如何构建匹配“双碳”目标的新型电力系统

日期：2021-06-16 来源：镁客网

国际电力网

2021

06/16

08:50

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关键词：新型电力系统能源转型绿电

构建以新能源为主体的新型电力系统，电源侧、负荷侧和电网侧需要系统性重塑，电力改革的目标也应从降电价转向应对气候变化和推动能源转型。

中央财经委员会在2021年3月15日的第九次会议上指出：要构建以新能源为主体的新型电力系统，拿出抓铁有痕的劲头如期实现“双碳”目标。

电力行业是中国碳排放总量最大的单一行业，2019年电力行业碳排放达到40亿吨，占全国碳排放总量的42％。构建以新能源为主体的新型电力系统是实现碳达峰与碳中和最主要的举措之一，它一方面能够加速推动电力行业清洁低碳转型的步伐，另一方面能够充分发挥其他行业电气化进程中减排效益，助力工业、交通部门和全社会的深度脱碳。

构建以新能源为主体的新型电力系统意味着电力系统将发生广泛和深刻的变革，它将呈现以下几种基本特征：

（1）电力供应以高比例新能源为主，电力行业在2050年左右实现净零排放；

（2）“源网荷储”在新一代数字技术下深度协同互动，尤其是电源侧对新能源出力的精准预测、负荷侧转变为能源“产销者”后需求响应在削峰填谷和应对电力供应突发情况中发挥关键作用、电网侧“大基地+大电网”和“分布式+微电网”的协同并重发展；

（3）包括电力市场、碳市场在内的政策与市场机制的建立和完善，以及包括新型储能、氢能等科学技术的进步与创新，形成对新能源为主体的新型电力系统的支撑与保障。

一句话概述，构建以新能源为主体的新型电力系统，电源侧、负荷侧和电网侧需要系统性重塑；电力改革的目标，也应从降电价转向应对气候变化和推动能源转型。

01.电源侧、电网侧、负荷侧的系统性重塑

在电源侧大力推动供给清洁化，全面推进能源生产脱碳。

2020年中国煤电发电量达4.63万亿千瓦时，占全国总发电量的比重超过60％，而风光发电量的比重不足10％。中国电源结构仍未摆脱“一煤独大”的局面，而构建以新能源为主体的新型电力系统的核心是推动供给侧新能源的大规模发展，加速煤电的转型与退出。

从近期来看，中国一要在“十四五”时期力争实现风光每年1.1亿千瓦以上的新增装机，以确保风光发电量实现在2025年占比达16.5％左右的目标。

二要严控煤电装机规模，中央有关部门收回地方省市对煤电项目的核准权，除技术储备和示范工程项目外，不再核准新的商用煤电机组，并加速淘汰落后煤电机组，推动“十四五”期间的增量用电绝大部分由清洁能源来满足，将煤电装机的峰值控制在11.5亿千瓦以内，促进电力行业的碳排放于2025年左右达峰。

三要合理布局一批抽水蓄能、气电作为调峰电源，发挥抽水蓄能安全稳定、大容量系统级储能优势和气电启停速度快、升降负荷能力强、周期短和选址灵活的特点，平抑新能源的波动性，从电源侧提高电力系统灵活性，最大限度避免落后煤电借灵活性改造之机得以继续保留和发展。

从中远期来看，中国要在2025年之后，实现新能源对于存量煤电的大规模替代，在2030年新能源装机占比超过50％，成为主体能源，在2050年左右实现电力行业的近零排放，届时包括风电、光伏、水电、气电、核电、地热等清洁能源提供100％的清洁电量，同时适当保留一小部分服役年龄短的高效煤电机组作为能源的安全备用，避免高昂的资产搁浅损失。

在负荷侧大力推动电能替代和需求侧资源的利用，全面推进能源消费脱碳。

第一，充分发挥电能替代的减排作用，加快提升工业、建筑、交通三大领域终端用能的电气化水平，并坚持节能优先，持续提高能效标准，建立绿色低碳的发展体系。将中国整体电气化水平从2020年的27％提升至2060年的70％以上。

第二，大力推广以电为中心的综合能源服务。在充分考虑工业园区、大型公共建筑、数据中心等用户的用能特点的基础上，因地制宜开展综合能源服务内容，包括电热冷气一体化供应、能源梯级利用、能效诊断与能效提升等，助力提升全社会的终端用能效率。

第三，充分利用需求侧资源，将分散式风电与光伏、储能设施、微电网、电动汽车和可中断、可调节负荷等各类资源进行有效整合和系统管理，作为虚拟电厂，平抑电网峰谷差，提升电力系统安全保障水平。

第四，大力发展分布式能源，推动能源消费者转变为能源“产消者”。尤其要注重开发中东部分布式风电与光伏，提高地区能源自给能力，降低对外部资源的依赖，避免不必要的输电通道投资和输电损耗。同时，积极探索与尝试社区太阳能、社区供电集成选择等新型供能方式，提高终端用能方式的多样性和自主性。

第五，适当促进产业结构向西北部转移，提高新能源就地消纳能力。中国西北地区土地资源丰富、能源资源丰富且年平均气温较低，应大力推动数字产业、制造业、高耗能产业向西北部转移，带动当地的经济发展、产业转型升级、本地新能源消纳。

在电网侧发挥大电网的资源配置优势，并将“分布式+微电网”置于同等重要的地位。

第一，构建特大型互联电网，推进特高压骨干网架建设，保障跨区直流输电的高效安全运行，满足新能源在全国范围内大规模开发、配置和使用的要求。而目前特高压输送可再生能源的利用率远不及预期，跨省区特高压输电通道及部分点对网通道，平均规划配套的可再生能源电量占比仅在30％左右。

第二，充分发挥大电网的优化和互济作用。中国新能源分布广，时空互补性强，应充分利用大电网发挥光与风、光与光、风与风之间的互济和支援能力，切实提高新能源出力的置信系数，平缓新能源的出力波动，提高系统安全水平。

根据中金公司的测算，风光互补可以有效降低一半以上的调峰需求。风光与典型负荷曲线匹配后，一天仅有13％的发电量需要被调峰，而光伏、风电独立则分别有44％和28％的电量需要被调峰。

第三，大力建设和改造微电网和配电网，实现与特高压主网的协同并重发展。微电网和配电网的建设与改造是提高用户供电可靠性、改善供应方式、提高供给效率的必然选择，能够有效满足新能源就地消纳、多元负荷差异化用能需求、网荷深度灵活互动的要求。

在国土资源规划日趋加严、输电通道走廊资源愈加稀缺情况下，中国无法全部依靠“大基地+大电网”的粗放方式支持新能源的发展与消纳。“分布式+微电网”将同等重要，这对减少特高压的生态环境影响、保护电网稳定安全运行、促进新能源就地开发利用等具有重要意义。

02.电力体制改革迫切需要转变思路

构建以新能源为主体的新型电力系统需要电力市场、碳市场、可再生能源电力消纳责任权重、电价机制等多种政策与市场工具的保障。

首先，电力体制改革迫切需要转变思路，转以应对气候变化和推动能源转型为主要驱动力。

纵观电改历史，2002年开始的“厂网分离”和2015年开始的“管住中间，放开两头”分别实现了缓解电力供需矛盾和减少企业用能成本的目标。但目前仍以“降电价”为主要目的的改革，已无法满足“双碳”目标下电力市场建设的如下新要求。

第一，不断提高新能源参与市场化交易的比重，利用现货市场充分发挥新能源边际成本低的优势，实现优先上网，并利用统一的市场出清价格保障“平价时代”的新能源能够获得合理收益。

第二，利用辅助服务市场有效保障源网荷各个环节的灵活性资源在提供调峰、调频、备用等服务时获得合理的投资回报和激励，促使其承担保障高比例新能源接入下电网系统安全稳定运行的主力作用。

第三，建立和完善高比例新能源消纳下合理的成本分摊机制。

新能源由于其出力的波动性、随机性和间歇性，短期内将推高电力系统的消纳成本。根据国网能源研究院的测算，2025年新能源电量渗透率超过15％后，系统的消纳成本预计将是2020年的2.3倍。

因此，中国应不断完善价格机制，推动新能源消纳成本在发电侧、电网侧和用户侧的合理分摊，最终形成“谁受益、谁买单”的市场化长效机制，进而引导新能源的长久稳定发展。

在用户侧，尤其应建立起包括阶梯电价、峰谷电价、尖峰电价、可中断负荷电价等一揽子电价政策，配合高比例新能源为主体的新型电力系统的电价传导，并引导用户科学用电、节约用电，提高能源利用效率，全力保障电力系统的安全稳定运行。

目前中国工业平均电价和居民平均电价分别仅为OECD国家平均水平的70％和40％,甚至低于新兴工业化国家的平均水平，未来中国终端用户电价应逐渐反映用电的真实成本，妥善处理好交叉补贴问题，既要防止电价过低阻碍能源转型进程，也要防止电价过高影响公共服务供给和实体经济竞争力。

其次，推动碳市场与可再生能源电力消纳责任权重发挥合力作用，降低新能源的绿色溢价，加速传统能源的退出。

经过近十年的地方试点工作，全国碳市场已在2021年正式启动，纳入了2225家电力行业的重点排放单位。作为全国碳市场开启的第一年，碳市场的相关管理框架、减排目标、交易办法等还不够明确。为充分发挥市场机制在碳减排中的作用，应沿着如下两个方向持续改进。

第一，不断完善和调整碳市场的顶层设计。

碳市场的碳排放总量应从相对总量控制逐步过渡到绝对总量控制，碳配额应从免费发放为主逐步过渡到拍卖发放为主，碳市场覆盖范围应从电力行业逐步扩大到工业与交通行业，覆盖的温室气体应从二氧化碳逐步扩大到甲烷、氢氟碳化物等，参与主体也应从高耗能行业逐步扩大到银行、基金等金融行业。

交易活跃、设计完善的碳市场不仅能强化传统能源企业的减排压力与动力，还能为新能源企业提供新的收益手段。未来配额的拍卖所得收益应设立相关基金，投入可再生能源和其他低碳减排项目或用来降低特定税种的税率，以降低企业和用户的负担，进而充分发挥碳市场“双重红利”的作用。

第二，对可再生能源电力消纳责任权重进行动态调整。

目前中国仅设定了各地区可再生能源和非水可再生能源电力消纳责任权重指标，2020年作为正式考核的第一年，对电网企业、发电企业、地方政府等义务主体增加的消纳压力的作用已经初现。

近中期，可再生能源电力消纳责任权重指标应在分区设定的原则上，分省份、分年度逐年提升。中远期，为了解决技术中立的消纳责任权重对可再生能源技术全面多样化发展造成的不利影响，为特定鼓励某一类型的可再生能源发展（如地热能、海洋能等），相关部门应考虑特别规定某一类型的可再生能源消纳电量在某一省份总电量中的比例。

同时，为了防范本省义务主体选择从其他省份过多购买绿证和外来绿电而不选择大规模发展本省可再生能源的情况，中国也应适时考虑本省最多向其他超额完成指标任务的省份购买绿证和外来绿电的比重，以防止“碳泄漏”现象，促进可再生能源在全国层面的均衡发展。

03.高度重视新技术

构建以新能源为主体的新型电力系统还需要高效储能技术、氢能技术、新一代信息技术等多种技术工具的保障。

首先，中国应大力发展包括电化学储能在内的新型储能技术。

截至2020年，中国已累计投运储能项目装机达3560万千瓦，但其中绝大部分为抽水储能，电化学储能等新型储能不足总装机的10％。顶层设计的缺失，给储能项目的规模化发展造成了严重不利影响，甚至还埋下了重大安全隐患。

未来，中国一要尽快制定与健全储能项目的技术标准、监管体系、安全制度和激励机制，明确其独立的市场主体地位，形成规模化发展的长效机制。

二要督促各地方从全局规划出发，统筹考虑可再生能源消纳目标、不同储能技术类型特点和电力系统安全可靠性等因素，合理有序引导储能发展，原则上不得以新建新能源电站前配置相应比例的储能装置作为硬性并网要求。

储能开发要做到“因地制宜”，实现“物尽其用”。在内蒙古、新疆、青海等可再生能源资源禀赋较高但负荷较小的地区，应在电源侧布局一批新型储能，而在东南沿海、京津冀，以及“两湖一江”等电量充裕、电力紧平衡的负荷密集地区应重点部署用户侧储能。

三要加大科技创新力度，加快新型电解液添加剂、高性能材料等方面的技术进步，进一步降低新型储能项目的使用成本，并在土地、并网等方面提供便利，推动“新能源+储能”的平价上网。

其次，大规模发展电制氢，跟踪新能源波动性出力，助力新能源消纳。

中国目前的氢气产量2500万吨，是世界第一大产氢国，但由于低碳制氢成本高昂，关键材料和核心技术尚未取得突破，目前煤制氢的比重高达60％以上。

中国氢能的发展，同样面临缺乏顶层设计和市场机制等难题，造成输氢、储氢、加氢等基础设施发展缓慢，制约了氢能的规模化发展。

未来一要科学规划氢能发展路径，加大氢能产业链各个环节关键材料和关键技术的研发，实现技术自主可控，大幅降低氢能使用成本，在2035年左右实现绿氢的热当量成本与油气相当，到2060年将氢能在中国终端能源消费中占比提升至15％以上。

二要大规模发展新能源发电制氢，发挥绿氢快速功率调节特性和长周期储能特性，为电力系统“削峰平谷”。已在商业化前期的质子交换膜电解水制氢可以承受0％－160％的负荷波动范围，能够有效打破新能源的发展瓶颈。

三要发挥氢能作为实现化石能源深度替代的重要载体和工业领域的重要原料作用，对钢铁、化工、船舶、航天等难以电气化的部门进行深度脱碳，与新能源为主体的新型电力系统一同支撑中国实现“双碳”目标。

第三，加强新一代信息技术在电力领域的融合与应用，促进“源网荷储”的深度协同互动。

应大力促进大数据、云计算、物联网、人工智能、区块链等数字技术融合与应用于电力系统各个环节的管理和运维，提高其数字化、网络化和智能化水平。

例如，在电源侧提高对新能源的出力监测和预测，提升新能源的“可观、可测、可控”水平，将风光预测偏差从目前的约10％－20％下降到5％以内的水平；在电网侧实现万物互联和全面感知，在更大范围内优化资源配置，并及时应对潜在运行风险；在用户侧实现满足更加灵活、高效、个性化的用能需求，推动主动参与和高效利用，综合提高服务水平和客户体验。

新一代信息技术还需与柔性控制、新材料、新设备等技术有效配合，以促进电力系统的广泛互联、智能互动，实现电力系统的绿色、稳定、灵活、高效运行。

第四，积极发展碳捕获、封存与利用技术（CCUS），但要避免CCUS成为推迟淘汰煤电的借口。

CCUS技术在难以深度脱碳的工业、航空等领域有重要意义，但在相对较易脱碳的电力领域的应用前景受到了诸多制约。CCUS的使用目前仍面临高昂的投资费用和运行能耗，二氧化碳的封存更是需要较高的技术标准和寻找符合要求的储存场所。

2020年，全世界处于开发早期、高级开发阶段、在建和运行的全部CCUS项目的碳捕集和封存的能力加总，在1.1亿吨左右，甚至不足十年前（2010年）的1.4亿吨多。考虑到中国地质条件较欧美国家更加复杂，二氧化碳如发生泄漏将给生态环境造成负面影响。如果在2030年左右中国新能源即可实现全系统的“折价上网”，灵活性资源和智能电网借助高效的市场机制足以保障中国供电安全。新能源、智能电网、灵活性资源将是电力系统中比煤电+CCUS更好的投资对象,CCUS更适配难以深度脱碳的工业等部门。

最后值得一提的是，“十三五”电力规划中（表1），在灵活性电源发展远未达到预期、随机性电源发展远超预期的情况下，中国电力系统仍然保持着高度稳定运行，这证明着中国电力规划留有相当高的电力电量裕度。