新型电力系统中，各类电源的新定位与新发展

陈宗法

“十四五”是我国落实“双碳”目标的关键期、窗口期。二十大报告要求“协同推进降碳、减污、扩绿、增长”“加快规划建设新型能源体系”。那么，“双碳”目标对我国电力行业会产生什么影响？在新型电力系统以及能源保供、清洁转型、经济发展中，各类电源如何

找准新定位，实现新发展？

新能源的战略定位：“劲旅”

在“双碳”目标下，新能源在清洁转型、能源安全、经济发展中具有极其重要的战略地位。在新型电力系统构建中被赋予了“主体能源”地位，也制定了宏大的发展目标。如果说应对气候变化、能源清潔转型、实现“双碳”目标，能源是主战场，电力是主力军，那么新能源就是“劲旅”。

新能源是促进电力行业迭代升级的“基本途径”，也将成为保障我国能源安全的“有生力量”。特别是二十大报告指出“跳出能源看能源”，在党中央、国务院对新能源既有定位的基础上，站在国民经济发展的高度，赋予新能源一个新使命：作为战略性新兴产业引领我国经济增长的“新引擎”。

十多年来，我国新能源实现了跃升发展、领先世界。我国风电装机占到全球的40%，光伏装机占到全球的36%，风光电新增装机容量每年大概占全球的一半。“双碳”目标确立后，我国新能源发展又掀起新高潮，呈现出良好的发展前景。2021年，新能源装机容量达6.4亿千瓦，年发电量首次突破1万亿千瓦时，基本上相当于全国的居民用电量。2022年，新能源装机容量达76亿千瓦，约占全国装机比重30%。

同时，我国新能源发展也存在自身局限、竞争压力及市场风险，具体表现为：新能源存在靠天吃饭、随机波动，有效容量低，影响电力系统安全稳定运行以及极端天气下能源保供问题；“白热化”市场竞争带来了资源争夺战、设备组件涨价、用地用海限制、电网接入送出滞后、地方要求配套产业等发展压力；新能源一律平价上网，参与电力市场交易面临价格踩踏、曲线波动、偏差考核“三大风险”。可以说，新能源在拥有巨大机遇与发展空间的同时，其面临的风险、系统成本也在增加。

今后，我们必须保持能源清洁转型的战略定力，通过技术进步、管理创新、转型发展，以“新能源+煤电”“新能源+储能、氢能”耦合发展为方向，以沙戈荒大基地开发为重中之重，实现新能源大规模、高比例、高质量、市场化发展，积极构建以新能源为主体的新型电力系统。

同时，政府部门要进一步优化新能源参与电力市场交易有关机制与规则，保持政策的稳定性，落实量价保障机制。规范新能源行业秩序、深化全产业链合作、稳定产业供需，监管新能源上游原材料及组件价格异动。各地要改善新能源开发的营商环境，降低非技术成本，支持新能源发展跑出“加速度”。

燃煤发电的战略定位：“压舱石”

燃煤发电一直以来是我国的“主体电源”。2021年，装机占比47%的煤电，提供了全国六成的发电量；2022年，煤电装机约为11.23亿千瓦，占比下降到43.8%，仍提供了全国58.4%的发电量。同时，煤电还支撑了超七成的电网高峰负荷，承担了超八成的供热任务，也是煤炭企业、铁路货运的最大客户。

当然，随着能源清洁转型速度的加快，煤电会逐步转向近中期（2021—2035年）“基础保障性和系统调节性电源并重”，再到远期（2035—2060年）“系统调节性电源”，为保障电力安全供应兜底，为全额消纳清洁能源服务。

进入“十四五”，煤电在困难重重中迎来转机。

一方面，由于俄乌冲突、国际能源危机、进口煤减少，国内煤炭供应短缺，煤价持续高位，再加电价传导受限，煤电企业亏损严重，缺乏投融资功能，出现了“生存难、改造难、发展难、保供难、转型难”。具体表现为：入不敷出，负债率高企；能源保供压力不减；安全生产隐患增加；升级改造任务艰巨；未来发展前景堪忧。

另一方面，我国近两年出现缺煤（水）限电后，各方重新评估煤电的地位与价值，国家有关部门调增了煤电发展目标，煤电政策导向比“十三五”有所改善，煤电出现新的转机。

因此，一方面，我们要吸取欧盟能源清洁转型过早去煤、去核、退出煤电、高度依赖国外以及我国“运动式减碳”的经验教训，建立“多能互补、多元保障”的能源产供储销体系，将能源的饭碗牢牢端在自己手里。

另一方面，要有针对性地解决目前煤电亏损引发的“生存难、改造难、发展难、保供难、转型难”问题，以提升电力容量、灵活调节、清洁低碳等多维价值，对冲电能源量价值下降的风险，保证煤电可持续发展能力，增强能源保供的安全性，支撑新型电力系统建设。

具体讲，煤电企业要根据新的战略定位，摒弃传统的扩规模、铺摊子、粗放式的发展模式，以“清洁、高效、灵活、托底”为方向，走“煤电+”及“严建、改造、延寿、减发、退出”的清洁低碳转型之路。

储能和氢能的战略定位：“两翼”

进入“十四五”，新能源大发展，推进新型电力系统建设，国家能源电力发展规划与储能、氢能专项规划以及利好政策的密集出台，“两能”迎来了全新的发展机遇，呈现出规模化、产业化、市场化快速发展态势。

《“十四五”现代能源体系规划》要求，加快新型储能技术规模化应用，推动电力系统向适应大规模高比例新能源方向演进。到2025年，要求灵活调节电源占比达到24%。《“十四五”电力发展规划》进一步细化要求，到2025年新增系统调节能力2亿千瓦以上。其中：抽水蓄能装机达到6200万千瓦以上、在建达到6000万千瓦左右；新型储能装机达到3000万千瓦以上。同样，我国首次推出了《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，到2025年，氢燃料电池车辆保有量达到5万量，可再生能源制氢量达到10～20万吨。

此外，国家发改委、能源局相继发布促进“两能”发展的一系列配套文件，产业政策渐成体系，包括明确“两能”独立市场主体地位，允许其参与电力市场交易，特别要求新能源配置一定比例储能（氢能）、出台分时电价政策、拉大峰谷电价差、推行尖峰电价，明确抽水蓄能两部制电价、健全新型储能价格机制、鼓励发展绿电制氢等，旨在通过规划引导、政策支持，鼓励“两能”加快发展、多元发展。

目前，在政策、市场、技术、需求等多要素的推动下，社会资本广泛参与，“两能”项目遍地开花，应用场景越来越多，我国“新能源+储能”、共享储能、氢燃料电池、可再生能源制氦、多能互补、源网荷储一体化发展方兴未艾。

但是，“两能”的发展仍处于初级阶段，还有很大的成长空间。安全性是首要关注的重点，如何降低“两能”系统成本仍是业内的普遍诉求。

目前，我国可再生能源制氢规模很小，一个主要障碍是其成本远高于化石燃料制氢成本，亟需从氢能制备、储运、加注、燃料电池、氢储能系统等环节突破“卡脖子”技术。而且，储能与新能源发电占比低于全球平均水平，容易引起电力供需失衡问题。

受上游原材料价格上涨影响，储能电池系统成本上涨，需要进一步技术创新，完善储能生产制造产业链，制定储能在新型电力系统各环节布局与容量配置的整体规划，建立共享储能统一监管平台，科学评估储能配置规模和储能服务价值。尽管储能商业模式日渐增多，但盈利不稳定、风险高，需要政府免缴输配电价和基金附加、完善分时电价机制、鼓励技术创新。

针对上述问题及“两能”的未来发展，需要重点在制定战略规划、加速技术创新、鼓励项目投资、推进商业化运行、构建配套的认证、标准和监管体系上持续发力。

摘编自微信公众号“能源新媒”