我国将大力实施可再生能源替代行动，前景如何

大力推行可替代能源，也就是说传统的资源将逐渐被替代，能源的结构将逐渐被改变，这是未来发展的最理想的状态，只是说现在是作为一个未来的趋势去推行，不代表现在立马就会推行，前景肯定是有，但难度肯定也不低。

有前景是说传统的资源就是被誉为现代工业发展的三大支柱，石油，天然气，煤炭，这都是不可再生资源。虽然按照现在地球的储量，你现在人类工业发展的速度以及生活的使用强度上来看，再用个两三百年应该是不成太大的问题，但是人们不能真的等到那时候才考虑去更改能源结构啊，那时候黄花菜都凉了。所以现在世界上主要的大国以及发达国家肯定会考虑去降低对传统能源的依赖。逐渐更新自己的能源结构，大的趋势在这肯定有前景。

有困难并且难度相当不小，是因为传统的煤炭石油天然气成为工业发展的三大支柱，并不是说别的能源就不能用。比如说氢气人们电解水就可以制造氢气，它就可以作为一种燃料，那为什么没有把它作为主要燃料呢？因为煤炭石油天然气这三种能源是保存最为实用环境，几乎没有什么限制的。就不说什么其他的新能源，现有的能源体系里面也存在一些可以作为燃料的能源，只不过它在制备保存安全性，使用条件要求等方面存在着较高的要求，不利于低成本的大范围的推广，自然就没有把它作为主要的燃料了。

那人们想真正实现能源结构的更替，去推行更多可替代的可再生能源，这是必然要涉及到一个能源使用模式的问题。现有的能源里面也存在一些可以作为燃料的东西，要让他们的成本更低，安全性更好，使用范围更加广泛，这个需要技术上的突破，不计代价的去推这个东西，结果肯定是失败的。因为要顺应经济发展的趋势，经济发展的需要就是低成本的可控性比较高的能源。

邓梁春 WWF 邓梁春 / 气候 能源 环境 经济

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1. 视自家具体情况，如所处城乡的四季天气、屋顶面积、房屋朝向和是否有遮挡等情况，选择安装太阳能热水器或者太阳能光伏板，以太阳能来尽可能多地解决用电和/或供热之需；

2. 如果条件允许且合适，选择以可再生能源或者以高能效/低能耗方式为住房进行采暖制冷以及供电的住房，如被动式的节能住房，利用地源、水源、空气源热泵技术、甚至是冰蓄冷技术进行采暖制冷的楼房，以风光互补方式为居民提供部分用电的小区，等等。此外，如果所处城市开通了绿色电力购买的服务，也可以通过供电单位进行绿色电力采购，使得所用电力更多来自可再生能源；

3. 选择购买高能效汽车、油电混合动力汽车、电动汽车，并且仅在必要的时候驾车出行，更多时候如果可能且方便，都应当以公共交通、自行车、甚至是步行外出。电动汽车虽然自身还无法实现以可再生能源驱动（如太阳能驱动），但是其对二次能源电力的利用，使得电网中大规模接入可再生能源电力并通过充电驱动汽车成为了可能；

4. 另外很关键一点，居民利用可再生能源最基本需要做到的，就是显著提高工作生活中用能的效率、并减少不必要的能耗，如选择适合自身合理需求且最高能效的电器、合理出行并尽可能绿色出行等等，如果在满足合理用能需要的前提下尽可能减少了能耗，才为更多利用可再生能源创造了基础；

5. 对于仍然无法避免的化石能源需求或者碳排放，可以通过购买来自可再生能源开发利用所产生的减排核证量进行补偿，抵消掉相应的环境影响，同时支持可再生能源的发展。

全文 1940 字，阅读大约需要 5 分钟 未经许可严禁以任何形式转载 南方能源观察 欢迎投稿，投稿邮箱： eomagazine@126.com 编辑 黄燕华 审核 冯洁 6月1日下午，国家发改委等九部委联合发布了《“十四五”可再生能源发展规划》（以下简称《规划》，明确了“十四五”可再生能源发展的主要目标，同时更加注重可再生能源的大规模开发、高水平消纳以及市场化发展。 大规模开发 中国已经承诺二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值、努力争取2060年前实现碳中和，明确2030年风电和太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。截至2020年底，全国风电和光伏发电装机达到5.3...全文

因为直接用可再生能源发电导致电网的调峰压力非常大，巨大。弃风弃光弃水问题很严重。储能是提高电网调节能力的最佳手段之一。目前应用最多的是抽水蓄能，其次也有储热、电化学电池、压缩空气的各种技术路线。

本质上电制氢也是储能的一种。在电网下调峰能力不足的时候（即出现弃电的时候），将弃电部分用来制氢，或者在夜间负荷低的时候，用低价电制氢，在需要的时候，不管是发电还是直接燃烧，取用储存的能量。

用氢作为能源发电，两步过程中能量难免会有损失，但是其实仔细琢磨一下，还是可行的，主要是得采用廉价易得的电能来电解之制氢，像大规模的太阳能、风能都是很好的清洁能源。

提高电解制氢的效率后，能量从太阳能转移到氢能源里。由于氢气能量密度大，移动性好，不受天气影响，所以用氢气作为汽车的驱动能源还是很不错的选择，清洁环保。这其中最主要的还是得提高制氢的效率和氢转化为电和动力的效率。

可再生能源制氢的用处

可再生能源制氢有它的优势，采用了可再生能源，以风光水等等可再生能源为载体，以氢气作为一个二次能源的载体，在能源转型中可以和电力互为补充，以实现工业、建筑、电力、交通运输等产业互联。

目前广泛使用的氢源主来自化石燃料、电解水和化工副产氢。此外，生物质制氢、核能制氢和光催化制氢正在研究，还没达到工业化应用的水平。可再生能源制氢只能选择电解水制氢，化石燃料制氢和化工副产氢都是有碳排放的。

我国作为全球能源消费和碳排放的第一大国，是全球气候治理的积极参与者，也为应对气候变化也做出了重要贡献。我国始终秉承可持续发展理念，积极履行 社会 责任。我国的能源发展之路机遇与挑战并存， 领导人在第75届联合国大会讲话提出了“中国二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”的目标。那么从政策面来说，对新能源产业大力推进的预期无疑将进一步强化 。

2020年是“十三五”的收官年，亦是开启“十四五”新征程的元年。前瞻“十四五”规划对于能源消费的总量和消费结构占比的量化指标可能为：

1）总量方面，对于一次能源消费总量控制的指标可能在56亿吨标准煤左右；

2）能源消费结构方面，非化石能源在总能源当中的比例可能在18.5%以上。

如果按照2025年新能源 汽车 新车销量占比将达到25%的比例计算，那么预计新能源 汽车 销量需要达到600万辆以上。 未来5年，新能源 汽车 销量的年均复合增速将高达40%以上 。

由于水电资源与核电开发进度受到客观条件的约束，从开发潜力和成本的角度来看，我国电力供给的主要增量只能依靠光伏与风电新增装机量来弥补缺口，因此，我国“风光”市场空间巨大，发展前景广阔 。预计“十四五”期间光伏和风电年均新增装机容量分别为87GW和38GW，合计年均建设规模达125GW。

十四五期间非化石能源占比提升，我国光伏与风电新增装机进入加速上行拐点。 光伏能源是过去十年间成本降幅最大的可再生能源，当前时点海外已实现平价，国内明年全面进入平价时代，行业或将迎来快速增长，估值空间有望进一步打开。

1）硅片、硅料、电池片、组件：隆基股份、通威股份，其中硅片盈利相对稳定，利润留存能力最好；

2）一体化龙头，缓解产业链供需关系、价格波动引起的盈利性波动：晶澳 科技 ；

3）玻璃、胶膜细分行业景气度较好：信义光能、福莱特、福斯特；

4）风机龙头金风 科技 、风塔制造商天顺风能、叶片制造商中材 科技 。

氢能，在被纳入十四五重大规划之后，各地纷纷开启氢能产业园落地的时刻。截止到目前，已经有二十多个省份制定了氢能规划蓝图。

随着氢能被政策重视，资本市场对氢能也青睐有加。近期以氢能产业为主的上市公司在股市一片红色，可见资本对氢能的概念还是非常敏感的。

有人认为，在可再生能源领域前十年是风光电的时代，后十年将是氢能爆发的时期。那么，当前我国的氢能产业是否真的到了爆发的前夜呢？

地方政府青睐有加

氢能虽然是二次能源，但其像太阳能和风能一样，也是典型的可再生能源。氢能的热值远高于传统化石能源，且燃烧之后除了水基本无污染物。

相对于风电和光伏，地方政府对氢能更加青睐。超过二十多个省份制定了氢能发展蓝图，一个个以氢能为核心的产业聚集区纷纷落地城市开发区。

地方政府之所以对氢能青睐有加，主要是因为与风电和光伏相比，氢能产业链给地方可带来丰厚的财税和解决就业，拉动地方经济高速发展。

资本开始加持布局

风电和光伏大佬也纷纷给产业配套制氢，以延伸风电和光伏的产业链。三桶油也在积极布局氢能，中石化更是力图打造全球最大的氢能公司。

当前，风电和光伏产业已经进入深水区，开启了大鱼吃小鱼的产业洗牌。在风电和光伏热度过后，氢能正在成为资本掘金的下一个风口。

技术瓶颈亟待突破

目前氢能技术制备已经相当成熟，瓶颈在于产业化的成本相对较高，主要体现在氢电池系统成本高，导致规模化产能有限，市场化空间有待深挖。

加氢站的关键设备国产化程度不高，氢气压缩机和加注机都需要进口，这导致加氢站投建成本高、布局少、终端用氢成本高 。

此外，氢在空气极易爆燃，储氢、输氢技术亟待突破，这也加大了氢能单位成本居高不下、大规模开发和利用氢风险系数高的原因。

产业处于爆发的前夜

十四五期间，涉及氢能的产业政策和标准将快速完善，地方政府和资本的联动，一个个氢能产业园的落地将加快推进氢能产业化的进程。

氢能产业化进程的快速发展，将反推相关技术的公关速度，相信随着氢能制备、储存和运输技术的突破，氢能综合利用成本将会大大降低。

2030年实现碳达峰之前，氢能产业一定会获得很大的跃进。当前政策、资本和技术联动已经非常默契，氢能产业已经处于爆发的前夜。

说明了我国在可再生能源发电方面投入了大量资金，也争取做到清洁能源的发电，同样也能够降低矿产资源的投入力度。

一起来各个国家都致力于清洁能源的发电工作，但是要想做到清洁能源发电，不仅仅有很高的技术要求，同样也需要更多的资金技术。因此对于绝大部分国家而言，国家的电力问题仍然在不断的出现。尤其是随着国家经济的发展，城市化进程正在不断的加快当中。我国对于电力的需求量正在不断的上升，因此需要加强对电力的发电研究。

发改委：我国可再生能源装机规模突破11亿千瓦。

根据国家发改委的表示，我国可再生能源装机规模已经突破了11亿千瓦时。这也表明着我国在可再生能源发电这一方面，有了很大的进步。相比于传统的火力发电，清洁能源发电不仅能够节省更多的成本，同样也能够提高发电效率。最主要的是采用清洁能源发电的方式，能够减少对环境污染的程度。避免造成中国地区的环境出现恶劣，大气环境遭受到严重的破坏。

可再生发电方面有了很大的进步。

发改委的政策表示，也说明了我国在可再生能源发电方面有了很大的进步。当然这是主要的，毕竟世界上只有少数国家能够基本上实现可再生能源以及清洁发电的方式。毕竟可再生能源通常是用太阳能以及核能的方式来完成的。无论是太阳能又或者是核能发电，都有很高的技术要求。

能够满足我国民众的电力需求。

因此，我认为我国在可再生能源发电方面的进步，已经能够基本上满足我国民众最基本的电力需求。当然我们也不能够停滞不前，也必须要加大可再生能力的电力发展规模。不仅仅要满足最基本的民众需求，也同样需要向很多制造企业提供充足的电力。在双方共同努力之下，国家的经济以及民众的生活才能够变得更加富强。

国家能源局于2013年11月18日发布《分布式发电项目管理暂行办法》

第一章 总 则

第一条 为规范分布式光伏发电项目建设管理，推进分布式光伏发电应用，根据《中华人民共和国可再生能源法》、《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国行政许可法》，以及《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，制定本办法。

第二条 分布式光伏发电是指在用户所在场地或附近建设运行，以用户侧自发自用为主、多余电量上网且在配电网系统平衡调节为特征的光伏发电设施。

第三条 鼓励各类电力用户、投资企业、专业化合同能源服务公司、个人等作为项目单位，投资建设和经营分布式光伏发电项目。

第四条 国务院能源主管部门负责全国分布式光伏发电规划指导和监督管理；地方能源主管部门在国务院能源主管部门指导下，负责本地区分布式光伏发电规划、建设的监督管理；国家能源局派出机构负责对本地区分布式光伏发电规划和政策执行、并网运行、市场公平及运行安全进行监管。

第五条 分布式光伏发电实行“自发自用、余电上网、就近消纳、电网调节”的运营模式。电网企业采用先进技术优化电网运行管理，为分布式光伏发电运行提供系统支撑，保障电力用户安全用电。鼓励项目投资经营主体与同一供电区内的电力用户在电网企业配合下以多种方式实现分布式光伏发电就近消纳。

第二章 规模管理

第六条 国务院能源主管部门依据全国太阳能发电相关规划、各地区分布式光伏发电发展需求和建设条件，对需要国家资金补贴的项目实行总量平衡和年度指导规模管理。不需要国家资金补贴的项目不纳入年度指导规模管理范围。

第七条 省级能源主管部门根据本地区分布式光伏发电发展情况，提出下一年度需要国家资金补贴的项目规模申请。国务院能源主管部门结合各地项目资源、实际应用以及可再生能源电价附加征收情况，统筹协调平衡后，下达各地区年度指导规模，在年度中期可视各地区实施情况进行微调。

第八条 国务院能源主管部门下达的分布式光伏发电年度指导规模，在该年度内未使用的规模指标自动失效。当年规模指标与实际需求差距较大的，地方能源主管部门可适时提出调整申请。

第九条 鼓励各级地方政府通过市场竞争方式降低分布式光伏发电的补贴标准。优先支持申请低于国家补贴标准的分布式光伏发电项目建设。

第三章 项目备案

第十条 省级及以下能源主管部门依据国务院投资项目管理规定和国务院能源主管部门下达的本地区分布式光伏发电的年度指导规模指标，对分布式光伏发电项目实行备案管理。具体备案办法由省级人民政府制定。

第十一条 项目备案工作应根据分布式光伏发电项目特点尽可能简化程序，免除发电业务许可、规划选址、土地预审、水土保持、环境影响评价、节能评估及社会风险评估等支持性文件。

第十二条 对个人利用自有住宅及在住宅区域内建设的分布式光伏发电项目，由当地电网企业直接登记并集中向当地能源主管部门备案。不需要国家资金补贴的项目由省级能源主管部门自行管理。

第十三条 各级管理部门和项目单位不得自行变更项目备案文件的主要事项，包括投资主体、建设地点、项目规模、运营模式等。确需变更时，由备案部门按程序办理。

第十四条 在年度指导规模指标范围内的分布式光伏发电项目，自备案之日起两年内未建成投产的，在年度指导规模中取消，并同时取消享受国家资金补贴的资格。

第十五条 鼓励地市级或县级政府结合当地实际，建立与电网接入申请、并网调试和验收、电费结算和补贴发放等相结合的分布式光伏发电项目备案、竣工验收等一站式服务体系，简化办理流程，提高管理效率。

第四章 建设条件

第十六条 分布式光伏发电项目所依托的建筑物及设施应具有合法性，项目单位与项目所依托的建筑物、场地及设施所有人非同一主体时，项目单位应与所有人签订建筑物、场地及设施的使用或租用协议，视经营方式与电力用户签订合同能源服务协议。

第十七条 分布式光伏发电项目的设计和安装应符合有关管理规定、设备标准、建筑工程规范和安全规范等要求。承担项目设计、咨询、安装和监理的单位，应具有国家规定的相应资质。

第十八条 分布式光伏发电项目采用的光伏电池组件、逆变器等设备应通过符合国家规定的认证认可机构的检测认证，符合相关接入电网的技术要求。

第五章 电网接入和运行

第十九条 电网企业收到项目单位并网接入申请后，应在20个工作日内出具并网接入意见，对于集中多点接入的分布式光伏发电项目可延长到30个工作日。

第二十条 以35千伏及以下电压等级接入电网的分布式光伏发电项目，由地市级或县级电网企业按照简化程序办理相关并网手续，并提供并网咨询、电能表安装、并网调试及验收等服务。

第二十一条 以35千伏以上电压等级接入电网且所发电力在并网点范围内使用的分布式光伏发电项目，电网企业应根据其接入方式、电量使用范围，本着简便和及时高效的原则做好并网管理，提供相关服务。

第二十二条 接入公共电网的分布式光伏发电项目，接入系统工程以及因接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。接入用户侧的分布式光伏发电项目，用户侧的配套工程由项目单位投资建设。因项目接入电网引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。

第二十三条 电网企业应采用先进运行控制技术，提高配电网智能化水平，为接纳分布式光伏发电创造条件。在分布式光伏发电安装规模较大、占电网负荷比重较高的供电区，电网企业应根据发展需要建设分布式光伏发电并网运行监测、功率预测和优化运行相结合的综合技术体系，实现分布式光伏发电高效利用和系统安全运行。

第六章 计量与结算

第二十四条 分布式光伏发电项目本体工程建成后，向电网企业提出并网调试和验收申请。电网企业指导和配合项目单位开展并网运行调试和验收。电网企业应根据国家有关标准制定分布式光伏发电电网接入和并网运行验收办法。

第二十五条 电网企业负责对分布式光伏发电项目的全部发电量、上网电量分别计量，免费提供并安装电能计量表，不向项目单位收取系统备用容量费。电网企业在有关并网接入和运行等所有环节提供的服务均不向项目单位收取费用。

第二十六条 享受电量补贴政策的分布式光伏发电项目，由电网企业负责向项目单位按月转付国家补贴资金，按月结算余电上网电量电费。

第二十七条 在经济开发区等相对独立的供电区统一组织建设的分布式光伏发电项目，余电上网部分可向该供电区内其他电力用户直接售电。

第七章 产业信息监测

第二十八条 组织地市级或县级能源主管部门按月汇总项目备案信息。省级能源主管部门按季分类汇总备案信息后报送国务院能源主管部门。

第二十九条 各省级能源主管部门负责本地区分布式光伏发电项目建设和运行信息统计，并分别于每年7月、次年1月向国务院能源主管部门报送上半年和上一年度的统计信息，同时抄送国家能源局及其派出监管机构、国家可再生能源信息中心。

第三十条 电网企业负责建设本级电网覆盖范围内分布式光伏发电的运行监测体系，配合本级能源主管部门向所在地的能源管理部门按季报送项目建设运行信息，包括项目建设、发电量、上网电量、电费和补贴发放与结算等信息。

第三十一条 国务院能源主管部门委托国家可再生能源信息中心开展分布式光伏发电行业信息管理，组织研究制定工程设计、安装、验收等环节的标准规范，统计全国分布式光伏发电项目建设运行信息，分析评价行业发展现状和趋势，及时提出相关政策建议。经国务院能源主管部门批准，适时发布相关产业信息。

第八章 违规责任

第三十二条 电网企业未按照规定收购分布式光伏发电项目余电上网电量，造成项目单位损失的，应当按照《中华人民共和国可再生能源法》的规定承担经济赔偿责任。

第九章 附 则

第三十三条 本办法由国家能源局负责解释，自发布之日起施行。

附表1：分布式光伏发电项目备案汇总表（略）

附表2：1兆瓦以上分布式光伏发电项目信息表（略）

11月3日，新华社受权发布了《中共中央关于制定国民经济和 社会 发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标的建议》，涉及新能源规划要点分别提到了加强新能源、高端装备、新能源 汽车 、海洋装备等战略新兴产业发展，以及加快推动绿色低碳发展以及推动能源清洁低碳安全高效利用。

在11月5日由北极星电力网联合上海电力大学主办的“2020年中国风电产业发展大会中”，多位嘉宾表示：十四五规划建议的发布，意味着在我国低碳发展战略与转型背景下，新能源产业发展正在呈现出清晰的趋势。

·可再生能源产业发展逻辑面临转变

进入风电全面平价发展阶段，业内会发现以往我们热议的电价、补贴、年度建设规模等传统政策机制不再成为新能源行业发展的客观约束。在2030年能源消费和2060年“碳中和”目标下，我国会走一个什么样的碳减排路径?

对于碳减排路径的 探索 ，或者说作为重要支撑的可再生能源应该以哪些总量目标作为指引，首先要对我国的能源消费的目标有一定的认识。考虑新冠疫情给短期经济发展带来冲击，“十四五”我国经济年均增速5.5%，预计到2025年，全 社会 用电量在9 9.5万亿千瓦时之间，年均增速4% 4.5%。到2025年，预期全部非化石能源占一次能源消费比重达到19-20%左右(55-56亿吨标准煤)。

可以说，可再生能源电力已经成为我国碳减排路径上至关重要的支撑性力量，在“30·60碳中和”目标下，可再生能源发展将成为刚性需求，未来新能源行业不再仅是补充和替代，而将成为能源供给侧的主力，在中短期内都是一个具备很大确定性的市场。

在新时期的规划目标下，国家发展和改革委员会能源研究所主任陶冶强调，可再生能源的发展思路应该从以下几个方面随之转变：

从发展理念上，“十三五”能源规划注重环境保护，“十四五”能源规划注重生态保护，重点考虑碳减排问题

从发展思路上，“十三五”注重能源数量保障，“十四五”则更加注重能源的质量提升

在时间维度上，“十三五”注重5年发展，“十四五”注重更长远发展。需要注意的是，“十四五”能源规划是开启能源高质量发展的第一个五年计划，不但要解决“十四五”期间能源如何清洁低碳、安全高效发展的问题，还要为2035年、2050年的长期发展找准方向

从产业空间来看，“十三五”期间注重能源自身发展，“十四五”将注重能源全产业链发展而从发展实质上来看，“十三五”期间产业偏重生产力发展，“十四五”则将偏重生产关系调整。

·综合能源基地模式是重要趋势

在风电平价上网的过程中，主要制约因素在于政策约束、技术进步、消纳空间以及建设成本四个方面。其中，水风光储一体化发展将是未来重要的趋势之一，也是未来降低大基地度电成本的一种有效方式。这一点与发改委《“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”发展征求意见稿》相契合。“风光水火储一体化”建设更加侧重电源基地开发，其在强化电源侧灵活调节作用、优化各类电源规模配比、确保电源基地送电可持续性方面更具优势。

电力规划设计总院能源研究所副所长徐东杰也持有同样的观点，他认为，未来大型基地的开发将呈现“综合能源基地”的发展趋势，积极打造水能、可再生能源、储能的一体化互补基地将是未来趋势。

同时，在电力市场中，度电成本将成为决定报价的关键指标，较低的度电成本在电力市场中将具有更大的盈利空间。“十三五”期间，我国风电建设成本快速下降，2019年我国陆上风电单位千瓦建设成本较2011年下降了27%，达到6500元/kW。成本的下降主要在于自身技术水平的不断提升，以及陆上大基地开发模式的发展、大兆瓦风机技术的革新。

徐东杰提出建议表示，后补贴时代风电应以降低度电成本为目标优化全生命周期管控。建议风电企业进一步开展精细化管理，在开发、设计、建设、运行等全生命周期各环节共同发力，以降低度电成本为目标优化管控全生命周期各环节，风电规划更加注重在电力市场背景下进行。

·新能源并网技术仍需创新

高比例新能源是未来电力系统的发展趋势，预计到2030年，新能源装机占比将达38%，超过煤电成为我国装机第一大电源。但近年来，不管国内还是国外均发生过因新能源占比高、系统频率和电压支撑能力不足而引发脱网、停电事故，这些事故暴露出大规模新能源的稳态电压控制系统缺失和风电机组低/高电压穿越能力的不足。

以英国2019年“8.9”大停电为例。英国是典型高比例新能源电网，风电和光伏装机占比40%，事故发生时，机组脱网207万千瓦(占比7%)，其中风电和光伏脱网规模占70%，损失负荷93万千瓦。而其新能源机组不具备惯量和一次调频能力是触发低频减载的主要原因。

通过对连锁脱网过程进行深入分析，国网冀北电科院新能源所所长刘辉指出，在稳态调压方面，构建大规模风电汇集系统无功电压多层级控制技术体系、大规模风电汇集系统无功电压协调控制技术与系统，以及开发基于RTDS/RT-Lab的无功设备与AVC系统测试平台，是缓解大规模风电汇集地区无功电压运行存在的问题的有效手段。

在主动调频/调压方面，虚拟同步发电机技术是关键。

虚拟同步发电机技术是使新能源由“被动调节”转为“主动支撑”的新一代新能源发电技术，使之具备惯量支撑、一次调频和主动调压等主动支撑电网的能力。在 探索 过程中，冀北电科院自主研制了世界最大容量的2MW风电虚拟同步机、储能直流升压并联接入的30~500kW系列光伏虚拟同步机，一次调频响应时间分别小于5s和1s，显著优于常规同步机组。同时，还依托国家风光储输示范工程，建成了世界首座百兆瓦级多类型虚拟同步发电机电站。

未来，随着风电机组高电压穿越、风电机组侧次同步谐振抑制等技术的不断完善与普及，再辅以储能装置对输出功率的控制，不断革新发展的技术将对改善发电质量、解决风电并网难题起到愈加重要的作用。