构建以新能源为主体的新型电力系统：愿景与现实路径

3月15日，中央财经委员会第九次会议召开，包括实现碳达峰、碳中和的基本思路和主要举措等重要主题。会议指出，“十四五”是碳达峰的关键期、窗口期，要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。

（来源：微信公众号“奇点能源” 作者：王康）

全新提法，意味着新能源地位的进一步提升，未来的电网建设、常规电源发展、电力市场机制的建立都将服务于这一主题，也重申了可再生能源发电对于实现双碳目标的中心作用。但未来处于主体地位的新能源，与作为能源互联网中枢平台的电力系统如何协同发展，仍面临很多的问题和挑战。

01需要解决的关键问题

2020年，我国新能源总装机取得突破性进展，全年新增装机约1.2亿千瓦，截至年底新能源装机达到5.3亿千瓦，比例超过24%，但离“主体”定位仍差距较远。然而从当前形势来看，新能源的发展并非坦途，至少面临以下问题的挑战：

图1 我国电源装机规模示意图

（一）资源开发与送出问题

当前，新能源开发呈现出集中式与分布式并重的趋势。

1.新能源基地接入与送出限制要实现到2030年，中国风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上的目标，新能源开发重心必将继续转向西部地区，大基地、特高压送出为其主要形式。电网公司加大了特高压通道的建设力度，但新能源的超大规模发展，同时受新能源接入和送出系统安全稳定约束，送出通道问题估计将持续困扰新能源的开发。

特高压通道的输送能力和新能源输送比例经常被诟病，但有其深层次原因，一方面是新能源设备发电小时数有限，另一方面受多方面的电网安全稳定约束。其中一个重要的安全稳定因素，是高比例电力电子设备系统短路比要求，一方面并网点短路容量与接入的新能源容量之比不得低于运行限值，另一方面直流送出通道也需满足短路容量比要求。这其中隐含着一定悖论，接入和输送大功率的新能源，需要送出侧有较强的交流系统支撑，而在新能源基地配套一个强大的交流系统，会造成火电机组的增加和投资的无限制增长。

2.分布式新能源受资源限制。与集中开发方式相比，分布式开发方式更容易与新能源低能量密度特点相匹配，同时能够实现就地就近消纳，降低能源大范围传输（运输）的高投入和高损耗，提升能源供应安全，缓解能源生产与负荷逆向分布的矛盾。近年来，分布式新能源特别是分布式光伏受到广泛重视，逐渐成为重要的发展趋势，但因受建筑屋顶以及中东部土地资源限制，经过几年的开发，优质的工商业项目竞争比较激烈。尽管2020年新增分布式光伏达到15.5GW，但其中户用超过10GW。随着各企业纷纷进入，分布式新能源开发难度可能继续增加。

图2引自：中国光伏行业协会，中国光伏行业2020年回顾与2021年展望

（二）电力系统发用电平衡与发电充裕度问题

新能源为主体的电力系统中，随机性、间歇性的电源成为主力，而在用户侧随着电动汽车、空调等间歇性负荷的比例日益增长，发电侧和用户侧“双尖峰”特性日益明显，两方面挤压火电、水电等常规电源，对于电力系统实时平衡提出了更大挑战。

得州大停电和我国部分省份拉闸限电问题，引起了全社会的大讨论。新能源比例增长到一定程度，在没有其他调节机制的情况下，必然造成两个极端：一方面是新能源富裕时段电力供过于求，火电压出力问题更加尖锐；另一方面是负荷尖峰叠加新能源小发方式下，电力供应严重不足。没有合适的市场机制，电力系统有效容量和电量之间失衡的问题将更加突出。

（三）电力系统整体安全稳定问题

新能源为主体的电力系统，更加呈现高比例可再生能源、高比例电力电子设备的“双高”特征，系统转动惯量持续下降，调频、调压能力不足，加之直流系统电压、频率、电流耐受能力差，因电网扰动造成的直流系统故障可能频发，导致连锁反应造成系统失稳的概率增大。

当前，虽然有技术手段在直流侧进行惯量模拟，但尚无法在根本机理上进行解决。交流电力系统具有较强的“自愈能力”，简单来说就是交流设备之间通过同步的交流电磁场进行强耦合，在功角、电压发生扰动后，相互之间的作用力能将发生偏离的设备拉回平衡状态，可以说交流系统能够齐心协力寻找全局平衡状态。而接入交流系统的直流设备，本质上是电气上的孤岛，不能形成同步磁场的强耦合关系，无法成为电力系统功角和频率稳定的平衡器。针对局部直流系统的优化控制，都是在外部信号驱动下的局部控制，并不能感受电力系统的全局变量（这种全局变量通过交流电磁场传递），无法像交流电源一样为电力系统的“自愈”作出贡献。

另一方面，电力系统仿真是进行安全稳定分析的重要工具，为电力系统规划、方式安排提供重要的依据。但随着新能源接入造成计算节点激增，以及新能源功率具有随机特性，给设备建模和系统仿真带来重大挑战，“新能源为主体的电力系统”越来越难用传统的方法进行分析。

（四）价格疏导机制缺失

国家对于降电价的总基调，限制了有利于新能源发展的市场机制设计，国外经验表明新能源开发与消纳的高投入将导致终端电价的上升，以低能源成本为约束的能源转型具有较大难度。当前，辅助服务市场和现货市场机制作用发挥有限，对于多种形式的储能准入以及电力系统灵活性资源的激励不足；电价上限较低，电力短缺情况下容量稀缺价值无法体现，扭曲了容量价值，制约了发电机组有效容量方面的投资；碳交易市场流动性低，CCER抵消份额小，制约新能源低碳价值发掘。

02现实路径

构建以新能源为主体的新型电力系统，体现了用系统思维解决新能源发展问题的思路，就此提出几点不成熟的路径建议：

1.建立更为健全的市场机制。一是将不同电源的多种价值显性化，促进电源发展的合理匹配。新能源、储能、常规能源在边际成本、减碳价值和容量价值方面差别较大，仅靠电能量价格无法综合反映，不利于多电源的平衡发展。需要建立和完善容量市场、碳交易市场并形成良性循环，客观尊重能源转型规律，允许向用户侧进行合理成本疏导，既保证电量的充足，又保证容量的充裕度，实现能源电力低碳发展和安全发展兼得。二是将现货市场作为重要的平衡手段。由于新能源的随机性和间歇性，以大电网调度为主的集中平衡方式可能不再适用。随着新能源电力、电量占比持续快速增长，新能源广泛参与中长期交易、现货市场交易是大趋势。尽快完善现货市场交易机制并扩容，发挥新能源厂站分散预测和分曲线报价的优势，通过中长期交易+现货市场并轨协同，有效进行分时供需平衡；建立日内实时平衡机制和放开价格浮动，有效对偏差部分进行削减，是促进电力平衡的重要手段。

2.多种新型储能方式协同发展。电网调峰手段多种多样，以新能源强制配储能的方式，也许能快速提升新能源的调节性能，也能快速培育和壮大电化学储能行业，但容易造成资源错配，造成新能源发电成本高企。长期来看，利用辅助服务市场、容量市场，在市场环境下将新能源电站适当纳入偏差考核，促进新能源企业通过配置储能设备、加强出力预测或开展发电权交易进行自我平衡，更有利于降低新能源发电的系统平衡成本。在电力电子设备比例较高的新型电力系统中，应重视抽水蓄能、火电灵活性改造、调峰气电、压缩空气储能等交流灵活性资源开发，提升系统调峰能力的同时，兼顾交流系统安全稳定性的增强。

3.通过能源数字化带来电力系统运行与交易重构。以新能源为主体的新型电力系统，主体更加多元，能源生产具有不确定性，能源流向更加多样，需要利用数字化、智能化技术对运行与交易进行支撑。首先，在电网运行仿真方面，新能源电站激增造成计算维度的指数级增加，以及间歇性能源和电力电子设备带来更大的随机性和复杂性，引入云大物移智链技术，将传统分析方法与人工智能方法结合，可能成为新型电力系统模拟仿真和安全裕度计算的发展方向。其次，通过全面信息的感知、海量数据库的建立以及知识发现，在全网一盘棋的电力市场中，交易主体的关联性比其他商品市场更强，获得更多的数据和信息，并依靠人工智能生成最优的决策，是未来电力市场交易的生存之道。

4.建立协商共建的社会共识。构建以新能源为主体的新型电力系统目标已经设定，但具体发展路径肯定是见仁见智。由于专业分工和在系统中的站位不同，源网荷储侧有着不同的利益诉求和观点表达。当前电源结构和电力体制同时发生深刻变化，需要设备企业、发电企业、电网企业和政府协同一致，形成系统意识和安全稳定意识，就技术创新、市场机制和信息共享等方面形成共识，搭建新能源健康发展的社会环境。