随着“碳达峰、碳中和”目标的提出，新能源行业已进入高速发展的一年。全国各省市相继制定了相关目标规划，在“十四五”开局之年迈出了关键一步。
其中，疫后湖北省经济重建，光伏市场已迎来历史性的发展机遇，中央集全国之力支援湖北经济发展，有力推动了湖北省电力新能源的发展。华中能源监管局行业监管处副处长陈琼琼在6月24日举办的首届华中光伏论坛上表示2021年湖北省内拟投产新能源不低于350万千瓦，预计年底新能源装机将达到1550万千瓦左右，装机占比接近20%。
陈琼琼强调截止2020年底，湖北省新能源装机1300万千瓦，占总装机比重16%，光伏占比724万千瓦。新能源发电量146.4亿千瓦时，占用电量比重6.8%，其中光伏发电量64.6亿千瓦时。可再生能源电力总量消纳责任权重为43.2%，可再生能源非水电消纳责任权重为9.1%，均高于国家下达的目标。同时2021年1-5月，湖北省新能源发电量96亿千瓦时，同比增长31%，占用电量比重10.3%。2021年湖北省内拟投产新能源不低于350万千瓦，预计年底新能源装机将达到1550万千瓦左右，装机占比接近20%;2025年新能源装机将达到3000万千瓦以上;2030年新能源装机将达到4800万千瓦以上，装机占比接近30%。
双碳目标驱动下，新能源消纳仍是构建以新能源为主体的新型电力系统目标的重要议题。陈琼琼表示，当下湖北省新能源消纳面临的问题主要有以下三个方面：
一是新能源发电调节矛盾明显加剧。湖北新能源发电出力呈现出“极热无风，晚峰无光，极寒无风无光”。2020年湖北电网夏季和冬季的最大负荷期间，新能源出力仅占当时负荷的9.1%和1.2%。新能源出力日峰谷差最大值为460万千瓦，同比增加22.3%;新能源出力日内波动超过350万千瓦有15天，同比增加13天，光伏发电的时段性制约和风力发电的反调峰特性均导致系统调峰困难，随着省内新能源的继续快速发展，电网调峰压力将会进一步加大。
二是清洁能源集中上网导致输电通道压力逐渐显现。湖北省96%的水电和60%的新能源集中在西部地区，用电负荷的60%集中在东部地区。当水电大发叠加新能源大发时，将直接导致省内西电东送通道重载或满载。2020年6至7月水电大发时段，西电东送通道输送功率基本用尽。同时，局部末端电网如恩施、随州，由于新能源发展过于集中，在新能源大发期出现上送主网通道拥塞的情况。
三是部分新能源涉网性能不能满足《电力系统稳定导则》要求。随着直流输送功率越来越大，新能源占比越来越高，频率稳定问题成为华中电网安全稳定最核心的问题之一。新能源场站普遍不具备一次调频功能，电网频率控制难度日益加大。新能源场站运行管理水平有待提高，2021年1-5月，湖北省调直调新能源场站共有12个场站集接线累计跳闸36次，累计停运154小时。
针对促进新能源发展和消纳，陈琼琼提出以下五点政策措施：
(一)发挥规划引领作用，促进网源荷储协调发展;(二)压实省级行政区域可再生能源电力消纳责任;(三)加快构建以新能源为主体的新型电力系统;(四)完善市场交易和输配电价格机制;(五)用地、财税、金融等政策支持。
陈琼琼还表示，下一步，准备对华中调峰辅助服务交易规则进行修改，进一步扩大市场主体范围，引入新型市场主体，如储能装置、电动汽车(充电桩)、虚拟电厂、拥有自备电厂用户、可控负荷参与市场交易，放宽调节容量和调节功率限制。并针对新能源+储能、常规火电机组+储能等新模式，进一步完善调峰等辅助服务补偿机制，出台相关补偿办法，并将用户纳入辅助服务分摊范围。
此外，还要进一步完善湖北调峰辅助服务市场，结合源网荷储多元协调的调度控制体系建设、现货市场建设，将市场主体扩展至用户侧，引导用户侧可调节负荷参与调峰。
