报告|北大能源研究院《新能源为主体的新型电力系统的内涵与展望》

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2022年7月，北京大学能源研究院气候变化与能源转型项目发布《新能源为主体的新型电力系统的内涵与展望》报告。这是包括新能源、能源转型、电力碳达峰和新型电力系统等系列报告之一。

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2021 年3 月15 日，中央财经委员会第九次会议提出要“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”。构建新型电力系统对我国建设富强、民主、文明、和谐的社会主义现代化强国具有重要意义。构建新型电力系统将重塑我国能源生产消费结构，助力全球应对气候变化挑战；将促进我国深入推动能源革命，加速建成能源强国；将驱动我国经济社会高质量发展，引领第四次工业革命；将为世界贡献“中国智慧”，助力全球落实可持续发展目标。

新型电力系统是未来新能源为主的我国能源系统的主体，将根本改变目前我国化石能源为主的发展格局，实现能源消费的电气化和电力消费的清洁化，具有全面支撑性、系统平衡性、综合高效性、科技创新性以及国际引领性等主要特征。

全面支撑性指我国电气化程度高，全面实现电代煤、电代油、电代气。包括氢能、碳捕捉与封存利用（CCUS）、生物质能等在内的清洁技术能有效支撑全社会难以电气化领域的深度脱碳；系统平衡性指我国能突破能源系统的“不可能三角”，实现电力消费以清洁能源为主，具备安全稳定的电力供给能力和遇到突发事件的灵活调节能力，电力价格长期稳定且终端用户可承受，电力服务普惠经济民生；综合高效性指我国能源综合使用效率高，以服务需求侧为导向，废弃资源的循环综合利用水平高。拥有高效运转的市场机制（有效市场）和科学健全的监管体系（有为政府），与新一代数字信息技术广泛融合发展。科技创新性指我国电力全产业链各个环节能够采用先进的科学技术，保持世界领先的科技研究、开发和示范水平，推动能源技术革命；国际引领性指我国在电力投资贸易与标准制定、国际能源组织、应对气候变化等事务上具有较强的影响力，能够为世界解决能源问题积极贡献中国智慧和解决方案。

在新型电力系统建成后，我国电能在终端用能的比重在70% 以上，非化石能源发电量占总发电量的比重在95% 以上，电力系统和能源系统之间的界线逐渐模糊，即我国电力系统趋近于能源系统。我国构建新型电力系统分为两个阶段。第一阶段到2035年，称为构建新型电力系统的1.0 阶段；第二阶段为2036 年到2060 年，称为构建新型电力系统的2.0 阶段。

在新型电力系统1.0 阶段，电力在我国能源系统中的地位得到持续加强，增量能源消费主要以电力消费为主，但总体来看电力仍然不是我国终端用能的主要形式。新增电力需求在“十四五”时期绝大部分由非化石能源满足。在1.0 阶段，我国新能源装机快速增长，光伏、光热、陆上风电和海上风电的总装机到2025 年和2035 年分别达11.2 亿千瓦和26.8亿千瓦，非化石能源发电量占总发电量的比重分别达43% 和61%。与之对应的是煤电装机的加速下降，2025 年我国煤电装机达到峰值11.7 亿千瓦，随后进入峰值平台期，缓慢下降到2035 年的10.6 亿千瓦，其中约一半为利用小时数只有3000 多小时的调峰机组。

在新型电力系统2.0 阶段，以光伏、风电为主的新能源开始大规模替代存量化石能源。传统能源机组的角色和燃料产生巨变，煤电由调峰电源逐渐转变为备用电源，发挥紧急情况下的安全保供作用。到2060 年，光伏、光热、陆上风电和海上风电的总装机达56.3 亿千瓦，包括地热、氢电、海洋能等在内的新兴清洁发电机组总量接近3 亿千瓦，非化石能源发电量占总发电量的比重达95%。届时我国淘汰所有燃煤基荷机组和调峰机组，仅在东中部高负荷地区保留约2 亿千瓦的安全备用机组。

在构建新型电力系统的发展路径下，我国电力行业二氧化碳排放于2025 年左右达峰，峰值约45 亿吨，2025-2028年碳排放处于峰值平台期，到2030 年仍约42 亿吨。2030 年之后，我国电力行业二氧化碳排放呈加速下降趋势，若不考虑CCUS 技术在电力行业的利用，到2035 年我国电力行业碳排放约39 亿吨，到2050 年约20 亿吨，到2060 年约3 亿吨。若考虑CCUS（包括BECCS和直接空气捕捉）技术在电力行业的利用，到2035 年我国电力行业碳排放约35 亿吨，到2050 年约7 亿吨，到2060 年实现负排放。

开展新一轮技术革命成为摆在我国构建新型电力系统面前最严峻的挑战，这包括新型储能、光热、CCUS、生物质能，以及绿氢制输储运与终端利用体系等。如果这些关键技术不能在未来取得突破性的进展，降低使用成本，我国构建新型电力系统的过程中将缺乏根本的技术保障，电力系统的安全、清洁、稳定、高效发展也将无从谈起。

此外，我国在构建新型电力系统的过程中，在不同时期将面临着不同的挑战与困难。

在1.0 阶段，我国将主要面临经济性和高效性的问题。一方面是新能源高速发展背景下系统整体并网消纳成本的大幅增加；另一方面是不健全的市场机制导致的电力资源无法实现大范围内的优化配置，以及灵活性资源无法有效发挥对新能源的调节支撑作用。在2.0阶段，随着新能源制造成本和消纳成本的持续下降，以及市场机制建设的不断完善，我国将主要面临安全性问题，这包括波动性电源大规模并网对系统安全稳定运行造成的冲击，以及新能源制造业中矿产资源和稀土资源安全稳定供应的问题。

在构建新型电力系统的两个阶段，我国的工作重点都将围绕推动煤电的优化与退出、综合施策提升电力系统灵活性、强化分布式能源与微电网的发展格局、大力发展电制衍生品技术和新一代发电与供热技术，以及促进循环经济和“新能源+”的发展上。但两个阶段的侧重点有所不同，在1.0 阶段，更多的是侧重调整煤电的发展方向和解决电力系统灵活性不足的问题，以满足大规模新能源并网消纳需求，加速电力行业自身的脱碳进程。在2.0 阶段，更多的是侧重全新的技术、生产与消费方式、商业模式的发展与推广，以及电力行业与其他行业的深度融合等，以发挥电力行业的基础性地位，带动工业、交通、建筑等各个部门的低碳可持续发展。

为保障新型电力系统的建设，我国需建立现代化的能源管理体系，持续提升政府部门的行政治理水平；需构建高效运转的电力批发市场和多样化的电力零售市场，保障新能源渗透率不断提升的电力系统运行的安全性、可靠性和经济性；需高度重视科技研发与创新，推进关键能源技术取得突破；需完善碳市场和可再生能源消纳责任制，以市场化的手段倒逼煤电的转型与退出，提升新能源项目的经济性；需大力推动公正转型和加强宣传教育，以促进经济社会的包容性发展，调动一切积极因素，探寻构建新型电力系统的最佳实践和最优之路。

报告目录和图表：

北京大学能源研究院“气候变化与能源转型项目”于2021 年3 月启动，旨在助力中国应对气候变化和推动能源转型，实现2030 年前碳达峰和2060 年前碳中和的目标。项目的具体研究领域涵盖宏观的能源与环境、经济和社会的协调综合发展；化石能源消费总量控制；能源开发利用技术创新；电力部门向可再生能源为主体的系统转型；推动电气化；高耗能部门的低碳绿色发展；可持续交通模式；区域、省、市碳中和模式的示范推广；散煤和塑料污染治理；碳中和与碳汇；碳市场；社会公正转型等。CWEA

来源：北京大学能源研究院

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