構建新型電力系統背景下的能源保供能力提升與能源轉型

文/張金明

習近平總書記在黨的二十大報告中強調，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，確保能源安全。實現“雙碳”目標，能源是主戰場，電力是主力軍，構建新型電力系統是其關鍵內容和重要載體。習近平總書記2021 年3 月首次提出構建新型電力系統到2023 年6 月國家能源局組織發布《新型電力系統發展藍皮書》，兩年多的時間里，行業內對新型電力系統的認識不斷深化，取得了豐碩的成果。

我國電力系統發展現狀

改革開放四十多年我國電力系統規模持續擴大、結構持續優化、效率持續提升、體制改革和科技創新不斷取得突破，為我國經濟社會發展提供了有力支撐。黨的十八大以來，電力行業深入貫徹黨中央、國務院關于推進能源革命的戰略部署，持續加快發展和低碳轉型升級，為社會經濟快速發展和人民美好生活用電需求提供了堅強的電力保障。

截至2022年底，全國發電裝機容量約25.6億千瓦，同比增長7.8%，電力供應保障能力持續提升；可再生能源裝機12.13億千瓦，占全國發電總裝機的47.3%，電力綠色低碳轉型不斷加速；靈活調節煤電、具有日調節能力的大中型水電、抽水蓄能、調峰氣電、新型儲能等項目快速發展，電源側靈活調節能力持續提升；重大戰略性工程、特高壓工程順利完成，跨區跨省資源配置能力顯著提升；全國統一電力市場體系啟動建設，輔助服務市場等機制和規則體系基本建立，電力體制改革攻堅成效突出。

我國電力系統發展面臨的挑戰

（一）電源側

一是高比例新能源接入電力保供難度加大。風電、光伏作為波動性電源，只能提供電量，無法參與電力平衡。高比例新能源接入電網會造成系統輸出功率隨機波動，進而加重了電網調峰頻率調節負擔；同時高比例新能源發電接入系統會替代部分常規機組，進一步削弱電網調節能力，給電網安全穩定運行帶來新挑戰。

二是新能源配儲政策存在諸多問題。新能源強制配置儲能利用率較低，“建而不用”問題較為突出；新能源強制配置儲能質量參差不齊，未出臺配套的具體使用和考核標準，參與電力調度的方式、補償機制等尚無明確規定；新能源強制配儲建設運營成本較高且全部由新能源發電企業承擔，在成本補償機制缺失的情況下，較高的配儲比例無疑會加重企業負擔。

三是電源送端地區電力供需緊張。常規電源配置不足，無法形成有效的保供能力。在我國青海、四川、云南火電占比僅為8.8%、14.8%和13.8%。近幾年來水偏枯，水電出力減少，煤電裝機不足，導致電力供應趨緊，特別是像成都這種負荷中心城市缺乏本地電源，“空心化”嚴重，我國電力供需形勢趨緊，平衡矛盾呈現由受端向送端逐漸擴大的趨勢。

（二）負荷側

一是終端用電的最大負荷和用電量將穩步提高。我國經濟穩中向好、長期向好、持續穩定發展，電力需求將穩定增長，增速前高后低，分布仍將呈現東部增量大、中西部增速快的特點。

二是負荷結構將更加多元化。隨著“以電代煤”、“以電代油”和“以電代氣” 積極推進，未來向更高水平電氣化轉型將是必然趨勢，形成電能為主的能源消費格局，將為電力系統引入更多不同類型電力負荷，其負荷特性與傳統的負荷特性存在較大不同，各類負荷曲線疊加將影響總負荷特性。

三是負荷側雙向能量互動的情況將更加頻繁。用戶側分布式儲能的推廣應用、電力市場現貨交易機制的不斷探索，分布式儲能的接入使用戶從消費者轉變為產消者，負荷不再是單一流向分布，而是參與電網側的雙向能量互動，并且包括不同時段電力維度的雙向流動。

（三）電網側

一是資源稟賦與能源消費呈逆向分布。我國能源分布廣泛但不均衡，新能源富集的大型能源基地，遠離負荷中心，難以就地消納，制約了新能源發展。在我國新能源飛速發展的同時，新能源富集地區曾出現大面積、長時間的“棄風”、“棄電”現象。“雙碳”目標下風電、光伏總裝機大幅增加，新能源消納風險凸顯。

二是電力市場體系需要進一步完善。我國的電力系統和電力市場建立在傳統化石能源發電可控性和靈活性的基礎之上，仍主要采用發電計劃管理、政府定價等計劃性手段，缺少靈活的交易和價格機制，長期以來以省為實體推進的電力市場建設，形成了獨立體系、自我平衡、相對封閉的省級市場，不利于全國范圍的系統規劃、電源結構優化、跨省調度和交易。

三是輔助服務補償力度小、補償機制不合理。輔助服務補償費用偏低，輔助服務參與主體不全，尚未對虛擬電廠等新興服務品種進行整體規劃；成本向用戶側疏導不暢，輔助服務費用主要由發電企業分攤，無法將成本壓力傳導到用戶。

新型電力系統的特征

新型電力系統是現代化產業體系的組成部分，通過構建以新能源為主體的新型電力系統提升新能源消納和存儲能力，既實現可再生能源大規模開發，又實現高水平的消納利用，更加有力地保障電力可靠穩定供應。與傳統電力系統相比在電源結構、電力負荷、電網形態等方面具有新的特征。

（一）從電源側看，新能源將逐步成為裝機和電量主體。“雙碳”目標形成的低碳約束要求電力系統的能源供應體系由傳統化石能源為主體向非化石能源為主體轉變。水電、核電、生物質發電和地熱發電受資源環境等因素的約束，未來開發規模相對有限，無法成為電能供應的主體。風能、太陽能等新能源由于資源豐富、利用技術相對成熟將成為新型電力系統能源供應的主體。

（二）從負荷側看，發用電一體“產消者”大量涌現。隨著分布式電源、多元負荷和儲能快速發展，負荷側主體兼具發電和用電雙重屬性，既是電能消費者也是電能生產者，終端負荷特性由傳統的剛性、純消費型，向柔性、生產與消費兼具型轉變，網荷互動能力和需求側響應能力將不斷提升。

（三）從電網側看，以大電網為主導、多種電網形態相融并存的格局將呈現。交直流混聯大電網依然是能源資源優化配置的主導力量，配電網成為有源網，微電網、分布式能源系統、電網側儲能、局部直流電網等將快速發展，與大電網互通互濟、協調運行，電網的樞紐平臺作用進一步凸顯，有效支撐各種新能源開發利用和高比例并網，實現各類能源設施便捷接入。

（四）從系統整體看，運行機理和平衡模式出現深刻變化。隨著新能源發電大量替代常規電源，以及儲能等可調節負荷廣泛應用，電力系統的技術基礎、控制基礎和運行機理將深刻變化，平衡模式由源隨荷動的實時平衡，逐步向源網荷儲協調互動的非完全實時平衡轉變，氣候因素的影響顯著增大，電力系統與天然氣等其他能源系統日益成為協調互動的整體。

我國新型電力系統構建的路徑

構建新型電力系統是一項復雜系統工程，不只是電力系統物理結構的變化，更是生產組織關系的變革，要破除構建電力系統傳統的堵點，推動有效市場和有為政府相結合，加強電力系統全環節、多要素統籌協調管理，激發各方積極性，統籌謀劃路徑布局，科學部署、有序推進。

（一）政策的制定應適度超前或適配新型電力系統

一是建立健全全國統一電力市場體系。進一步規范統一電力市場基本交易規則和技術標準，破除電力交易的地域界限，規范各層次電力市場秩序，推動實現全國電力市場和地方各級電力市場統一規范運營和有效銜接，進一步發揮大電網的互濟能力，實現集中式新能源大范圍優化配置，同時依托微電網靈活調節能力實現分布式新能源就地消納，提升整個電網的資源配置能力。

二是建立健全新能源參與市場的機制。完善適應高比例新能源的市場機制，充分考慮新能源預測困難、波動性大、單體規模小、比較分散的物理特性，進一步縮短交易周期，提高交易頻率，中長期市場不間斷開市，縮短實時市場出清時間間隔，多周期動態優化，以適應新能源出力預測準確性低的特性，增加新能源調整曲線的機會。

三是建立健全輔助服務市場機制。按照“誰受益、誰承擔”的市場化原則，健全輔助服務市場機制，制定電力輔助服務價格辦法，合理分攤新能源發電產生的整體系統性成本，加大補償力度，激勵各方積極，調動靈活資源參與調峰調頻等輔助服務。

（二）電網的管理統籌協調能力要適配新型電力系統

一是堅持大電網配置資源和地區安全平衡相結合。優化電網發展格局,完善特高壓及各級電網架構，支撐“沙戈荒”大型風電光伏基地開發建設，促進大型電源基地集約化開發、遠距離外送。深化數字技術融合應用，積極引入大數據、云計算等先進技術，推動電力系統與現代信息技術的深度融合，強化新型電力系統建設內核，以新能源、智能電網、儲能等為核心，推動電力系統從傳統、單一向清潔、多元、智能方向轉變。通過配電資產的深度鏈接，實現電網物理設備與數字設備的緊密結合，加快建設現代智慧配電網，促進微電網和分布式能源發展，擺脫對大電網的依賴，形成多個獨立微網，滿足各類電力設施便捷接入、即插即用。

二是提升電力系統調節能力和靈活性。立足能源資源稟賦，增強能源生產和儲備能力，堅決守好能源安全底線。積極發展“新能源+調節性電源”模式，鼓勵新能源項目配置一定規模的煤電、水電、儲能等調節性資源，提高新能源電源出力的可靠性和穩定性。積極推動具備條件的火電項目進行靈活性改造，為系統提供經濟可行、規模較大的調節能力。以增加清潔能源消納、增強調頻調峰能力為目標，科學有序發展抽水蓄能、電化學儲能項目。

三是加快技術創新和推廣應用。加強新能源功率預測、虛擬同步發電機、柔性直流輸電、分布式調相機等技術研發，充分挖掘工業大用戶、電動汽車等需求側響應資源，通過電源、電網和用戶側技術創新保障電力系統安全穩定。同時，儲能、虛擬電廠和直流微網等技術具有削峰填谷、調頻調壓作用，是支撐新能源跨越式發展的重要技術手段，持續加強產業引導，加大技術攻關，積極推動相關技術標準的制定，助力行業科學、規范、有序發展。

（三）電源開發建設要適配新型電力系統

一是加快構建清潔低碳安全高效的能源體系。把促進新能源和清潔能源發展放在更加突出的位置，構建新能源占比逐漸提高的新型電力系統，大力發展新能源，因地制宜發展水電，積極安全有序發展核電，擇優發展氣電、生物質及垃圾發電項目，探索地熱、海洋能等能源商業新模式，豐富多元化清潔能源體系。

二是推動完善煤電價格補償機制。持續完善煤電機組最小出力技術標準，科學核定煤電機組深度調峰能力，完善支持靈活性煤電機組的價格補償機制，提高企業投資運營煤電機組、發揮煤電機組調節能力的積極性。

三是加快培育源網荷儲一體化發展。要進一步挖掘源網荷儲一體化運行系統靈活性調節能力，推動煤電靈活性改造、抽水蓄能電站建設、化學儲能規模化應用、客戶側大規模靈活資源互動響應，實現電網調控由“源隨荷動”向“源荷互動”轉變，促進供需兩側精準匹配，提升了供需資源配置質量和效率。