随着“双碳”目标深入推进，我国新能源装机将实现跨越式增长，新能源渗透率显著上升，在产生大量减碳效益的同时，对电力系统安全、可靠、经济运行提出更高要求。为进一步推动能源电力绿色低碳转型，适应新能源高渗透率运行场景，亟需加大力度规划建设新能源供给消纳体系，构建适应新能源占比逐渐提高的新型电力系统。
新能源渗透率通常用来衡量系统中的新能源发电水平，是新型电力系统关键指标之一，目前尚无正式定义，结合实际应用需求，将其划分为装机渗透率、电力渗透率和电量渗透率。
装机渗透率：统计时段内，新能源装机与对应时段电力系统电源总装机的百分比，体现电源结构绿色转型程度，可用于指导新型电力系统规划建设。
电力渗透率：某一时刻，新能源发电出力与该时刻电力系统电源总出力的百分比；也可以按照新能源发电出力与该时刻电力系统总负荷（含外送电力）的百分比进行统计，体现新型电力系统运行水平和灵活调节能力，可用于校核系统安全运行风险。
电量渗透率：统计时段内，新能源发电量与对应时段电力系统电源总发电量的百分比；也可以按照新能源发电量与对应时段电力系统总用电量（含外送电量）的百分比进行统计，体现新型电力系统消纳新能源发电量的能力，可用于检验电力系统绿色转型成效。
新能源装机渗透率持续上升，推动电源结构不断优化。在新能源技术进步和“碳达峰、碳中和”目标推动下，新能源发展加快，装机规模不断扩大，带动装机渗透率上升，推动电源结构优化。2018—2021年南方五省区新能源装机规模由3130万千瓦增加至6460万千瓦，装机渗透率由9.6%上升至15.9%。
新能源电力渗透率受负荷特性和新能源出力特性影响较大，渗透率越大，说明电力系统对新能源的承载能力越强。从全年来看，南方五省区新能源电力渗透率总体呈现丰期小、枯期大的特点，与新能源年出力特性一致，与年负荷特性相反，全年最大电力渗透率往往出现在春节前后。从典型日来看，南方五省区新能源电力渗透率峰值时段均为14时，与新能源最大出力时刻高度吻合，电力瞬时渗透率最高达到23.1%；低谷时段分布在新能源出力较低的7—9时和负荷晚高峰的19—21时。
新能源电量渗透率与新能源装机规模、电力系统消纳能力等因素密切相关，渗透率越大对电力碳减排的支撑作用越明显。2018—2021年南方五省区新能源发电利用率均超过99.5%，基本实现全额消纳。在消纳有保障的条件下，新能源发电量随着装机规模扩大而增加，带动渗透率不断上升。2018-2021年南方五省区新能源发电量约由500亿千瓦时增加至920千瓦时，电量渗透率由4.2%上升至6.2%。与同等规模的燃煤电厂相比，2018-2021年可减少标煤消耗8970万吨，减排二氧化碳22070万吨，碳减排效益显著。
在“双碳”目标背景下，我国能源电力绿色低碳转型步伐进一步加快，风光新能源将逐步成为增量电源主体，新能源渗透率随之大幅提高。以南方五省区为例，根据相关研究，预计到2025年南方五省区新能源装机、电量、电力瞬时最高渗透率将分别达到28%、15%、30%以上；到2030年新能源渗透率进一步提高，装机、电量、电力瞬时最高渗透率分别达到35%、20%、40%以上。但由于新能源发电固有的强随机性、波动性和低惯量等特征，高新能源渗透率对电力系统安全、可靠、经济运行提出更高要求。
一是对系统灵活性资源需求增加。风光发电反调峰特征明显，电力输出不稳定，需要大量的灵活性资源进行调节，而我国电源结构以煤电为主，调节能力先天不足。此外，受制于能源电力上下游各环节价格形成和成本疏导机制不完善的问题，市场主体开展水电扩机、煤电灵活性改造和投资建设调峰气电、电化学储能等灵活性电源的主动性不强，负荷侧电力需求响应也缺乏激励动力，电力系统灵活性提升困难。未来随着新能源装机渗透率的大幅提升，若未能从体制机制上解决灵活调节性电源的商业模式问题，电力系统将出现调峰缺口并不断扩大，新能源也将重新面临弃电风险，影响其产业健康可持续发展。
二是对电力系统安全运行要求更高。新能源点多、面广，且具有低惯量特征，根据相关研究，风机叶片等效转动惯量小，光伏基本无转动惯量。新能源大规模接入将降低系统抗扰动能力，尤其在新能源电力瞬时渗透率较大时刻，常规电源开机容量小，系统机械惯量降低，对电网稳定性支持较弱。以2019年8月9日英国大面积停电事故为例，事故前系统总出力3213万千瓦，新能源电力渗透率超过30%，大量常规机组被替代，事故时海上风电机组、低压分布式光伏大规模脱网，电网系统频率稳定性显著降低，导致了大面积停电的发生。
三是对电力供应保障要求更高。风光发电出力受天气影响明显，电力支撑能力较弱。近年来极端天气频发，部分地区冬季高峰负荷不断创新高，但风电光伏新能源发电抵御极端气候的能力差，尤其在极寒天气状况下出力极不稳定甚至停摆脱网，导致供电缺口扩大，加剧电网供需失衡，2020年入冬以来我国部分省份及美国得州出现的停电均与新能源发电无法提供有效电力供应相关。
四是对电力系统各环节成本控制难度增加。近年来，在新能源产业规模化发展和技术不断进步的推动下，新能源尤其是陆上风电、光伏的发电经济性总体达到较优水平。但新能源利用成本不仅包括发电成本，还包括系统性消纳成本，在电力商品属性逐渐还原的背景下，大规模发展新能源将显著增加系统运行成本，如承担兜底保障的系统备用电源、配套新能源接入和跨区调剂的输变电工程以及调峰电源的大规模投资。国内外研究表明，新能源电量渗透率超过15%以后，系统成本将进入快速增长的临界点，未来新能源场站成本下降很难完全对冲消纳新能源所付出的系统成本上升。
一是增强新能源产业链供应链稳定性。近年来，新能源产业链价格大起大落，硅料等原材料价格持续攀升，叠加新能源开发需求爆发带来的供需错配，影响新能源高质量发展。为保障新能源持续大规模开发，提高平价无补贴阶段新能源发电竞争力，需及时做好上下游产能监控，提高扩产项目信息透明度，增强设备、材料企业对产业供需变化的响应能力，防控价格异常波动，增强新能源产业链供应链韧性。
二是加强新能源机组并网管理。新能源发展早期，并网标准偏低，频率、电压耐受能力不足，系统故障情况下易大规模脱网引起连锁故障。同时，风电变流器、光伏逆变器缺乏一次调频控制功能，对系统支撑能力较弱。随着新能源逐步成为增量电源主体，需加强新能源机组并网管理，充分挖掘新能源机组并网能力，制定符合电网变化特性的一系列并网指标与要求，针对性地开展并网能力提升改造及现场测试验证。
三是加快构建适应新能源占比逐渐提高的新型电力系统。电源侧加快推动新型储能规模化商业应用，推进新能源场站按装机容量的15%—20%配置储能，大力发展抽水蓄能，推动煤电灵活性改造“应改尽改”，充分挖掘现役水电站调节能力，推进具备条件的水电站扩机，因地制宜发展调峰气电，提高灵活调节电源占比。需求侧加大电力需求响应力度，引导自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、虚拟电厂等参与系统调节。电网侧加强互联互通提升互济能力，建设跨省区电力互联通道，提高存量输电通道利用率，升级主干电网和配电网，构建新型电力系统智能调度体系，推动清洁电力资源大范围优化配置，实现时间和空间上的扩展和互补。
四是建立健全新型电力系统关键监控指标体系。当前新能源机组基本采用跟网型并网模式，安全稳定运行依赖于常规电源提供的惯量和电压支撑。在新能源高渗透率情况下，常规电源大量被替代，系统抗扰动能力降低。为保障电网安全，需要重点监控新能源渗透率、系统惯量、短路比、最低常规电源开机方式等指标，及时评价电力系统对新能源渗透率的可承载水平。
五是加快完善适应新能源发展的体制机制。深化新能源领域体制机制改革，有序推动新能源参与市场交易，科学指导电力规划和有效投资，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。要加快构建统一电力市场，以中长期市场为主体、现货市场为补充，涵盖电能量、辅助服务等多品种，兼容分布式资源等新型市场主体，形成多元竞争的统一电力市场。完善新能源上网电价和调节资源价格市场化形成机制，促进新能源与调节资源协同发展。统筹电力市场与碳排放权、绿色电力证书等市场设计，协同推动绿色低碳发展。