构建新型电力系统呼唤源网荷储协同互动┃新型电力系统构建之路专题报道①

电力行业是我国碳排放最大的单一行业，大力发展以风能、太阳能为代表的新能源技术，构建以新能源为主的新型电力系统，促进电力领域脱碳，是推进能源清洁低碳转型、实现碳达峰、碳中和目标的必由之路。

2021年3月，党中央领导在中央财经委员会第九次会议上指出“要着力提高利用效能，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”。国家能源局提出，推动新型电力系统建设在“十四五”期间取得阶段性进展。

截至2022年10月底，我国风电装机容量约3.5亿千瓦，同比增长16.6%；太阳能发电装机容量约3.6亿千瓦，同比增长29.2%。随着新能源装机规模与发电量占比稳步提升，构建新型电力系统的步伐也正在加快。

然而，新能源发电“靠天吃饭”的先天不足等众多因素，注定构建以新能源为主体的新型电力系统面临着诸多挑战。新型电力系统如何突破“能源安全性、可持续性、经济可承受性”的“能源不可能三角”？业内已经形成共识：电力系统源网荷储的各个环节协调互动势在必行。

中国电力企业联合会常务副理事长杨昆撰文指出，加快构建适应新能源占比逐步提高的新型电力系统，一是指明了能源电力行业服务“双碳”目标的核心任务，二是指明了能源电力创新突破的努力方向，三是指明了能源电力行业高质量发展的必由之路。

他具体表示，随着经济发展、社会进步和能源转型，电力的应用领域不断拓展，电力服务需求和消费理念日益多元化、个性化、低碳化，电力行业的新产业、新业态、新模式也正在不断涌现。构建新型电力系统，将为供需精准对接、满足能源需求、挖掘潜在价值、降低社会能耗、促进产业升级，提供强有力的平台支撑，为服务构建新发展格局作出积极贡献。

“构建新型电力系统的本质是实现新能源对传统能源的逐步替代。”中国能源研究会与自然资源保护协会（NRDC）近日共同推出的“新型电力系统沙龙”系列活动上，中国能源研究会能源政策研究中心主任林卫斌表示，2030年前主要做增量上的替代，2030年后是存量的替代，预计2040年新能源发电量超过煤电，成为第一大主体电源，以新能源为主体的新型电力系统初步建成。

电力规划设计总院清洁能源研究院副院长饶建业介绍，新型能源体系的“新”主要体现在七个方面:新型的能源可靠供给体系、新型的能源低碳消费体系、新型的能源灵活储运体系、新型的能源科技创新体系、新型的能源高效治理体系、新型的能源绿色产业体系、新型的能源国际合作体系。

关于构建新型电力系统，国家部委已经频频发文。2022年1月，国家发展改革委、国家能源局《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，提出加强新型电力系统顶层设计，鼓励各类企业等主体积极参与新型电力系统建设，开展相关技术试点和区域示范。2022年3月，国家能源局等部委联合发布《“十四五”现代能源体系规划》，指出要全力推动电力系统向适应大规模高比例新能源方向演进，统筹高比例新能源发展和电网安全稳定运行，2022年5月，《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》，提出全面提升新型电力系统调节能力和灵活性，支持和指导电网企业积极接入和消纳新能源。

近年来，以光伏、风能为主的新能源发电成本大幅下降，渗透率不断提高，但由于其波动性大、出力不稳定，为配合新能源消纳，电力系统运行成本有所上升。

构建以新能源为主体的新型电力系统无疑是一项极具创新性的系统性工程。随着现有电力系统向新型电力系统转变，诸多新要素的加入使系统复杂性成倍增长，给系统安全稳定运行带来极大挑战。

水电水利规划设计总院综合能源部主任工程师李少彦分析，将新能源转化为稳定电力供应的技术体系尚未形成，构建以新能源为主体的新型电力系统面临着诸多挑战，包括发展空间问题、经济性问题、并网送出问题、安全运行问题、高效消纳问题等。

“新能源已成为新增装机主体，但新能源‘靠天吃饭’带来的不稳定增加了平衡的难度。受固有的随机性和不可控性的影响，新能源发电出力在负荷高峰时段往往远低于装机容量，致使高峰时段的电力平衡难以保障。系统调度运行的复杂程度大幅提升。”李琼慧介绍。

新能源发电空间分布广、单体数量大、运行特性复杂。未来，全国集中式和分布式新能源发电单元将达数千万个，信号数量可达数十亿。饶建业表示，高比例新能源接入增加电力系统安全稳定运行难度，一是高比例新能源出力随机性间歇性增加系统日内调节和跨季度调节困难，二是新能源出力和用电负荷特性不匹配增加系统保供难度尤其在极端气候条件下的保供困难突出，三是新能源电力电子属性导致电力系统安全稳定运行风险增加。

除了电力电量平衡等能源安全带来的挑战，在能源环境方面还面临新能源大规模开发利用与区域环境承载力的冲突。例如一些省区相继出台了相关生态保护规划和政策，部分省区提出全域一半以上的国土划入生态保护红线，已批准在建运营的矿山、风电、光伏等项目到期退出。

成本是不得不面临的实际问题。“十四五”我国新能源装机规模有望翻番，尽管新能源本体发电成本可实现平价，但新能源消纳的系统成本将大幅升高。煤电灵活性改造投入也将持续增加，这些都将推高电力供应成本。

因此，李琼慧提醒，新能源的大规模高比例发展不能一蹴而就，需要把握转型节奏，统筹考虑“能源安全性、可持续性、经济可承受性”三要素来构建更系统、更稳妥的发展路径。

有效破解新型电力系统灵活性供需矛盾、确保新型电力系统建设稳步推进成为近期一段时间亟待研究解决的课题。

业内专家建议，构建“源网荷储”互动的新型电力系统，从网源协同规划、创新电网发展方式、拓展需求侧灵活响应、发展抽蓄储能等方面，加快建设适应新能源快速发展的新型电力系统市场机制和政策体系。并通过先进的信息和控制技术，进一步加强电源侧、负荷侧、储能的多向互动，有效解决清洁能源消纳问题，提高电力系统综合效率。

在“源”方面，相关部门多次强调大型风光基地是“十四五”新能源发展的重中之重。到2030年，在沙漠、戈壁、荒漠地区集中连片开发大型风光基地预计4.55亿干瓦。

未来实现风光大基地目标最大的难题是外送和消纳。国家能源局近日在回复《关于着力提高系统调节能力，科学推进新型电力系统建设的提案》时表示，下一步，国家能源局将围绕以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电光伏基地开发建设，推动其周边配套调峰煤电机组灵活性改造。同时大力支持在大型风电光伏基地等地区开展电源侧抽水蓄能项目建设，优化电网侧抽水蓄能布局，积极探索抽水蓄能项目为特定电源服务的机制和运行模式。

增强电源协调优化运行能力离不开统筹新能源与常规电源发展。李琼慧建议，发挥好常规电源在转型中的作用，推动煤炭清洁高效利用，推进煤炭有序替代。可考虑按照“增容控量”“控容减量”“减容减量”三个阶段谋划煤电转型路径。

在“网”这一环节，李琼慧表示，应创新电网发展方式，进一步完善特高压骨干网架的同时，推动微电网、有源配电网、局部直流电网等新形态电网与大电网协同发展，满足新能源分布式发电、新型交互式用能设备大量接入，支撑中东部地区新能源分布式开发利用。

在“荷”环节，大力提升电力负荷弹性、通过新技术促进负荷响应新能源发电固有的波动性是行业探索的方向。李少彦介绍，通过对用电侧的需求进行整合和优化，使用电负荷尽可能地与新能源出力变化相吻合，更好地支持新能源利用。可提高用电侧响应能力的措施和新技术包括电制热储热、电制氢、电动汽车有序充电及智能充放电、智能家电、工业错峰用电、虚拟电厂等。

在“储”环节，新型储能规模化布局正在加快。“未来高比例新能源电力系统中，储能与需求侧资源将逐步成为平衡备用的主力来源，传统电源不具备比较优势。”李琼慧。饶建业介绍，未来10年是新型储能发展的窗口期，应把新型储能作为主攻方向加快布局。一方面，新型储能的配置时长将由“十四五”的2-4小时逐步延长至6-8小时；另一方面，新型储能将大规模发展，一部分用于电源侧，推动“新能源+储能”绿色友好电源发展，另一部分布局在电网侧发挥电力支撑作用。