“双碳”目标下新型电力系统发展综述

徐三敏，张云飞，赵添辰，侯世豪

（1.国网新源控股有限公司抽水蓄能技术经济研究院，北京市 100761；2.北京信息科技大学，北京市 100192）

0 引言

碳达峰、碳中和目标提出后，能源消费各领域积极采取行动，综合采用减少碳排放、增加碳汇及负排放技术实现“双碳”目标。在能源消费清洁低碳化的进程中，电力是能源转型的中心环节、碳减排的关键领域。考虑我国各类非化石能源资源丰富、开发利用的技术经济性逐渐提高，大力发展新能源是我国电力发展的必然趋势。《“十四五”现代能源体系规划》提出构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统蓄势待发，再一次说明了构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统，既是能源电力转型的必然要求，也是实现碳达峰、碳中和目标的重要途径。本文在近期新型电力系统相关研究的基础上，结合国家能源政策与形势的最新变化，对新型电力系统的内涵、特征、2030年和2060年典型场景、电力“双碳”目标实现路径四个方面进行了归纳总结和分析预测，形成对应的综述研究结论，以期为新型电力系统长期规划的研究提供参考与借鉴。

1 新型电力系统内涵

构建新型电力系统的概念于2021年3月15日召开的中央财经委员会第九次会议上正式提出，会议指出要“构建以新能源为主体的新型电力系统”。后续出台的文件中，关于新型电力系统有两种最新表述。一是《国家发展改革委、国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）中指出要“推动形成适合中国国情、有更强新能源消纳能力的新型电力系统”。二是《“十四五”现代能源体系规划》在分析全球能源体系深刻变革时，提出“构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统蓄势待发”；在展望2035年发展目标时，指出“可再生能源发电成为主体电源，新型电力系统建设取得实质性成效”。

从开始提出时的“以新能源为主体”到“适合中国国情、有更强新能源消纳能力”再到“新能源占比逐渐提高和可再生能源发电成为主体”，是新型电力系统构建过程中结合实际对目标的不断修正和完善。总体来看，最终实现碳达峰碳中和的远景目标不变，科学规划新型电力系统的构建路径是“双碳”目标实现的基础，也是新型电力系统中各主体发展的边界和指南。

2 新型电力系统特征

关于新型电力系统的特征，文献[1]指出新型电力系统是高比例可再生能源和高比例电力电子装备的电力系统、多能互补的综合能源电力系统、物理信息深度融合的智能电力系统和能源互联网。文献[2]指出新型电力系统的特征是一次能源供应面临高度不确定性，新能源作为主体电源、常规电源功能则逐步转向调节与支撑，电网形态向微电网、柔性直流电网等多种形态电网并存转变，能源消费高度电气化、用电需求持续增长，新型电力系统供需双侧均面临较大的不确定性，电源并网技术由交流同步向电力电子转变。文献[3]指出新型电力系统仍主要以交流同步机制运行，高比例新能源带来充裕性挑战，大规模电力电子设备带来安全稳定问题、利益主体庞杂使市场机制设计难度增大。文献[4]归纳的新型电力系统具有新能源大发展、高比例新能源广泛接入的结构特征，源网荷储互动、大电源大电网与分布式系统兼容互补的形态特征，各环节全面数字化、调控系统高度智能化的技术特征，以及现代电力市场体系全面建成、电力市场和碳市场协同发展的机制特征。

综合目前已有的研究成果，新型电力系统区别于传统电力系统的突出特点就是“双高”特征（高比例可再生能源和高比例电力电子装备），以及由此带来的结构、形态、技术和机制特征的一系列改变。综合来看可以把新型电力系统的特征总结为安全可控、绿色低碳、经济高效3个方面：

（1）安全是新型电力系统的基本要求。随着新能源大规模接入，系统惯量降低、调频能力下降、无功支撑不足、电压稳定问题突出、功角稳定特性复杂，不确定性增加。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风险和挑战，保持高度的安全性。

（2）低碳是新型电力系统的核心目标。电力系统作为能源转型的中心环节，面对高比例新能源大规模接入，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，适应新能源的持续开发利用需求。

（3）经济是新型电力系统的关键因素。未来高比例新能源与海量用户接入电力系统，会为能源资源优化配置的效率带来重大挑战。为实现更高的资源优化配置效率与更大的能源优化空间，新型电力系统的构建作为能源转型重构的重要手段，需要从政策和市场两个方面进行双轨驱动。要同时发挥政策对新的能源体系构建的引导规范作用，以及市场在资源优化配置中起到的基础调节和优化配置作用。

3 新型电力系统碳达峰、碳中和典型场景预测

碳达峰、碳中和是新型电力系统构建过程中的重要节点，其典型场景对新型电力系统发展路径具有重要指导意义，是新型电力系统中各主体发展的重要边界和参考。

3.1 碳达峰典型场景分析

针对2030年碳达峰场景下各类电源的装机容量，通过归纳整理中国工程院[5]、国网能源院[3]、中国电科院[6]和华北电力大学[7]等单位的研究成果，将结果分类对比，如表1所示。

表1 2030年新型电力系统场景 预测对比 （ 单位：亿kW）Table 1 Comparison of 2030 new-type power system forecast scenarios（Unit：100 million kW）

由于距离2030年碳达峰节点仅有8年时间，因此各研究机构对该场景的预测均比较准确，对各类电源的装机容量以及全社会用电量的判断基本趋同，即总装机容量40亿kW左右，全社会用电量近12万亿kW·h。其中以煤电为主的化石能源仍占据着重要地位，装机容量和发电量占比都接近一半。

3.2 碳中和典型场景分析

将前文研究成果2060年碳达峰场景下各类电源的装机容量预测值分类对比，结果如表2所示。

表2 2060年新型电力系统场景 预测对比 （ 单位：亿kW）Table 2 Comparison of 2060 new-type Power System forecast scenarios （ Unit：100 million kW）

由表2可见，2060年碳中和场景电力系统总装机将达到70亿～80亿kW。其中，煤电装机容量在4亿kW左右，以风光为主的新能源装机总容量在50亿kW左右，占总装机比例的65%左右，非化石能源装机占比达到90%以上。各机构预测差异最大的电源类型是新型储能，最大值与最小值相差6倍以上，主要是由于新型储能处于示范应用向商业化运用转型阶段，技术成熟度、安全性和经济性尚未达到较优水平，目前尚不能准确预测40年后发展状态[8]。

可以发现国网能源院预测的煤电、气电、抽水蓄能等同步机组装机容量占比仅有22%，而太阳能发电、新型储能等大部分依靠电力电子元件的电源装机容量占总装机容量的八成，但是文献[3]认为未来新型电力系统仍主要以交流同步机制运行，原因是2060年同步机组出力占负荷之比大于40%、50%的累计时段仍达全年时长的84%和53%，如图1所示。未来应用在新能源的电力电子技术能否提高技术可靠性，解决安全稳定问题，是决定系统是否继续以交流同步机制运行的关键问题。

图1 2060年同步机出力大于对应负荷占比的累积持续小时数[3]Figure 1 Cumulative duration hours of synchronous generator output exceeding the proportion of corresponding load in 2060[3]

4 电力“双碳”实现路径

构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统要充分考虑煤电的稳妥有序退减、新能源的科学高速渗透和系统灵活性资源的合理高效配置[9]。以下就从这三个方面入手，从各类电源的装机容量和发电量的角度，对目前主流的研究成果进行归纳整理和对比分析。

4.1 煤电的稳妥有序退减

不同研究机构对煤电装机容量的预测如图2所示。

图2 不同研究机构对煤电装机容量预测Figure 2 Prediction of installed capacity of coal power by different research institutions

从图2可以看出其中3组数据对煤电发展的预测比较接近，即装机容量首先经历较小涨幅，到2030年达到峰值，然后开始逐年减少，到2060年碳中和场景时，预测值都在4亿kW左右。但各研究机构预测的退减实现过程是不同的：国网能源院和中国电科院的曲线是“上凸型”，也就是煤电退减路径是先慢后快型；中国工程院和华北电力大学的曲线是“下凹型”，也就是先快后慢型。在满足电力电量平衡的情况下，从经济指标来看，如果电力碳预算相同，如果按照先慢后快的“上凸型”路径退减，技术经济评价相对较好；如果按照先快后慢的“下凹型”曲线进行，将需要更高水平的新能源规模和脱碳技术来配合[10]。因此，制定煤电退减的具体路径应统筹考虑关键技术成熟度和经济社会发展规律等因素，考虑到煤电目前仍是我国的主要能源，在电力系统中起到压舱石的作用，建议按照先慢后快的路径有序退减。

不同研究机构对煤电发电量的预测如图3所示。

图3 不同研究机构对煤电发电量预测Figure 3 Prediction of coal power generation by different research institutions

从图3可以看出不同研究机构对煤电发电量发展趋势的预测差异较大，总体趋势和图2的装机发展趋势一致。其中清华大学预测的发电量在2050年后开始上升，主要是由于增加了煤电生物质发电耦合碳捕获装置（BECCS）改造机组。中国电科院预测煤电发电量于2030年达到峰值，2030～2040年间退减缓慢，2040年后进入快速退减阶段。其他研究机构预测2025年煤电电量达峰，后续进入下降阶段。

4.2 新能源的科学高速渗透

不同研究机构对以风电、太阳能发电为主的新能源装机容量的预测如图4所示。

图4 不同研究机构对新能源装机容量预测Figure 4 Prediction of installed capacity of new energy by different research institutions

从图4可以看出，各研究机构对新能源（风电、太阳能发电）未来发电装机容量和增速过程的预测比较统一，即到2060年碳中和场景新能源的装机容量在50亿kW左右，其中风电20亿kW左右、太阳能发电30亿kW左右。预测与我国自然资源禀赋和经济发展需求密切相关，风电在近期除了西部、北部地区的集约化开发，还有东部、中部地区的分散式和海上风电可供开发利用，而远期开发中心重回西部、北部地区，同时海上风电向远海拓展，预计2060年风电装机容量为20亿kW左右；太阳能发电方面，近期仍以光伏发电为主，优先发展东部、中部地区的分布式光伏，西部、北部地区则建设集中式太阳能发电基地；中远期，包括光热发电在内的太阳能发电基地建设将在西北地区及其他有条件的区域持续扩大规模，预计2060年太阳能装机容量为30亿kW左右[5]。从发展趋势看，新能源发电装机保持高速增长趋势。

不同研究机构对以风电、太阳能发电为主的新能源发电量的预测如图5所示。

图5 不同研究机构对新能源发电量预测Figure 5 Prediction of power generation of new energy by different research institutions

从图5可以看出新能源发电量与装机容量趋势基本一致，整体上呈高速增长的态势。我国风电、光伏发电产业链成熟，制造能力强，从“十四五”初期风电光伏的增长趋势来看，完全有能力以更快的速度发展新能源，但在高速发展过程中应充分考虑系统消纳能力，深入挖掘系统灵活性资源，包括煤电灵活性改造、燃气发电、抽水蓄能和新型储能配套建设、需求侧响应能力、区域间电量互济等，避免由于新能源过速增长、系统调节能力不足造成的弃风、弃光资源浪费[11]。

4.3 系统灵活性资源的合理高效配置

不同研究机构对以气电、抽水蓄能和新型储能为主的灵活性调节资源装机容量的预测如图6所示。

图6 不同研究机构对灵活性调节资源装机容量预测Figure 6 Prediction of installed capacity of flexible regulation resources by different research institutions

从图6可以看出各机构对灵活性调节资源的预测值偏差相对较大，其中最大值是国网能源院预测的2060年达到15.6亿kW，占系统总装机的19.5%；最小值是华北电力大学预测的2060年达到6.8亿kW，占系统总装机的9.2%。新能源占比逐步提高后所带来的供电不稳定性问题将越发突出，亟需大量灵活性调节资源来解决，未来灵活性调节资源将成为新型电力系统中的重要需求。灵活性调节资源包括火电灵活性调节、气电、抽水蓄能和新型储能等：其中火电灵活性调节和气电属于化石能源，未来开发规模有限；抽水蓄能是目前应用最广泛、技术最成熟且经济性优的储能方式；以电化学储能为代表的新型储能也在不断成熟和完善。因此未来新型电力系统中抽水蓄能和新型储能将成为灵活性调节的主力军[12]。

5 结语

构建新型电力系统自提出以来，社会各界均进行了广泛的研究，但国内的专家学者对于其发展的最终形态和具体路径目前还没有达成一致的结论。本文对目前已有的主要研究成果进行了总结提炼，从新型电力系统的内涵、特征、典型场景和实施路径等四个方面分析了不同研究成果之间的异同，研究认为新型电力系统具有安全可控、绿色低碳、经济高效的基本特征，2060年碳中和典型场景下，系统总装机容量80亿kW，非化石能源装机90%左右，全社会用电量16万亿kW·h，非化石能源发电量95%左右。新型电力系统实现路径关键问题包括煤电的稳妥有序退减、新能源的科学高速渗透和系统灵活性资源的合理高效配置三个方面，其中煤电退减应按照先慢后快的趋势进行，新能源的高速渗透应考虑系统的消纳能力。