“雙碳”背景下新型電力系統構建的發展建議及趨勢預判

/國網（北京）綜合能源規劃設計研究院 封紅麗 王泰棚 中國能源傳媒集團有限公司 于學華/

為實現“雙碳”目標，我國提出構建以新能源為主體的新型電力系統。

當前，氣候變化給全人類生存和發展帶來嚴峻挑戰。我國是能源消費大國，也是碳排放大國，電力行業占能源行業二氧化碳排放總量的42%左右。推動實現“雙碳”目標，能源是主戰場，電力是主力軍。要加快推進電力行業低碳轉型，破解日益增長的電力需求和環境約束之間的矛盾，關鍵之舉在于構建新型電力系統，在不斷增加綠色電力供給的同時保障電網安全和電力價格穩定。

一、新型電力系統的內涵

根據國家能源局發布的《新型電力系統發展藍皮書（征求意見稿）》定義，新型電力系統是以確保能源電力安全為基本前提，以滿足經濟社會高質量發展的電力需求為首要目標，以高比例新能源供給消納體系建設為主線任務，以源網荷儲多向協同、靈活互動為堅強支撐，以堅強、智能、柔性電網為樞紐平臺，以技術創新和體制機制創新為基礎保障的新時代電力系統，是新型能源體系的重要組成和實現“雙碳”目標的關鍵載體。

那么，新型電力系統與傳統電力系統又有何區別？最大的區別在于電力供給結構以化石能源發電為主向新能源為主轉變，高比例可再生能源和高比例電力電子設備的雙高特性日益凸顯，危及電網安全，涉及源網荷儲及調控等多方面，具體見表1。

表1 傳統電力和新型電力系統的區別

構建新型電力系統，將主要有以下兩大轉變。

（1）新能源供應體系向新能源為主轉變

新能源供應體系將從化石能源為主，逐步轉變為新能源為主。國家能源局發布數據顯示，截至2023年9月底，全國可再生能源裝機約13.84億千瓦，同比增長20%，約占我國總裝機的49.6%，已超過火電裝機。其中，光伏、風電發電裝機容量分別同比增長45.3%、15.1%，具體見表2。2023年前三季度，全國可再生能源（水、風、光、生物質發電）發電量2.07萬億千瓦時，約占全部發電量的31.3%。風電光伏發電量1.07萬億千瓦時，同比增長22.3%。

表2 截至2023年9月底全國累計發電裝機容量占比及增長情況

新能源裝機呈現快速增長態勢。2023年前三季度，全國可再生能源新增裝機1.72億千瓦，同比增長93%，占新增裝機的76%。其中，水電新增裝機788萬千瓦，風電新增裝機3348萬千瓦，光伏發電新增裝機12894萬千瓦，生物質發電新增裝機207萬千瓦。

（2）電力系統由源隨荷動轉向源荷智能互動轉變

新型電力系統具有“廣泛互聯、智能互動、靈活柔性、安全可控”等技術特征。大規模新能源并網給電力系統帶來了巨大挑戰，尤其是源荷雙側隨時波動影響電力電量平衡。電力系統中發電和用電瞬間完成，發電功率和用電負荷實時平衡，隨機性的電源波動、負荷沖擊形成的問題將對電力電量平衡產生極大影響。另外新能源接入電壓支撐較弱，電力電子裝置的快速響應特性，帶來寬頻振蕩等與其相關的新穩定形態，需要更加靈活可控。

二、新型電力系統建設政策導向

隨著我國能源轉型深入推進，2023年以來，多個新型電力系統相關的重磅文件出臺，從頂層設計、規劃框架體系，以及發展路徑等政策支撐下，新型電力系統以新能源為主體、電網靈活可靠配置、用電負荷多元互動、儲能技術廣泛應用的特征和優勢越發清晰。

（一）頂層設計“先立后破”，逐步轉向能源電力安全保供

新型電力系統的概念在2021年3月中央財經委員會第九次會議上首次提出，核心目的即要加速新能源建設，此后在《2030年前碳達峰行動方案》《“十四五”現代能源體系規劃》等政策文件中，進一步將“構建新型電力系統”作為重點工作任務。2021年下半年，全國大范圍的缺電現象使得國家層面開始調整對于能源電力頂層設計。2021年10月24日公開發布的《中共中央 國務院關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》中延續了此前的表述，同樣明確指出要“構建以新能源為主體的新型電力系統”，而且同時強調要“統籌煤電發展和保供調峰，嚴控煤電裝機規?！??？梢姵跗趶捻攲釉O計方面，我國對于新型電力系統的觀念仍以新能源為核心，對于傳統火電的態度依然處于偏壓制的狀態。

（二）開展基礎理論研究及規劃，新型電力系統建設進入全面推動階段

2022年10月22日，黨的二十大報告再次強調：“要積極穩妥推進碳達峰碳中和，深入推進能源革命，加快規劃建設新型能源體系”，這為新時代我國能源電力高質量飛躍式發展指明了前進方向，提出了更高的要求。緊接著，2023年1月6日，國家能源局發布《新型電力系統發展藍皮書（征求意見稿）》，全面闡述新型電力系統的發展理念、內涵特征，制定“三步走”發展路徑，并提出構建新型電力系統的總體架構和重點任務。藍皮書的發布有助于統一行業內外對新型電力系統的認識，也標志著新型電力系統建設進入全面啟動和加速推進的重要階段。

（三）各項專項政策更加細化，路徑行動逐漸明晰

2023年4月24日，國家能源局發布了關于公開征求《關于加強新型電力系統穩定工作的指導意見（征求意見稿）》，提出了27條意見和建議，分別從源網荷儲的能源鏈條，以及規劃、設計、設備、建設、運維、市場管理、應急管理、安防的產業鏈條角度，提出了相應的針對性指導意見。

2023年7月11日，中央深改委第二次會議審議通過《關于深化電力體制改革加快構建新型電力系統的指導意見》。該文件是中央首份關于構建新型電力系統的專項文件，并首次在中央層面明確新型電力系統5大特征，標志著新型電力系統的頂層設計又向前邁出重要一步。

2023年9月21日，國家發改委、國家能源局正式發布了《關于加強新形勢下電力系統穩定工作的指導意見》，明確提出“加快構建清潔低碳、安全充裕、經濟高效、供需協同、靈活智能的新型電力系統”，并從源網荷儲，以及從管理體系、標準制定、完善投資回收機制等角度分別提出了指導建議。至此，新型電力系統建設發展路徑更加清晰。

（四）從實施層面，國資委督導央企推動新型電力系統建設落地

2023年11月16日，國務院國資委召開中央企業今冬明春保暖保供工作專題會時，再次強調“要完善長效機制，因地制宜推動調峰電源建設，加大技術創新投入，加快構建以新能源為主體的新型電力系統?！睆膶嵤用?，國資委加大了督導各央企加快構建新型電力系統的力度，將有效推動新型電力系統建設主體加快實踐落地。

三、新型電力系統構建存在的問題

然而，電力系統轉型過程中面臨諸多改革任務，適應新型電力系統的體制機制亟待完善。

（一）電源側：靈活性發電資源不足

近年來，我國可再生能源發展迅猛，其中風電光伏增速最快。2010～2022年間，風電裝機量年復合增長率23.31%，光伏裝機量年復合增速84.27%，發電量增速與裝機量增速基本保持同步。未來伴隨風光裝機增長，新能源消納問題將逐漸突出。風光屬于波動性很大的不穩定電源，因此構建新型電力系統面臨的首要問題就是解決靈活性電源不足?？稍偕茉簇叫桁`活電源作為輔助，而水電（包括抽水蓄能）和天然氣是最佳靈活性調節資源，氣電受限于成本與氣源供應不足制約，抽水蓄能受限選址要求高且建設周期長，均無法大規模發展，目前只能依靠煤電靈活改造。盡管煤電靈活性改造技術成熟，但存在機組靈活性改造后長期低負荷運行，從而導致安全性和經濟性問題。由于改造成本高、補償不足，“十三五”期間，我國煤電靈活性改造規劃目標僅完成了1/4。全國靈活性改造實際進展十分緩慢，甚至嚴重滯后于國家規劃。

（二）電網側：跨區域輸電通道不足及互濟能力偏弱

可再生能源裝機占比高，受氣候影響大。伴隨著新能源大基地陸續開工建設，西北地區新能源裝機規模已超過煤電，新能源反調峰特性突出，“夏豐冬枯、日盈夜虧”的情況不斷加劇，負荷高峰時期電力供需緊張；西南地區雖是世界上規模最大的水電基地，但具有年調節及以上能力的水電站比重少，跨季調節能力差，電力供需豐枯、峰谷矛盾長期存在。然而，當前的跨區域輸電通道主要以單向外送功能為主，雙向互濟能力偏弱。西部地區作為“西電東送”大基地，除重慶、西藏之外，外送電量占發電量的比重均在20%以上。長期以來，西部電網規劃主要為大規模電力外送，特高壓直流輸電線路以跨省輸出為主，返送能力偏弱。其次，可再生能源送出通道重載，下網電力承接能力不足。由于新能源時間上出力的不確定性和空間上裝機分布的不均勻性，電網重要斷面日內潮流變化劇烈、反轉頻繁，有可能導致一些通道重載、過載。

（三）用戶側：負荷側資源參與系統調節的相關機制及基礎設施不完善

一是健全電力輔助服務市場機制，適當增加輔助服務交易品種，滿足系統不同時段的靈活調節需求；逐步擴大調峰容量市場，增加新的收益途徑。二是合理擴大現貨市場限價區間、建立容量補償機制等市場化手段，有效疏導成本。三是提升系統調節能力的電價機制尚未形成。逐步完善市場化需求響應電價機制，激發負荷側資源主動參與電力系統調節的積極性；完善跨省跨區電能交易機制，促進跨省區電力通道能源互濟；出臺并完善面向新型儲能的市場化機制及電價政策。四是負荷側新能源微網和高可靠性數字配電系統發展緩慢，用戶側分布式電源與新型儲能資源智能高效配置與運行優化控制水平尚有待提高。此外，豐富各類參與主體，如儲能、配售電公司、微電網、虛擬電廠甚至獨立電力用戶。從電源側、電網側、用戶側多措并舉，充分調動挖掘各類靈活性資源潛力，以系統最優的電力規劃理念引導源網荷儲靈活性資源協調發展。

（四）儲能側：儲能經濟性與利用率不足

新能源電力間歇性、隨機性、波動性的特征十分明顯，儲能是構建新型電力系統的重要支撐技術。但儲能技術受制于經濟性、安全性，商業化應用有待進一步開發。首先，當前儲能成本高、經濟性差，限制其大規模應用推廣。其次，當前儲能容量小，難以滿足大規模能源儲存需求。第三，儲能技術還存在一定的能量損失，影響儲能系統的綜合效率。第四，部分儲能技術存在一定的安全隱患，如可能引發火災和爆炸等問題。

四、新型電力系統發展建議

為加快推動新型電力系統構建，提出如下建議。

（一）充分挖掘靈活性資源潛力

首先，持續推進煤電靈活性改造，制定合理的成本疏導機制，提高煤電靈活性改造的經濟性。其次，未來抽水蓄能、天然氣發電、儲能、電網互濟應協調互濟。加快抽水蓄能電站建設及改造，因地制宜發展天然氣調峰電站，引導新能源積極主動參與系統調節。抓緊完善儲能產業政策體系、健全投資回報機制、研發關鍵核心技術等。再次，豐富電力需求側產品種類，如鼓勵負荷集成商將需求側資源作為產品在輔助服務市場、容量市場、電力現貨市場交易。挖掘需求側響應能力，引導電動汽車有序充放電，發展多元靈活性負荷。

（二）積極規劃建設跨省跨區輸電通道及提升互濟能力

結合“十四五”電力發展規劃，加強規劃建設跨省跨區輸電通道規劃建設，促進跨區綠電輸送。依托存量輸電通道配套建設新能源大基地和支撐性基礎性電源項目的建設，進一步提升輸電通道輸送效率，促進可再生能源消納。根據送受端省份資源稟賦和能源需求情況，規劃建設新的跨省跨區通道建設。加快提高配電網數字化、智能化水平，滿足負荷側多種靈活資源順利接入，促進分布式能源就近消納。優化調度運行機制，共享儲能資源。構建多層次智能電力系統調度體系，統一調度“共享儲能”，實現儲能在不同場站間共享使用。

（三）完善各種市場機制并豐富參與主體

首先，健全電力輔助服務市場機制，適當增加爬坡類、轉動慣量、黑啟動等交易品種，滿足系統不同時段的靈活需求；完善輔助服務補償機制，提高補償標準，有效引導企業提升系統調節能力。其次，探索建立容量電價機制，有效疏導容量成本，合理體現容量價值。再次，完善需求側電價政策，激發需求側資源參與系統調節的潛力；完善跨省跨區電能交易機制，促進跨省區電力通道能源互濟；出臺并完善面向新型儲能的市場化機制及電價政策。最后，豐富輔助服務參與者，如儲能、配售電公司、微電網、虛擬電廠甚至獨立電力用戶。從電源側、電網側、用戶側多措并舉，充分調動挖掘各類靈活性資源潛力，以系統最優的電力規劃理念引導源網荷儲靈活性資源協調發展。

（四）進一步攻關突破支撐新型電力系統構建的重大技術

目前適應我國新能源消納的電網調度運行創新機制還未建立，現有信息化技術未能充分滿足新能源功率預測與控制、可控負荷與新能源互動等需要，送電功率靈活調節技術、多能協調控制技術、新能源實時調度技術等新能源消納平衡技術亟待加強。建議深入研究先進的發電預測及調度運行技術，提高新能源接入系統運行水平。創新核心技術研發，如積極開展CCUS技術研發、大功率柔性輸變電裝備、長時儲能、大型燃氣輪機、關鍵元器件等支撐新型電力系統構建的技術、裝備、材料，提高構建新型電力系統的技術支撐能力。

五、未來新型電力系統發展趨勢預測

未來新型電力系統發展有以下幾點關注趨勢：一是短期內新能源消費占比有望提前實現；二是火電靈活性改造和需求側管理平臺需求激增；三是新能源基地外送通道建設將迎來高峰；四是儲能、能源數字化等技術發展預計提速。

（一）到2025年非化石能源消費占比有望提前實現

根據《“十四五”現代能源體系規劃》，到2025年，非化石能源消費比重提高到20%左右。自“雙碳”目標提出后，我國可再生能源裝機增長明顯提速。自2023年6月突破13億千瓦裝機后，全國可再生能源再創新高，截至2023年10月已經突破14億千瓦，達到14.04億千瓦，同比增長20.8%，約占全國發電總裝機的49.9%。隨著風電光伏持續快速發展，當前可再生能源裝機規模已經超過煤電，回顧2020年我國非化石能源消費占比15%左右，根據國家能源局發布的《2023年能源工作指導意見》預計2023年非化石能源消費占比約18%左右，那么非化石能源占比距2025年的目標僅差2%。按照當前增速，預計20%的目標有望提前實現。

（二）火電靈活性改造和需求側管理平臺需求激增

綜合考慮靈活性電源的技術經濟性，煤電靈活性改造為優選。煤電靈活性改造方面，《全國煤電機組改造升級實施方案》中提及“十四五”完成靈活性改造2億千瓦。根據電規院發布的數據顯示，截至2022年，我國煤電“三改聯動”改造規模已超4.85億千瓦，靈活性改造已完成1.88億千瓦。迫于當前新能源快速發展及“雙碳”目標的倒逼，到2025年靈活性改造將提速。此外，根據2023年5月出臺的《電力需求側管理辦法》（征求意見稿），到2025年各省需求響應能力達到最大用電負荷的3%～5%。2023年9月15日《電力需求側管理辦法（2023年版）》正式印發，自2023年10月1日起施行，2024年將迎來電力需求側管理平臺的建設高峰。短期內，靈活性調節電源仍舊以煤電靈活性改造、抽水蓄能調節為主。長期看，儲能和需求響應將成為主力，且隨著電動汽車參與靈活性調節比重及分布式能源逐步提升，電力需求側響應成為長期發展的主要潛在力量。

（三）新能源基地外送通道建設將迎來高峰

我國西部、北部地區擁有80%以上陸地風能、60%以上太陽能和70%以上水能資源，而全國70%負荷集中在中、東部地區，形成我國原生資源與用電負荷逆向分布，亟需跨區域輸電。國家能源局2022年1月在《關于委托開展“十四五”規劃輸電通道配套水風光及調節電源研究論證的函》中首次提出建設“三交九直”12條特高壓通道配套水風光等能源基地，其中10條特高壓明確匹配風光發電基地。第二批風光大基地總計建設455GW，其中外送315GW；預計“十四五”完成建設200GW、外送150GW，因此特高壓建設刻不容緩。特高壓工程從核準至投運全程周期約2年。截至2023年8月底，已核準開工4條特高壓直流，目前“十四五”期間剩余待核準開工10條，行業需求持續高增。根據新能源大基地建設進度，預計“十五五”期間還需開工25條特高壓。大型風電光伏基地建設將提速，預計2024～2025年有望迎來核準和確收雙高峰。

（四）儲能技術、能源數字化等技術發展提速

多技術路線規?；l展，以滿足日內平衡調節需求。我國已建成投運的新型儲能項目裝機位居全球前列，新能源發電的穩定性調節能力進一步增強。根據《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，到2025年，實現新型儲能從商業化初期向規?；l展轉變，裝機規模達30GW以上；到2030年，實現新型儲能全面市場化發展。中關村儲能產業技術聯盟（CNESA）的數據顯示，截至2023年9月底，中國已投運電力儲能項目累計裝機規模75.2GW，同比增長50%，新型儲能項目累計裝機規模25.3GW/53.4GWh，容量規模同比增長267%；2023年前三季度，國內新增投運新型儲能項目達25.5GWh，同比增長920%。按照此增速，到2025年，新增儲能有望提前實現。此外，未來隨著能源數字化技術的不斷發展，新型電力系統將實現更加智能化的管理。通過智能化技術，可以更好地監測和管理電網的運行狀態，提高電網的可靠性和穩定性。