新型电力系统建设加速推进 路径行动逐渐明晰

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”，保障国家能源安全，是国家层面首次从电源来源结构、电力安全保障、市场运行、政策手段、技术手段等方面明确了新形势下新型电力系统应具备的“五大特征”，强调新型电力系统的安全和转型，以及深入市场机制改革，为新型电力系统建设注入新的活力。

8月8日，在中国能源研究会和中国电力企业联合会主办、自然资源保护协会（NRDC）协办的“电力低碳转型年会2023”上，专家学长与企业代表从新型电力系统建设路径、区域转型路径和企业转型实践以及电力系统灵活性提升等角度，探讨了清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统的建设举措，在“碳达峰”的“十四五”这个关键期窗口期，为电力发展建言献策。会上同时发布了《构建新型电力系统路径研究》、《“双碳”目标下中国区域电力低碳转型路径研究》和《大力提升电力系统灵活性促进西北区域新能源高比例发展》报告。

新型电力系统建设已进入全面加速推进阶段

(相关资料图)

中国能源研究会理事长史玉波指出，在“双碳”发展战略和新型能源体系建设的大背景下，构建新型电力系统是当务之急。目前新能源迎来跨越式发展的历史机遇，正在经历从“补充能源“到”主体能源“的转变。在既要保障量的合理增长、又要保障质的有效提升的前提下，需要实现传统电力系统向新型电力系统的稳定过渡，加快适应新型电力系统的体制机制改革、技术创新和商业模式变革，打造综合能源系统，全面提升新型电力系统的弹性灵活性和互联互济等关键能力，并且更好地接纳新出现的风光储、虚拟电厂等市场主体。

中国电力企业联合会党委书记、常务副理事长杨昆表示，我国新型电力系统建设已进入全面加速推进阶段，风光装机连续多年位居全球第一，电气化水平位居世界前列，市场化改革进程加速、市场活力显著增强。但同时也面临着艰巨的任务，电力系统的双高甚至多高特性更加凸显，关键技术亟待攻关突破，调节型、支撑型资源的成本疏导机制有待进一步完善。为积极推动新型电力系统建设，需要不断完善相应体制机制，促进电碳市场协同，加强电力系统标准与数字化应用的统筹协调。

电力是我国最大的碳排放部门, 2022年电力行业碳排放增长虽有所放缓，但仍同比上涨了2.6%。自然资源保护协会北京代表处首席代表张洁清表示，面对气候变化的严峻形势，电力行业所面临的低碳转型任务繁重且紧迫。构建新型电力系统是建设新型能源体系的重要内容，是一项复杂而艰巨的系统工程，点多面广、时间跨度长，需要统筹谋划路径布局，科学部署、有序推进，需要源网荷储各环节共同发力，相互支撑和联动。

建立碳排放责任机制与技术创新可为两大支撑

实现“碳达峰碳中和”、建设新型能源体系的过程中，新型电力系统具有极为重要的地位和作用。

电动汽车、建筑和工业负荷等用户侧存在海量的柔性和弹性资源，对此，中国工程院院士、清华大学建筑节能研究中心主任江亿提议通过建立碳排放责任机制来支撑新型电力系统的建设。海量的用户侧资源在传统的统一调度方式下很难实现被精准调控，亟需激活它们的“自律式”调节方式。碳排放责任机制一方面确定用电终端和电源侧应承担的碳排放责任，以进入碳交易平台；另一方面以动态碳排放责任激励用电终端参与电力调节，从而实现用电“低碳化”。基于电源侧和消费侧的不同特点，碳排放责任机制可以实现一手抓效率一手抓总量，在电源侧通过强度控制降低度电碳排放量，在消费测通过总量控制降低用电导致的碳排放总量。

全球能源转型实践证明，资源依赖会导致成本上升，而技术依赖会带来成本下降。中国能源研究会常务理事李俊峰认为新型电力系统建设要实现从资源依赖转变到技术依赖。资源推动型的发展模式，随着资源的稀缺甚至枯竭，必然导致成本增加、发展后劲不足，是不可持续的模式；技术推动型发展模式所依赖的技术是不断进步的，随着叠加和积累，可以实现发展成本下降，是可持续的发展模式。未来支撑能源和电力技术创新的两大因素是能量与算力，能量质量的提高和成本的降低可以改变人们制造工具的思维逻辑，而算力水平的提高可以大幅度提高生产效率和服务水平。

“双碳”目标下构建新型电力系统路径多项成果出炉

中国能源研究会能源政策研究室主任、北京师范大学教授林卫斌介绍了《构建新型电力系统路径研究》中的主要成果。研究团队提出构建新型电力系统的“三步走”战略和发展路径。第一阶段（2020-2030年）新能源占比逐步提高但仍以煤电为主体。预计风光发电占比将从2020年的9.3%提到2030年的22.5%左右，同期煤电占比从61.3%降到47.5%左右。在这一阶段，风电开发建设仍以大型风电基地建设为主，光伏发电进入加速部署期；严控煤电发电量，存量煤电进行灵活性改造。

第二阶段（2030-2045年）初步建成以新能源为主体的新型电力系统。预计风光发电占比将继续提高到2045年的43.4%左右，同期煤电占比降到23.4%左右，电力系统进入系统变革阶段。在这一阶段，风电发展逐步转向以区域内就地消纳利用为主，支持海上风电实现跨越式发展；光伏发电逐步转向光储充一体化供电、光伏直流微网供电等就地利用方式；煤电进入加速低碳转型阶段，推动“煤电+CCUS”等技术产业化。

第三阶段（2045-2060年）新型电力系统逐步成熟。预计风光发电占比将继续提高到2060年的62.0%左右，同期煤电占比持续下降到4.0%左右。在这一阶段，形成陆上大型风电机组集中式开发、小微型风电机组分散式开发利用和海上风电集群开发与多能转换利用格局；光伏发电“产销者”模式成熟；完成改造的煤电机组与其他灵活性资源共同承担系统灵活调节任务，未改造煤电机组完全退出；数字革命与能源革命深度融合发展，各类主体深度参与、高效协同、共建共治共享的能源互联网生态圈全面建成。

中国电力企业联合会规划发展部主任张琳分享了《“双碳”目标下中国区域电力低碳转型路径》。研究团队在全国一盘棋思路下对华北、华东、华中、东北、西北、西南、南方7个区域的转型基础进行分析，认为中国能源资源禀赋与用电负荷逆向分布、区域电力低碳发展呈现差异化特征；各区域应梯次有序实现电力碳达峰，支撑新能源逐步成为新型电力系统的主体；应规划设计差异化的区域低碳电力建设模式，推动形成可落地实施的重点举措。

在此基础上，报告提出推动区域电力低碳转型的六项建议：（1）促进区域内外电力低碳转型的规划协同，优化送端区域各类清洁能源开发建设时序，加强电源电网规划协同，强化煤电发展布局、规模和节奏。（2）加强区域绿色电力消费的政策引导。综合考虑区域产业结构、能耗水平，分类设定最低可再生能源总量消纳责任权重及激励责任权重。（3）强化区域电力低碳转型的投融资支持。发挥现有基金和绿色金融产品拉动作用，支持区域电力低碳转型示范项目，探索发展区域清洁低碳电力供应链金融。（4）推动加强区域电力低碳转型的技术创新。支持多地共建具有区域特色的技术研发平台，支持电力低碳转型融通创新，引导电力低碳转型重大关键技术差异化布局。（5）推动加强区域电力低碳转型的市场机制创新。以南方区域、长三角等经济基础好、市场化程度高的典型区域为先导，分步建设区域一体化市场，整体作为交易单元参与全国电力市场。（6）推动加强区域电力低碳转型的商业模式创新。健全大基地联合开发、跨区域项目投资主体多元化等合作机制，发展共建零碳电力产业园区和飞地经济等区域利益共享模式。

中国能源研究会双碳产业合作分会副秘书长张葵叶介绍了《大力提升电力系统灵活性促进西北区域新能源高比例发展》的研究成果。报告提出，西北地区风光资源丰富，新能源已经成为西北电网第一大电源，研究如何提升西北地区电力系统灵活性对构建新型电力系统意义重大，但是西北电力系统灵活性提升面临多重挑战，主要包括灵活性资源发展成本居高、跨区域输电通道灵活性及互济不足、负荷侧资源参与系统调节的相关机制及基础设施不完善、储能利用率与经济性不足、市场调节资金来源和规模受到限制等。为疏导灵活性提升成本，报告基于西北情况设计了成本疏导机制，包括设计容量补偿与容量市场机制、完善跨省跨区电能交易机制、进一步拉大峰谷分时电价比例以及合理拉大峰谷价差提升储能盈利空间等。

“构建新型电力系统路径与机制”“多措并举大力提升电力系统灵活能力”“践行低碳理念，共促企业转型”三场分论坛上，与会专家们分享了电力企业的低碳转型实践，并共同探讨促进高比例可再生能源与需求侧资源协同发展，实现电力部门的绿色低碳转型和经济可负担的转型的有效路径。

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