《风能》专栏|构建面向碳中和的新型电力系统：厘清挑战，加速转型

构建面向碳中和的新型电力系统：

厘清挑战，加速转型

文/落基山研究所常务董事兼北京代表处首席代表 李婷

落基山研究所高级顾问 周勤

自2020年9月我国应对气候变化“双碳”目标宣布以来，有关政策指引不断出台。其中，最引人注目的是进一步将“双碳”目标纳入生态文明建设整体布局，构建清洁低碳安全高效的能源体系，构建以“新能源”为主体的新型电力系统。电力系统是实现碳中和的关键领域。中国电力系统产生的碳排放占全部碳排放的40%左右，单位发电量二氧化碳排放约为577g/kWh。在制定全行业减排规划时，电力系统将发挥举足轻重的作用，并形成系统性带动和辐射效应。因此，快速实现低碳化、提早迈入脱碳轨道、最终实现近零碳是中国电力系统发展的必然趋势，也是构建新型电力系统的目标与要求。

在探索落实这一宏大愿景之前，有必要回顾电力系统的“初心”与“本色”，从其本质特征再出发，才能够切中挑战、加速转型、不负“使命”。

电力的第一个重要特性是供需必须实时平衡。相比其他商品的供需关系，电力的供需平衡关系体现出较为绝对的“实时性”，这一方面是由于电力的生产从物理性与经济性两方面衡量，在很大程度上不能或不必存储；另一方面，电力的需求也在随时随地变化和波动，这种供需关系特征决定了电力的生产在很大程度上须随需而变、即产即消。当供应稀缺时，电力生产的边际成本会急速攀升，甚至引发供需失衡。

电力的第二个重要特性是用户的刚性需求。从经济学角度看电力需求弹性较差，这一特征会随着经济发展和生活质量提高而更加显著。从电力需求侧看，两大天然缺陷也使得电力需求趋于“刚性”。首先，需求侧缺乏实时的计量与收费，电力用户一般无法做到从价格角度进行自身的需求管理或控制，从行业角度看也无法依据电力消费的实时成本对消费行为进行引导或做出供需优化。再者，电力用户无需与电力供应方事先签约即可消费电力，目前除了对阶梯电价变化有提示之外，用电交易与其他交易不同，无合同上限、预期管理和总量控制，其“刚需”特征不仅在质上表现明显，在量上也会形成习惯和固有模式。

电力的第三个重要特性是电力网络的“中介”作用。电网使得电力的大规模、大范围应用成为可能，而在集中式、大规模电网输电模式下，物理学定律决定了电力供与需无法实现一对一匹配。电网的效率也会与电力生产能力和电力需求的匹配度形成正比，在电网重载甚至阻塞的情况下，电力需求与电力生产之间会形成较大的信号迟滞。

在以可再生能源为主的新型电力系统构架下，可再生能源比重将不断提高，电力系统的上述特征将更为突出。简言之，非水可再生能源输出的波动性加剧了供需实时平衡的冲突，而绿色电力的供应曲线与电力需求曲线往往形成更高程度的失配。

作为对国计民生有重大影响的基本商品，毫无疑问，电力系统的“初心”是向社会提供可靠、经济、充分的电力。尽管有数字化、智能化和新型能源及技术突破等现代工业结构给电力转型带来的新思路、新机遇，上述电力的“本色”决定了电力系统脱碳进程中有几个值得重视的叠加效应带来的挑战。

一是刚性需求与负荷高速增长叠加。尽管全球众多经济体宣布了碳中和目标，全球电力需求仍呈上升趋势，到2050年需求量将翻番。我国经济仍处于较高速发展时期，预计到2030年，电力需求约达到11万亿千瓦时，年均增长率约4%。这一较高增长速度使得电力需求的刚性特征更为突出，需要持续不断扩大的电力生产能力才能满足电力的需求，而在电力脱碳的前景和要求之下，负荷的增长需要可再生能源以更快、更大规模的开发来满足。目前，我国提出到2030年风电和太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上，这个目标需要以更有力的行动提高上限，而2/3以上电力增量需由可再生能源承担。

二是可再生能源大规模开发对电力系统灵活性能力提出更高要求。传统上，电力系统的灵活性需求来自实时平衡负荷的变化与波动，而非水可再生能源输出具有强烈的波动性，在电力脱碳场景下，电力系统必须面对实时平衡负荷加大规模可再生能源造成的双重波动性。这种灵活性需求带来的挑战一方面会体现在对高效的、市场化的储能技术的依赖，另一方面，能源转型要求煤电大规模退出，化石能源无法或不适合全面承担灵活性需求响应的任务，对其他需求响应手段提出紧迫要求。

三是更大规模、更长距离稳定输送的物理挑战与大规模消纳所需机制更新，使得电力系统“硬件”和“软件”必须同时升级。众所周知，我国可再生能源的资源分布与电力消纳负荷中心在地理上逆向分布，西北及西南地区可再生能源资源丰富，东南沿海及中部地区则是电力负荷高度聚集的中心区域。根据北京电力交易中心的数据，今年6月，在284亿千瓦时的交易规模中，包括水电在内的清洁能源共计138亿千瓦时，占比达49%，其中绝大多部分属于跨省调度。未来，预期仍需更大规模的输电能力，更灵活、可靠的输电技术，更大范围跨省区域输送，以及更灵活的电网资源调度能力。

与此同时，长期实施的传统发电的保障性收购无益于电力脱碳的推进，在非市场环境下，可再生能源难以体现其边际成本的优势。当缺乏市场价格信号时，电力的生产和输送很难与消纳侧精确响应和对接，以实现资源的优化配置，这也是未来电力市场的继续深化改革的方向与重任。

在“构建以新能源为主体的新型电力系统”的全新理念框架下，我国电力系统已经开启了迈向电力脱碳的征程，不断尝试与开展政策试点和结合创新技术的商业模式探索。2020年年底，国务院发布《新时代的中国能源发展》白皮书，目前正在开展多个“互联网+ ”智慧能源示范项目。国家电网风光储输一体化试点的先进技术实践与探索，破解大规模能源集中并网、集成应用的难题，首创风光储输联合发电技术路线。南方电网以特高压柔性直流输电技术支撑大规模能源集中开发与跨省区高效优化配置。今年以来，为促进储能技术的快速发展，应对大规模可再生能源开发对系统灵活性的挑战，多个省份先后推出的“新能源+储能”的发展政策与规定。近期，整县（市，区）推进屋顶分布式光伏开发试点工作已经开展，将促进分布式可再生能源的快速、大规模发展。

尽管有着多元的尝试与实践，但对电力零碳发展面临挑战的应对策略，对以新能源为主体的新型电力系统的诠释，以及对中国未来电力系统发展的态势，尚缺乏全行业、全方位、多层次、多纬度的深刻共识。因此，在此中国电力系统发展的历史性时刻，亟需汇聚电力行业的决策精英、顶级专家与学者共同探索未来新型电力系统理念，洞察中国电力系统转型的关键要素，促进以新能源为主体的新型电力系统最佳实践，共同规划中国电力脱碳路线图，加速零碳电力系统愿景的落地。CWEA

来源：《风能》杂志

参考阅读

《城市落实“2060年碳中和”国家战略的创新路径：以零碳为目标的综合能源规划》报告

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电力增长零碳化（2020–2030）：中国实现碳中和的必经之路

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