如何構建匹配“雙碳”目標的新型電力系統

吳迪

中央財經委員會在2021年3月15日的第九次會議上指出：要構建以新能源為主體的新型電力系統，拿出抓鐵有痕的勁頭如期實現“雙碳”目標。

電力行業是中國碳排放總量最大的單一行業，2019年電力行業碳排放達到40億噸，占全國碳排放總量的42%。構建以新能源為主體的新型電力系統是實現碳達峰與碳中和最主要的舉措之一，它一方面能夠加速推動電力行業清潔低碳轉型的步伐，另一方面能夠充分發揮其他行業電氣化進程中減排效益，助力工業、交通部門和全社會的深度脫碳。

構建以新能源為主體的新型電力系統意味著電力系統將發生廣泛和深刻的變革，它將呈現以下幾種基本特征：（1）電力供應以高比例新能源為主，電力行業在2050年左右實現凈零排放;（2）“源網荷儲”在新一代數字技術下深度協同互動，尤其是電源側對新能源出力的精準預測、負荷側轉變為能源“產銷者”后需求響應在削峰填谷和應對電力供應突發情況中發揮關鍵作用、電網側“大基地+大電網”和“分布式+微電網”的協同并重發展;（3）包括電力市場、碳市場在內的政策與市場機制的建立和完善，以及包括新型儲能、氫能等科學技術的進步與創新，形成對新能源為主體的新型電力系統的支撐與保障。

圖1：構建以新能源為主體的新型電力系統的內涵和展望

資料來源：北京大學能源研究院氣候變化與能源轉型項目。制圖：顏斌

一句話概述，構建以新能源為主體的新型電力系統，電源側、負荷側和電網側需要系統性重塑;電力改革的目標，也應從降電價轉向應對氣候變化和推動能源轉型。

電源側、電網側、負荷側的系統性重塑

在電源側大力推動供給清潔化，全面推進能源生產脫碳。

2020年中國煤電發電量達4.63萬億千瓦時，占全國總發電量的比重超過60%，而風光發電量的比重不足10%。中國電源結構仍未擺脫“一煤獨大”的局面，而構建以新能源為主體的新型電力系統的核心是推動供給側新能源的大規模發展，加速煤電的轉型與退出。

從近期來看，中國一要在“十四五”時期力爭實現風光每年1.1億千瓦以上的新增裝機，以確保風光發電量實現在2025年占比達16.5%左右的目標。二要嚴控煤電裝機規模，中央有關部門收回地方省市對煤電項目的核準權，除技術儲備和示范工程項目外，不再核準新的商用煤電機組，并加速淘汰落后煤電機組，推動“十四五”期間的增量用電絕大部分由清潔能源來滿足，將煤電裝機的峰值控制在11.5億千瓦以內，促進電力行業的碳排放于2025年左右達峰。三要合理布局一批抽水蓄能、氣電作為調峰電源，發揮抽水蓄能安全穩定、大容量系統級儲能優勢和氣電啟停速度快、升降負荷能力強、周期短和選址靈活的特點，平抑新能源的波動性，從電源側提高電力系統靈活性，最大限度避免落后煤電借靈活性改造之機得以繼續保留和發展。

中國要在2025 年實現風光發電量占比達16.5%左右的目標。圖/人民視覺

從中遠期來看，中國要在2025年之后，實現新能源對于存量煤電的大規模替代，在2030年新能源裝機占比超過50%，成為主體能源，在2050年左右實現電力行業的近零排放，屆時包括風電、光伏、水電、氣電、核電、地熱等清潔能源提供100%的清潔電量，同時適當保留一小部分服役年齡短的高效煤電機組作為能源的安全備用，避免高昂的資產擱淺損失。

在負荷側大力推動電能替代和需求側資源的利用，全面推進能源消費脫碳。

第一，充分發揮電能替代的減排作用，加快提升工業、建筑、交通三大領域終端用能的電氣化水平，并堅持節能優先，持續提高能效標準，建立綠色低碳的發展體系。將中國整體電氣化水平從2020年的27%提升至2060年的70%以上。

第二，大力推廣以電為中心的綜合能源服務。在充分考慮工業園區、大型公共建筑、數據中心等用戶的用能特點的基礎上，因地制宜開展綜合能源服務內容，包括電熱冷氣一體化供應、能源梯級利用、能效診斷與能效提升等，助力提升全社會的終端用能效率。

第三，充分利用需求側資源，將分散式風電與光伏、儲能設施、微電網、電動汽車和可中斷、可調節負荷等各類資源進行有效整合和系統管理，作為虛擬電廠，平抑電網峰谷差，提升電力系統安全保障水平。

第四，大力發展分布式能源，推動能源消費者轉變為能源“產消者”。尤其要注重開發中東部分布式風電與光伏，提高地區能源自給能力，降低對外部資源的依賴，避免不必要的輸電通道投資和輸電損耗。同時，積極探索與嘗試社區太陽能、社區供電集成選擇等新型供能方式，提高終端用能方式的多樣性和自主性。

第五，適當促進產業結構向西北部轉移，提高新能源就地消納能力。中國西北地區土地資源豐富、能源資源豐富且年平均氣溫較低，應大力推動數字產業、制造業、高耗能產業向西北部轉移，帶動當地的經濟發展、產業轉型升級、本地新能源消納。

在電網側發揮大電網的資源配置優勢，并將“分布式+微電網”置于同等重要的地位。

第一，構建特大型互聯電網，推進特高壓骨干網架建設，保障跨區直流輸電的高效安全運行，滿足新能源在全國范圍內大規模開發、配置和使用的要求。而目前特高壓輸送可再生能源的利用率遠不及預期，跨省區特高壓輸電通道及部分點對網通道，平均規劃配套的可再生能源電量占比僅在30%左右。

第二，充分發揮大電網的優化和互濟作用。中國新能源分布廣，時空互補性強，應充分利用大電網發揮光與風、光與光、風與風之間的互濟和支援能力，切實提高新能源出力的置信系數，平緩新能源的出力波動，提高系統安全水平。

根據中金公司的測算，風光互補可以有效降低一半以上的調峰需求。風光與典型負荷曲線匹配后，一天僅有13%的發電量需要被調峰，而光伏、風電獨立則分別有44%和28%的電量需要被調峰。

第三，大力建設和改造微電網和配電網，實現與特高壓主網的協同并重發展。微電網和配電網的建設與改造是提高用戶供電可靠性、改善供應方式、提高供給效率的必然選擇，能夠有效滿足新能源就地消納、多元負荷差異化用能需求、網荷深度靈活互動的要求。

圖2：中國2025年煤電裝機總量的推薦情景

資料來源：北京大學能源研究院氣候變化與能源轉型項目

在國土資源規劃日趨加嚴、輸電通道走廊資源愈加稀缺情況下，中國無法全部依靠“大基地+大電網”的粗放方式支持新能源的發展與消納。“分布式+微電網”將同等重要，這對減少特高壓的生態環境影響、保護電網穩定安全運行、促進新能源就地開發利用等具有重要意義。

電力體制改革迫切需要轉變思路

構建以新能源為主體的新型電力系統需要電力市場、碳市場、可再生能源電力消納責任權重、電價機制等多種政策與市場工具的保障。

首先，電力體制改革迫切需要轉變思路，轉以應對氣候變化和推動能源轉型為主要驅動力。

縱觀電改歷史，2002年開始的“廠網分離”和2015年開始的“管住中間，放開兩頭”分別實現了緩解電力供需矛盾和減少企業用能成本的目標。但目前仍以“降電價”為主要目的的改革，已無法滿足“雙碳”目標下電力市場建設的如下新要求。

第一，不斷提高新能源參與市場化交易的比重，利用現貨市場充分發揮新能源邊際成本低的優勢，實現優先上網，并利用統一的市場出清價格保障“平價時代”的新能源能夠獲得合理收益。

第二，利用輔助服務市場有效保障源網荷各個環節的靈活性資源在提供調峰、調頻、備用等服務時獲得合理的投資回報和激勵，促使其承擔保障高比例新能源接入下電網系統安全穩定運行的主力作用。

第三，建立和完善高比例新能源消納下合理的成本分攤機制。

新能源由于其出力的波動性、隨機性和間歇性，短期內將推高電力系統的消納成本。根據國網能源研究院的測算，2025年新能源電量滲透率超過15%后，系統的消納成本預計將是2020年的2.3倍。

因此，中國應不斷完善價格機制，推動新能源消納成本在發電側、電網側和用戶側的合理分攤，最終形成“誰受益、誰買單”的市場化長效機制，進而引導新能源的長久穩定發展。

在用戶側，尤其應建立起包括階梯電價、峰谷電價、尖峰電價、可中斷負荷電價等一攬子電價政策，配合高比例新能源為主體的新型電力系統的電價傳導，并引導用戶科學用電、節約用電，提高能源利用效率，全力保障電力系統的安全穩定運行。

目前中國工業平均電價和居民平均電價分別僅為OECD國家平均水平的70%和40%，甚至低于新興工業化國家的平均水平，未來中國終端用戶電價應逐漸反映用電的真實成本，妥善處理好交叉補貼問題，既要防止電價過低阻礙能源轉型進程，也要防止電價過高影響公共服務供給和實體經濟競爭力。

其次，推動碳市場與可再生能源電力消納責任權重發揮合力作用，降低新能源的綠色溢價，加速傳統能源的退出。

經過近十年的地方試點工作，全國碳市場已在2021年正式啟動，納入了2225家電力行業的重點排放單位。作為全國碳市場開啟的第一年，碳市場的相關管理框架、減排目標、交易辦法等還不夠明確。為充分發揮市場機制在碳減排中的作用，應沿著如下兩個方向持續改進。

第一，不斷完善和調整碳市場的頂層設計。

碳市場的碳排放總量應從相對總量控制逐步過渡到絕對總量控制，碳配額應從免費發放為主逐步過渡到拍賣發放為主，碳市場覆蓋范圍應從電力行業逐步擴大到工業與交通行業，覆蓋的溫室氣體應從二氧化碳逐步擴大到甲烷、氫氟碳化物等，參與主體也應從高耗能行業逐步擴大到銀行、基金等金融行業。

交易活躍、設計完善的碳市場不僅能強化傳統能源企業的減排壓力與動力，還能為新能源企業提供新的收益手段。未來配額的拍賣所得收益應設立相關基金，投入可再生能源和其他低碳減排項目或用來降低特定稅種的稅率，以降低企業和用戶的負擔，進而充分發揮碳市場“雙重紅利”的作用。

圖3：中國2025年風光發電裝機預測（考慮滿足風光發電占比16.5%的國家目標）

注：L/M/H分別代表低、中、高供電增速情景。資料來源：北京大學能源研究院氣候變化與能源轉型項目

第二，對可再生能源電力消納責任權重進行動態調整。

目前中國僅設定了各地區可再生能源和非水可再生能源電力消納責任權重指標，2020年作為正式考核的第一年，對電網企業、發電企業、地方政府等義務主體增加的消納壓力的作用已經初現。

近中期，可再生能源電力消納責任權重指標應在分區設定的原則上，分省份、分年度逐年提升。中遠期，為了解決技術中立的消納責任權重對可再生能源技術全面多樣化發展造成的不利影響，為特定鼓勵某一類型的可再生能源發展（如地熱能、海洋能等），相關部門應考慮特別規定某一類型的可再生能源消納電量在某一省份總電量中的比例。

同時，為了防范本省義務主體選擇從其他省份過多購買綠證和外來綠電而不選擇大規模發展本省可再生能源的情況，中國也應適時考慮本省最多向其他超額完成指標任務的省份購買綠證和外來綠電的比重，以防止“碳泄漏”現象，促進可再生能源在全國層面的均衡發展。

高度重視新技術

構建以新能源為主體的新型電力系統還需要高效儲能技術、氫能技術、新一代信息技術等多種技術工具的保障。

首先，中國應大力發展包括電化學儲能在內的新型儲能技術。

截至2020年，中國已累計投運儲能項目裝機達3560萬千瓦，但其中絕大部分為抽水儲能，電化學儲能等新型儲能不足總裝機的10%。頂層設計的缺失，給儲能項目的規模化發展造成了嚴重不利影響，甚至還埋下了重大安全隱患。

未來，中國一要盡快制定與健全儲能項目的技術標準、監管體系、安全制度和激勵機制，明確其獨立的市場主體地位，形成規模化發展的長效機制。

二要督促各地方從全局規劃出發，統籌考慮可再生能源消納目標、不同儲能技術類型特點和電力系統安全可靠性等因素，合理有序引導儲能發展，原則上不得以新建新能源電站前配置相應比例的儲能裝置作為硬性并網要求。

儲能開發要做到“因地制宜”，實現“物盡其用”。在內蒙古、新疆、青海等可再生能源資源稟賦較高但負荷較小的地區，應在電源側布局一批新型儲能，而在東南沿海、京津冀，以及“兩湖一江”等電量充裕、電力緊平衡的負荷密集地區應重點部署用戶側儲能。

三要加大科技創新力度，加快新型電解液添加劑、高性能材料等方面的技術進步，進一步降低新型儲能項目的使用成本，并在土地、并網等方面提供便利，推動“新能源+儲能”的平價上網。

其次，大規模發展電制氫，跟蹤新能源波動性出力，助力新能源消納。

中國目前的氫氣產量2500萬噸，是世界第一大產氫國，但由于低碳制氫成本高昂，關鍵材料和核心技術尚未取得突破，目前煤制氫的比重高達60%以上。

中國氫能的發展，同樣面臨缺乏頂層設計和市場機制等難題，造成輸氫、儲氫、加氫等基礎設施發展緩慢，制約了氫能的規模化發展。

未來一要科學規劃氫能發展路徑，加大氫能產業鏈各個環節關鍵材料和關鍵技術的研發，實現技術自主可控，大幅降低氫能使用成本，在2035年左右實現綠氫的熱當量成本與油氣相當，到2060年將氫能在中國終端能源消費中占比提升至15%以上。

二要大規模發展新能源發電制氫，發揮綠氫快速功率調節特性和長周期儲能特性，為電力系統“削峰平谷”。已在商業化前期的質子交換膜電解水制氫可以承受0%-160%的負荷波動范圍，能夠有效打破新能源的發展瓶頸。

三要發揮氫能作為實現化石能源深度替代的重要載體和工業領域的重要原料作用，對鋼鐵、化工、船舶、航天等難以電氣化的部門進行深度脫碳，與新能源為主體的新型電力系統一同支撐中國實現“雙碳”目標。

表1：中國“十三五”電力規劃的完成情況

資料來源：中電聯

第三，加強新一代信息技術在電力領域的融合與應用，促進“源網荷儲”的深度協同互動。

應大力促進大數據、云計算、物聯網、人工智能、區塊鏈等數字技術融合與應用于電力系統各個環節的管理和運維，提高其數字化、網絡化和智能化水平。

例如，在電源側提高對新能源的出力監測和預測，提升新能源的“可觀、可測、可控”水平，將風光預測偏差從目前的約10%-20%下降到5%以內的水平;在電網側實現萬物互聯和全面感知，在更大范圍內優化資源配置，并及時應對潛在運行風險;在用戶側實現滿足更加靈活、高效、個性化的用能需求，推動主動參與和高效利用，綜合提高服務水平和客戶體驗。

新一代信息技術還需與柔性控制、新材料、新設備等技術有效配合，以促進電力系統的廣泛互聯、智能互動，實現電力系統的綠色、穩定、靈活、高效運行。

第四，積極發展碳捕獲、封存與利用技術（CCUS），但要避免CCUS成為推遲淘汰煤電的借口。

CCUS技術在難以深度脫碳的工業、航空等領域有重要意義，但在相對較易脫碳的電力領域的應用前景受到了諸多制約。CCUS的使用目前仍面臨高昂的投資費用和運行能耗，二氧化碳的封存更是需要較高的技術標準和尋找符合要求的儲存場所。

2020年，全世界處于開發早期、高級開發階段、在建和運行的全部CCUS項目的碳捕集和封存的能力加總，在1.1億噸左右，甚至不足十年前（2010年）的1.4億噸多。考慮到中國地質條件較歐美國家更加復雜，二氧化碳如發生泄漏將給生態環境造成負面影響。如果在2030年左右中國新能源即可實現全系統的“折價上網”，靈活性資源和智能電網借助高效的市場機制足以保障中國供電安全。新能源、智能電網、靈活性資源將是電力系統中比煤電+CCUS更好的投資對象，CCUS更適配難以深度脫碳的工業等部門。

最后值得一提的是，“十三五”電力規劃中（表1），在靈活性電源發展遠未達到預期、隨機性電源發展遠超預期的情況下，中國電力系統仍然保持著高度穩定運行，這證明著中國電力規劃留有相當高的電力電量裕度。

這種裕度在“十四五”時期仍將發揮關鍵作用，對吸納風、光每年1.1億千瓦以上的新增裝機提供重要支撐，但到“十五五”時期，中國隨機性電源過高、靈活性電源不足，電力系統安全穩定運行的風險增大的問題會逐漸顯現。

因此，在“十四五”時期中國就需要未雨綢繆，大力發展靈活性電源和需求側資源，配合電力市場改革、新型儲能技術和節能提效，為保障中國未來以新能源為主體的新型電力系統的安全穩定運行打下堅實基礎。

（編輯：馬克）