（國家開發投資集團安信證券投資公司投資總監）
我國力爭2030年前實現碳達峰，2060年前實現碳中和，是黨中央統籌國內國際兩個大局主動作出的重大戰略決策，是我國轉變發展方式、調整能源結構、保障能源安全、實現可持續與高質量發展的內在要求。2021年3月15日召開的中央財經委員會第九次會議，研究了我國實現碳達峰、碳中和的基本思路和主要舉措，提出“要構建清潔低碳安全高效的能源體系，控制化石能源總量，著力提高利用效能，實施可再生能源替代行動，深化電力體制改革，構建以新能源為主體的新型電力系統”。
一、未來新型電力系統的構想
碳排放與人口、經濟、產業、能源、技術等多種因素有關，能源活動是我國主要的二氧化碳排放源，占全部二氧化碳排放的90%左右，其中電力行業排放約占能源行業排放的40%，因此能源電力行業是實現碳中和的主力軍。從數量關系上來看，實現碳中和，一是增加森林、海洋、濕地等碳匯量以及碳利用封存能力，二是降低化石能源消費、工業生產的碳排放，主要從能源供給的低碳化、能源利用的高效化、能源消費的電氣化三個方面著手。構建以新能源為主體的新型電力系統是實現碳達峰碳中和的主要途徑，不僅使電力系統“發-輸（變）-配-用”全環節發生根本變革，也會使建筑、交通、工業等行業用能方式發生深刻變化。
電力系統的基本任務是將電能在電壓、頻率等參數合格的前提下安全、穩定、經濟地分配給各用電負荷。在時間維度上，由于電能難以大規模存儲，電力系統的基本特征是必須時刻保持動態供需平衡，包括有功功率和無功功率動態平衡；在空間維度上，我國能源資源分布與需求中心逆向分布，跨省跨區輸電是重要手段，形成了“西電東送、北電南送”的資源配置格局。在電量平衡上，碳排放與發電量（非裝機容量）相關，“以新能源為主體”即要增加非化石能源發電量占比，降低火電機組發電量占比；在電力平衡上，光伏、風電置信容量低，據相關測算，我國水電可開發裝機約6.6億千瓦（目前已開發程度達到56%），沿海核電廠址資源約2億千瓦（含規劃在內的），我國目前尚沒有可大規模替代火電機組的有效途徑和方式。
二、面臨的風險挑戰
由于新能源發電固有的強隨機性、波動性和間歇性，以及通過電力電子裝置并入電網的特征，以新能源為主體的新型電力系統將呈現“一低、兩高、雙峰、雙隨機”的特點，即低系統轉動慣量、高比例新能源+高比例電力電子裝備、夏冬負荷雙高峰、發電出力和用電負荷雙側隨機波動，給電力系統安全穩定運行帶來重大挑戰。
電源側，最大挑戰在于新能源以能夠參與電力實時平衡的很小的置信容量實現發電量高占比目標。據預測，在“3060”目標下，2030年風光裝機將達到17億千瓦以上，發電量占比約24%；2060年風光裝機將達到50億千瓦以上，發電量占比約67%。隨著新能源滲透率的提高，新能源出力的波動與負荷需求的波動疊加后的凈負荷峰谷差明顯增大，電力系統需要解決調峰、調頻、靈活調節資源稀缺、低慣性、抗擾動能力弱、新能源機組低/高電壓穿越等問題。
在日電力平衡上，新能源的日波動性大（據統計，國網區域風電日最大波動率約為23%、光伏日最大波動率約為54%）、反調峰特性及光伏“鴨型曲線”問題，使新能源對電力平衡支撐較弱，新型電力系統對靈活調節能力和快速爬坡能力要求更高；在月度電量平衡上，風電為春、秋高峰，光伏為夏、秋高峰，負荷為夏、冬高峰，加上季節性水電影響，季節性不平衡問題日益凸顯。
風光有效利用小時數低，相同發電量情況下需要約3倍煤電機組容量。新型電力系統下，實現發電量中新能源為主體，新能源的穿透率（新能源裝機/用電負荷）要遠高于100%，同時，現有技術條件下，煤電裝機客觀上仍需要隨著全社會用電負荷增加而增加（優先考慮水電、核電、氣電參與平衡后），進而導致電力供應總體充裕，火電利用小時數不斷降低，新能源發力時段棄電上升，消納更加困難，新能源利用小時數也會減少，系統成本和全社會用電成本明顯增加。
電網側，“一低、兩高、雙峰、雙隨機”的新型電力系統以及交直流混聯電網的復雜結構給電力系統實時平衡帶來巨大挑戰，電網需不斷提升系統實時平衡能力、清潔能源消納能力以及資源優化配置能力。新能源高比例接入電力系統后，系統轉動慣量減小、頻率調節能力降低，系統短路容量下降、抗擾動能力降低，系統無功支撐能力降低，暫態過電壓問題突出，新能源機組存在大規模電網解列可能，增加了電網安全運行風險，對電網調峰、調頻、電能質量控制以及維持系統平衡提出了更高要求。
新能源較為經濟的利用方式是就地或就近利用，受土地、資源等因素制約，未來新能源開發將集中式與分布式并重，“三北”地區新能源資源豐富但本地消納困難，仍需考慮外送問題。風光水火（儲）打捆外送對于保障受端穩定供應以及通道利用率都是有利的，而由于風光有效利用小時數低，高比例的風光（儲）外送或導致通道利用率低、投資回報低，或使風光裝機過剩以滿足設計輸送電量要求，都會影響項目經濟性，因此未來如果配套火電機組不足，外送恐將成問題。
另外，隨著技術發展，未來新能源電量外送需求通過輸電線路抑或就地轉化為氫（或碳氫燃料）進行輸運，需結合下游應用及技術經濟性深入研究。
用戶側，多元、互動、靈活的用能設備大量接入對配電網運行控制、終端電能質量等造成重大影響。分布式能源、儲能、電動汽車、智能用電等交互式設備大量接入，潮流流向將發生改變，電壓分布、諧波等影響配網電能質量，終端無序用電將會增加凈負荷峰谷差，功率波動問題更加突出，配網對新能源的接納能力和消納能力面臨挑戰，安全穩定運行受到影響。同時，無論是電源還是電網若按傳統最大負荷進行規劃，設備利用率則將會降低。
電能將逐步成為最主要的終端能源消費品種，從2000年到2020年，我國電能占終端能源消費比重從14.5%增長到27%，年均提高0.6個百分點；據有關預測，2025年、2030年、2060年電能占終端能源消費比重有望分別達到30%、35%、65%以上，年均提高約1.0個百分點。終端電氣化對眾多領域用能方式將產生深遠影響。
儲能側，最大挑戰在于突破大規模、長周期、高安全、低成本的儲能技術。大規模儲能是一種顛覆性技術，改變了電能難以存儲的傳統認知，如果新能源電量大比例通過儲能解決穩定供應問題，則某種程度上實現了電能的發輸配用環節的解耦，使得電能如同超市中的商品一樣。
電力系統需要滿足不同時間尺度需求的儲能技術，可大致分為功率型（秒～分鐘級）、能量型（1～2h）和容量型（>4h）。在調頻方面，電化學儲能功率調節范圍大、響應速度快，調頻性能最優，在啟動速度上，電化學(秒級)>物理儲能（分鐘級）>燃氣發電（簡單循環15～30min，聯合循環1～2h）>燃煤發電（冷態啟動7～10h，熱態啟動1.5～2h）。在容量型儲能技術方面，目前來看，抽水蓄能、（全礬）液流電池和壓縮空氣儲能，以及帶儲熱（100%負荷配置）的光熱發電，能夠解決新能源日內穩定出力的調節需求（需至少具備6～8h時長的儲能）。
在多日、周、季等更長時間尺度下，氫能（新能源直接電解水制氫）是一種長周期化學儲能方式，在終端能源中作為電的重要補充（預測2050年前后氫能占終端能源消費的10%左右），可有效提高能源供應安全水平，適用于分布式熱電聯供、交通、冶金等多種場景，但是若再大規模集中地轉為電則仍需解決很多技術經濟性問題，而兼具常規水輪發電機組和抽蓄機組的混合式水力發電也可實現長周期儲能，化石能源（煤、天然氣）本身就是一種可長時間存儲的一次能源，但是火電機組的冷/熱備用狀態對啟動時間、響應速度有較大影響，未來新型電力系統的負荷備用、旋轉備用、停機事故備用容量大小及方式選擇有待深入研究。
三、主要應對舉措
構建以新能源為主體的新型電力系統是一項系統工程，需要源-網-荷-儲全環節共同發力，依靠創新驅動發展，加快顛覆性技術突破，完善新型儲能價格形成機制及電價政策，加強電力市場建設。
一是優化電力流總體格局，協同“資源優化配置”與“負荷優化配置”，優化產業布局，將部分負荷由中東部向西南、“三北”地區布局，如“東數西算”工程，實現負荷需求與資源分布相適應；
二是統籌資源，推進風光水火儲多能互補，實現互補系統運行控制和調度的一體化，研究應用新能源高精度功率預測、主動支撐、虛擬同步機等友好并網技術，提高新能源的出力穩定性和可調度性；
三是完善送受端網架，增強省間電力互濟，提升電網資源優化配置能力，發展基于IGBT、SiC等新一代電力電子器件的柔性交直流輸電技術，使電網更能適應新能源的出力特性，優化調度，提升電網對“源-網-荷-儲”的協同調度能力，提高系統消納能力和平衡能力；
四是提升源-網-荷靈活調節能力，如新建抽蓄、調峰氣電、煤電靈活性改造（深度調峰及快速啟停）、需求側響應、儲能等；探索V2G（Vehicle to grid）、V2H（Vehicle to home）、V2L（Vehicle to load）等應用場景（按帶60千瓦時算，可供家庭一周左右緊急用電）；
五是突破顛覆性技術創新，加快新型儲能技術規模化商業化應用，建立新型儲能價格形成機制，推動氫制儲運用環節和燃料電池核心材料、關鍵零部件及裝備、系統研發示范；
六是實施數字化轉型升級，促進微電網、虛擬電廠等新形態發展，利用先進數字化和電力電子技術，加快智能、主動、柔性交直流混合配電網的發展，提高新能源與負荷的“可觀、可測、可控”水平，提高電網主動消納能力；
七是加快完善輔助服務市場、建立容量市場，不同市場主體電能價值具有多樣性，要通過完善電力市場予以體現和反映，發揮不同市場主體功能作用和積極性。
