2024电力低碳转型年会：专家热议加快构建新型电力系统体制机制

8月6日，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局发布《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（以下简称《行动方案》），提出在2024-2027年重点开展9项专项行动，推进新型电力系统建设取得实效。

为进一步探讨构建新型电力系统，由中国能源研究会、中国电力企业联合会主办，自然资源保护协会(NRDC)支持的“2024电力低碳转型年会暨电力圆桌年中会议”，于8月8日在北京举办。本次大会以“健全体制机制 构建新型电力系统”为主题，邀请中国工程院院士刘吉臻、中国工程院院士舒印彪做主旨演讲。中国能源研究会理事长史玉波、中国电力企业联合会常务副理事长杨昆和自然资源保护协会北京代表处首席代表张洁清为会议致辞。

在会上，中国电力企业联合会规划发展部主任张琳、中国能源研究会能源政策研究室主任林卫斌、中国能源研究会智慧能源与产业零碳化发展专委会委员、中国能源研究会青年工作委员会执行主任委员元博介绍了区域电力低碳转型、新型电力系统的市场机制创新以及微电网方面的研究成果；中国能源研究会副理事长兼秘书长孙正运、中国电力企业联合会首席专家、中国能源研究会理事陈宗法、中国能源研究会双碳产业合作分会主任黄少中等专家围绕新型电力系统建设相关的热点议题作了专题演讲。

中国能源研究会理事长史玉波表示，过去几年，在“四个革命 一个合作”能源安全新战略指引下，我国电力低碳转型取得显著成就。一是清洁能源装机容量快速增长，风电、光伏等新能源在能源结构中的占比不断提升；二是电网智能化水平显著提高，为大规模新能源接入和高效利用提供了有力支撑；三是技术创新特别是储能技术取得突破性进展，有效缓解了新能源间歇性问题；四是绿电、绿证、碳交易市场逐步建立，为低碳转型提供了强有力的市场激励。

他强调，电力低碳转型的复杂性和不确定性依然存在。要以“技术创新”为牵引，推动传统电力系统向新型电力系统形态转变。要以“新兴产业”为导向，因地制宜地谋划和发展先进电网技术研发与应用、数字产业集群建设、储能产业集群建设、综合能源产业集群建设、电动汽车充换电集群建设，以及电力工业软件系统等战略性新兴产业。要形成科学合理的市场结构，加快建设全国统一电力市场。要推进电力供应支撑体系建设，实现安全充裕前提下的电力低碳转型。要加强稳定技术标准体系建设，建立健全稳定技术标准体系，推进新型电力系统技术标准研制的完善，强化标准在引领技术发展、规范技术要求等方面的作用。

中国电力企业联合会常务副理事长杨昆强调，我国电力保障能力显著增强。截至今年6月底，全国全口径发电装机容量达到30.7亿千瓦，其中风电、太阳能发电合计装机容量达到11.8亿千瓦，已超过煤电成为装机第一大电源。此外，我国电力消费方式也发生深刻变革。截至6月底，全社会用电量累计4.7万亿千瓦时，同比增长8.1%，10年来，全国能耗累计降低26.4%，超额完成向国际社会承诺的碳排放强度下降目标。电气化水平持续提升，电能占终端能源消费比重超过28%，已处于国际前列。电力体制改革也在深入推进。如今煤电容量电价改革取得突破，“准许成本+合理收益”的输配电价基本形成。市场规模持续扩大，今年1-6月，全国市场化交易电量2.85万亿千瓦时，占全社会用电量比重61.1%。

自然资源保护协会北京代表处首席代表张洁清表示，自“双碳”目标提出以来，新能源发展一直是我国的工作重点，通过发展新能源来提升能源自给能力、满足经济高质量增长的需求，并提升国家应对气候变化的能力。新能源的发展一方面体现了我国在减缓气候变化方面所做的努力，彰显负责任大国的形象，另一方面也为国内社会和经济发展注入新的活力。

例如， "新三样"制造业的发展，一方面提供了新的经济增长点，另一方面为保持国际竞争力，将进一步增加绿电需求并推动新能源的发展；再例如，分布式发电资源成为发展乡村经济的重要抓手和重要载体，包括千乡万村驭风和千家万户沐光等行动，让乡村振兴的道路随着新能源的发展越走越宽。

张洁清认为，能源的转型不是在现行体系下的修修补补，而是整个能源体系的重塑，也意味着电力系统的设计和运行要从以稳定可预测的化石能源为基础，变革为以波动的可再生能源为主，既需要硬件设施的重建，也需要体制机制的改革，使得生产关系的发展适应生产力的进步。

中国工程院院士刘吉臻以“能源转型与新型电力系统”为题做主旨演讲。他系统分析了我国电力行业发展面临的诸多挑战，一是能源电力需求增长迅猛、保供压力较大；二是电力行业碳减排压力持续加大；三是电压、频率稳定问题凸显，对电网安全稳定运行提出前所未有的挑战；四是能源资源与负荷中心逆向分布；五是灵活电源的最大调节能力与新能源波动不匹配，制约了新能源消纳；六是终端消费电气化水平和能效有待提高。刘吉臻认为，应对上述挑战，需要加快构建以新能源为主体的新型电力系统，实现“多源互补、源网协同、供需互动、灵活智能”。要着力推进五大关键技术创新，包括新能源发电技术创新，推动新能源系统友好性能提升；先进燃煤发电技术创新，促进新一代煤电升级；智能电网技术创新，保障电力系统稳定、大规模高比例新能源外送。配电网高质量发展、智慧化调度体系建设、需求侧协同能力提升；多元储能技术创新，促进电力系统调节能力优化；电能替代及再电气化技术创新，推动电动汽车充电设施网络拓展。

中国电力企业联合会规划发展部主任张琳在会上介绍了《以苏粤为牵引的华东和南方区域电力低碳转型路径研究》的成果。他指出，华东和南方区域经济体量大、用电基数高，两个区域电力转型的目标和节奏深刻影响全国电力绿色低碳发展格局。在电力发展共性特征方面，两个区域呈现出终端能源消费电气化水平相对更高、新能源利用率保持较高水平、数智化赋能系统提质增效成效显著等特点；在电力低碳转型差异方面，华东区域火电占比高、南方区域电力供应结构更加均衡，华东区域电力受端特征显著、南方区域内部清洁电力资源配置能力强。报告预测，到2030年，两个区域合计用电量占同期全国全社会用电量的40%，合计非化石能源发电装机占比达到68%。报告提出协同推动华东和南方区域电力低碳转型的4项行动建议，一是要坚持全国一盘棋统筹优化区域电力生产力布局，二是强化促进电力经济协调发展的碳排放双控引导，三是大力开展区域特色新型电力系统关键技术创新，四是完善区域一体化推进电力低碳转型的市场机制。

中国能源研究会能源政策研究室主任林卫斌介绍了《适应新型电力系统的市场机制创新研究》的成果。他指出，适应新型电力系统市场机制创新的核心是有效实现电能量价值、调节价值、绿色价值三种价值。而要有效实现前述三种价值，要让市场在资源配置中充分发力，让政府在弥补市场失灵方面精准发力。林卫斌直言，当下新型电力系统建设还面临新能源消纳难，煤电转型难，储能多场景应用、规模化发展难，用户侧资源挖掘难等问题。对此，他建议，完善电能量市场建设，充分实现节点电能量价值；完善辅助服务市场建设，充分实现灵活性调节价值；以容量电价为过渡，积极推进容量市场建设，有效体现容量价值；畅通新能源消纳渠道；健全绿证制度，充分实现新能源绿色价值；分类施策，健全储能发展机制；建立健全常态化需求响应机制。

中国能源研究会智慧能源与产业零碳化发展专委会委员、中国能源研究会青年工作委员会执行主任委员元博介绍了《面向新型电力系统的微电网与大电网协同关键问题研究》的成果。报告认为，推动微电网和大电网协同发展，会带来新型电力系统结构形态、平衡模式、运行机理的巨大变化。目前，大电网和微电网协同发展还面临多项挑战，包括社会各界对微电网认识不统一，对其内涵理解存在偏差；微电网政策指引不明晰，影响微电网规范发展；微电网相关技术成熟度和稳定性也需要进一步提升。为了推动大电网与微电网协同发展，需要重点关注技术突破与经济性提升，还需要政策层面的多方面鼓励与扶持。

中国能源研究会副理事长兼秘书长孙正运围绕“新型电力系统中的微电网”做了专题演讲。他指出，微电网是配电网的一种形态，具备规模较小，分布式能源接入，灵活可控，独立运行或自调节能力，智能化控制等多个特点。新型电力系统中的微电网把不确定的分布式新能源及随机的用户负荷、储能、可中断和可调节负荷，通过智能互动聚合成一个有计划用电曲线的单元，即挖掘出了用户和储能的调节能力。他建议，要因地制宜深入推进电力市场建设，积极探索用市场方式挖掘微电网聚合调节能力的潜力。

中国电力企业联合会首席专家、中国能源研究会理事陈宗法围绕“深化电改重点问题”做了专题演讲。他指出，我国经历两轮电力体制改革，取得诸多成效，不过目前电力系统仍存在一些问题：第一，电力系统结构性矛盾突出，集中体现为源网荷储发展不平衡、不协调，也反映了网源两个环节“垄断与竞争”的体制差异，影响清洁转型、能源保供。 第二，尽管电力市场架构体系初步搭建，但不到位、不完善的问题依然比较突出，影响市场对资源的优化配置；第三，行政不当干预、政策繁杂多变，企业难以适从，亟需界定有为政府与有效市场的边界。

陈宗法建议要进一步深化电改。包括要以系统思维深化改革，构建能源电力领域“两新”体系；聚焦网源协调，在中央政府的指导和监督下，进一步开放电网投资，研究推进输配分开改革，实现电网“管得住”与“放得活”的有机统一。另外，聚焦新能源消纳，以市场机制为导向，加强源网荷储协调，市场、政府、企业协同发力，促进新能源高质量发展与“双碳”目标实现。此外，还需要以建设全国统一电力市场为方向，进一步优化完善和落实电力市场体系的各项举措，减少行政干预，充分发挥市场调节作用，实现电力市场体系由“大而全”向“实而效”转变。

中国能源研究会双碳产业合作分会主任黄少中围绕“新型储能经济性难题”做了专题演讲。他指出，当前，我国新型储能发展迅猛，成绩斐然，但同时也面临多方面问题——结构性供需失衡带来产能过剩问题；新能源配储“建而不用”问题突出；储能租赁价格偏低、租赁意愿不足；调峰价格不尽合理；集中式储能收益渠道单一；早期投运储能成本难以回收等。综合表现为经济性欠佳，是目前新型储能发展的一大难题。

他认为，解决这些问题需要统筹兼顾、综合施策，从六个方面发力来着手解决。第一，发挥规划引领作用。强化储能发展的顶层设计和规划引领，制定新型储能发展的专项规划，进一步明确新型储能中长期的发展目标、重点任务、空间布局和建设时序，加强新型储能与新能源、配电网、电动汽车等产业发展规划的联动和衔接，引导统筹协同发展，促进新型储能产业的有序发展，避免资源浪费。第二，创新储能发展模式。相对于传统的抽水蓄能，新型储能具有建设周期短、选址灵活、响应快速、调节能力强等优势，因此需要加强发展模式创新探索，解决储能配比“一刀切”问题，提升储能项目的经济性和竞争力。例如，宁夏等地已经出现诸如“构网型”储能项目，丰富了新型储能的应用场景，更加契合构建新型电力系统的发展。第三，调整价格政策。包括完善辅助服务价格、合理疏导储能成本、优化分时电价政策等；第四，完善市场机制。针对远期储能发展面临的挑战，从现货市场参与机制、辅助服务交易品种、容量市场机制设计、跨省区电力交易等方面，提出解决措施。第五，优化调度运行方式。包括明确新型储能功能定位、规范储能并网接入管理、加强调度运行管理、调整调度运行办法、有效提升新型储能利用效率和作用发挥。第六，促进新型储能融合发展，与新能源、技术、市场、应用等多个方面协同推进。