续强化电网统一调度、分级管理，开展超高新能源渗透率下电网安全稳定研究[9] - 深化网源协调安全管理，完善新能源并网标准体系，加强各类并网主体技术监督[9] - 提升分布式光伏"可观可测、可调可控"能力，推动分布式业主公平承担安全责任[9] 系统优化措施 - 推动新能源和配套电网、调节能力同步规划、同步建设、同步投运[10] - 开展适应全电量市场化消纳的新能源发展综合评价体系研究[10] - 完善五级调度贯通机制，优化调度各类调峰储能资源能力[10] 市场体系建设 - 全面深化电力现货和辅助服务市场建设，组织省间和跨经营区现货交易[11] - 完善电力市场规则体系，推动"沙戈荒"大基地一体化模式参与市场交易[11] - 推动建立与绿证、绿电、碳市场相衔接的交易机制，体现新能源环境价值[11]