​迎峰度夏进行时 新型电力系统该如何发力？

又到迎峰度夏时。国家电网监测数据显示，受持续高温影响，6月24—26日，山东、河南、陕西、新疆用电负荷创历史新高。6月以来，河北、山东、河南、陕西、甘肃、宁夏、新疆等7个省级电网，以及西北电网用电负荷均创历史新高。随着高温天气持续和多个区域复工复产进程的进一步推进，中国多省市将面临更大的电力紧平衡挑战。

一方面，去年9月席卷全国20多省市的拉闸限电事件以来，能源安全和保障供应便占据电力行业发展的有力主导。如今，叠加俄乌冲突、全球能源通胀等国际性事件，中国进一步部署扩大供应、稳定价格等一系列措施，以“坚决杜绝拉闸限电”再次发生。

另一方面，“双碳”作为国家重要战略的地位并未改变，中国国家主席习近平在十九届中央政治局第三十六次集体学习时提出，“实现‘双碳’目标，不是别人让我们做，而是我们自己必须要做”，实现“双碳”目标是中国进入发展新阶段，顺应技术进步、推动经济结构转型升级的迫切需求。

如何平衡当下保障电力供应和中长期低碳转型战略发展要求、如何在更长期内稳筑电力安全保供基础、如何更稳更快更科学地建设新型电力系统，是短期内出台强有力的保供措施之外，中国的能源和电力相关部门面临的“大考”。

笔者认为，一方面，建立新型电力系统与“双碳”目标的本质和实现路径是协同的，我们应该以系统性思维来理解和解决保供问题，不应批评单一电源或倚重单一电源进行保供；另一方面，如《“十四五”现代能源体系规划》所提出的，“十四五”是为实现“双碳”目标打基础的关键时期，中国应坚持大力发展多元绿色的灵活性资源、切实提高电力系统的灵活性，为建设新能源比例逐步提高的新型电力系统打下良好基础。

可再生能源和煤电协同发力

以系统性思维实现保供

今年3月，千呼万唤的《“十四五”现代能源体系规划》（下称《规划》）出台。与以往的五年能源规划不同，此次《规划》从政策名称上就反映了中国新时代能源电力系统发展的指导逻辑——强调能源体系的“现代化”与系统性思维。

系统性思维，意味着中国的能源电力体系将从此前以煤电这一单一电源为主导，向“适应大规模高比例新能源”、注重源网荷储一体化发展和多能互补等方面的发展。为此，《规划》提出了需求侧响应目标，还首次提出具体的电力系统灵活性目标。同时，《规划》也明确了煤电的定位转换——“由主体性电源向提供可靠容量、调峰调频等辅助服务的基础保障性和系统调节性电源转型。”

可以说，在今后的电力系统发展中，可再生能源高质量发展和煤电定位转换将是两个重要方面，而两者均贡献于也得益于安全稳定的新型电力系统。

一方面，加快可再生能源“立”的速度需要意识上和体制机制上的转变。

可再生能源将作为未来新型电力系统的主体电源，将在装机和电量占比上逐步提升。国家电网有限公司的研究提出，可再生能源的发展应从“十三五”主要追求规模化，过渡至如今统筹考虑整个电力系统的可持续、安全、高效等目标的新阶段。

高质量发展可再生能源，首先应认可其低碳、可再生的绿色属性对实现电力行业碳达峰、碳中和目标的关键作用。中国应加速部署可再生能源，以更大程度地满足社会新增电量需求，助力社会经济发展与碳排放的“脱钩”。

其次，高质量发展可再生能源，还要求我们清晰认识到可再生能源波动性等特性对中国现行电力系统运行带来技术性和非技术性的复杂挑战，并积极部署高比例可再生能源接入情境下相应的解决方案。

国网能源研究院的研究指出，从成本趋势来看，新能源发电总体上即将进入平价上网时代，但从终端用户侧看，平价利用不但包含发电成本，还需要考虑可再生能源的利用成本，包括输配电成本以及为保障系统安全增加的系统成本；而从系统安全方面考虑，高比例新能源并网需要解决系统抗扰动能力降低、电网调节能力不足等问题。

因此，为保障安全、高效、低碳的新型电力系统的建设，中国应提早布局、发展适应高比例可再生能源电力系统的技术、商业模式和市场体制机制，系统性地降低可再生能源的利用成本，并促进可再生能源的消纳。

另一方面，针对煤电转型的政策和资金支持仍存在空白。

目前中国电力体系的运行规则和体制机制是基于以煤电为主体能源的现实而制定，煤电转向保障性、系统调节性电源的过程，势必需要相应对电力系统运行规则、机制体制进行改革。

中国人民大学环境学院的研究提出，存量煤电的转型和高质量发展有着一系列的技术和政策选择，但每个选择也都面临着不同程度的落地挑战：在现有的煤电装机规模下，选择提前退役可能造成搁浅煤电资产高至万亿人民币量级的损失。如果装机规模继续扩大，则搁浅资产还会增加；而在辅助服务市场不完备的情况下，煤电的灵活性改造则面临着灵活性价值无市场付费的问题；清华大学气候变化与可持续发展研究院和清华BP清洁能源研究与教育中心的研究还指出，对煤电加装负排放设施的选项来说，CCS的发展目前受成本下降速度缓慢的影响较大，而BECCS则受生物质资源可用量的限制。

华北电力大学袁家海教授也曾强调“煤电高质量转型需系统化制度发力”。他认为，目前临时性资金和短期价格政策支持不足以持续支撑煤电行业转型。此外，他也呼吁需要尽快建设和形成电力市场机制和电价政策，包括建设容量成本回收机制、健全辅助服务市场机制等，用市场化、机制化的手段支撑煤电行业定位转换。

而任何新路径的落地和推广往往需要反复地验证与试验。电力体系的技术路径的选择和其运行规则、机制体制改革都很难一蹴而就，需要经过试点布局和严密论证。这要求相关政策制定方和执行方提前布局，加快试点的推进和体制机制的改革，加速深化各类电力市场的建设，尽快形成市场化、机制化的解决方案，以推进可再生能源高质量发展和煤电的定位转换。

大力发展多元低碳灵活性资源

才是长久之计

除推进可再生能源和煤电未来的高质量发展外，为建设安全、高效、低碳的新型电力系统，并适应未来高比例可再生能源接入的电力体系，学界和业界普遍认为，提高系统灵活性将成为中国电力体系发展的关键之一。

国海证券的行业研究则指出，调峰能力不足已成为新能源发电消纳受限的主要因素。根据其对西北能监局的主要省份弃风弃光原因统计的整理分析，相较于2015年传输能力受限这一原因，2020年因调峰能力不足导致的弃风弃光占比明显上升，后者导致的弃风弃光占比在宁夏、青海、新疆等省超过90%。

据《中国能源报》报道，截至2020年底，全国灵活调节电源占比达到18.5%。而《十四五现代能源体系规划》提出，到2025年，灵活调节电源占比达到24%左右。

中国经常出现政策目标定底线，实际超预期完成目标的情况。截至2022年5月，中国可再生能源发电装机已超11亿千瓦，除去常规水电和抽水蓄能，风电、光伏发电、生物质发电等新能源发电装机已超过7亿千瓦。参考“十四五”期间众多省份提出的可再生能源装机目标，多方专家预测，中国政府提出的在2030年实现12亿千瓦以上的风光装机目标很有可能提早达成，甚至在“十四五”期间就可能实现。这意味着，电力系统也需要相应地加速提升灵活调节能力。

电力系统灵活性的提升可以从源网荷储多方面入手是学界和业界的普遍共识。华北电力大学的袁家海和张凯提出，在近中期，储能和需求响应的发展不足以支撑高比例的可再生能源电力系统的情况下，煤电运行灵活性改造成为2021~2030年电力系统脱碳过渡时期的重要灵活性资源。国家能源局则提出，未来五年将大力推动煤电“三改”，其中2022年将实现超过2.2亿千瓦的煤电改造规模。

不过，值得注意的是，光依靠煤电灵活性改造是无法完全满足未来新型电力系统的灵活性需求的。上述清华气研院和清华BP中心的研究指出，当波动性可再生能源占比较低时，电力系统主要依靠煤电灵活性运行和区域间电网互联互济即可有效消纳；但当波动性可再生能源占比继续提升，需要新建大量的储能设施来解决电力系统的灵活性问题。研究中不同情景结果均表明，当波动性可再生能源发电量占比达到约30%时，是储能技术大规模应用的临界点，按照研究预测，这一时期可能出现在2030-2035年左右。

因此，“十四五”期间，中国应大力发展多元、低碳的灵活性资源和配套体制机制，切实提高电力系统灵活性，为电力行业“双碳”目标的实现和未来以可再生能源为主的新型电力系统建设打下良好基础，贡献于保障电力系统的长期安全。

政策建议

国家能源政策制定及规划有关部门应抓住“十四五”这个为未来新型电力系统建设打基础的时间窗口，坚持“双碳”目标协同、能源系统高质量发展的战略定力。

“十四五”期间，中国应大力发展多元、低碳的灵活性资源，助力可再生能源的高质量发展以满足社会新增电量，也应重视电力市场机制的建设和各类机制体制的深化改革，为新能源比例逐步提高的新型电力系统的建设打下良好基础。

主管部门需警惕倚重煤电保供的传统思维，应以系统性、全局性思维来解决保供问题，在推进辅助服务市场和容量市场等相关机制的落地和完善的同时，尽快规划不同梯次、不同类型的煤电转型路径和实施机制，推动煤电在电力系统中的定位转换。