李鹏：2021年至今能源转型、“双碳”观点、文章汇总(欢迎转发、扩散)
李鹏：2021年至今能源转型、“双碳”观点、文章汇总(欢迎转发、扩散)
文章排序
1.碳减排时代中，能源企业如何抢抓绿色发展机遇期？（来源：能研慧道）
2.负荷中心将成为能源低碳转型的主战场（来源：能研慧道）
3.避免“运动式”减碳，“经济性”与“市场化行为”需尽快接棒政策驱动（来源：能研慧道）
4.李鹏：刍议“源网荷储一体化”（来源：能研慧道）
5.构建新型电力系统的思考和建议（来源：中国电力）
（一）李鹏：碳减排时代中，能源企业如何抢抓绿色发展机遇期？（2021.03.11）
以未雨绸缪的高度重视碳资产管理和金融产品开发
碳排放权交易市场是利用市场机制，控制和减少温室气体排放、推动绿色低碳发展的重大制度创新；其作为全社会实现最低成本减排的工具，是落实我国实现碳达峰与碳中和的重要抓手，其中碳资产相当于碳减排产业的现金流，未来的发展地位将与金融资产并驾齐驱。碳资产管理重要性
碳资产管理模式
当下，发电企业除履行自身的减排义务之外，还应该着眼长远，按照资产管理的模式设计管理架构。碳交易试点初期，多数企业并未把碳排放权作为资产管理，只在需要履约时被动买入，导致碳排放履约成本居高不下。随着企业碳市场经验的积累以及管理架构的逐步完善，碳资产被作为生产资料来运营，在一定程度上增强了碳交易的主动性和灵活性，降低了履约成本。但长期来看，碳资产应按照资产管理体系设计管理架构和体制机制，以资产管理模式进行运作，成立碳策略、碳交易、碳金融等专业化团队，统筹协调节能减碳、碳排放管理、碳交易、碳金融协调管理职能，充分发挥碳排放权市场机制作用，盘活碳资产，助力企业高质量发展。
碳金融将主导碳资产管理
以低碳服务延伸能源服务产业链
“3060”目标背景下，高碳发展模式难以为继，清洁低碳转型已势不可挡。未来钢铁、水泥、电解铝等工业企业的脱碳会比电力企业更加困难，因此，要加强低碳技术的研发和应用，帮助各类高排放产业和居民的生产生活从源头减碳，并以此作为能源服务产业链的延伸，塑造自身在未来能源服务市场的核心竞争力。全球主要国家碳中和实施措施
通过技术创新打造低碳经济中的核心竞争力
（二）李鹏：负荷中心将成为能源低碳转型的主战场（2021.05.12）
（三）避免“运动式”减碳，“经济性”与“市场化行为”需尽快接棒政策驱动（2021.08.11）
Q
目前，碳达峰和碳中和已经成为全社会的热点话题，部分地区和企业也纷纷出台了减碳措施和方案。您如何看待近中期我国碳达峰的进程？
李鹏：目前，部分地区、行业对于“双碳”目标的理解还存在一些误区。首先，有不少地方将2030年的“碳达峰”理解成为“攀高峰”，认为碳达峰的过程提供了排放空间，完全没有考虑到峰值排放过大对于未来实现碳中和所面临的困难；另外，也有一些地方不顾实际开展“运动式”减碳，对于高载能产业采取简单粗暴的“一刀切”短期行为。这虽然实现了短期内的能耗总量和碳排放总量下降，但实际上的减排效果不可持续，也对经济发展的大局造成损害。
事实上，碳达峰和碳中和决不能追求短期效果，“十四五”和“十五五”近10年的时间，是非常重要且关键的窗口期，一方面需要加快推进能源和电力体制改革，建立切实有效的市场机制，重塑能源生产和消费方式；另一方面，也需要各个行业加强低碳和负碳技术的创新应用，包括传统产业的工艺流程再造和新材料的研发。最终实现经济和社会发展在“双碳”目标驱动下的转型升级，进而走上高质量绿色可持续发展的全新道路。
所以，比较理想的场景，是在未来的5-10年中，政策驱动仍持续推动减碳，但在此后的时间中，“经济性”和“市场化行为”将会接棒政策驱动，成为实现碳中和目标重要的保障，彼时，使用清洁能源将成为各行各业和全体人民群众的自发自愿行为。
A
Q
您如何判断电力行业减碳行动于我国经济社会发展中的定位与作用？
李鹏：自2018年以来，全球已有超过130个国家和地区提出“碳中和”目标愿景；欧盟和美国等主要经济体均计划在2050年实现碳中和。其中，全球电力行业的碳中和目标大都集中在2035年前后，继而通过能源服务实现负碳排放；交通、工业两大领域，则分别计划在2045年、2050年实现碳中和。
无论是从国际的实践经验出发，还是着眼于国内经济发展阶段和各个行业的减排现状，要想如期实现“双碳”愿景，就更需要电力行业率先实现“碳中和”，并为其他行业的碳减排和碳中和有效赋能。这对于整个能源电力行业来说，将会是重大利好。
从目前的研究成果来看，各方普遍认为，我国的能源消费总量将会在碳达峰之后逐步下降，但随着终端电气化进程的推进，电能消费总量将会呈现持续上升的态势；彼时，“非化石能源电力+氢能”将逐步替代传统能源，电力在能源消费总量中的比重也将从目前的26.6%上升至60%-70%，各个行业电气化水平都将在未来40年时间中大幅提升。
从国内的“双碳”进程来看，我国的减碳、控碳路径已经逐步清晰——一方面，通过能耗“双控”，提高能源利用效率，同时降低用能总量并减少碳排放；另一方面，则是通过加速电气化进程，用电替代非电能源，再用绿电替代传统高碳电力，从源头助力脱碳。
A
Q
“新型电力系统”的概念甫一提出，就得到全行业、乃至全社会的关注。关于构建的方式、实现的过程，以及系统运行的底层逻辑，至今仍处于“百家争鸣”的状态。您是如何理解、判定新型电力系统的发展与演进？
李鹏：在展望新型电力系统之前，首先需要依据“双碳”目标的进程对我国能源结构的调整进行定量与定性的分析，以此最大化地避免分歧。
根据全球温升低于1.5°的减排路径和行业的初步结论来看，到2025年，预计我国电力装机将达到27.5亿千瓦，其中清洁电力装机占比约54.5%；到2030年，清洁电力装机占比将达到70%左右；到了2060年，风电、光伏装机将有望达到50-60亿千瓦，届时，清洁电力装机占比将超过90%。
但是在“强化政策情景”下，如果要实现非化石占比的目标，在“十四五”期间，相关政策对新能源年度新增装机的普遍预期是1.2-2亿千瓦左右，其中光伏发电预期年度增幅要达到1亿千瓦以上。预计到2030年左右，新能源电量占比将达到全社会用电量的30%-40%。
无论是在哪一种情景之下，对于在运电力系统而言，如果按照既有模式去解决新能源的消纳困境，系统的频率、电压、功角稳定极限，以及高昂的系统消纳成本，都决定了新能源消纳的天花板。根据模型和欧洲的实践测算，这样的“天花板”在新能源电量占比达到30%-40%时就会出现。因此， 面对如此规模的新能源增长速度和系统迫切转型需求，急需行业和产业作出调整和改变。
因此，要进一步提升新能源电量的占比，在电网形态结构上，除了保持大电网远距离输送之外，必须加快发展以新能源为主的微电网或者局域电网，与大电网形成能量传递和互为备用支撑。因为在未来的二三十年里，要保证每年都实现新能源的消纳增量，就不仅仅是某一年或者某几年的冲刺，而是一次系统性变革的长跑，这就必然要求对电力系统的物理架构和运行模式进行革命性的重构。
A
Q
在近期的业内“大讨论”中，围绕着新型电力系统中各主体的“责权利”划分，已经成为技术探讨之外，业内最为关注的焦点问题。光伏接棒系统“主力军”，不仅需要对降低系统运行成本作出贡献，同时还要对保障系统安全稳定运行承担起主体能源的责任，您认为，以光伏产业为代表的新能源还应该在哪些方面持续发力？
李鹏：在光伏产业跻身主力之前，首先需要应对两大挑战：一是要持续降低自身的技术成本，另一个就是要承担相应的系统成本。
光伏这几年的爆发式增长，主要归功于技术成本的快速降低。事实上，国际国内多家研究机构，都在不同的时间周期内对光伏发电技术成本进行过预测，但从实际发展情况来看，行业的预测结果普遍悲观。
近期，光伏发电的中标电价连创新低，今年四川甘孜州正斗一期200兆瓦光伏项目报出0.1476元/千瓦时（折合2.28美分/千瓦时）的全国最低价；在国际上，沙特于今年4月报出创纪录的1.04美分/千瓦时的价格，这些中标价都远远超出了外界预期。同时，根据模型测算结果，光伏发电能力每增加一倍，太阳能电力价格就会下降30%-40%，按照这一趋势预测，到2030年左右，光伏的度电成本将下降到1美分/千瓦时，这可能是人类能够大规模获取的最具经济性的电能。
尽管在今年上半年，光伏产业链中出现了由于供应链不协调导致的涨价，但这些都是暂时性、阶段性的问题，我个人仍然对于2023年光伏组件成本降到1元/瓦左右抱有极大的信心。
从系统运行成本来看，未来光伏要想在能源电力系统供应中起主导作用，就必须要去解决不稳定出力特性对电力系统平衡的影响，更大程度上地适应和匹配未来电力系统的需求。因此，光伏+储能或将成为全新的赛道——根据模型测算的结论来看，如果找到合适的商业模式，当光伏发电+储能的绝对成本降至0.2元/千瓦时时，整个电力系统很有可能会被重塑。
近而，延循技术成本与系统消纳成本两大关键问题，光伏产业若想为全社会低碳变革有效赋能，发、储、用等多个环节都是需要集中发力的关键领域。
首先，光伏产业要打通与用户侧之间的链条，通过储能、用户侧的灵活性和数字化技术，有效衔接光伏发电和下游的负荷；并通过进一步推动场景化和定制化进程，着力打通从发电到用户的链条，实现光伏的有效和有序用电，使得光伏发展进一步分散化，彻底融入到生产和生活的各领域。这其中，既包含了商业模式的创新，也包括基于电力系统的技术创新。
第二，在发电侧构建风光水储多能互补系统。尽新能源发电在短期内不能像传统火电一样稳定出力、灵活可控，但未来其必将在系统中承担起越来越多的责任和义务，因此就需要新能源进行一些必要的技术补充，比如通过风光水储多能互补，以及应用功率预测等数字化技术完成自我优化，增强发电的可控性，让曲线变得更加友好，这才是近期出台"两个一体化"文件的本质；同样，新能源也能够通过多能互补实现灵活可调度，进而实现发电侧电能量价值和资产价值的最大化。
第三，在用户侧构建以分布式光伏为主的源网荷储一体化。未来，随着用户侧自发自用和就近消纳电量占比的不断提高，用户侧也将成为有源网络，同时涌现出大量自我平衡的微电网系统。其中，直流微电网将成为重要的应用模式，独立的储能电站会多点布局，通过聚合分布式电源和用户的虚拟电厂，有可能成为配电网辅助服务的重要来源。同时，这也更仰仗于产业发展理念的转变。
从目前的情况来看，很多分布式光伏项目的开发，单纯建设成了屋顶电站，这是不可持续的。在进行用户侧分布式项目开发时，一定要保持源网荷储一体化的理念，考虑分布式与大电网系统的协同问题，才能够保持增量建设开发的可持续性。毕竟消纳责任的第一责任人还是产业本身。
第四，是要着力构建"光伏+"生态能源体系。光伏的发展要积极利用好工商业和户用屋顶、车棚顶、建筑外立面、水面、设施农业等资源，逐步摆脱土地的依赖和制约；同时通过推广应用水风光互补、渔光农光互补、光伏治沙等技术，解决光伏发电安全并网、提高土地综合利用率、环境治理等问题，探索出一条多能互补、智慧协同、多方共赢的能源生态发展道路。
最后，要高度重视光伏建筑一体化。根据相关数据统计，2020年我国建筑总面积达700亿平方米，其中可利用的南墙和屋顶面积为300亿平方米，如果仅利用10%的面积安装光伏发电系统，装机或可达到3亿千瓦，年发电量约3600亿千瓦时，相当于光伏产业10年的市场规模。
值得注意的是，在进行光伏建筑一体化项目开发时，除了关注光伏与建筑物内负荷的协同问题之外，还应注重外观的协同问题——要从城市的整体景观设计出发，使光伏更好地融入城市建设和建筑本身，这也需要光伏行业与建筑设计行业的协同创新。
A
Q
面对当前国际国内的新形势和新变化，光伏产业若想实现乘势而上，变革创新，应如何依据政策、市场环境，统筹好产业链的长期与短期利益？
李鹏：光伏产业若想实现“更高的技术水平、更快的决策和市场反应、更强的竞争力和成本优势”，不仅需要产业自身加大科技创新投入，降本增效，同时还需要国家、行业在多个维度、不同层面的共同发力。
首先，政府部门应尽快出台碳达峰、碳中和路线图，向全社会传递出稳定的市场预期，激活社会资本，逐步提升光伏产业链各环节的产能，并且实现均衡配置，避免因为需求的暴涨暴跌引起光伏终端产品价格的大起大落。
如果产业对未来5年、10年、30年有比较稳定的市场预期，同时相关政策又能够保证在市场层面的有效落地，整个产业链就有了对市场预判的依据，并可以据此进行相关资源的统筹配置。借着“双碳”的东风，光伏产业要把自身的市场做大，吸引更多的资本入驻；光伏产业链上的众多企业，也应该尽快摒弃挣“快钱”的思路，从有利于产业链长远发展的宏观角度考虑资源配置和产品定价，而不是仅仅拘泥于“小蛋糕”的争夺。
其次，要大力推动光伏产业数字化进程。当前，科技的飞速发展已经将我们送入物联网时代，光伏产业的各个环节要主动地与物联网技术深度融合，成为未来能源物联网的关键节点和数据来源，并在此基础上大力研发和应用虚拟电厂技术。
未来，数字化技术的应用，将推进多种能源协同、集中式与分布式协同。特别是在发电侧和用户侧的虚拟电厂，都将为新能源，尤其是光伏的并网起到强大的助推作用。
最后，要继续深化电力体制改革。一方面，要积极推动电力现货市场建设，逐步推进发电侧申报带价格的出力曲线，推动集中式光伏发电项目自发配置储能设施，并实现储能资产投入的价格回收。另一方面，要突破分布式“隔墙售电”的体制障碍，完善分布式发电市场化交易机制，理顺利益分配方式，合理测算核定“过网费”。
创新分布式能源商业运营模式，不仅需要依托政府、政策的搭台，同时更需要主体意识的统一，才能构建出“共生共荣”的市场环境。只有将参与“游戏”的市场主体所对应的“责权利”进行清晰的划分和界定，“游戏规则”才能尽快明确和落地，由此，分布式能源的就近消纳才能得以实现，绿色市场和绿色经济才能蓬勃向荣。毕竟，这不仅事关企业、产业、行业的长远发展，更关系到整个经济社会与时间赛跑的步频与步长。
（四）李鹏：刍议“源网荷储一体化”（2022.01.20）
被“低估”的荷侧资源
长久以来，交流电力系统自身都是以火电（煤电或者燃气发电）为主要的支撑电源，这样的系统优点突出—一方面是有足够的转动惯量，系统的稳定性好；另一方面是有足够的灵活性，发电出力可以紧密追随负荷的波动，实现“源随荷动”。但是在碳中和的场景下，电源侧的火电机组将逐步退出运行，改由以风电、光伏为主的新能源成为主体电源。风电、光伏除了自身的波动性和随机性特点外，可控性差也是一个突出的问题，特别是低谷负荷的正向调频能力严重不足。在这种情况下，若以延续原有的模式来保障负荷的刚性需求将会付出巨大的成本。站在绿色、安全的角度做好能源电力经济这篇大文章，首先需要系统的运行方式发生根本性变化。在我国现行的系统运行逻辑和电价体制下，不同时间和不同空间的电能量价格未能得到明确的区分，用户侧的灵活性也几乎没有被予以考虑。理论上，在不考虑新建电网基础设施的前提下，由电网解决电力电量平衡是最经济的方式，但是由此带来的新增电网投资需求，使得这个理想结论并不是现实，而能源的就近平衡在多数情况下则更具经济可行性。在未来发电侧灵活性严重不足的情况下，要保障系统的稳定运行，用户侧必须要深度参与到系统运行的调节中来，并通过灵敏的价格信号充分挖掘用户侧的灵活性潜力。为用户提供供电服务的服务方也必须深入研究负荷的特性，在此基础上提出成本最小的供电方案。这也必将是未来综合智慧能源竞争的核心赛道—谁能够更深入、更透彻地研究用户的用能特性，并且能够用更低的成本和更少的碳排放满足用能需求，谁就能够在未来赢得用户。因此，在面向未来的“源网荷储”供能体系中，“荷”将处于主导地位，其除了是能源服务的甲方之外，也将成为系统灵活性的必要来源。有待“数智化”赋能与重构的网侧资源
事实上，单一负荷的灵活性调节幅度是非常有限的，如果要深度挖掘用户侧的灵活性，还必须将不同种类的负荷连接起来，充分发挥其互补效应。以办公场所来说，通常白天工作时间是用电高峰时段，而夜间是路灯等照明设备的用电高峰时段，通过负荷的相互匹配，就可以大大减少对于系统灵活性的需求。这样的做法在之前的调度机制下虽然有所应用，但是基本上是被动的。
因此在新型电力系统中，更需要综合智慧能源服务的提供方主动去寻找时间和空间上可以实现互补的负荷，并通过算法充分优化，最终形成虚拟电厂，因此，网侧资源的重要性则更加凸显。未来，除了传统的物理网络之外，源、网、荷、储中的“网”将更可能是嫁接在传统物理网络之上的数据网络，目前现行的配电网络也必然重构——从目前的单向能源流向双向能源流和多向信息流的网格化网络转变，实现有效精准控制。
助推系统运行方式衍化的源侧资源
以新能源为主体的新型电力系统建设，并不单纯是零碳、低碳电源对于传统火电机组的简单替代；随着风电、光伏的规模化发展，其自身的形态也将发生重大变化。
从用能效率提升的角度来说，能源的就近生产和利用是效率最高的方式，也是最有利于实现“源荷互动”、体现负荷侧灵活性价值的方式。未来，分布式新能源电源将成为源侧重要的增量来源——除了自身的发展潜力外，分布式新能源更能有效适应源网荷储的互动需求，这也将成为其规模化发展的重要推力；同时，分布式电源与负荷的有效互动，将会极大地助推目前电力系统平衡方式的衍化，逐步从所有的调节需求统一到大网来满足，过渡到更小的平衡单元，微电网和局域电网也将成为“源网荷互动”的主场。
需要正确定位的储能资源
当前，储能技术的进步极大地提升了人们对于建设新型电力系统的信心。但是到目前为止，真正推动储能技术进步的应用场景仍然是已经成熟的动力电池领域。储能技术在电力系统的应用仅仅是开始，未来还需要大量的技术研发和实践积累，短时间内难以成为保障系统稳定运行的主体力量。
毕竟，储能的本质是一种特殊负荷，在合适的网络节点进行配置，可以有效地弥补源、网、荷关键环节灵活性不足的问题，保障局部系统的稳定运行；只有当储能装置发出的电能量替代了系统最尖峰负荷的少量电量，才能真正达到“四两拨千斤”的效果。储能绝非是源网荷链条上满足所有灵活性需求的唯一解决方案，如果以现有思路配置储能，将会造成巨大的投资浪费，也会推升用户侧的用能成本。
因此，“源网荷储”中的储能应该是一个补充能源的角色，要在深入研究系统运行需求的基础上按照最小化配置的原则合理在关键节点配置储能并优化其运行方式，确保配置储能装置后系统总体运行成本保持平稳。因此，在源网荷互动的产业链条上，首先应该优先挖掘用户侧的灵活性，其次是充分利用发电侧和大电网的灵活性，储能装置应该是最后的选择。
综上，“源网荷储一体化”概念的提出绝不应该是原有的系统运行方式的优化和改良，而应该是能源生产和消费方式的根本性改变，是能源产业发展的全新理念。未来新型电力系统的构建也应该是“自下而上”、从园区局域网或微电网等局部开始的创新，最终改变整个网络的物理架构和运营机制。
因此，在系统网架结构和运行机制设计中，一定要摒弃掉原有的思维，重新构建以用户为核心的全新电力系统运行方式，这就必须要保证价格信号的灵敏性和有效性，也正因如此，深化电力体制改革不仅是当务之急，而且是必然选择。
（五）李鹏：构建新型电力系统的思考和建议（2022.01.07）
编者按
深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统，是党中央基于保障国家能源安全、实现可持续发展、推动碳达峰、碳中和目标实施作出的重大决策部署，为新时期能源行业以及相关产业发展提供了重要战略指引，有利于加快我国构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系步伐，推动经济社会绿色转型和高质量发展。
一、新形势下新能源发展的历史机遇以及电力系统面临的挑战
当前，我国正处于工业化后期，经济对能源的依赖程度高，而我国能源消费以化石能源为主，2020年化石能源占一次能源比重达84%。碳达峰、碳中和目标下，我国能源结构将加速调整，清洁低碳发展特征愈加突出。
（一）碳达峰、碳中和目标推动新能源向“主体能源”转变
随着经济社会的转型发展和能源利用效率的不断提升，能源消费总量将会在碳排放量达到峰值后逐步下降，但电能消费总量一直呈上升趋势，预计将从2020年的7.5万亿千瓦时增长至2060年的15—18万亿千瓦时。
新能源将迎来跨越式发展的历史机遇，成为电能增量的主力军，实现从“补充能源”向“主体能源”的转变。预计到2030年，风电、光伏装机规模超16亿千瓦，装机占比从2020年的24%增长至47%左右，新能源发电量约3.5万亿千瓦时，占比从2020年的13%提高至30%。
2030年后，水电、核电等传统非化石能源受资源和站址约束，建设逐步放缓，新能源发展将进一步提速。预计到2060年，风电、光伏装机规模超50亿千瓦，装机占比超80%，新能源发电量超9.6万亿千瓦时，占比超60%，成为电力系统的重要支撑。
（二）新型电力系统面临的挑战
新能源具有典型的间歇性特征，出力随机波动性强。以电动汽车为代表的新型负荷尖峰化特征明显，最大负荷与平均负荷之比持续提升。发电侧随机性和负荷侧峰谷差加大将对传统电力系统造成较大的冲击，要实现构建以新能源为主体的新型电力系统愿景目标，我们还需要应对以下问题：
一是电力系统的可靠容量不足。风电、光伏因其自身出力特性，可靠性偏低。经研究，到2030年，在全国范围内相对均匀分布的情况下，新能源装机超10亿千瓦，每年将有30天以上出力低于装机容量的10%，置信容量仅为1亿千瓦。
假设峰值负荷约18亿千瓦，水电装机5亿千瓦，可靠容量约3.5亿千瓦，核电装机3亿千瓦，可靠容量约3亿千瓦，风电、光伏可靠容量按1亿千瓦、其他可再生电源可靠容量按0.5亿千瓦估列，再考虑可中断负荷及电动汽车等可调节容量约5亿千瓦，那么电力系统可靠容量缺口约5亿千瓦，也就是说，对于稳定电源（火电）的需求仍有5亿千瓦。
二是传统大电网难以满足未来电力输送需求。长期以来，我国能源资源与负荷呈逆向分布，大电网是连接三北地区等资源区与中东部负荷区的重要途径。但随着经济社会的发展，各地区用电量需求与日俱增，预计到2030年，仅广东、福建、浙江、江苏和山东五省的全社会用电量就将达到3万亿千瓦时，未来可能会达到5万亿千瓦时。
如果绝大部分从三北地区远距离输送，按照80%的比例测算，送电规模将达到4万亿千瓦时，这就需要建设约100条特高压送电通道，且每条特高压不受电磁环网制约，全年满功率运行，无疑这将难以实现。
三是电力系统转动惯量以及长周期调节能力不足。光伏发电利用半导体的光电效应将光能转变为电能，无转动惯量，风力发电转动惯量也严重不足，因此，当电力系统中大量的新能源机组替代常规电源时，系统频率调节能力将显著下降。另一方面，目前的电化学储能等技术只能解决电力系统的短期调节问题，且受成本等因素制约，月度调节和季度调节还存在很大障碍。
而氢能、CCUS等技术在一定时期内很难取得突破性进展实现大规模应用，当局部地区出现极端天气状况时，高比例、大规模新能源的电力系统将面临长周期调节能力不足的挑战。
二、新型电力系统的内涵、特征与关键技术展望
新型电力系统以新能源为主体，贯通清洁能源供需各个环节，有利于体现清洁电力的多重价值，促进经济社会低碳转型，是推动能源革命落地的创新实践。
（一）新型电力系统的内涵
新能源成为主体能源只是新型电力系统的基本特征，它有着更深刻的内涵。
首先，新型电力系统是贯通清洁能源供给和需求的桥梁。构建新型电力系统的本质，是要满足高占比新能源电网的运行需求，通过打通能源供需各个环节，实现源网荷储高效互动。
其次，新型电力系统是释放电能绿色价值的有效途径。新型电力系统有利于清洁能源的优化配置和调度，通过绿色电力能源中介，引导能源生产和消费产业链的绿色转型，实现电能绿色价值顺利传导至终端用户。
（二）新型电力系统的典型特征
新型电力系统的核心是新型，具有鲜明的特征：
数字技术赋能形成多网融合。物联网时代的突出特征是机器社交，能源真正的终端用户并不是个体的人，而是各类用能设备，能源网的终极形态一定是用能设备之间互联互通和机器社交。未来能源网将以能源的分布式生产和利用为突出特征，在云大物链等数字化技术驱动下进化成自平衡、自运行、自处理的源网荷一体化智慧能源系统。
因此，能源不会单独发展形成孤立的能源网，未来电力基础设施将变成一个平台，数字技术将深化能源网与政务网、社群网的融合互动，实现多网融合、共同发展。
用户侧将深度参与电力系统的平衡。受限于新能源的出力特性，灵活性资源将是保障电力系统稳定运行的重要因素，有效挖掘用户侧的灵活性、减少电力系统峰谷差、提高电源利用效率将成为经济可行的重要措施。
源网荷储互动将成为新型电力系统运行常态，可中断负荷和虚拟电厂得到普及应用，电力负荷将实现由传统的刚性、纯消费型向柔性、生产与消费兼具型转变。
配电网将成为电力发展的主导力量。构建新型电力系统的过程，实际上是一次配电网的革命。传统电力系统通常骨干电网最为坚强，越到电网末端系统越脆弱。但是，新型电力系统中配电网将承担绝大部分系统平衡和安全稳定的责任，绝大多数交易也将在配电网内完成。现有的配电网最终需要在物理层面实现重构，成为电力系统的主导力量。
电力交易将主导调度体系。未来，新型电力系统将以满足用户的交易需求为主，调度的主要目的是确保用最小的系统成本完成用户交易行为的实施。用户与发电企业的直接交易将成为绝大部分电量的销售模式，灵活性资源也将随着现货市场机制的逐步完善成为核心交易内容，并且大部分交易将在配电网内完成，隔墙售电将成为主要交易方式。
（三）新型电力系统的关键技术展望
构建新型电力系统是一项系统而长远的工程，离不开科技创新与技术突破。
一是源网荷储双向互动技术。通过数字化技术赋能，推动“源随荷动”向“源荷互动”转变，实现源网荷储多方资源的智能友好、协同互动。
二是虚拟同步发电机技术。通过在新能源并网中加入储能或运行在实时限功率状态，并优化控制方式为系统提供调频、调压、调峰和调相支撑，提升新能源并网友好性。
三是长周期储能技术。长时储能与大型风光项目的组合将大概率替代传统化石能源，成为基础负载发电厂，对零碳电力系统中后期建设产生深远的影响。
四是虚拟电厂技术。源网荷储一体化项目的推广应用，以及分布式能源、微网、储能的快速发展为虚拟电厂提供了丰富的资源，虚拟电厂将成为电力系统平衡的重要组成。
五是其他技术。新能源直流组网、直流微电网、交直流混联配电网等技术的研发与突破，将有助于实现更高比例的新能源并网，为电力系统的安全稳定运行提供保障。
三、构建新型电力系统的思路与建议
落实碳达峰、碳中和目标，电力行业责任重大，构建以新能源为主体的新型电力系统是时代赋予的责任和使命，需要电源、电网、用户等产业链各方的共同努力，要以大力发展新能源为基础，以增加系统灵活性资源为保障，推动分布式、微电网与大电网融合发展，构筑坚强电网，加强技术创新和推广应用，实现发电、输配和电力消费系统协同融合、共同发展，助力电力行业率先碳中和。
大力发展新能源。坚持集中式与分布式并举，有序推进三北地区等资源富集区新能源开发以及中东部负荷地区分布式能源建设，加大新能源产业开发力度。
同时，推动新能源产业与传统水电、环保、农业等融合发展，构建生态能源体系，推广水风光互补、渔光农光互补、光伏治沙等新业态，探索多能互补、智慧协同的能源生态发展道路。
增强系统灵活性资源。鼓励新能源项目配置一定规模的煤电、水电、储能等调节性资源，通过“新能源+调节性电源”的模式提高新能源出力的稳定性。
积极推动具备条件的火电项目进行灵活性改造，努力为系统提供经济可行、规模较大的调节能力。以增加清洁能源消纳、增强调频调峰能力为目标，科学有序发展抽水蓄能、电化学储能项目。加强可调节负荷、虚拟电厂等技术的研究和应用，实现源网荷一体化协同发展。
推动分布式、微电网与大电网融合发展。加强数字技术应用，通过配电资产的深度链接构建基于传统电网物理架构的数字电网。支持分布式可再生能源+储能系统建设，通过就近取材、就地消纳，摆脱对大电网的依赖，形成多个独立微网，各个微电网之间互相备用支撑，实现“绿能”身边取。
研究显示，当风电、光伏发电量占比超过30%至40%时，大电网系统的频率、电压、功角稳定极限及高昂的成本决定了其消纳新能源的天花板。因此，分布式、微电网与大电网的融合发展将成为未来电力系统的重要支撑。
加快技术创新和推广应用。加强新能源功率预测、虚拟同步发电机、柔性直流输电、分布式调相机等技术研发，充分挖掘工业大用户、电动汽车等需求侧响应资源，通过电源、电网以及用户侧技术创新提高新能源消纳利用水平和保障电力系统安全稳定。
同时，储能、虚拟电厂和直流微网等技术具有削峰填谷、调频调压作用，是支撑新能源跨越式发展的重要技术手段，建议国家层面统筹谋划，出台相应的顶层设计文件，加强产业引导，加大技术攻关，积极推动相关技术标准的制定，助力行业科学、规范、有序发展。
（一）李鹏：碳减排时代中，能源企业如何抢抓绿色发展机遇期？（2021.03.11）
当前，我国经济处于中高速发展阶段，经济发展对化石能源，尤其是对煤炭的依赖度较高。实现碳中和意味着全社会史无前例的转型，涉及多部门深度减排行动，全面的减排方案组合以及显著的投资升级，对我国经济发展、能源转型、技术革新等各个方面都将产生全方位深层次的影响。二维码矩阵
资讯、报告号：ERR能研微讯订阅号二维码（左）丨咨询、情报、专家合作：ERR能研君（右)
视频、图表号：能研智库订阅号二维码（左）丨ERR能研微讯头条号、西瓜视频（右)
能研智库视频号（左）丨能研智库抖音号（右)
能研智库：能源信息、数据、提供深度研究、咨询。
往期回顾
丁仲礼：我国碳中和框架路线图研究汇总2016~2021年全球主要国家电力价格变化
国家、部委双碳政策及重要能源会议内容全面梳理（2021年至今）+国家级碳中和产业政策白皮书
欧洲电力回顾2022
2010~2021年全球及主要国家电动汽车销量及市场份额变化
电网2050
习近平关于碳达峰碳中和重要论述汇总（更新至2022年1月25日）
[最新数据分享]中国太阳能、风能发电新增装机容量（2015~2021）<短视频＋数据下载，特别推荐>
短视频看能源变化趋势|2011~2021年煤炭进口变化
短视频看能源变化趋势| 最近10年欧洲主要国家太阳能装机容量是如何变化的？
短视频看能源变化趋势| 2011~2021年全国原煤产量（规模以上）是如何变化的？
短视频看能源变化趋势| 最近十年欧洲主要国家可再生能源装机是如何变化的？
图说能源| 中国、美国、欧盟和印度燃煤电厂服役时间情况如何？
图说能源| 间歇性可再生能源（VRE）对系统成本的影响有多少？
图说能源|世界各地区天然气制氢的成本如何?目前中国氢气生产成本是多少？
2021年12月能源报告索引