“双碳”背景下新型电力系统构建的发展建议及趋势预判

/国网（北京）综合能源规划设计研究院 封红丽 王泰棚 中国能源传媒集团有限公司 于学华/

为实现“双碳”目标，我国提出构建以新能源为主体的新型电力系统。

当前，气候变化给全人类生存和发展带来严峻挑战。我国是能源消费大国，也是碳排放大国，电力行业占能源行业二氧化碳排放总量的42%左右。推动实现“双碳”目标，能源是主战场，电力是主力军。要加快推进电力行业低碳转型，破解日益增长的电力需求和环境约束之间的矛盾，关键之举在于构建新型电力系统，在不断增加绿色电力供给的同时保障电网安全和电力价格稳定。

一、新型电力系统的内涵

根据国家能源局发布的《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》定义，新型电力系统是以确保能源电力安全为基本前提，以满足经济社会高质量发展的电力需求为首要目标，以高比例新能源供给消纳体系建设为主线任务，以源网荷储多向协同、灵活互动为坚强支撑，以坚强、智能、柔性电网为枢纽平台，以技术创新和体制机制创新为基础保障的新时代电力系统，是新型能源体系的重要组成和实现“双碳”目标的关键载体。

那么，新型电力系统与传统电力系统又有何区别？最大的区别在于电力供给结构以化石能源发电为主向新能源为主转变，高比例可再生能源和高比例电力电子设备的双高特性日益凸显，危及电网安全，涉及源网荷储及调控等多方面，具体见表1。

表1 传统电力和新型电力系统的区别

构建新型电力系统，将主要有以下两大转变。

（1）新能源供应体系向新能源为主转变

新能源供应体系将从化石能源为主，逐步转变为新能源为主。国家能源局发布数据显示，截至2023年9月底，全国可再生能源装机约13.84亿千瓦，同比增长20%，约占我国总装机的49.6%，已超过火电装机。其中，光伏、风电发电装机容量分别同比增长45.3%、15.1%，具体见表2。2023年前三季度，全国可再生能源（水、风、光、生物质发电）发电量2.07万亿千瓦时，约占全部发电量的31.3%。风电光伏发电量1.07万亿千瓦时，同比增长22.3%。

表2 截至2023年9月底全国累计发电装机容量占比及增长情况

新能源装机呈现快速增长态势。2023年前三季度，全国可再生能源新增装机1.72亿千瓦，同比增长93%，占新增装机的76%。其中，水电新增装机788万千瓦，风电新增装机3348万千瓦，光伏发电新增装机12894万千瓦，生物质发电新增装机207万千瓦。

（2）电力系统由源随荷动转向源荷智能互动转变

新型电力系统具有“广泛互联、智能互动、灵活柔性、安全可控”等技术特征。大规模新能源并网给电力系统带来了巨大挑战，尤其是源荷双侧随时波动影响电力电量平衡。电力系统中发电和用电瞬间完成，发电功率和用电负荷实时平衡，随机性的电源波动、负荷冲击形成的问题将对电力电量平衡产生极大影响。另外新能源接入电压支撑较弱，电力电子装置的快速响应特性，带来宽频振荡等与其相关的新稳定形态，需要更加灵活可控。

二、新型电力系统建设政策导向

随着我国能源转型深入推进，2023年以来，多个新型电力系统相关的重磅文件出台，从顶层设计、规划框架体系，以及发展路径等政策支撑下，新型电力系统以新能源为主体、电网灵活可靠配置、用电负荷多元互动、储能技术广泛应用的特征和优势越发清晰。

（一）顶层设计“先立后破”，逐步转向能源电力安全保供

新型电力系统的概念在2021年3月中央财经委员会第九次会议上首次提出，核心目的即要加速新能源建设，此后在《2030年前碳达峰行动方案》《“十四五”现代能源体系规划》等政策文件中，进一步将“构建新型电力系统”作为重点工作任务。2021年下半年，全国大范围的缺电现象使得国家层面开始调整对于能源电力顶层设计。2021年10月24日公开发布的《中共中央 国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》中延续了此前的表述，同样明确指出要“构建以新能源为主体的新型电力系统”，而且同时强调要“统筹煤电发展和保供调峰，严控煤电装机规模”。可见初期从顶层设计方面，我国对于新型电力系统的观念仍以新能源为核心，对于传统火电的态度依然处于偏压制的状态。

（二）开展基础理论研究及规划，新型电力系统建设进入全面推动阶段

2022年10月22日，党的二十大报告再次强调：“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”，这为新时代我国能源电力高质量飞跃式发展指明了前进方向，提出了更高的要求。紧接着，2023年1月6日，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》，全面阐述新型电力系统的发展理念、内涵特征，制定“三步走”发展路径，并提出构建新型电力系统的总体架构和重点任务。蓝皮书的发布有助于统一行业内外对新型电力系统的认识，也标志着新型电力系统建设进入全面启动和加速推进的重要阶段。

（三）各项专项政策更加细化，路径行动逐渐明晰

2023年4月24日，国家能源局发布了关于公开征求《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见（征求意见稿）》，提出了27条意见和建议，分别从源网荷储的能源链条，以及规划、设计、设备、建设、运维、市场管理、应急管理、安防的产业链条角度，提出了相应的针对性指导意见。

2023年7月11日，中央深改委第二次会议审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》。该文件是中央首份关于构建新型电力系统的专项文件，并首次在中央层面明确新型电力系统5大特征，标志着新型电力系统的顶层设计又向前迈出重要一步。

2023年9月21日，国家发改委、国家能源局正式发布了《关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》，明确提出“加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统”，并从源网荷储，以及从管理体系、标准制定、完善投资回收机制等角度分别提出了指导建议。至此，新型电力系统建设发展路径更加清晰。

（四）从实施层面，国资委督导央企推动新型电力系统建设落地

2023年11月16日，国务院国资委召开中央企业今冬明春保暖保供工作专题会时，再次强调“要完善长效机制，因地制宜推动调峰电源建设，加大技术创新投入，加快构建以新能源为主体的新型电力系统。”从实施层面，国资委加大了督导各央企加快构建新型电力系统的力度，将有效推动新型电力系统建设主体加快实践落地。

三、新型电力系统构建存在的问题

然而，电力系统转型过程中面临诸多改革任务，适应新型电力系统的体制机制亟待完善。

（一）电源侧：灵活性发电资源不足

近年来，我国可再生能源发展迅猛，其中风电光伏增速最快。2010～2022年间，风电装机量年复合增长率23.31%，光伏装机量年复合增速84.27%，发电量增速与装机量增速基本保持同步。未来伴随风光装机增长，新能源消纳问题将逐渐突出。风光属于波动性很大的不稳定电源，因此构建新型电力系统面临的首要问题就是解决灵活性电源不足。可再生能源亟需灵活电源作为辅助，而水电（包括抽水蓄能）和天然气是最佳灵活性调节资源，气电受限于成本与气源供应不足制约，抽水蓄能受限选址要求高且建设周期长，均无法大规模发展，目前只能依靠煤电灵活改造。尽管煤电灵活性改造技术成熟，但存在机组灵活性改造后长期低负荷运行，从而导致安全性和经济性问题。由于改造成本高、补偿不足，“十三五”期间，我国煤电灵活性改造规划目标仅完成了1/4。全国灵活性改造实际进展十分缓慢，甚至严重滞后于国家规划。

（二）电网侧：跨区域输电通道不足及互济能力偏弱

可再生能源装机占比高，受气候影响大。伴随着新能源大基地陆续开工建设，西北地区新能源装机规模已超过煤电，新能源反调峰特性突出，“夏丰冬枯、日盈夜亏”的情况不断加剧，负荷高峰时期电力供需紧张；西南地区虽是世界上规模最大的水电基地，但具有年调节及以上能力的水电站比重少，跨季调节能力差，电力供需丰枯、峰谷矛盾长期存在。然而，当前的跨区域输电通道主要以单向外送功能为主，双向互济能力偏弱。西部地区作为“西电东送”大基地，除重庆、西藏之外，外送电量占发电量的比重均在20%以上。长期以来，西部电网规划主要为大规模电力外送，特高压直流输电线路以跨省输出为主，返送能力偏弱。其次，可再生能源送出通道重载，下网电力承接能力不足。由于新能源时间上出力的不确定性和空间上装机分布的不均匀性，电网重要断面日内潮流变化剧烈、反转频繁，有可能导致一些通道重载、过载。

（三）用户侧：负荷侧资源参与系统调节的相关机制及基础设施不完善

一是健全电力辅助服务市场机制，适当增加辅助服务交易品种，满足系统不同时段的灵活调节需求；逐步扩大调峰容量市场，增加新的收益途径。二是合理扩大现货市场限价区间、建立容量补偿机制等市场化手段，有效疏导成本。三是提升系统调节能力的电价机制尚未形成。逐步完善市场化需求响应电价机制，激发负荷侧资源主动参与电力系统调节的积极性；完善跨省跨区电能交易机制，促进跨省区电力通道能源互济；出台并完善面向新型储能的市场化机制及电价政策。四是负荷侧新能源微网和高可靠性数字配电系统发展缓慢，用户侧分布式电源与新型储能资源智能高效配置与运行优化控制水平尚有待提高。此外，丰富各类参与主体，如储能、配售电公司、微电网、虚拟电厂甚至独立电力用户。从电源侧、电网侧、用户侧多措并举，充分调动挖掘各类灵活性资源潜力，以系统最优的电力规划理念引导源网荷储灵活性资源协调发展。

（四）储能侧：储能经济性与利用率不足

新能源电力间歇性、随机性、波动性的特征十分明显，储能是构建新型电力系统的重要支撑技术。但储能技术受制于经济性、安全性，商业化应用有待进一步开发。首先，当前储能成本高、经济性差，限制其大规模应用推广。其次，当前储能容量小，难以满足大规模能源储存需求。第三，储能技术还存在一定的能量损失，影响储能系统的综合效率。第四，部分储能技术存在一定的安全隐患，如可能引发火灾和爆炸等问题。

四、新型电力系统发展建议

为加快推动新型电力系统构建，提出如下建议。

（一）充分挖掘灵活性资源潜力

首先，持续推进煤电灵活性改造，制定合理的成本疏导机制，提高煤电灵活性改造的经济性。其次，未来抽水蓄能、天然气发电、储能、电网互济应协调互济。加快抽水蓄能电站建设及改造，因地制宜发展天然气调峰电站，引导新能源积极主动参与系统调节。抓紧完善储能产业政策体系、健全投资回报机制、研发关键核心技术等。再次，丰富电力需求侧产品种类，如鼓励负荷集成商将需求侧资源作为产品在辅助服务市场、容量市场、电力现货市场交易。挖掘需求侧响应能力，引导电动汽车有序充放电，发展多元灵活性负荷。

（二）积极规划建设跨省跨区输电通道及提升互济能力

结合“十四五”电力发展规划，加强规划建设跨省跨区输电通道规划建设，促进跨区绿电输送。依托存量输电通道配套建设新能源大基地和支撑性基础性电源项目的建设，进一步提升输电通道输送效率，促进可再生能源消纳。根据送受端省份资源禀赋和能源需求情况，规划建设新的跨省跨区通道建设。加快提高配电网数字化、智能化水平，满足负荷侧多种灵活资源顺利接入，促进分布式能源就近消纳。优化调度运行机制，共享储能资源。构建多层次智能电力系统调度体系，统一调度“共享储能”，实现储能在不同场站间共享使用。

（三）完善各种市场机制并丰富参与主体

首先，健全电力辅助服务市场机制，适当增加爬坡类、转动惯量、黑启动等交易品种，满足系统不同时段的灵活需求；完善辅助服务补偿机制，提高补偿标准，有效引导企业提升系统调节能力。其次，探索建立容量电价机制，有效疏导容量成本，合理体现容量价值。再次，完善需求侧电价政策，激发需求侧资源参与系统调节的潜力；完善跨省跨区电能交易机制，促进跨省区电力通道能源互济；出台并完善面向新型储能的市场化机制及电价政策。最后，丰富辅助服务参与者，如储能、配售电公司、微电网、虚拟电厂甚至独立电力用户。从电源侧、电网侧、用户侧多措并举，充分调动挖掘各类灵活性资源潜力，以系统最优的电力规划理念引导源网荷储灵活性资源协调发展。

（四）进一步攻关突破支撑新型电力系统构建的重大技术

目前适应我国新能源消纳的电网调度运行创新机制还未建立，现有信息化技术未能充分满足新能源功率预测与控制、可控负荷与新能源互动等需要，送电功率灵活调节技术、多能协调控制技术、新能源实时调度技术等新能源消纳平衡技术亟待加强。建议深入研究先进的发电预测及调度运行技术，提高新能源接入系统运行水平。创新核心技术研发，如积极开展CCUS技术研发、大功率柔性输变电装备、长时储能、大型燃气轮机、关键元器件等支撑新型电力系统构建的技术、装备、材料，提高构建新型电力系统的技术支撑能力。

五、未来新型电力系统发展趋势预测

未来新型电力系统发展有以下几点关注趋势：一是短期内新能源消费占比有望提前实现；二是火电灵活性改造和需求侧管理平台需求激增；三是新能源基地外送通道建设将迎来高峰；四是储能、能源数字化等技术发展预计提速。

（一）到2025年非化石能源消费占比有望提前实现

根据《“十四五”现代能源体系规划》，到2025年，非化石能源消费比重提高到20%左右。自“双碳”目标提出后，我国可再生能源装机增长明显提速。自2023年6月突破13亿千瓦装机后，全国可再生能源再创新高，截至2023年10月已经突破14亿千瓦，达到14.04亿千瓦，同比增长20.8%，约占全国发电总装机的49.9%。随着风电光伏持续快速发展，当前可再生能源装机规模已经超过煤电，回顾2020年我国非化石能源消费占比15%左右，根据国家能源局发布的《2023年能源工作指导意见》预计2023年非化石能源消费占比约18%左右，那么非化石能源占比距2025年的目标仅差2%。按照当前增速，预计20%的目标有望提前实现。

（二）火电灵活性改造和需求侧管理平台需求激增

综合考虑灵活性电源的技术经济性，煤电灵活性改造为优选。煤电灵活性改造方面，《全国煤电机组改造升级实施方案》中提及“十四五”完成灵活性改造2亿千瓦。根据电规院发布的数据显示，截至2022年，我国煤电“三改联动”改造规模已超4.85亿千瓦，灵活性改造已完成1.88亿千瓦。迫于当前新能源快速发展及“双碳”目标的倒逼，到2025年灵活性改造将提速。此外，根据2023年5月出台的《电力需求侧管理办法》（征求意见稿），到2025年各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%～5%。2023年9月15日《电力需求侧管理办法（2023年版）》正式印发，自2023年10月1日起施行，2024年将迎来电力需求侧管理平台的建设高峰。短期内，灵活性调节电源仍旧以煤电灵活性改造、抽水蓄能调节为主。长期看，储能和需求响应将成为主力，且随着电动汽车参与灵活性调节比重及分布式能源逐步提升，电力需求侧响应成为长期发展的主要潜在力量。

（三）新能源基地外送通道建设将迎来高峰

我国西部、北部地区拥有80%以上陆地风能、60%以上太阳能和70%以上水能资源，而全国70%负荷集中在中、东部地区，形成我国原生资源与用电负荷逆向分布，亟需跨区域输电。国家能源局2022年1月在《关于委托开展“十四五”规划输电通道配套水风光及调节电源研究论证的函》中首次提出建设“三交九直”12条特高压通道配套水风光等能源基地，其中10条特高压明确匹配风光发电基地。第二批风光大基地总计建设455GW，其中外送315GW；预计“十四五”完成建设200GW、外送150GW，因此特高压建设刻不容缓。特高压工程从核准至投运全程周期约2年。截至2023年8月底，已核准开工4条特高压直流，目前“十四五”期间剩余待核准开工10条，行业需求持续高增。根据新能源大基地建设进度，预计“十五五”期间还需开工25条特高压。大型风电光伏基地建设将提速，预计2024～2025年有望迎来核准和确收双高峰。

（四）储能技术、能源数字化等技术发展提速

多技术路线规模化发展，以满足日内平衡调节需求。我国已建成投运的新型储能项目装机位居全球前列，新能源发电的稳定性调节能力进一步增强。根据《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达30GW以上；到2030年，实现新型储能全面市场化发展。中关村储能产业技术联盟（CNESA）的数据显示，截至2023年9月底，中国已投运电力储能项目累计装机规模75.2GW，同比增长50%，新型储能项目累计装机规模25.3GW/53.4GWh，容量规模同比增长267%；2023年前三季度，国内新增投运新型储能项目达25.5GWh，同比增长920%。按照此增速，到2025年，新增储能有望提前实现。此外，未来随着能源数字化技术的不断发展，新型电力系统将实现更加智能化的管理。通过智能化技术，可以更好地监测和管理电网的运行状态，提高电网的可靠性和稳定性。