未来15年构建新型电力系统的展望-北极星售电网

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煤炭和煤电多年来一直是我国的能源与电源的主体。2020年，我国能源消费总量为49.8亿吨标准煤，煤炭占比56.8%。2018年以前，煤炭消费量一直占全国能源消费量的60%以上。2020年，全国发电装机22亿千瓦，全国发电量7.78万亿千瓦时，其中，煤电装机全国占比为49.5%（首次低于50%），煤电发电量全国占比为60.8%（之前该指标均高于62%）。可见，当前我国的电力系统，是以煤电为主体电源、输煤输电并举为主逻辑，历经几十年大规模投资形成的数十万亿元的电力基础设施资产体系。我们不可能完全脱离开如此庞大的存量“碳基资产”去另建设一套。新型电力系统建设除了面临新增投资的问题，还将面临更加复杂的沉淀资产处置和改造升级问题。如何有效利用这些资产价值，是一个直接关系到新型电力系统建设成本和未来社会经济发展成本的重大问题。

（来源：微信公众号“先思录” ID:foresight-thinking 作者：尹明）

构建新型电力系统对我国能源电力央企国企提出新课题。近些年随着新能源发展的“大火”，特别是在我国“双碳目标”提出后，各大型发电集团，甚至油气央企等纷纷将新能源列为核心业务。但是我们需要注意的是，长期以来，我国发电和电网企业，甚至大型电力用户的生产、运营和调度、管理等很多方面，都是建立在这个以煤电为主体电源、输煤输电并举主逻辑基础上的。做惯了动辄几十亿、上百亿能源电力工程投资的央企国企，如何适应规模只有几个亿或几千万的风电、光伏发电投资？风电、光伏发电建设周期短、项目数量多，设备和材料相关价格受上游市场波动影响大，对央企国企的成本管理、项目管理、绩效考核等方面都有影响。向以新能源为主体的新型电力系统转型，也势必深刻影响大型能源电力企业，特别是央企国企的战略方向、业务构成、组织架构、管理体系等。这既是企业管理者面对的新课题，也是国资国企管理者面对的新课题——在新型电力系统中，能源电力国资国企该如何监管？

重视风电、太阳能发电规模化发展对土地资源的占用问题。地面式太阳能发电容量与土地面积（含租地和征地）占用成正比，大规模上容量就意味着大规模增加土地占用量。风电需要增加机位实现增加容量，与土地占用关系也较紧密。而火电厂容量与土地占用没有显著的正比关系。据统计，两台百万千瓦煤电装机电厂占地约49公顷，即49万平米（两台66万千瓦煤电厂占地约44公顷，44万平米；两台35万千瓦煤电厂占地23公顷，23万平米），单位千瓦占地面积约为0.33平米/千瓦。光伏发电通常每千瓦占地约10平米左右（没有考虑集电线路和场区用地等，依此测算出的占地面积比实际情况偏小，但仍有参考价值）。光伏发电单位千瓦占地面积是煤电的33倍。从单位土地产出上看，考虑到，煤电的发电小时数通常是光伏发电的3.5~4倍，即使取光伏发电上网电价是煤电的1.5倍（实际低于此数），测算下来，煤电的单位土地发电收入是光伏发电的110倍。对于风电，也有类似问题。从经济学角度看，规模化发展新能源发电更适合于土地资源不仅紧张、土地经济价值较低的地方。但在土地稀缺前提下，碳税、碳交易或是其他机制基本扭转这种由物理特性造成的差距。未来在东部地区，土地稀缺性与新能源发电规模化发展之间将呈现日益突出的矛盾。这就是经济发展与自然资源禀赋之间的矛盾，也是中国能源发展不能完全照搬人稀地广并已经去工业化后的西欧大平原或北美大平原方式的原因之一。

笔者认为，新能源的主体地位体现为其对电力系统发展形态、投资逻辑和运行规则的深刻影响。新型电力系统的发展形态将呈现为大规模集中式与小规模分散式协调并存，新能源与传统能源协调并存，如源网荷储一体化新能源开发利用模式，以消纳新能源为主的局域电网和微网等将不断涌现。投资逻辑将统筹考虑电力市场与碳市场的“双重市场”影响，绿色金融将发挥重要作用。运行规则将呈现为集中调控与分散调控相协调，新能源发电的权利与责任相统一，即新能源发电发展一定规模时，也需要承担系统安全稳定运行的责任。新型电力系统中新能源主体地位，不能被片面地理解为新能源发电装机占比、电量占比都必须超过某些具体数字才可以。新能源的主体地位更多强调的是对电力系统“逻辑和规则”的影响。新型电力系统将按照新的“逻辑和规则”建立起新的技术体系、管理体系、市场体系和政策体系。

基于以上分析，笔者对于未来15年的新型电力系统有以下展望：

在电源上。煤电仍将是发挥“系统基石”作用。东部地区将以煤电+CCS或CCUS、核电、海上风电、存量气电和分布式光伏发电为主；西部地区将以基地式煤电、基地式风电和光伏发电、水电为主，川渝地区依托本地页岩气资源发展气电。

在电网上。西电东送、北电南输大通道继续增加，全国联网形成。东部地区各省局域电网不断完善，微网加快发展。各地电网智能化水平不断提高。源网荷储友好互动能力不断增强。

在用户侧。电能替代水平和终端用电的电气化水平不断提高，需求侧响应、虚拟电厂等灵活性资源不断增加，用户用电行为与系统供需情况、价格信号作用紧密，用户与电网、电源之间形成友好互动。电力系统的安全性、可靠性与用户用电的经济性更加一致。

其他方面。电化学储能技术加快成熟，规模化应用推动成本持续降低。电动汽车加快向乘用车领域渗透，退役动力电池得到妥善处理。氢能和CCS、CCUS等技术将在无法实现电能替代的领域发挥作用，加快这些领域清洁、脱碳发展。

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未来15年构建新型电力系统的展望

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