构建新型电力系统，助力低碳绿色转型

撰文／安永碳中和课题组 编辑／田丽娜

我国提出2060年之前实现碳中和的目标加速了对能源系统的低碳绿色转型步伐。在此愿景下，可再生能源将成为发电的主力军，但现有电力系统已无法适应大规模可再生能源发电的接入，难以满足新形势下的电网运行需求，在此背景下，构建新型电力系统迫在眉睫，其有助于保障高比例可再生能源的并网和消纳，从而实现打造清洁、低碳、安全、高效的能源体系。

解码新型电力系统

什么是新型电力系统？它和传统的电力系统又有什么区别？新型电力系统体现在“能源新”“技术新”“价值新”和“数字化”上。新型电力系统是以新能源为主体的电力系统，这里的新能源主要是指风能和太阳能。简言之，以新能源为主体的新型电力系统就是以新的电力技术体系为支撑，具备承载高比例的新能源发电、消纳和存储能力，同时能够确保电力稳定供应的系统。可以说，该系统的建立能够全面支撑电力行业碳中和目标的实现。

新型电力系统的构成是怎样的？可以从四个“侧”来解码，如图1 所示。从电源侧来看，将呈现以新能源为主体，风光水火储多能互补，集中式与分布式电源并举的态势，进行煤电灵活性改造与调峰燃气发电的建设；从电网侧来看，将通过相关技术设备的配置呈现特高压交/直流远距离输电、主干网与微电网互动的态势；从负荷侧来看，主要是发挥电力需求响应机制的作用，形成储能方式多元化、需求满足定制化、数字交互智能化的能源消费模式；从储能侧来看，则要加快抽水蓄能电站建设，大力发展氢储能和电化学储能，推动新型储能发展，推广“新能源+ 储能”“微电网+ 储能”等多种模式的运用。此外，还可以通过调度侧，主动响应电网调度信息，构建主动防御、智能决策的新一代调控体系，支撑大电网监控预警和分析决策。

图1 新型电力系统的构成

构建新型电力系统行动指南

2021年2月，被称为“美国电力工厂”的得克萨斯州在遭遇极寒天气后，出现了大规模的停电，400 万户人家在天寒地冻时无电可用。为什么会出现此种局面？直接原因是极寒天气引发得克萨斯州的第一大电源——天然气发电机组出力不足，以及第二大电源——风电机组被“冻结”。

近年来，天然气、风能、太阳能成为得克萨斯州发电主力军，但得克萨斯州电力系统的储能和灵活性调节能力未能跟上其向绿色能源转型的步伐。该案例充分说明，在可再生能源大规模接入电力系统时，电力系统具备灵活调节能力是很重要的，这也对我国建立以新能源为主体的新型电力系统提出了警示。

如何把握机遇，赢得未来？在打造新型电力系统的行动指南下，本文从五个路径进行分析。

路径一：多能互补的发电形式，电网配套支撑上网

未来新型电力系统将形成以新能源发电为主，风光水火储多能互补的态势，这样可以保证高质量的电力供应，增强供电可靠性，减少断电风险。结合我国各地区的资源分布情况、能源需求特点、土地建设条件等，我国未来将在西部和北部地区开展大型风电、光伏发电基地建设，在东中部地区开展分布式光伏电站建设，在东南沿海地区开展海上风电基地建设，统一规划，推进海上风电集中连片规模化开发，保障新能源能够及时并网和消纳。同时，我国将积极开展煤电灵活性改造，提倡天然气发电，大力发展氢储能、电化学储能和抽水蓄能，为新型电力系统提供灵活性保证。

路径二：大力推进主干网和微电网建设，提升数字化水平

我国能源和负荷中心呈天然逆向分布的特点。详细来说，从电力供给角度，我国76%的煤炭、80%的风能、90%的太阳能分布在西部和北部地区，80%的水能分布在西南部地区，然而从电力需求来看，70%以上的电力消费集中在东中部地区，因此能源富集地区距离东中部电力需求中心1 000～4 000 千米（数据来源：李文华. 重磅|独家揭秘中国特高压前世今生[N]. 中国能源报，2021-03-30）。

针对这种能源资源分布特点，我们需要科学规划、加快建设以新能源为主的电力输送通道，促进高比例新能源的消纳。以发展特高压主干网和微电网为核心的电网布局可以实现新能源按能源资源分布因地制宜地接入：在跨省、跨区主干网方面，利用特高压电网可以实现我国能源资源的远距离输送，改变我国电力供应依靠当地的发展格局，实现我国能源资源的大范围优化配置，同时，促进我国能源大规模开发、大范围消纳；在配电网方面，提升配电网新能源消纳能力，通过交/直流混合柔性配电网、电化学储能、有序充电等技术加强配电网互联互通和智能控制能力；微电网作为提高供电可靠性和促进分布式电源并网的重要解决方案，将在工业园区、偏远地区等地成为使用热点。

此外，提升电网的智能化水平也是新型电力系统建设的重点。通过大数据、区块链、5G、物联网、数字孪生等新一代信息技术的运用，广泛布局智能传感器、智能网关，提高智能采集感知能力，可以有效提升电网控制水平和实时交互水平，让电网“更聪明”。

路径三：推进新一代调控系统建设

随着我国大电网的建设步伐加快，新能源和分布式电源的快速发展，特高压交/直流电网和微电网的广泛接入，电源结构、电网格局和电网运行状态都已发生了显著的变化，这对电网的安全管控提出了新的挑战。具体表现在三个方面：①调度控制对象呈现海量增长态势，控制对象从以源为重点扩展到“源网荷储”各环节；②由于新能源装机容量的快速增长和跨区输电规模的扩大，系统稳定策略的适应性变差，容易产生故障，传统的继电保护器无法更好地发挥作用；③对通信系统或软件程序的功能也提出了新的要求，一旦这些系统或软件发生故障，电网运行将面临严重的安全风险。因此,电网亟须建立具备全网范围精益化调度控制和决策支撑能力的新一代调控系统。

新一代调控系统是依托先进的信息通信技术和测量技术，如大数据、物联网、5G、人工智能等，全面覆盖电源侧、电网侧、负荷侧和储能侧各环节，是能高速、智能、敏捷感知的电网中枢神经系统。

为推动我国新一代调控技术的发展，需要重点关注以下四个方面：①要聚焦一系列关键技术，包括仿真分析、在线状态感知技术，并研究适应电网特性的继电保护新原理，加强信息共享，为大电网全景监控、全局分析和决策等提供基础保障；②通过运用云计算、大数据、5G、人工智能等信息技术，构建由数据和模型驱动、由运行控制平台和云计算平台支撑的调度自动化系统，通过数据在线智能响应和趋势分析，实现对电网运行状态的准确判断和预测等，预测电网存在的薄弱环节和潜在风险，保障电网安全，提升电网优化决策能力和调节能力；③要加强电力调度监管，增加量化考核机制，保障电网安全可靠运行；④建立主动安全防护体系。随着“源网荷储”的深度协同，调度量变得大而广，而且带来更复杂的安全性问题，因此在进行负荷调度时要做好安全防护工作。

路径四：发挥负荷侧需求响应作用

电力需求响应是指电力用户根据分时电价等价格信号或资金补贴等激励措施，主动调整其用电活动，减少（增加）用电，以促进电力供需平衡，保障系统稳定运行的行为。因此，电力需求响应策略分为基于价格的电力需求响应策略和基于激励的电力需求响应策略。目前，我国基于价格的电力需求响应策略主要包括分时电价、阶梯电价和尖峰电价；基于激励的电力需求响应策略则是通过事先签订用户协议调整电力负荷，主要有可中断负荷和直接控制负荷。

我国开展电力需求响应的时间较短，于2012年才开始进行科学实证。但随着实施电力需求响应带来的积极影响不断扩大，越来越多的地区加入探索电力需求响应的队列中来，这些地区陆续开展削峰填谷、促进可再生能源消纳、调动储能参与等需求响应实施工作。在电力需求响应价格补偿机制方面，目前我国主要采用固定补贴价格和动态补贴系数的形式，补贴资金主要来自政府，但随着市场化程度的提升，补贴来源呈现多样化的趋势。响应机制方面也呈现出了新的特点，各地逐步积极探索电力需求响应的市场化交易机制，浙江、山东等地将电力需求响应资源纳入电力现货市场的交易范畴，国网冀北电力有限公司则将电力需求响应纳入华北电力调峰辅助服务市场。

目前，我国电力需求响应面临诸多挑战，电力市场建设还处在初级阶段，现货市场、辅助服务市场的建设仍在探索中。为了更好地推动我国电力需求响应的发展，在政策方面，完善电力需求响应激励机制，设立专项基金，明确政府、电力企业、用户方等的责任，鼓励用户绿色用能，引导用户合理用电；在技术方面，通过广泛部署数据采集终端，提高需求侧的大数据分析能力，并且建立相关行业技术标准；在市场方面，良好的市场机制是电力需求响应融入市场、参与电力系统运行的基础，因此需要建立并完善电力需求响应市场运营机制，明确各需求响应主体的角色定位及盈利方式，运用市场价格影响需求的时间和水平。

路径五：构建电力市场体系

新能源发电占比快速提高，给电网安全稳定运行和新能源的消纳带来了巨大的挑战，同时对电力市场深入建设提出了更高的要求。具体表现在四个方面：①常规能源大量被新能源代替，给电力系统调峰、调频带来了很大压力，需要建立合理的辅助服务费用分摊机制和成本补偿机制，调动各类电源和用户的积极性，保障电网安全；②由于风电等新能源发电的强随机性、波动性和间歇性的特点，电力供应保障难度加大，需研究如何建立日前交易调整和补偿机制，确保在日前和实时运行中为新能源发电留足消纳空间；③由于我国能源和负荷特性对跨区通道的建设与运行提出迫切要求，因此需要进一步研究如何完善跨区、跨省交易机制，保障可再生能源的充分消纳，还需要研究可再生能源的优先发电权、中长期交易及消纳责任权重等相关问题；④针对部分发电机组无法在市场交易中获利的情形，研究并建立收益调整机制，以保障各方利益和电网安全运行。

在保障电网安全运行的前提下，国家应充分激发市场竞争活力，构建具有中国特色的电力市场体系。具体做法包括：①要完善适应新型电力系统特点的电力市场顶层设计，明确省间、省内交易定位，随着跨省、跨区骨干电网、区域内电网、配电网、微电网多层次电网体系的建成，需要相应形成更大范围的多层次电力交易平台，促进大范围的资源优化配置和电力消纳，同时要推进多种能源类型的竞争性电力市场建设，研究相应机制保障可再生能源优先并网；②利用市场发现价格、以价格引导电力资源配置的手段，实现发电侧和用电侧资源的最优配置；③要完善电力辅助服务市场，引导更多主体参与辅助服务市场，保持对服务参与者的经济吸引力，增强电网灵活性；④选择具备一定经济条件、市场化程度高的地区作为先行试点，建立容量市场，引入容量电价，通过差异化的容量电价解决不同电源类型的投资差异问题，化解新能源与煤电争夺电力市场份额的矛盾。