新型电力系统的未来构想+风险挑战+应对举措

我国力争2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和，是党中央统筹国内国际两个大局主动作出的重大战略决策，是我国转变发展方式、调整能源结构、保障能源安全、实现可持续与高质量发展的内在要求。2021年3月15日召开的中央财经委员会第九次会议，研究了我国实现碳达峰、碳中和的基本思路和主要举措，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”。

（来源：微信公众号“能源研究俱乐部” ID：nyqbyj 作者：赵文瑛）

一、未来新型电力系统的构想

碳排放与人口、经济、产业、能源、技术等多种因素有关，能源活动是我国主要的二氧化碳排放源，占全部二氧化碳排放的90%左右，其中电力行业排放约占能源行业排放的40%，因此能源电力行业是实现碳中和的主力军。从数量关系上来看，实现碳中和，一是增加森林、海洋、湿地等碳汇量以及碳利用封存能力，二是降低化石能源消费、工业生产的碳排放，主要从能源供给的低碳化、能源利用的高效化、能源消费的电气化三个方面着手。构建以新能源为主体的新型电力系统是实现碳达峰碳中和的主要途径，不仅使电力系统“发-输（变）-配-用”全环节发生根本变革，也会使建筑、交通、工业等行业用能方式发生深刻变化。

电力系统的基本任务是将电能在电压、频率等参数合格的前提下安全、稳定、经济地分配给各用电负荷。在时间维度上，由于电能难以大规模存储，电力系统的基本特征是必须时刻保持动态供需平衡，包括有功功率和无功功率动态平衡；在空间维度上，我国能源资源分布与需求中心逆向分布，跨省跨区输电是重要手段，形成了“西电东送、北电南送”的资源配置格局。在电量平衡上，碳排放与发电量（非装机容量）相关，“以新能源为主体”即要增加非化石能源发电量占比，降低火电机组发电量占比；在电力平衡上，光伏、风电置信容量低，据相关测算，我国水电可开发装机约6.6亿千瓦（目前已开发程度达到56%），沿海核电厂址资源约2亿千瓦（含规划在内的），我国目前尚没有可大规模替代火电机组的有效途径和方式。

二、面临的风险挑战

由于新能源发电固有的强随机性、波动性和间歇性，以及通过电力电子装置并入电网的特征，以新能源为主体的新型电力系统将呈现“一低、两高、双峰、双随机”的特点，即低系统转动惯量、高比例新能源+高比例电力电子装备、夏冬负荷双高峰、发电出力和用电负荷双侧随机波动，给电力系统安全稳定运行带来重大挑战。

电源侧，最大挑战在于新能源以能够参与电力实时平衡的很小的置信容量实现发电量高占比目标。据预测，在“3060”目标下，2030年风光装机将达到17亿千瓦以上，发电量占比约24%；2060年风光装机将达到50亿千瓦以上，发电量占比约67%。随着新能源渗透率的提高，新能源出力的波动与负荷需求的波动叠加后的净负荷峰谷差明显增大，电力系统需要解决调峰、调频、灵活调节资源稀缺、低惯性、抗扰动能力弱、新能源机组低/高电压穿越等问题。

在日电力平衡上，新能源的日波动性大（据统计，国网区域风电日最大波动率约为23%、光伏日最大波动率约为54%）、反调峰特性及光伏“鸭型曲线”问题，使新能源对电力平衡支撑较弱，新型电力系统对灵活调节能力和快速爬坡能力要求更高；在月度电量平衡上，风电为春、秋高峰，光伏为夏、秋高峰，负荷为夏、冬高峰，加上季节性水电影响，季节性不平衡问题日益凸显。

风光有效利用小时数低，相同发电量情况下需要约3倍煤电机组容量。新型电力系统下，实现发电量中新能源为主体，新能源的穿透率（新能源装机/用电负荷）要远高于100%，同时，现有技术条件下，煤电装机客观上仍需要随着全社会用电负荷增加而增加（优先考虑水电、核电、气电参与平衡后），进而导致电力供应总体充裕，火电利用小时数不断降低，新能源发力时段弃电上升，消纳更加困难，新能源利用小时数也会减少，系统成本和全社会用电成本明显增加。

电网侧，“一低、两高、双峰、双随机”的新型电力系统以及交直流混联电网的复杂结构给电力系统实时平衡带来巨大挑战，电网需不断提升系统实时平衡能力、清洁能源消纳能力以及资源优化配置能力。新能源高比例接入电力系统后，系统转动惯量减小、频率调节能力降低，系统短路容量下降、抗扰动能力降低，系统无功支撑能力降低，暂态过电压问题突出，新能源机组存在大规模电网解列可能，增加了电网安全运行风险，对电网调峰、调频、电能质量控制以及维持系统平衡提出了更高要求。

新能源较为经济的利用方式是就地或就近利用，受土地、资源等因素制约，未来新能源开发将集中式与分布式并重，“三北”地区新能源资源丰富但本地消纳困难，仍需考虑外送问题。风光水火（储）打捆外送对于保障受端稳定供应以及通道利用率都是有利的，而由于风光有效利用小时数低，高比例的风光（储）外送或导致通道利用率低、投资回报低，或使风光装机过剩以满足设计输送电量要求，都会影响项目经济性，因此未来如果配套火电机组不足，外送恐将成问题。

另外，随着技术发展，未来新能源电量外送需求通过输电线路抑或就地转化为氢（或碳氢燃料）进行输运，需结合下游应用及技术经济性深入研究。

用户侧，多元、互动、灵活的用能设备大量接入对配电网运行控制、终端电能质量等造成重大影响。分布式能源、储能、电动汽车、智能用电等交互式设备大量接入，潮流流向将发生改变，电压分布、谐波等影响配网电能质量，终端无序用电将会增加净负荷峰谷差，功率波动问题更加突出，配网对新能源的接纳能力和消纳能力面临挑战，安全稳定运行受到影响。同时，无论是电源还是电网若按传统最大负荷进行规划，设备利用率则将会降低。

电能将逐步成为最主要的终端能源消费品种，从2000年到2020年，我国电能占终端能源消费比重从14.5%增长到27%，年均提高0.6个百分点；据有关预测，2025年、2030年、2060年电能占终端能源消费比重有望分别达到30%、35%、65%以上，年均提高约1.0个百分点。终端电气化对众多领域用能方式将产生深远影响。

储能侧，最大挑战在于突破大规模、长周期、高安全、低成本的储能技术。大规模储能是一种颠覆性技术，改变了电能难以存储的传统认知，如果新能源电量大比例通过储能解决稳定供应问题，则某种程度上实现了电能的发输配用环节的解耦，使得电能如同超市中的商品一样。

电力系统需要满足不同时间尺度需求的储能技术，可大致分为功率型（秒～分钟级）、能量型（1～2h）和容量型（>4h）。在调频方面，电化学储能功率调节范围大、响应速度快，调频性能最优，在启动速度上，电化学(秒级)>物理储能（分钟级）>燃气发电（简单循环15～30min，联合循环1～2h）>燃煤发电（冷态启动7～10h，热态启动1.5～2h）。在容量型储能技术方面，目前来看，抽水蓄能、（全矾）液流电池和压缩空气储能，以及带储热（100%负荷配置）的光热发电，能够解决新能源日内稳定出力的调节需求（需至少具备6～8h时长的储能）。

在多日、周、季等更长时间尺度下，氢能（新能源直接电解水制氢）是一种长周期化学储能方式，在终端能源中作为电的重要补充（预测2050年前后氢能占终端能源消费的10%左右），可有效提高能源供应安全水平，适用于分布式热电联供、交通、冶金等多种场景，但是若再大规模集中地转为电则仍需解决很多技术经济性问题，而兼具常规水轮发电机组和抽蓄机组的混合式水力发电也可实现长周期储能，化石能源（煤、天然气）本身就是一种可长时间存储的一次能源，但是火电机组的冷/热备用状态对启动时间、响应速度有较大影响，未来新型电力系统的负荷备用、旋转备用、停机事故备用容量大小及方式选择有待深入研究。

三、主要应对举措

构建以新能源为主体的新型电力系统是一项系统工程，需要源-网-荷-储全环节共同发力，依靠创新驱动发展，加快颠覆性技术突破，完善新型储能价格形成机制及电价政策，加强电力市场建设。

一是优化电力流总体格局，协同“资源优化配置”与“负荷优化配置”，优化产业布局，将部分负荷由中东部向西南、“三北”地区布局，如“东数西算”工程，实现负荷需求与资源分布相适应；

二是统筹资源，推进风光水火储多能互补，实现互补系统运行控制和调度的一体化，研究应用新能源高精度功率预测、主动支撑、虚拟同步机等友好并网技术，提高新能源的出力稳定性和可调度性；

三是完善送受端网架，增强省间电力互济，提升电网资源优化配置能力，发展基于IGBT、SiC等新一代电力电子器件的柔性交直流输电技术，使电网更能适应新能源的出力特性，优化调度，提升电网对“源-网-荷-储”的协同调度能力，提高系统消纳能力和平衡能力；

四是提升源-网-荷灵活调节能力，如新建抽蓄、调峰气电、煤电灵活性改造（深度调峰及快速启停）、需求侧响应、储能等；探索V2G（Vehicle to grid）、V2H（Vehicle to home）、V2L（Vehicle to load）等应用场景（按带60千瓦时算，可供家庭一周左右紧急用电）；

五是突破颠覆性技术创新，加快新型储能技术规模化商业化应用，建立新型储能价格形成机制，推动氢制储运用环节和燃料电池核心材料、关键零部件及装备、系统研发示范；

六是实施数字化转型升级，促进微电网、虚拟电厂等新形态发展，利用先进数字化和电力电子技术，加快智能、主动、柔性交直流混合配电网的发展，提高新能源与负荷的“可观、可测、可控”水平，提高电网主动消纳能力；

七是加快完善辅助服务市场、建立容量市场，不同市场主体电能价值具有多样性，要通过完善电力市场予以体现和反映，发挥不同市场主体功能作用和积极性。