新型电力系统：从“单干”走向“抱团”

进入2021年，碳减排成为中国社会各界关注的热词，因为这不仅是中国政府对国际社会的庄严承诺，更是各行各业实现迭代升级的绝好机会。

（来源：微信公众号“能源评论•首席能源观”  ID：CEO_ER  作者：张越月 王伟）

在今年全国两会上，不少代表委员结合所在行业，提出了落实“碳达峰、碳中和”的建议。这些建议已经得到政策层的重视和反馈，从以下两个信号就可以看出来。

一个信号是《政府工作报告》的修改。在报告的81处修改中，有37处都与“碳达峰、碳中和”直接相关。负责该项工作的国务院研究室党组成员孙国君说，这个数字比去年多出一倍。

另一个信号更直接。在全国两会后不久召开的中央财经委员会第九次会议上，习近平总书记部署“碳达峰、碳中和”工作，明确提出要构建清洁、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。

其中，最引人关注的无疑是“以新能源为主体的新型电力系统”。这是一个新提法，它既点出了减碳的路径，又明确了新能源、储能和电网三者的关系，即形成合力、抱团发展。

新能源：渐成主力

对电力行业而言，“新型电力系统”并不陌生。

2018年，中国科学院院士、中国电科院名誉院长周孝信曾发表题为“新一代电力系统与能源互联网”的主旨演讲。演讲中，他提到了“新一代电力系统”的四个特征，其中第一个特征就是“高比例的可再生能源”。

第二次出现更正式。在2020年12月21日《新时代的中国能源发展》白皮书发布会上，国家能源局法制和体制改革司司长朱明回答记者提问时表示：“要解决消纳问题，首先要加快构建适应高比例可再生能源发展的新型电力系统，也就是新一代电力系统。”

然而，这两次对“新型电力系统”的描述，强调的都是“适应高比例可再生能源”，而非“以新能源为主体”。

事实上，“以新能源为主体”的新提法既有传承，又有创新。

传承之处在于目标，即清洁、低碳、安全、高效。同时，这个目标更明显有利于以风电、光伏为主的新能源。

国家发改委能源研究所高级顾问韩文科认为，“以新能源为主体”的提法更到位、目标更明确。比如，对于“高比例的可再生能源”的比例高到多少，各方观点也不尽相同，而且煤电总会留一些尾巴。“以新能源为主体”的提法，意味着化石能源基本被排除掉，未来新能源将成为绝对主力。

落基山研究所中国电力组总监刘雨菁也持有类似的观点，她认为，新能源在未来的电力系统中做主体、主力是必然方向，此次提出的“以新能源为主体”是一个更确定的概念。

创新之处则在于强调的重点。

一位新能源业内人士指出，“适应高比例可再生能源”的提法，更强调供应，也就是强调其他环节要适应发电环节的变化。但“以新能源为主体”的提法，则把发电、储能和用电都包含进来，强调共同塑造一个综合的新型电力系统。

也就是说，在未来的电力系统中，并不是谁适应谁、谁配合谁，而是大家一起抱团干大事，助力我国实现“碳达峰、碳中和”的目标。

也有专家指出，新能源在能源系统中的地位演进，经历了从主导、主体到主力的过程，因此新提法还需要进一步细化。

华南理工大学电力学院教授陈皓勇认为，“以新能源为主体”的提法需要从两个层面明确：一是新能源的类型包括哪些一次能源；二是主体地位是指发电装机占主体，还是发电量占主体？后者的难度更大，因为这要求电力系统的一些运行调度技术发生革命性的变化。

还有业内人士建议，讨论“新型电力系统”的主体能源比重，一定要明确具体的约束条件，尤其是要考虑经济性和成本问题。因为所有重大政策、重大工程的落实，只有开始考虑能力与目标的适配性，以及成本分担与投资问题，才有望落实。

储能：跻身一线

“新型电力系统”提出后，各大券商迅速推出相关研报，除了继续唱高新能源板块，还用了不少篇幅分析了储能概念，并进行了大胆预测。

光大证券的研报认为，随着新能源成为主体能源，逐步替代火电增量，电网的稳定性亟需大量储能，配置比例和备电时长将提升。特别是在碳达峰后，储能或将在电网侧替代火电存量，承担调峰调频主力的职责。

中金公司的研报指出，考虑到可再生能源的日间、时段间波动性，包括电化学储能在内的电网平衡能力建设将成为未来能源规划的核心命题。

国信证券则直接测算了我国的储能市场空间：到2025年，我国大部分地区用电侧储能可实现平价，储能市场空间或达6500亿元；到2030年，我国大部分地区光储结合可实现平价，储能市场空间可达1.2万亿元以上。

市场之所以对储能抱有很高的期望，原因在于储能无可替代的调峰能力。但下一步，储能能否从配角跻身一线，和新能源、电网抱团前进，还要看它能否实现以下几个目标。

首先，要保证能用。

当前，一些地方已经提出可再生能源配套储能系统的政策方向，但由于并未明确储能准入门槛，利用低水平储能系统建设和并网的可能性就会存在。

中关村储能产业技术联盟政策研究经理王思认为，在落实配套项目之前，先要明确项目准入技术标准，以保证储能安全可靠应用。

其次，要保证用好。

从去年开始，不少省份已要求为新能源电站配置一定比例和一定持续时间的储能系统，但鲜有对高比例可再生能源体系下电力系统储能需求的基础分析，导致配置比例和储能时长存在不合理设计的问题。

要解决这个问题，王思认为，应引导各地做好不同可再生能源发展情景下的储能需求测算，才能确保增设储能系统能够得到全面利用。

再次，要保证敢用。

敢用的首要条件是不亏本，最好能获得应有的收益。但当下，由于技术、政策等原因，储能成本价格也较高，这显然不利于储能在未来主动参与电力系统服务。

对此，王思建议，要从短期和长期两方面入手：短期内，在电力市场和价格机制尚无法反映配套系统应用价值的情况下，有必要出台过渡政策支持可再生能源与储能协同发展，比如实施与碳交易市场相结合储能配额机制，提高“绿色电力”认定权重；长期看，可再生能源发电价格和储能配套成本还应由受益方即各类用户进行支付，即“谁受益谁买单”，最终通过市场化长效机制，实现“绿色价值”的成本疏导，让电力价格反映真实的成本。

刘雨菁也指出，储能特别是电化学储能，只是解决系统灵活性问题的途径之一。事实上，解决系统灵活性的方法还有很多，如需求侧响应、风光精准预测等，这些途径可挖掘的潜力也都很大。

电网：核心环节

和处在热议中的储能不同，电网已经有了具体的落实行动。3月19日，国家电网有限公司宣布，“十四五”期间积极推动抽水蓄能电站科学布局、多开多投，力争在新能源集中开发地区和负荷中心新增开工2000万千瓦以上装机、1000亿元以上投资规模的抽水蓄能电站。

电网企业的这一举措，恰好符合招商证券此前的分析：将加大投资储能，以降低撮合实时波动的电力需求与供给的难度。

作为“新型电力系统”的核心，电网加大对储能的投资是在为抱团发展扫清障碍，并为行业发展创造机会。但多位业内人士一致认为，从短期看，挑战大于机遇，特别是在成本、路径和意识方面。

挑战之一，是系统成本如何疏导。

刘雨菁认为，在新型电力系统下，电网既要消纳更多的可再生能源，又要保证电力安全供应的底线，这就可能会产生一些额外成本，如储能。在目前的技术水平下，投资储能等设施的成本仍然较高，特别是电化学储能、空气压缩储能等适用范围更广的项目。而这些成本无法向下游疏导，需要系统考虑如何消化。

挑战之二，是发展路径尚待探索。

当下，很难找到和我国体量相当、又建成“新型电力系统”的国家。因此，欧洲某些国家的经验可以借鉴，但不能照搬。这就意味着，电网企业需要“摸着石头过河”。

一位新能源行业专家指出，最需要探索的路径，是如何让电网的整个骨干网架、配电网适应新的系统。在“以新能源为主体的新型电力系统”中，新能源必然会大量增加，同时电网需要提供的备用容量和支撑能力也要提升，在这样的情况下，电网如何用合理的成本完善“毛细血管”，让配电网系统的建设在成本效益方面得到最优解，需要尽快出台方案。

挑战之三，是理念意识亟须调整。

出于效率、安全、成本等方面的原因，我国电力系统目前仍是以化石能源为主体。尽管近年新能源发展较快、装机不断增长，但截至2020年年底，新能源发电量仅占整体发电量的9.5%。

韩文科认为，未来电力系统的发展模式、组网方式都要根据“以新能源为主体”的要求调整，要改变的除了技术，还有理念和意识。在调整转型过程中，电网保障电力供应的任务也不能放松，因此这种创新对电力系统的挑战会非常大。

一位业内人士表示，当下，最重要的工作是补短板，“新型电力系统”需要从技术上兼容更高比例的绿电渗透率，也需要电力体制改革配套推进。在“碳达峰、碳中和”目标下，要建立和完善与“新型电力系统”相适应的体制机制：一是电力市场，需要完善深度调峰辅助服务（而非传统意义上的辅助服务）和其他灵活性资源交易品种；二是碳排放权交易市场，需要深入研究碳排放权与碳金融、绿证、电力市场、可再生能源配额制等之间的关系，并力争在体制机制方面有所突破。