构建新型电力系统背景下的能源保供能力提升与能源转型

文/张金明

习近平总书记在党的二十大报告中强调，要积极稳妥推进碳达峰碳中和，深入推进能源革命，加快规划建设新型能源体系，确保能源安全。实现“双碳”目标，能源是主战场，电力是主力军，构建新型电力系统是其关键内容和重要载体。习近平总书记2021 年3 月首次提出构建新型电力系统到2023 年6 月国家能源局组织发布《新型电力系统发展蓝皮书》，两年多的时间里，行业内对新型电力系统的认识不断深化，取得了丰硕的成果。

我国电力系统发展现状

改革开放四十多年我国电力系统规模持续扩大、结构持续优化、效率持续提升、体制改革和科技创新不断取得突破，为我国经济社会发展提供了有力支撑。党的十八大以来，电力行业深入贯彻党中央、国务院关于推进能源革命的战略部署，持续加快发展和低碳转型升级，为社会经济快速发展和人民美好生活用电需求提供了坚强的电力保障。

截至2022年底，全国发电装机容量约25.6亿千瓦，同比增长7.8%，电力供应保障能力持续提升；可再生能源装机12.13亿千瓦，占全国发电总装机的47.3%，电力绿色低碳转型不断加速；灵活调节煤电、具有日调节能力的大中型水电、抽水蓄能、调峰气电、新型储能等项目快速发展，电源侧灵活调节能力持续提升；重大战略性工程、特高压工程顺利完成，跨区跨省资源配置能力显著提升；全国统一电力市场体系启动建设，辅助服务市场等机制和规则体系基本建立，电力体制改革攻坚成效突出。

我国电力系统发展面临的挑战

（一）电源侧

一是高比例新能源接入电力保供难度加大。风电、光伏作为波动性电源，只能提供电量，无法参与电力平衡。高比例新能源接入电网会造成系统输出功率随机波动，进而加重了电网调峰频率调节负担；同时高比例新能源发电接入系统会替代部分常规机组，进一步削弱电网调节能力，给电网安全稳定运行带来新挑战。

二是新能源配储政策存在诸多问题。新能源强制配置储能利用率较低，“建而不用”问题较为突出；新能源强制配置储能质量参差不齐，未出台配套的具体使用和考核标准，参与电力调度的方式、补偿机制等尚无明确规定；新能源强制配储建设运营成本较高且全部由新能源发电企业承担，在成本补偿机制缺失的情况下，较高的配储比例无疑会加重企业负担。

三是电源送端地区电力供需紧张。常规电源配置不足，无法形成有效的保供能力。在我国青海、四川、云南火电占比仅为8.8%、14.8%和13.8%。近几年来水偏枯，水电出力减少，煤电装机不足，导致电力供应趋紧，特别是像成都这种负荷中心城市缺乏本地电源，“空心化”严重，我国电力供需形势趋紧，平衡矛盾呈现由受端向送端逐渐扩大的趋势。

（二）负荷侧

一是终端用电的最大负荷和用电量将稳步提高。我国经济稳中向好、长期向好、持续稳定发展，电力需求将稳定增长，增速前高后低，分布仍将呈现东部增量大、中西部增速快的特点。

二是负荷结构将更加多元化。随着“以电代煤”、“以电代油”和“以电代气” 积极推进，未来向更高水平电气化转型将是必然趋势，形成电能为主的能源消费格局，将为电力系统引入更多不同类型电力负荷，其负荷特性与传统的负荷特性存在较大不同，各类负荷曲线叠加将影响总负荷特性。

三是负荷侧双向能量互动的情况将更加频繁。用户侧分布式储能的推广应用、电力市场现货交易机制的不断探索，分布式储能的接入使用户从消费者转变为产消者，负荷不再是单一流向分布，而是参与电网侧的双向能量互动，并且包括不同时段电力维度的双向流动。

（三）电网侧

一是资源禀赋与能源消费呈逆向分布。我国能源分布广泛但不均衡，新能源富集的大型能源基地，远离负荷中心，难以就地消纳，制约了新能源发展。在我国新能源飞速发展的同时，新能源富集地区曾出现大面积、长时间的“弃风”、“弃电”现象。“双碳”目标下风电、光伏总装机大幅增加，新能源消纳风险凸显。

二是电力市场体系需要进一步完善。我国的电力系统和电力市场建立在传统化石能源发电可控性和灵活性的基础之上，仍主要采用发电计划管理、政府定价等计划性手段，缺少灵活的交易和价格机制，长期以来以省为实体推进的电力市场建设，形成了独立体系、自我平衡、相对封闭的省级市场，不利于全国范围的系统规划、电源结构优化、跨省调度和交易。

三是辅助服务补偿力度小、补偿机制不合理。辅助服务补偿费用偏低，辅助服务参与主体不全，尚未对虚拟电厂等新兴服务品种进行整体规划；成本向用户侧疏导不畅，辅助服务费用主要由发电企业分摊，无法将成本压力传导到用户。

新型电力系统的特征

新型电力系统是现代化产业体系的组成部分，通过构建以新能源为主体的新型电力系统提升新能源消纳和存储能力，既实现可再生能源大规模开发，又实现高水平的消纳利用，更加有力地保障电力可靠稳定供应。与传统电力系统相比在电源结构、电力负荷、电网形态等方面具有新的特征。

（一）从电源侧看，新能源将逐步成为装机和电量主体。“双碳”目标形成的低碳约束要求电力系统的能源供应体系由传统化石能源为主体向非化石能源为主体转变。水电、核电、生物质发电和地热发电受资源环境等因素的约束，未来开发规模相对有限，无法成为电能供应的主体。风能、太阳能等新能源由于资源丰富、利用技术相对成熟将成为新型电力系统能源供应的主体。

（二）从负荷侧看，发用电一体“产消者”大量涌现。随着分布式电源、多元负荷和储能快速发展，负荷侧主体兼具发电和用电双重属性，既是电能消费者也是电能生产者，终端负荷特性由传统的刚性、纯消费型，向柔性、生产与消费兼具型转变，网荷互动能力和需求侧响应能力将不断提升。

（三）从电网侧看，以大电网为主导、多种电网形态相融并存的格局将呈现。交直流混联大电网依然是能源资源优化配置的主导力量，配电网成为有源网，微电网、分布式能源系统、电网侧储能、局部直流电网等将快速发展，与大电网互通互济、协调运行，电网的枢纽平台作用进一步凸显，有效支撑各种新能源开发利用和高比例并网，实现各类能源设施便捷接入。

（四）从系统整体看，运行机理和平衡模式出现深刻变化。随着新能源发电大量替代常规电源，以及储能等可调节负荷广泛应用，电力系统的技术基础、控制基础和运行机理将深刻变化，平衡模式由源随荷动的实时平衡，逐步向源网荷储协调互动的非完全实时平衡转变，气候因素的影响显著增大，电力系统与天然气等其他能源系统日益成为协调互动的整体。

我国新型电力系统构建的路径

构建新型电力系统是一项复杂系统工程，不只是电力系统物理结构的变化，更是生产组织关系的变革，要破除构建电力系统传统的堵点，推动有效市场和有为政府相结合，加强电力系统全环节、多要素统筹协调管理，激发各方积极性，统筹谋划路径布局，科学部署、有序推进。

（一）政策的制定应适度超前或适配新型电力系统

一是建立健全全国统一电力市场体系。进一步规范统一电力市场基本交易规则和技术标准，破除电力交易的地域界限，规范各层次电力市场秩序，推动实现全国电力市场和地方各级电力市场统一规范运营和有效衔接，进一步发挥大电网的互济能力，实现集中式新能源大范围优化配置，同时依托微电网灵活调节能力实现分布式新能源就地消纳，提升整个电网的资源配置能力。

二是建立健全新能源参与市场的机制。完善适应高比例新能源的市场机制，充分考虑新能源预测困难、波动性大、单体规模小、比较分散的物理特性，进一步缩短交易周期，提高交易频率，中长期市场不间断开市，缩短实时市场出清时间间隔，多周期动态优化，以适应新能源出力预测准确性低的特性，增加新能源调整曲线的机会。

三是建立健全辅助服务市场机制。按照“谁受益、谁承担”的市场化原则，健全辅助服务市场机制，制定电力辅助服务价格办法，合理分摊新能源发电产生的整体系统性成本，加大补偿力度，激励各方积极，调动灵活资源参与调峰调频等辅助服务。

（二）电网的管理统筹协调能力要适配新型电力系统

一是坚持大电网配置资源和地区安全平衡相结合。优化电网发展格局,完善特高压及各级电网架构，支撑“沙戈荒”大型风电光伏基地开发建设，促进大型电源基地集约化开发、远距离外送。深化数字技术融合应用，积极引入大数据、云计算等先进技术，推动电力系统与现代信息技术的深度融合，强化新型电力系统建设内核，以新能源、智能电网、储能等为核心，推动电力系统从传统、单一向清洁、多元、智能方向转变。通过配电资产的深度链接，实现电网物理设备与数字设备的紧密结合，加快建设现代智慧配电网，促进微电网和分布式能源发展，摆脱对大电网的依赖，形成多个独立微网，满足各类电力设施便捷接入、即插即用。

二是提升电力系统调节能力和灵活性。立足能源资源禀赋，增强能源生产和储备能力，坚决守好能源安全底线。积极发展“新能源+调节性电源”模式，鼓励新能源项目配置一定规模的煤电、水电、储能等调节性资源，提高新能源电源出力的可靠性和稳定性。积极推动具备条件的火电项目进行灵活性改造，为系统提供经济可行、规模较大的调节能力。以增加清洁能源消纳、增强调频调峰能力为目标，科学有序发展抽水蓄能、电化学储能项目。

三是加快技术创新和推广应用。加强新能源功率预测、虚拟同步发电机、柔性直流输电、分布式调相机等技术研发，充分挖掘工业大用户、电动汽车等需求侧响应资源，通过电源、电网和用户侧技术创新保障电力系统安全稳定。同时，储能、虚拟电厂和直流微网等技术具有削峰填谷、调频调压作用，是支撑新能源跨越式发展的重要技术手段，持续加强产业引导，加大技术攻关，积极推动相关技术标准的制定，助力行业科学、规范、有序发展。

（三）电源开发建设要适配新型电力系统

一是加快构建清洁低碳安全高效的能源体系。把促进新能源和清洁能源发展放在更加突出的位置，构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统，大力发展新能源，因地制宜发展水电，积极安全有序发展核电，择优发展气电、生物质及垃圾发电项目，探索地热、海洋能等能源商业新模式，丰富多元化清洁能源体系。

二是推动完善煤电价格补偿机制。持续完善煤电机组最小出力技术标准，科学核定煤电机组深度调峰能力，完善支持灵活性煤电机组的价格补偿机制，提高企业投资运营煤电机组、发挥煤电机组调节能力的积极性。

三是加快培育源网荷储一体化发展。要进一步挖掘源网荷储一体化运行系统灵活性调节能力，推动煤电灵活性改造、抽水蓄能电站建设、化学储能规模化应用、客户侧大规模灵活资源互动响应，实现电网调控由“源随荷动”向“源荷互动”转变，促进供需两侧精准匹配，提升了供需资源配置质量和效率。