郭剑波院士：新型电力系统面临的挑战以及有关机制思考

“双碳”目标的背景及我国能源结构分析

习近平总书记在第七十五届联合国大会讲话中宣布：中国将采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。中国的承诺鼓舞了世界，此后，有关“双碳”目标的战略部署步伐加快，今年3月，中央财经委员会第九次会议提出，要把碳达峰、碳中和纳入生态文明建设整体布局，倡导简约适度、绿色低碳生活方式，构建以新能源为主体的新型电力系统。

（来源：微信公众号“电联新媒”  作者：郭剑波）

“双碳”目标提出后，社会各界积极采取行动，制定行动方案，综合采用减少碳排放、增加碳汇及负排放技术实现“双碳”目标。能源结构转型是实现“双碳”目标的主要途径。在能源生产侧，推动清洁能源替代化石能源（目前主要以电能形式利用）；在能源消费侧，推动电能替代以降低社会整体碳排放，因此，电力行业是实现“双碳”目标的主战场。

按照多方预测，2060年我国一次能源消费总量约为46亿吨标煤，其中非化石能源占比将达到80%以上，风、光将成为主要能源，且主要转换成电能进行利用；终端能源消费方面，交通、建筑、工业等行业纷纷将电气化作为实现“双碳”目标的重要举措，2060年时电力占终端能源消费比例将达到79%~92%。

据国网能源院预测，2060年我国全社会用电量约为15万亿千瓦时，电源总装机将达到80亿千瓦。其中，新能源（风光，不含生物质，下同）装机规模将达到50亿千瓦，占比超过60%，电量占比超过55%，逐渐成为电量供应主体；水电、核电、火电等同步发电机组装机占比约为23%，电量占比低于40%，仍有较大比重。

为实现“双碳”目标，需要对能源结构进行清洁替代、电能替代两个转型，并构建以新能源为主体的新型电力系统。电力将变为基础能源，电网将成为能源供应、消费以及传输转换的关键环节。

构建新型电力系统面临的挑战

以新能源为主体的新型电力系统中，新能源资源的不确定性、设备低抗扰弱支撑性带来安全挑战；在一段时间内，为解决安全问题需要加大投资、增加运行成本，带来经济挑战。为破解环境-安全-经济三角矛盾，需要在运行调控机制、电价市场机制、政策法规机制等方面进行创新。

新型电力系统面临充裕性挑战

新能源利用小时数低。截至2020年底，我国新能源发电装机达到5.43亿千瓦，发电量7270亿千瓦时，利用小时数1340小时，每1亿千瓦新能源装机的发电量仅占当年电量的1.8%。新能源利用小时数远低于负荷利用小时数，新能源要获得高电量占比，其装机容量需大于负荷。预计2060年，我国电源装机将超过70亿千瓦，远大于当年26~28亿千瓦的最大负荷。电力电量时空分布的极度不均衡必将催生商业模式、以及物质链、信息链和价值链重塑。

新能源保证出力低。我国新能源最小日平均出力处于较低水平，各省、各区域、国网经营区的新能源1天最小日平均出力水平分别为3.6%、8.0%和10.7%；3天最小日平均出力水平分别为5.9%、9.1%、11.6%。新能源最小保证出力水平低，供电保障难度大，需要与大电网、兜底电源和其他类型灵活调节资源等配合实现供电保障，需要额外的成本和投资。

新能源出力分布大。新能源出力波动持续时间长、分布大。2018年新疆风电大波动最长持续时间超过2天，风电低于装机容量20%的低出力最长持续时间超过8天。据预测，2030年新能源出力占系统总负荷之比为5%~61%，2060年新能源出力占系统总负荷之比为11%~187%(需要考虑储能技术和弃风弃光)。新能源低出力时段，电力系统需要常规电源等非新能源机组实现功率平衡；新能源长时间高出力则给系统消纳、安全和储能技术带来巨大挑战。

新能源日内功率波动大。2019年，国家电网公司经营区新能源日最大功率波动达1.07亿千瓦，占其装机的31%。据预测，2060年全国范围内新能源日内最大功率波动将超过16亿干瓦，超过当年常规电源(火电、水电、核电)总装机容量，约占日峰荷的60%~75%；新能源15分钟最大功率波动可达峰荷的10%左右，1小时可达25%左右。常规电源调节能力难以应对新能源功率波动，需要大规模储能技术加以应对。

新能源出力存在季节性偏差。风、光资源的间歇性、不确定性大，影响新能源可信容量的确定，增大系统规划难度。风电发电量主要集中在春冬两季（约占60%），光伏发电量主要集中在夏秋两季（约占60%）；大小风年的风电利用小时数相差超过20%，光伏利用小时数相差约10%。

新能源日前功率预测绝对误差大。我国地形复杂，气候类型多样，随机波动性强，高精度功率预测更难；风电省级出力15分钟波动变化率大于3%的比例超过10%，较欧美国家高7个百分点以上；新能源日前功率预测相对误差已由2011年的约14%降至2019年的10%以下，但绝对误差由约677万干瓦增长到约4147万干瓦。预计2060年新能源预测绝对误差将达2亿干瓦以上，占日峰荷的10%左右，大大增加发电计划制定的难度或储能容量的需求(需求侧管理用于电力装机平衡要适度)。

新型电力系统仍将主要以交流同步机制运行

以新能源最大消纳为目标进行生产模拟测算，2030年同步机组出力占总负荷之比大于50%、80%的累计时段将分别达到全年时长的100%和约61%；2060年同步机组出力占总负荷之比大于40%、50%的累计时段仍达全年时长的84%和53%。新型电力系统仍主要以交流同步机制运行。安全稳定问题会更加突出、市场机制设计难度增大。

新型电力系统面临的安全性挑战

系统惯量降低，调频能力下降，频率越限风险增加。新能源大规模接入，挤占常规机组开机空间，系统转动惯量降低、调频能力下降，导致频率变化加快、波动幅度增大、稳态频率偏差增大，越限风险增加。

新能源参与一次调频可改善频率响应特性。新能源参与一次调频可降低稳态频率偏差和暂态最大频率偏差，但因未改善系统惯量，频率变化率未能改善，低惯量系统越限风险仍然存在。通过采用虚拟惯量控制等可使新能源提供一定惯量支撑，但由于一次能源输入的可控性差，可能导致频率二次跌落等次生事故。

无功支撑不足，电压稳定问题突出。新能源机组动态无功支撑能力较常规电源弱，且新能源发电逐级升压接入电网，与主网的电气距离是常规机组的2~3倍。随着新能源占比快速提高，系统动态无功储备及支撑能力急剧下降，系统电压稳定问题突出。

新能源高占比地区暂态过电压严重。新能源大规模接入导致系统短路容量下降，电压支撑能力降低，使暂态过电压问题突出，可能超过设备耐受水平，造成新能源大规模脱网或设备损坏。

功角稳定特性复杂，不确定性增加。新能源的控制方式、故障穿越策略、接入位置等都会影响系统功角稳定，耦合关系复杂，且可能引入新的稳定内涵；惯量下降导致稳定问题时间尺度缩短，暂态过程加快。新能源大规模接入使功角稳定特性复杂、不确定性增加，“预案”式安全调控策略配置困难，失配风险增大，影响电网稳定。

宽频振荡现象相继出现。基于电力电子装置的新能源发电设备具有快速响应特性，在传统同步电网以工频为基础的稳定问题之外(功角稳定、低频振荡等问题)，出现了中频带、高频带的电力电子装置涉网稳定性问题。近年来，我国河北和新疆等风电汇集地区相继出现振荡现象。宽频振荡问题严重危害设备安全和电网运行安全。

新型电力系统面临的机制挑战

新能源发电边际成本低、辅助服务需求高。新能源与常规机组的成本构成、设备特性及支撑作用差异大。新能源场站运行时无需燃料，运行成本只包括人员成本、维护成本和材料费等，相比火电，运行成本很低，导致新能源边际成本极低，新能源大发时段，在电力市场交易中甚至会出现负电价。新能源清洁绿色、低边际成本、高辅助服务需求对市场机制设计带来挑战。

利益主体庞杂交织。随着新能源装机比例的提高，参与市场的利益主体快速增长(可达数十亿计)、平均体量快速下降(骨干企业主导地位降低)。产销者(prosumer)、虚拟电厂、电动车以及源—网—荷—储互动技术等使得利益主体同时具有“供方/需方”属性特征。各主体间的利益平衡发生变化且交织耦合，对市场交易和管理机制、政策引导机制的设计提出了更高要求。

多目标协同难度大。在能源转型过程中，环境—安全—经济协同难度大。目标的多样性、基础能源稳定性需求与新能源不确定性的矛盾，以及利益主体庞杂和多属性特征，增大了制度设计对目标可控性的难度(行政力向市场力转换)，体制机制设计难度大。

基础理论和技术支撑体系仍需完善。电力系统构建条件随新能源出力时空分布变化，辅助服务需求多样性、难量化；多种能源参与市场交易和竞争的建模、算法和出清技术尚不成熟；市场模式设计与新型电力系统建设运营之间的交互影响缺乏有效评价机制。当前技术尚无法为市场模式设计和运营机制设计提供全面支持，给机制体制的长远规划和统一设计带来挑战。

“双碳”目标下的政策市场机制思考

完善电价市场机制

新能源发电的不确定性、低边际成本特性，使得新能源高占比场景中，电力电量总量充盈与时空不平衡矛盾突出。需要加快构建促进新能源消纳的电价市场机制，在机制设计时需要考虑新能源与常规电源以及用户的配合机制，协调市场内多利益主体，实现价值提升和价值创造。

加快辅助服务市场建设

高比例新能源的并网，增加了电力系统对备用、调频、无功等辅助服务的需求，需要建设容量市场鼓励常规电源承担辅助服务，提高灵活调节电源的财务生存能力，对负荷侧响应提供补偿，引导可中断、可调节负荷参与系统调节。此外，在市场设计中需要研究考虑新能源接入的辅助服务需求计算方法，合理界定新能源应该承担的辅助服务义务，并在规划设计阶段加以考虑。

新能源利用成本传导机制

面对新能源装机和电量占比将持续快速提升的发展趋势，需要超前研究并着力构建新能源利用成本传导机制，明确界定新能源参与电力市场的权利与义务，合理评估高比例新能源系统成本水平，以市场化手段推动辅助服务费用由电源侧向用户侧转变，使得终端用电价格充分体现新能源消纳成本，还原电力的商品属性，引导新能源有序发展和优化布局。

建设碳市场、绿证市场

碳排放权交易市场是指以温室气体排放配额或温室气体减排信用为标的物进行交易的市场，是一种全新的环境经济政策工具。其最大的创新之处在于通过“市场化”的方式解决环境问题，通过发挥市场在资源配置中的作用，在交易过程中形成合理碳价并向企业传导，促使其淘汰落后产能或加大研发投资。

界定和协调电力的安全属性与商品属性

“双碳”目标下，电力在能源结构中的占比和作用日益突出，作为能源安全的重要保障，电力的安全属性进一步凸显。为保障安全，需要使电力系统具备足够覆盖全部负荷的可靠出力，但其实现代价和成本是巨大的，亟需发挥政策法规的引导作用，对电力的安全属性进行界定。一方面需利用电力的商品属性，通过市场化手段释放综合能源系统中各环节的灵活调节潜力；另一方面设计布局“生命线工程”，建设足够多的可靠电源保障安全底线，实现对保障性负荷的供给安全。

结 语

碳达峰、碳中和是全人类应对气候变化的共同目标，也是国家战略；对实现中华民族永续发展、满足人民对美好生活的向往，保障能源安全、支撑经济社会发展具有重要意义。因此，需要从全社会的视角审视电力安全问题，需要通过创新解决电力安全问题，需要多种能源与多行业协同保障能源安全，以技术与非技术手段解决能源安全问题；体制机制设计要关注电力作为基础能源的作用、电力商品和安全双重属性，以及合理配置常规电源保供应和安全、成本传导机制抑制不合理消费；市场机制设计要关注辅助服务定量评估与交易。

从发展阶段来看，近期是能源转型期，任务是市场、法规、技术的研发；中期是新型电力系统形成期，完善政策法规和市场电价机制，解决新型电力系统构建和安全运行问题；远期是新一代能源系统形成期，解决能源近零排放和能源电力安全问题，全面建成以新能源为主体的新型电力系统。

碳达峰、碳中和是一个复杂的系统工程，要统筹各地区、各行业，兼顾经济—安全—环境多目标，改革创新政策法规、市场电价和技术，唤起全社会的节能和减碳意识，调动各方面的积极性，降低能源强度，平稳有序地实现碳达峰、碳中和。

本文刊载于《中国电力企业管理》2021年第9期。