以新能源为主体的新型电力系统建设面临的问题

苏文婧，苏适，杨洋，杨家全，张旭东

（1.云南电网有限责任公司研究生工作站，云南 昆明 650214； 2.云南电网有限责任公司电力科学研究院，云南 昆明 650214； 3.华北电力大学（北京），北京 102200）

0 前言

2021年4月19日世界气象组织发布了《2020年全球气候状况》报告，以大量科学事实系统展现了令人堪忧的全球气候系统的新近状况。2020年全球主要温室气体浓度仍在持续上升，全球平均温度比工业化前（1850～1900年）高1.2℃，是有完整气象观测记录以来第2暖的年份（仅次于2016年），2015～2020年是有气象观测记录以来最暖的6个年份[1]。我国已经确立了力争2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和的“双碳”目标。为落实“双碳”目标，发展以新能源为主的新型电力系统已成为电力行业的时代使命。目前我国实现“双碳”目标却面临严峻的挑战，首先由于中国是世界上最大的能源生产国和消费国，这就意味着中国现阶段的碳排放总量较大。其次我国的工业化仍在发展阶段，经济还有较大的发展空间，电力需求还将刚性增长。再次是实现从碳达峰到碳中和的时间紧，留给我国的仅有30年时间。并且我国产业结构偏重、能源结构偏煤、能源利用效率偏低。2020年，我国非化石能源比重占15.9%，清洁能源发电量占36%，煤炭消费比重57%，高于世界平均水平30个百分点[2]。最后是面临低碳技术的挑战，全球二氧化碳年捕集能力在40万吨以上的大规模CCS项目我国仅建成2个[3]，对实现“双碳”目标来说还远远不够。

2021年，习近平总书记在中央财经委员会第九次会议上对中国能源未来的发展提出了新的要求，总结下来就是：“要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，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。”

1 从“双碳”目标到新型电力系统

传统的能源供应产业链，需要面临安全、经济、高效三者之间的根本矛盾，而新型电力系统建设的提出为本已复杂的矛盾复合体新增了一个新的矛盾维度，即“清洁低碳”。为了梳理双碳目标和新型电力系统的关系，我们必须明确以下3个细节问题。

1.1 双碳目标没有明确达峰的“峰值”

中国的双碳目标并没有确定达峰的“峰值”是多少。有学者认为应该把峰值定高一点，这样可以为中国争取更多的发展空间，后续减排数据也比较好看[4]。另一种观点是应该定低一点，可以为碳中和留出空间[5]。2019年我国能源利用碳排放达到98.2亿吨，2020年超过100亿吨。目前根据中科院的预测，2030碳达峰的天花板可能是140亿吨，碳中和(不得不排放的CO2，只要来自电力、工业过程和交通 )大约是25亿吨，按照目前的排放强度增长测算，也就是说减排缺口大约是110亿吨，这其中约47%来自于发电侧，53%来自于其他工业过程和居民。

1.2 双碳目标没有明确控制化石能源的总量

2020年中国一次能源消费重量达到50亿吨标准煤，占总能源消费的85%。按照碳排放总量测算，2060年一次能源消耗不可能超过20亿吨标准煤，剩下的30多亿吨标准煤是否可能全部由可再生能源替代，怎么替代目前都还在争论。从发电侧来看，至少有15亿吨的化石能源消耗需要削减，这部分完成的难度不大。然而消费测，在我国能效普遍较低，中小型企业能源管理意识淡漠的情况下，消费总量的削减却不那么乐观，是双碳目标需要重点攻坚的对象。

1.3 电力体制改革

电力系统作为我国目前网络最庞大、连接用户最多的能源系统，既是双碳目标的主要贡献者，也是新型电力系统建设的主战场。但电力体制改革进行到现在依然面临着诸多问题。一是由于增量配网和电网方面对“三不得一禁止”[6]（“试点项目内不得以常规机组‘拉专线’的方式向用户直接供电”“不得依托常规机组组建局域网、微电网”“不得依托自备电厂建设增量配电网”“禁止以任何方式将公用电厂转为自备电厂”）政策理解不同，致使当前推进的多个增量配网项目受阻，依托增量配网的源网荷储项目也因此卡壳。二是电网的投资合理性不能保证，在电改背景下作为电价重要组成部分的输配电价一直未出现显著下降，这主要因电网企业的投资规模过大，实际投资超过了电量增长需求。此外，电网企业人工成本过高，基建规模太大，大量无效低效投资、重复改造浪费以及各种不合理的管理费用，导致内部运营成本过高，这些都直接反映到电价上。三是现有的“辅助服务市场”试点总体仍是辅助服务补偿机制[7]，并未形成电能量市场化背景下的辅助服务市场化交易。除以上问题外，还有电网管制类业务与市场化业务差异化监管未落实，电网央企与地方经济发展不协调，企业的电力成本过高，万亿元规模的存量用户侧配电资产的价值等待挖掘等。

如果社会不对电改的以上问题进行讨论，形成共识，电改的进度和成果将会影响新能源、储能、用户能效管理等的发展进程。

2 能源供应的根本矛盾

双碳背景下，能源供应的根本矛盾变为“安全、经济、高效、清洁低碳”，按照辩证法的原理，根本矛盾无法消除，只能通过缓解及调和其具体表现形式加以解决。那么在双碳背景下，在电力体制改革取得一定成绩的条件下，这个根本矛盾在当下具体表现为三个方面。

2.1 电价形成机制与新增投资回收需求之间的矛盾

以新能源为核心的新型电力系统向传统电力系统引入了新的“熵”增，具体表现为不确定性（风险）[8]。虽然提升预测准确性可以局部缓解这种不确定性带来的影响，但是本质上需要建立新的机制，进行新的投资在源-网-荷端进行相应的风险对冲。然而现实情况是现行电价形成机制和新型电力系统投资回收需求存在巨大的矛盾。

在供给侧，新型电力系统建设需要面对来自大规模新能源接入带来的极大不确定性。为了应对这种不确定性，客观上要求配置大量调频调峰和备用资源（各种储能装置）；火电机组未来从基荷电源，变成一种“类储能资源”[9]。这一切都会推高电力系统运行的成本，导致现行上网电价无法维持火电机生存。并且辅助服务成本通过供给侧分摊，这进一步挤压了供给侧生存空间，电源经济承受能力不足，不利于未来长期电力系统稳定运行。然而目前的电价形成机制（现货价格，辅助服务价格等）不足以支撑大规模储能和调峰收益的情况下，电网侧在未来还将承受巨大的可再生能源并网压力，这种压力最终会加剧新能源-电网，储能-电网和传统电源-电网的三重矛盾。

在现行需求侧响应补偿机制难以为继的前提下，要实现双碳的落地，支撑新型电力系统建设，需要依赖分布式可再生能源、综合能源以及电能替代（如果我们把电动车看成交通领域的电能替代）。然而分布式的间歇性和波动性，电能替代负荷以及大规模电动车负荷接入后，对电网带来的不可预测性和冲击性，本质上都需要在配网侧进行风险对冲，无论是V2G，还是需求响应、抑或是虚拟电厂、分布式储能，都需要足够的价格回收机制。

电价形成机制的革新，本质上要求输配电价足够透明，足够市场化。但这又给电网带来额外的困扰——即现有的“统购统销”模式将被彻底打破，盈利模式只能依赖于亏损的普遍服务之外的输配电价差。在地方政府和企业对输配电价上涨承受力普遍不足的情况下，加大了电网投资电网企业的盈利能力弱化。在储能无法纳入输配电价的前提下，电网对储能单方面投资失去了积极性。这导致社会资本碍于价格回收机制，也没有了积极性投资。不同的投资主体对回收机制都有不同的诉求，可能会导致新的电价形成机制博弈出现空前激烈的局面。

要想改善这种局面，可以从以下几个方面考虑。一是建立新能源隐性成本分摊机制。加快新形势下电力立法进程，明确各方权利义务，形成生态共同建设，形成低碳资源合理分配和费用公平分摊的立法基础。充分发挥电力市场在资源分配中的作用，建立完善的电力供应配套服务市场机制，按照“谁发起、谁负责”的原则，新能源根据自身对系统成本影响的波动性来分摊成本，调峰成本通过现货电力市场渠道进行调整。

二是加快开发新型储能定价机制。供给侧需要“新能源+能源储存”的支持政策，这可以进一步扩大新能源的消纳空间。鼓励储能作为独立主体，参与中长期电力交易、电力服务市场和其他竞争性交易，以获得更大的利润。在电网层面建立独立储能电价机制，并逐步推进其参与不同能源市场的成本补偿。电网替代储能设施的成本和收收益应尽快关联输配电价格，关键应颁布相关实施政策。用户侧，改进峰谷时分的能源定价机制，改善峰谷时段以及峰谷之间的价格差异，并创造更多的机会和拓展更大的空间来发展用户的能源储存。

三是出台可中断负荷电价机制。当系统高峰电力供应不足时，电力用户根据与电力部门签订的协议在用电高峰时段暂时减少或中断用电，因而相应地给予用户一定的补偿[10]。采用综合竞价、政府定价等模式，形成合理的可中断负荷电价，推动由固定电价补偿向市场化转变，鼓励用户更加自愿地参与需求侧响应。结合电网实际负荷曲线，加入高峰电价，优化电价时段，以价格信号促进用户合理错峰用电。探索动态调峰电价，有针对性地调动灵活负荷响应能力，强化削峰填谷效果[11]。

2.2 源-网-储-荷一体化运行需求与能源数字化不充分不平衡之间的矛盾

新型电力系统表面上强调的是“新能源为主体”，但背后却蕴藏了源-网-储-荷一体化运行调控共同参与的实际需求。要实现上述的一体化调控，必须建立涵盖发-输-配-用的物理信息系统，改变目前相互割裂的局面。

在发电侧和输电侧，从静态数据（设备台账、接线图、系统图），到运行数据（遥测量），再到控制数据（遥信量、保护控制参数等），最后是状态数据（在线监测）目前来看做的比较完善，但仍然只是实现了数字化的连接，距离数字化业务驱动和数字生态还有很长的路要走。在配电环节，随着配电自动化工作的推进，正在逐步完善数字连接，但其核心应该是实现营配贯通。在用电环节，绝大多数的能源消费并未实现数字化连接，连最基本的台账和运行数据都严重匮乏，属于数字化的空白区。由此看来，在用户侧的数字化连接是实现源-网-储-荷一体化运行调控的最大瓶颈，是数字化发展不平衡的焦点。而发电、输电和配电主要体现的是发展不充分的问题，从而导致虚拟电厂，需求响应、能源管理等一系列看似前景广阔，市场庞大的愿景很难落地。

因此，在未来的政策设计中，一方面要高度重视培育技术、数据、算力、算法等新的驱动要素，加快发展 “大云与物传智链” 等新一代数字技术，并充分发挥新的关键生产数据要素的作用，依托强大的计算能力和算法，通过海量信息数据分析和高性能计算技术，将信息的各个环节，与其他生产要素如技术和知识进行有效、高水平的融合，全面提升新型电力系统的运行效率，服务于行业能源融合发展的新生态；另一方面，要全力推进包括能源流、电力流、碳流、稀缺资源流在内的多流，信息流，与资金流高度耦合。在技术驱动赋能的基础上，推进新型电力系统建设，以数字电网为枢纽，数据流和信息流有序流动，包括电力用户、电网企业、发电企业、供应商等。人与物是相通的，同时又与其他能源系统有机结合，打通动力流和能量流。

灵活平衡的电力系统继续整合高比例的新能源，特别是风能、太阳能和智能电网，以及各种储能等柔性资源。随着碳市场和电力市场中区块链等数字技术和数据要素的协同发展，将承载碳计量和交易信息的碳流导入能量流和动力流，通过去中心化的新机制、新模式和新业态，打通服务流，系统各节点和主体之间的信息流、碳流、资金流，实现能源、动力和社会资源的优化配置[12]。

2.3 围绕安全稳定为中心的电力系统生产组织模式与多方参与共建新型电力系统生态之间的矛盾

前述的两个矛盾，一个涉及市场机制问题，一个涉及技术问题，但更重要的是电力体制的变革的问题。而作为连接供给侧和消费侧的电网，是未来生产组织模式变革和电力市场改革的前沿阵地。

超高比例的新能源接入，系统面临的不确定性进一步增加，功率、功率平衡压力。减少化石能源的使用是减少碳排放的根本措施，发展风能、光能等新能源将是实现清洁替代的关键[13]。但是，新能源具有很强的不确定性，其出力的随机性和波动性会给电力系统的功率和功率平衡带来很大的压力。火电机组的有序退出将给系统接受新能源带来严峻压力；从长远来看，碳中和目标要求电力系统向“零碳电力系统”演变，而电力平衡必须借助储能等技术突破实现，需要新能源和负荷侧提供主动支撑能力。

再者，大量电力电子设备接入网络，系统惯性大大降低，安全稳定运行面临巨大挑战[14]。随着常规火电机组的有序退出和大型新能源电源设备的并网，以及包含高比例电力电子元件的大量输电设备的投产，未来电力系统的惯性必然会大大降低，这将颠覆现有的系统控制运行模式，威胁电力系统的安全稳定运行。

因此保障电力系统的安全稳定，是电力系统运行首要任务，要多行业、多主体统筹推进。这是一项复杂的系统工程，需要各级政府、各行各业协同，通过政策、法规和体制机制创新，业态、市场和电价机制创新，以及技术创新共同解决。

然而从本质上说，新型电力系统的发展，将是一个从过去“电网中心论”的视角，转换为“市场中心论”视角的过程。现有的准军事指挥链式的电力系统生产组织模式不可能适应新型电力系统建设的需求（长决策周期，长管理链条，高运营成本）。如果把电力市场和其衍生市场看作是一个完整的生态系统，任何一家电力央企巨头企业，包括电网和发电企业，都不可能独立承担起新型电力系统建设的任务，除了相互打破壁垒外，必须要吸纳下游的小微的售电公司、能源服务公司、增量配电网运营公司作为细微场景的运营主体，压缩与整合上游的设备和材料的供应商，在能源服务的长链条上“各尽其能，各取所需”。所以电网公司在新型电力系统中的定位，应该是创建生态平台的排头兵，不应将新型电力系统等同于新型电网系统，更不仅仅看作是大规模特高压/超高压+大规模集中式可再生能源的电力系统，而忽视了对上下游的的垂直整合以及横向的产业协同。

3 结束语

从历史来看，电价形成机制不可能一步调整到位，一定会经历多轮的博弈；数字化发展不充分不平衡的问题也不可能短期之内得到解决，特别是用户侧的数字化更是一块难啃的骨头；而生产组织模式的变革则需要几大电力央企放下身段，出让短期利益。总之上述三个矛盾将伴随新型电力系统建设而长期存在，最先动作的应该是电价形成机制，然后是能源数字化，最后可能才会在体制上做出调整。而体制的调整反过来会影响电价形成机制和能源数字化的投资建设进程。经过多轮迭代，最终完成新型电力系统构架的历史任务。新型电力系统建设没有风口，只有实干，任重道远，与君共勉。。