“十四五”构建新型电力系统需要抓住四个关键

　　“十四五”构建新型电力系统需要抓住四个关键

　　陈俊杰

　　(电力规划设计总院)

　　构建以新能源为主体的新型电力系统，是中央财经委员会第九次会议提出的实现碳达峰、碳中和的重要举措，也是涉及到源、网、荷各领域的复杂的系统性工程。在国家层面，需要深入研究论证，做好顶层设计，明确中长期战略方向、发展思路和实施路径。在“十四五”规划中，需要明确阶段性的目标和任务，并在实践中不断总结和完善。在此，对“十四五”期间构建新型电力系统需要关注和抓住的四个关键点进行初步探讨。

　　一、坚持清洁低碳、安全高效的基本发展定位

　　清洁低碳、安全高效是能源系统和电力系统的核心要求，也是未来以新能源为主体新型电力系统的基本发展定位。

　　(一)低碳是新型电力系统的核心目标。新型电力系统应是适应大规模高比例新能源发展的全面低碳化电力系统。“十三五”以来，我国新能源装机占比已从11%提升到22%以上，发电量占比已从5%提升到10%左右。为实现碳达峰、碳中和目标，我国新能源将进一步跨越式发展，继续以数倍于用电负荷增长的速度新增并网。初步测算，“十四五”期间全国年均新增并网装机有望达到1亿千瓦以上，到2030年前后新能源装机占比有望达到50%，将成为电力系统的主体电源。电力系统作为能源转型的中心环节，将承担着更加迫切和繁重的清洁低碳转型任务，仅依靠传统的电源侧和电网侧调节手段，已经难以满足新能源持续大规模并网消纳的需求。新型电力系统亟需激发负荷侧和新型储能技术等潜力，形成源网荷储协同消纳新能源的格局，适应大规模高比例新能源的开发利用需求。

　　(二)安全是新型电力系统的底线要求。新型电力系统应是充分保障能源安全和社会发展的高度安全性电力系统。当前我国多区域交直流混联的大电网结构日趋复杂，间歇性、波动性新能源发电接入电网规模快速扩大，新型电力电子设备应用比例大幅提升，极大地改变了传统电力系统的运行规律和特性，在特殊情况下容易出现电力安全供应问题。例如去冬今春，美国得州遭遇寒潮风暴，我国湖南、江西等地区出现极端严寒天气，导致短期内用电负荷快速增长，在各类电源与大电网均无法提供有效支撑的情况下，出现了较大范围的电力供应不足问题。此外，随着电力系统物理和信息层面互联程度提升，人为外力破坏或通过信息攻击手段引发电网大面积停电事故等非传统电力安全风险也在增加。新型电力系统必须在理论分析、控制方法、调节手段等方面创新发展，应对日益加大的各类安全风险和挑战。

　　(三)高效是新型电力系统的重要特征。新型电力系统应是符合未来灵活开放式电力市场体系的高效率电力系统。目前我国电力系统在高效运行方面仍存在较大短板，单位GDP能耗是主要发达国家的2倍以上，电力设备利用率为主要发达国家的80%左右，源、网、荷脱节问题较为严重。未来电力系统应充分市场化转型，形成以中长期市场为主体、现货市场为补充，涵盖电能量、辅助服务、发电权、输电权和容量补偿等多交易品种的市场体系，充分调动系统灵活性，促进源网荷储互动，实现提升系统运行效率、全局优化配置资源的目标。在技术上，新型电力系统需要加快数字化升级改造和智能化技术应用，推动规划、设计、调度、运行各个环节全面转型和革新，提高整体运行效率，适应灵活开放式电力市场的构建需要。

　　二、统筹提升源、网、荷侧灵活协调运行能力

　　新型电力系统的绿色、安全、经济发展，需要统筹源、网、荷侧资源，完善调度运行机制，多维度提升系统灵活调节能力、安全保障水平和综合运行效率，满足新能源开发利用、经济社会用电需求以及综合用能成本等综合性目标。

　　(一)发挥电源侧的灵活调节和协调运行能力。当前，综合比较各类电源侧灵活性提升措施的成本和效益，火电灵活性改造仍是最具经济性的方案，且可优化存量电力消费结构。“十四五”期间，应继续大力推动火电灵活性提升，完善火电机组主动深度调峰的补偿机制，充分发挥存量煤电机组的灵活调节能力。对于燃煤自备电厂，应结合碳排放权交易与可再生能源电力消纳责任权重考核，扩大清洁能源替代发电权交易规模，引导其主动调峰消纳清洁能源，打造高比例绿色转型示范。对于抽水蓄能、调峰气电等灵活性电源和支撑性电源，应结合各地区电力系统需求、建设运行条件和电价承受能力，合理规划建设，同时加强应急备用电源建设，切实保障电力安全可靠供应。新型储能当前较为昂贵，应结合需求因地制宜建设。在充分考虑新能源发展需求与各类灵活调节措施后，“十四五”期间全国新增储能规模有望达到3000万千瓦以上。其中，新能源项目通过配置储能、提升功率预测水平、智慧化调度运行等措施，可以有效提升并网友好性、电力支撑能力以及抵御电力系统大扰动能力，成为系统友好型绿色电站，作为未来新型电力系统中可靠供电的主体电源。

　　(二)提升电网侧的清洁电力灵活优化配置能力。“十三五”后期，随着新能源逐步进入平价上网阶段、消纳利用水平持续提升，“三北”地区凭借优异的新能源储量和资源条件、相对较低的开发建设成本，重新成为新能源开发建设重点区域，占全国年度新增风电、光伏装机的比重已由2017年最低的47%和44%，分别增长至2020年的61%和64%。与之对应，现役跨省区特高压输电通道及部分点对网通道平均规划配套可再生能源电量占比仅在30%左右。“十四五”期间，随着陆上新能源集约化规模化开发持续加快，“三北”地区新能源开发占比预计将保持在60%～70%的较高比例。为此，需进一步提升跨省区通道的输电能力和新能源电力占比，在全国范围内灵活优化配置资源。对于存量输电通道，在加强送受端网架、保障安全运行的基础上，应积极提升配套新能源规模，可争取将平均可再生能源电量输送比例提升至40%左右。对于规划新建输电通道，可通过“风光水火储一体化”模式，实现可再生能源电量占比达到50%以上，并探索“风光储一体化”等极高比例甚至纯新能源外送模式、柔性直流等灵活性输电技术的可行性。

　　(三)挖掘用户侧的灵活互动和安全保障能力。用户侧是挖掘负荷增长潜力、优化电力消费结构的直接对象，也是提升系统灵活调节能力的重点方向。“十三五”期间，全国电能替代用电量合计超过8000亿千瓦时，“十四五”期间需要进一步加快工业、建筑、交通等重点耗能和碳排放行业的电气化转型，预计电能替代实施潜力可达到1万亿千瓦时以上。在新能源资源富集地区，可推动建设新能源就地绿色供电的示范工业园区，实现终端用能的绿色电能替代和低碳化发展。同时，可通过发展有源负荷和用户侧储能，健全需求侧响应与可中断负荷价格政策，引导大工业、工商业、居民等各类用户发挥灵活用电潜力。在具备条件的地区，可开展电动汽车灵活充电、大数据中心智能调度等虚拟电厂示范，合理配置新能源与储能设施，实现新能源电力的自主调峰和高效利用。此外，针对大规模分布式新能源的就地开发利用需求，应加快配电基础设施和新能源微电网建设。通过配电网建设改造和智能化升级，实施农村电网巩固提升工程，推动微电网与大电网灵活互济，有效提升分布式新能源的接入消纳能力以及终端用户的供电可靠性。

　　三、加快关键技术装备的集中攻关和示范引领

　　科技创新是构建新型电力系统的关键支撑。“十四五”期间，亟需在系统运行机理、智能调度、新型储能等关键技术和装备上实现突破，可先行开展一批探索建设新型电力系统的示范工程，待形成示范效应后逐步推广应用。

　　(一)“双高型”电力系统的运行机理和关键技术。随着间歇性、波动性新能源接入电网规模的快速扩大，新型电力电子设备应用比例的大幅提升，传统电力系统的运行规律和特性产生了极大改变。对于高比例新能源、高比例电力电子装置的新型电力系统，由于系统转动惯量减小、频率调节能力降低，以及新能源设备涉网性能标准相对偏低，新能源大规模并网后容易引发脱网和系统振荡等问题，对电力系统的安全稳定、经济运行带来了显著影响。为此，亟需依托大数据、云计算等数字化技术，全面实施升级改造，建设先进的电力系统模拟运行仿真技术平台，深入研究相关的运行机理和关键应对技术，增强电力系统的信息化水平和安全防护能力。同时，需要深入研究储能等新技术大规模应用后的新能源电力支撑潜力、负荷侧灵活调节潜力，创新源网荷储统一参与电力平衡的规划设计方法、协同运行理论，最大化提升系统的安全稳定运行水平和新能源消纳利用水平。

　　(二)“源网荷储一体化”的智慧灵活调度技术。智慧调度技术是充分发挥源网荷储各环节灵活调节潜力的关键。长期以来，我国电网调度采取“统一调度、分级管理”原则，计划性较强而灵活性不足。未来，随着风电、光伏、储能的大规模分散式接入，以及分布式发电、可调节负荷、电动汽车充电设施等负荷侧灵活性调节资源的快速增长，电力市场主体将从单一化向多元化转变，电力输送将从发输配用单向传输向源网荷储多向互动灵活传输转变。在未来灵活开放的电力市场体系下，亟需改变电力系统的传统调度运行方式，通过引入5G通讯、大数据、人工智能等新技术，充分利用大规模分布式的可调节电源、储能、灵活性负荷等各类资源，建设智慧高效、多向互动的高度智能化调度运行体系，实现源网荷储一体化的智慧灵活调度，更好地发挥电网促进清洁能源资源优化配置的平台作用。

　　(三)低成本、长寿命、高安全性的新型储能技术。储能是支撑构建新型电力系统的重要装备和关键技术，特别是新型电储能具有精准控制、快速响应、布局灵活的特点，可以突破传统电力供需在时间与空间上的限制，将不稳定的新能源出力转化为稳定可靠的电力供应，在提高电力安全保障能力、促进新能源消纳、提高系统运行效率等方面发挥重要作用。目前，电储能的成本仍然偏高，技术成熟度和安全性有待提升，规划运行机理尚未得到充分研究，商业模式和投资收益机制还不健全，制约了更大范围的规模化应用。“十四五”需出台国家层面的新型储能指导政策，全局优化规模布局，加快技术研发和运行机理研究，健全价格收益机制，完善项目管理流程和技术标准规范，通过在源、网、荷侧的规模化应用推动成本持续下降。同时，应加快电、热、气等多品种储能的技术研发和协调应用，在不同时间和空间尺度上满足系统调节和电力存储需求，充分发挥多领域综合效益。

　　四、发挥市场建设和机制创新的支撑保障作用

　　市场和机制是构建新型电力系统的基础保障。“十四五”期间，需要加快破解各类市场机制障碍，以完善的市场体系、健全的价格机制、创新的体制机制，提升各类主体参与市场的积极性，推动新型技术和商业模式落地实施。

　　(一)建立完善多交易品种协同的电力市场体系。“十四五”期间，需要着力建立完善中长期交易、现货市场、辅助服务市场相结合的市场体系，形成统一的电力市场交易标准体系。应规范推进电力中长期市场建设，扩大主体范围，丰富交易品种，特别是针对新能源在更大范围开展交易的市场需求，应积极促进新能源与各类电源开展中长期发电权交易，推进跨省区发电权置换，全力为新能源发电提供更大市场空间。应稳妥推进电力现货市场建设，在总结当前试点经验的基础上，鼓励新能源发电优先参与现货市场，积极推动用户侧各类主体参与新能源电力消纳，鼓励跨区域送受两端市场主体直接开展交易，充分发挥市场的主导作用。应全面推进电力辅助服务市场建设，不断丰富调频和备用等辅助服务交易品种，探索建立用户侧等各类市场主体参与的分担共享机制，最大化提升电力系统的灵活调节能力。

　　(二)健全上下游环节价格形成和成本疏导机制。在电源侧，应加快推进上网电价改革，有序放开尚未由市场形成的电价。对于抽水蓄能电站，应保障项目合理收益，引导社会资本积极参与建设。对于新型储能，应支持“新能源+新型储能”融合商业模式，对于“源网荷储一体化”等以市场化方式消纳的项目，可研究给予电价政策支持。对于保障电力安全供应的水电、气电、火电、储能等基础支撑性电源，应建立容量成本回收机制，保障健康发展。在电网侧，应深化输配电价改革，强化准许收入监管，理顺输配电价结构，增强输配电价机制的灵活性。对于电网侧独立储能，可建立容量电价机制，并研究将具备替代输配电资产投资、保障电网安全稳定以及应急供电等效益的电网侧储能成本收益纳入输配电价进行疏导。在负荷侧，应积极推动销售电价改革，完善目录销售电价制度和节能环保电价政策，以更加灵活的峰谷电价机制引导各类用户释放灵活用电潜力。

　　(三)推动市场化、多元化的商业模式创新。通过创新投资收益机制，探索新型商业模式，发挥市场的资源配置决定性作用，可以引领各类市场主体主动参与新型电力系统建设。一方面，要推动新型电力系统投资运营主体多元化，引导各类企业加大投资力度，多途径培育虚拟电厂、需求侧响应等新兴市场主体。另一方面，要鼓励各类社会资本通过市场化合作的方式参与新型电力系统投资建设，鼓励电、气、冷、热等各类项目协同建设运营，鼓励开展上下游产学研用全产业链的市场化合作。对于“源网荷储一体化”“风光水火储一体化”等大型创新示范项目，应鼓励采用一体化规划、一体化开发、一体化运营的全流程管理模式，通过市场化方式实现各方利益共享、风险共担，充分发挥项目开发运行的集约化、规模化效益。