立足新发展阶段“十四五”电网领域大有作为——访国网能源研究院原总经济师白建华

■本刊记者 白歌/编辑 王睿佳

《“十四五”现代能源体系规划》（以下简称《规划》）不仅阐明了我国能源发展方针、主要目标和任务举措，更是对我国“十四五”时期能源发展和转型路径作了系统性部署。

《规划》提出，以电网为基础平台，增强电力系统资源优化配置能力，提升电网智能化水平。加快配电网改造升级，推动智能配电网、主动配电网建设。完善区域电网主网架结构，推动电网之间柔性可控互联，构建规模合理、分层分区、安全可靠的电力系统，提升电网适应新能源的动态稳定水平。为此，中能传媒集团《中国电业与能源》记者采访了国网能源研究院原总经济师白建华博士，就相关问题作了具体解读。

《中国电业与能源》：《规划》与“十三五”相比，在电网领域有什么不同，又有哪些亮点？

白建华：我国风电光伏建设从大型风电基地（“风电三峡”）起步，由于多种原因，“十三五”初期我国曾出现较为严重的“弃风”“弃水”“弃光”现象。“十三五”期间，我国东中部地区的分布式光伏、分散式风电开发得到重视，西部北部大型风光基地及特高压跨区输电建设有所放缓。

能源革命与碳达峰碳中和，要求加快推动电力系统向适应大规模高比例新能源方向演进，我国能源资源禀赋决定了必须加快开发西部北部的大型风电光伏基地。因此，《规划》提出以电网为基础平台，增强电力系统资源优化配置能力，推动电网主动适应大规模集中式新能源和量大面广的分布式能源发展。加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。结合清洁能源基地开发和中东部地区电力供需形势，建成投产一批、开工建设一批、研究论证一批多能互补输电通道。完善华北、华东、华中区域内特高压交流网架结构，为特高压直流送入电力提供支撑，建设川渝特高压主网架，完善南方电网主网架。

特高压能源资源大规模远距离配置能力强大。交直流合理配置，逐步形成我国特高压骨干网架，是“十四五”乃至中长期的重大战略选择，需要研究确定未来电网主网架形态。《规划》不但提出建设特高压直流，也注重特高压交流网架结构，是适应我国高比例风电光伏发展的正确选择。

先进特高压输电技术是清洁能源大规模远距离优化配置的基础，未来柔性特高压直流输电技术将得到快速发展。大规模跨区跨省电力输送是我国能源输送的重要组成部分，而且呈现出可再生能源跨区跨省输送规模越来越大的趋势。过去煤电装机增长快，存在输煤输电比选、优化煤电布局的需要；在碳达峰碳中和的大背景下，风光水等非化石可再生能源发电快速增长，未来煤炭、煤电的利用规模将有所减少，我国将出现输电、输氢并举的情况，利用西部、北部可再生能源发电制取“绿氢”，并实现跨区跨省规模化输氢的格局，作为输电的有效补充。

《中国电业与能源》：《规划》提到，要创新电网结构形态和运行模式。您认为创新痛点难点在哪？又该如何克服？

白建华：分布式能源、电气化交通和清洁化制冷供暖等，将加速配电网向多能协同互补、源网荷储一体转变。《规划》提出加快配电网改造升级，推动智能配电网、主动配电网建设，提高配电网接纳新能源和多元化负荷的承载力和灵活性，促进新能源优先就地就近开发利用。积极发展以消纳新能源为主的智能微电网，实现与大电网兼容互补等，是适应分布式能源加快发展、微能网逐步形成的客观需要。

只有将行业之间相互割裂、各自为政的局面转变为多能互补、集成优化，真正做到综合能源规划（IRP——Integrated Resource Planning），才能最大限度降低备用容量，避免出现“大马拉小车”现象，显著降低投资成本，同时优化运行方式，提升效率，降低总体运行成本。实现综合能源规划，需要践行新的规划理念，即绿色、低碳、经济兼顾，冷、热、电、气、交通系统协同，源网荷储贯通，规划、运行一体，物理、数字系统同步等。

要确保容量充裕度，以及系统的弹性与灵活性。发挥系统间的协调互补作用，在各子系统规划的基础上进行整体系统的优化调整。通过充电桩、直流配网、储能、光伏等的联合规划和优化运行，降低配电网的扩容压力、优化潮流分布、抑制部分线路或变压器过载；通过多能互补、发挥分布式电源、储能及需求侧自身的调节能力，降低园区与公共电网连接处的最大电力负荷、降低峰荷及腰荷时段的电量需求；规划交直流混合配网，降低配网投资成本、增强分布式光伏等在园区的自我消纳能力、优化配网潮流分布、降低线损、提高供电安全可靠性、提升电能质量等。

随着电动汽车等新型交通方式进入规模化发展，其对配电网的规划和运行将带来越来越大的影响，需要实现充电桩与配电网的协同规划，以及充换电与配电网运行的协调。未来电动汽车充电的优化管理将成为平滑用电曲线的非常重要且十分艰巨的任务，做不好的话将给电网特别是配电网的扩容带来极大压力，对配电网的安全可靠运行增加很大难度。

《中国电业与能源》：“十四五”时期，电力领域在推动碳减排方面有何举措？如何做到“加快能源结构绿色低碳转型”？

白建华：《规划》从大力发展非化石能源、推动构建新型电力系统、减少能源产业碳足迹、更大力度强化节能降碳等方面，全方位阐述了“十四五”目标和重点举措。

加速能源结构绿色低碳转型，“十四五”及中长期，重点在以下电力领域发力：

一是实现碳达峰碳中和，加快提升电气化水平是必然之选。终端能源消费结构将转变为以电能为主，加之一定比例的氢能（电制绿氢）、生物质、环境热能（通过热泵）等。电力需求增长的拉动因素除人口变化、城镇化率、工业化进程、三次产业结构等传统因素外，物联网、数据中心、5G、人工智能等数字经济发展，工业领域、交通运输、建筑领域的以电代煤、以电代油、以电代气，电制燃料和原材料（氢、甲醇、甲烷及氨等）等也将成为未来电力需求增长的重要拉动因素。据相关研究，为实现碳中和，我国全社会用电量将比目前的水平增长约1.5倍。

二是加快风光水核等清洁与可再生能源发展，同时为确保电力供应的可靠容量，化石能源发电增量和存量优化也是值得关注的重要内容，确保规避大规模停电风险。据相关研究，我国风电、光伏发电快速增长，2025年装机合计约是2020年的2.3倍；2030年装机合计约是2020年的3.4倍；2060年装机合计约是2020年的12倍；水电将充分开发利用，2030年装机容量约4.4亿千瓦，2060年装机容量约5.8亿千瓦；核电在确保安全的基础上加快发展，2030年装机容量约1.1亿千瓦，2060年装机容量约2.5亿千瓦。非化石能源装机容量占比，由2020年的约46%，提升到2025年的57%、2030年的66%、2060年的88%。我国燃气发电将适度发展，除联合循环装机外，也将配置适当容量的单循环机组，以增强电力系统的调峰能力。预计燃气发电装机容量2025年为1.5亿千瓦、2030年为2亿千瓦、2060年为3亿千瓦。

风电、光伏发电“靠天吃饭”，其发电具有随机性、间歇性、时段性特征，对满足最大电力需求的容量保证程度低，且未来最大电力负荷平衡难点将主要集中在傍晚的负荷高峰时段，此时太阳能光伏发电出力基本为零，对电力平衡没有贡献，为保证电力系统的容量充裕度，避免供电容量的严重短缺，实现碳达峰碳中和情况下我国燃煤火电不会简单退出历史舞台，2060年我国仍需保留8亿千瓦左右的燃煤火电。但保留的燃煤火电的功能未来将逐步转变为“储能+非化石能源燃料”的清洁能源灵活调节电源，实现“煤电不烧煤或少烧煤”。可考虑将保留的燃煤电厂改造为储能电站。电力—热能—电力存储系统（称为卡诺电池）将成为在碳达峰碳中和能源系统中存储大量能量的重要备选技术。利用风光大发时段或夜间负荷低谷时段的电力加热熔盐以储存高温热能（相变储热），在电力负荷高峰时段释放热能产生高温高压水蒸气，推动火电机组发电，实现清洁供电、供热。通过技术和装备攻关，将燃煤电厂的燃料逐步由燃煤替换为清洁能源燃料，如不能全部替代需配置CCUS技术实现规模化脱碳；燃料逐步由燃煤过渡到生物质与煤混烧，生物质燃料、电制绿氢作为燃料，电制甲烷、甲醇、氨等作为燃料等。

三是构建能源资源优化配置的坚强和灵活电网平台。未来随着电源装机容量的快速增加、结构和布局优化，我国电网也将长期快速增长，各级电压电网协调发展；特高压交直流电网快速发展将在风光水电源的全国大范围优化配置中发挥强大作用；配电网将成为综合能源的枢纽平台，协调分布式与大基地、实现多能互补、联结电力网与交通网、深度融合通信网，借助现代通信与信息技术，实现数字化、自动化和智慧化，助力碳达峰碳中和。

四是优化配置大规模储能等灵活性调节“电源”，使其成为新型电力系统的“平衡器”。大规模高比例可再生能源并网、电气化交通加快发展等，使得发用两侧的随机性增大，发电出力与电力需求难以同步，调峰、调频储能电源大规模发展成为刚需，电力系统具备充足的灵活调节能力势在必行，解决措施有配置各种储能（抽水蓄能，化学储能电池，压缩、液化空气储能等）、清洁能源制氢、火电灵活性改造、需求侧管理等。抽水蓄能电站单机容量大，是目前最为成熟的储能方式。我国抽水蓄能站址资源丰富，据普查结果，总容量超过8亿千瓦，需加快开发建设。抽水蓄能并网装机容量预计2025年达到0.8亿千瓦、2030年1.2亿千瓦、2060年5亿千瓦。新型储能是未来电力系统增加灵活性的关键装备之一，装机容量预计2025年达到0.3亿千瓦、2030年1.2亿千瓦、2060年2.5亿千瓦。但由于技术进步的不确定性，其类型组合未来存在一定的不确定性：安全性、经济性需要提升，市场地位需要明确，收益机制需要形成。电动汽车预期是未来主要的地面交通工具，替代目前的燃油汽车，其电池容量合计将达到非常惊人的量级，在一些时段可以作为储能电源，与电力系统友好互动，预计2060年可用作储能的容量达2.8亿千瓦。我国燃煤发电装机未来峰值将达到12～13亿千瓦，碳中和时需要保留8亿千瓦左右，通过各种上述“储能+清洁燃料”及其他灵活性改造措施，未来保留的“燃煤电厂”也将成为重要的灵活调节电源。氢能产业链与电力系统协调互动，将成为重要的电力平衡措施。可再生能源发电、核电制氢，氢能用于发电、供热、交通、燃料与工业原料等，可起到电力“储能”的作用，而且氢能可以跨季节储存，是为数不多的长时储能形式。根据相关研究，为满足我国未来氢能需求，制备“绿氢”需要的电量，2030年约0.6万亿千瓦时、2060年约2.5万亿千瓦时；需要的电功率，2030年1.5亿千瓦左右、2060年6亿千瓦左右。可见，只要时段安排得当，制备“绿氢”可以成为促进可再生能源消纳和利用低谷时段电力的重要手段。通过需求侧的电力大数据积累和规律挖掘，未来电力需求侧管理的潜力巨大：如按最大负荷的3%估算，需求侧管理的潜力将达到2030年约0.6亿千瓦、2060年约0.9亿千瓦，可以有效降低储能容量配置压力，具有巨大的社会和经济效益。■