随着新能源在电源结构中的占比不断提高，光伏发电参与高比例新能源的新型电力系统在安全运行、收益稳定性、市场化机制、电网运行机制等方面仍需做出巨大努力。

1、要解决光伏发电间歇性、波动性给电力系统平衡和安全带来的问题

光伏发电出力依赖光照和天气等自然条件，光伏等新能源间歇性、随机性、波动性特点使得系统调节更加困难，系统平衡和安全问题更加突出。业内专家预测，2030年新能源出力占电力系统总负荷之比最低为5%、最高为51%，而2060年新能源出力占系统负荷之比为16%到142%。此外，我国能源资源与负荷中心呈逆向分布，目前西北和华北区域弃电情况还较为严重，而东南地区电力紧平衡趋势日益明显。因此，新能源出力波动性以及资源分布不均，从时间和空间上导致电力供应紧张与弃风弃光问题共存的局面。

2、虽然目前已实现平价上网，但考虑系统平衡成本，仍需大力降低光伏成本以降低整体系统成本

随着新能源渗透率不断提高，需要更多的输配电设备、调节电源投入，从而提高电力系统的调节成本和容量成本。随着辅助服务细则完善和辅助服务市场、容量市场的建立，新能源将承担一定的系统成本，新能源需要进一步降低发电成本以维持竞争力，从而带动电力系统总成本下降。

3、光伏发电“看天吃饭”属性尚不适应电力市场化

随着新能源参与市场化交易比例不断提高，保量保价为主的经营模式逐步成为过去式，新能源运营需更加精细化。光伏发电具有很强的相关性与反调峰性，光伏电站之间发电同时性基本一致，导致电力市场价格“鸭型曲线”和“峡谷曲线”效应增强。电力市场化导致光伏发电在同一时间、同一地点产生不同的发电收益。随着电力市场化进一步加速推进，光伏场站若继续以价格接受者的惯性思维参与电力现货市场，其收益稳定性将大受影响。

4、电网运行机制尚需不断完善，推动更加智能灵活的商业模式发展

当前电网运行方式难以支撑指数级增长的新能源以及分散资源的调控，限制了灵活商业模式的发展，比如源网荷储一体化、分布式电力市场交易等。例如，分布式发电市场化交易机制鼓励分布式光伏与周边用户直接交易，符合新型电力系统的基本规律和物理特性。然而，受参与用户享受电网备用却未足额承担系统容量备用相关成本以及输配成本分担不明确等因素影响，市场进展不及预期。未来需完善市场化交易的价格政策及市场规则，推动分布式光伏在合理承担附加基金和系统备用费用基础上获得对等交易地位。

原标题：光伏发电参与高比例新能源电力系统面临的挑战