中央財經(jīng)委員會(huì )在2021年3月15日的第九次會(huì )議上指出：要構建以新能源為主體的新型電力系統，拿出抓鐵有痕的勁頭如期實(shí)現“雙碳”目標。

電力行業(yè)是中國碳排放總量最大的單一行業(yè)，2019年電力行業(yè)碳排放達到40億噸，占全國碳排放總量的42％。構建以新能源為主體的新型電力系統是實(shí)現碳達峰與碳中和最主要的舉措之一，它一方面能夠加速推動(dòng)電力行業(yè)清潔低碳轉型的步伐，另一方面能夠充分發(fā)揮其他行業(yè)電氣化進(jìn)程中減排效益，助力工業(yè)、交通部門(mén)和全社會(huì )的深度脫碳。

構建以新能源為主體的新型電力系統意味著(zhù)電力系統將發(fā)生廣泛和深刻的變革，它將呈現以下幾種基本特征：

（1）電力供應以高比例新能源為主，電力行業(yè)在2050年左右實(shí)現凈零排放；

（2）“源網(wǎng)荷儲”在新一代數字技術(shù)下深度協(xié)同互動(dòng)，尤其是電源側對新能源出力的精準預測、負荷側轉變?yōu)槟茉础爱a(chǎn)銷(xiāo)者”后需求響應在削峰填谷和應對電力供應突發(fā)情況中發(fā)揮關(guān)鍵作用、電網(wǎng)側“大基地+大電網(wǎng)”和“分布式+微電網(wǎng)”的協(xié)同并重發(fā)展；

（3）包括電力市場(chǎng)、碳市場(chǎng)在內的政策與市場(chǎng)機制的建立和完善，以及包括新型儲能、氫能等科學(xué)技術(shù)的進(jìn)步與創(chuàng )新，形成對新能源為主體的新型電力系統的支撐與保障。

一句話(huà)概述，構建以新能源為主體的新型電力系統，電源側、負荷側和電網(wǎng)側需要系統性重塑；電力改革的目標，也應從降電價(jià)轉向應對氣候變化和推動(dòng)能源轉型。

電源側、電網(wǎng)側、負荷側的系統性重塑

在電源側大力推動(dòng)供給清潔化，全面推進(jìn)能源生產(chǎn)脫碳。

2020年中國煤電發(fā)電量達4.63萬(wàn)億千瓦時(shí)，占全國總發(fā)電量的比重超過(guò)60％，而風(fēng)光發(fā)電量的比重不足10％。中國電源結構仍未擺脫“一煤獨大”的局面，而構建以新能源為主體的新型電力系統的核心是推動(dòng)供給側新能源的大規模發(fā)展，加速煤電的轉型與退出。

從近期來(lái)看，中國一要在“十四五”時(shí)期力爭實(shí)現風(fēng)光每年1.1億千瓦以上的新增裝機，以確保風(fēng)光發(fā)電量實(shí)現在2025年占比達16.5％左右的目標。

二要嚴控煤電裝機規模，中央有關(guān)部門(mén)收回地方省市對煤電項目的核準權，除技術(shù)儲備和示范工程項目外，不再核準新的商用煤電機組，并加速淘汰落后煤電機組，推動(dòng)“十四五”期間的增量用電絕大部分由清潔能源來(lái)滿(mǎn)足，將煤電裝機的峰值控制在11.5億千瓦以?xún)?，促進(jìn)電力行業(yè)的碳排放于2025年左右達峰。

三要合理布局一批抽水蓄能、氣電作為調峰電源，發(fā)揮抽水蓄能安全穩定、大容量系統級儲能優(yōu)勢和氣電啟停速度快、升降負荷能力強、周期短和選址靈活的特點(diǎn)，平抑新能源的波動(dòng)性，從電源側提高電力系統靈活性，最大限度避免落后煤電借靈活性改造之機得以繼續保留和發(fā)展。

從中遠期來(lái)看，中國要在2025年之后，實(shí)現新能源對于存量煤電的大規模替代，在2030年新能源裝機占比超過(guò)50％，成為主體能源，在2050年左右實(shí)現電力行業(yè)的近零排放，屆時(shí)包括風(fēng)電、光伏、水電、氣電、核電、地熱等清潔能源提供100％的清潔電量，同時(shí)適當保留一小部分服役年齡短的高效煤電機組作為能源的安全備用，避免高昂的資產(chǎn)擱淺損失。

在負荷側大力推動(dòng)電能替代和需求側資源的利用，全面推進(jìn)能源消費脫碳。

第一，充分發(fā)揮電能替代的減排作用，加快提升工業(yè)、建筑、交通三大領(lǐng)域終端用能的電氣化水平，并堅持節能優(yōu)先，持續提高能效標準，建立綠色低碳的發(fā)展體系。將中國整體電氣化水平從2020年的27％提升至2060年的70％以上。

第二，大力推廣以電為中心的綜合能源服務(wù)。在充分考慮工業(yè)園區、大型公共建筑、數據中心等用戶(hù)的用能特點(diǎn)的基礎上，因地制宜開(kāi)展綜合能源服務(wù)內容，包括電熱冷氣一體化供應、能源梯級利用、能效診斷與能效提升等，助力提升全社會(huì )的終端用能效率。

第三，充分利用需求側資源，將分散式風(fēng)電與光伏、儲能設施、微電網(wǎng)、電動(dòng)汽車(chē)和可中斷、可調節負荷等各類(lèi)資源進(jìn)行有效整合和系統管理，作為虛擬電廠(chǎng)，平抑電網(wǎng)峰谷差，提升電力系統安全保障水平。

第四，大力發(fā)展分布式能源，推動(dòng)能源消費者轉變?yōu)槟茉础爱a(chǎn)消者”。尤其要注重開(kāi)發(fā)中東部分布式風(fēng)電與光伏，提高地區能源自給能力，降低對外部資源的依賴(lài)，避免不必要的輸電通道投資和輸電損耗。同時(shí)，積極探索與嘗試社區太陽(yáng)能、社區供電集成選擇等新型供能方式，提高終端用能方式的多樣性和自主性。

第五，適當促進(jìn)產(chǎn)業(yè)結構向西北部轉移，提高新能源就地消納能力。中國西北地區土地資源豐富、能源資源豐富且年平均氣溫較低，應大力推動(dòng)數字產(chǎn)業(yè)、制造業(yè)、高耗能產(chǎn)業(yè)向西北部轉移，帶動(dòng)當地的經(jīng)濟發(fā)展、產(chǎn)業(yè)轉型升級、本地新能源消納。

在電網(wǎng)側發(fā)揮大電網(wǎng)的資源配置優(yōu)勢，并將“分布式+微電網(wǎng)”置于同等重要的地位。

第一，構建特大型互聯(lián)電網(wǎng)，推進(jìn)特高壓骨干網(wǎng)架建設，保障跨區直流輸電的高效安全運行，滿(mǎn)足新能源在全國范圍內大規模開(kāi)發(fā)、配置和使用的要求。而目前特高壓輸送可再生能源的利用率遠不及預期，跨省區特高壓輸電通道及部分點(diǎn)對網(wǎng)通道，平均規劃配套的可再生能源電量占比僅在30％左右。

第二，充分發(fā)揮大電網(wǎng)的優(yōu)化和互濟作用。中國新能源分布廣，時(shí)空互補性強，應充分利用大電網(wǎng)發(fā)揮光與風(fēng)、光與光、風(fēng)與風(fēng)之間的互濟和支援能力，切實(shí)提高新能源出力的置信系數，平緩新能源的出力波動(dòng)，提高系統安全水平。

根據中金公司的測算，風(fēng)光互補可以有效降低一半以上的調峰需求。風(fēng)光與典型負荷曲線(xiàn)匹配后，一天僅有13％的發(fā)電量需要被調峰，而光伏、風(fēng)電獨立則分別有44％和28％的電量需要被調峰。

第三，大力建設和改造微電網(wǎng)和配電網(wǎng)，實(shí)現與特高壓主網(wǎng)的協(xié)同并重發(fā)展。微電網(wǎng)和配電網(wǎng)的建設與改造是提高用戶(hù)供電可靠性、改善供應方式、提高供給效率的必然選擇，能夠有效滿(mǎn)足新能源就地消納、多元負荷差異化用能需求、網(wǎng)荷深度靈活互動(dòng)的要求。

在國土資源規劃日趨加嚴、輸電通道走廊資源愈加稀缺情況下，中國無(wú)法全部依靠“大基地+大電網(wǎng)”的粗放方式支持新能源的發(fā)展與消納?！胺植际?微電網(wǎng)”將同等重要，這對減少特高壓的生態(tài)環(huán)境影響、保護電網(wǎng)穩定安全運行、促進(jìn)新能源就地開(kāi)發(fā)利用等具有重要意義。

電力體制改革迫切需要轉變思路

構建以新能源為主體的新型電力系統需要電力市場(chǎng)、碳市場(chǎng)、可再生能源電力消納責任權重、電價(jià)機制等多種政策與市場(chǎng)工具的保障。

首先，電力體制改革迫切需要轉變思路，轉以應對氣候變化和推動(dòng)能源轉型為主要驅動(dòng)力。

縱觀(guān)電改歷史，2002年開(kāi)始的“廠(chǎng)網(wǎng)分離”和2015年開(kāi)始的“管住中間，放開(kāi)兩頭”分別實(shí)現了緩解電力供需矛盾和減少企業(yè)用能成本的目標。但目前仍以“降電價(jià)”為主要目的的改革，已無(wú)法滿(mǎn)足“雙碳”目標下電力市場(chǎng)建設的如下新要求。

第一，不斷提高新能源參與市場(chǎng)化交易的比重，利用現貨市場(chǎng)充分發(fā)揮新能源邊際成本低的優(yōu)勢，實(shí)現優(yōu)先上網(wǎng)，并利用統一的市場(chǎng)出清價(jià)格保障“平價(jià)時(shí)代”的新能源能夠獲得合理收益。

第二，利用輔助服務(wù)市場(chǎng)有效保障源網(wǎng)荷各個(gè)環(huán)節的靈活性資源在提供調峰、調頻、備用等服務(wù)時(shí)獲得合理的投資回報和激勵，促使其承擔保障高比例新能源接入下電網(wǎng)系統安全穩定運行的主力作用。

第三，建立和完善高比例新能源消納下合理的成本分攤機制。

新能源由于其出力的波動(dòng)性、隨機性和間歇性，短期內將推高電力系統的消納成本。根據國網(wǎng)能源研究院的測算，2025年新能源電量滲透率超過(guò)15％后，系統的消納成本預計將是2020年的2.3倍。

因此，中國應不斷完善價(jià)格機制，推動(dòng)新能源消納成本在發(fā)電側、電網(wǎng)側和用戶(hù)側的合理分攤，最終形成“誰(shuí)受益、誰(shuí)買(mǎi)單”的市場(chǎng)化長(cháng)效機制，進(jìn)而引導新能源的長(cháng)久穩定發(fā)展。

在用戶(hù)側，尤其應建立起包括階梯電價(jià)、峰谷電價(jià)、尖峰電價(jià)、可中斷負荷電價(jià)等一攬子電價(jià)政策，配合高比例新能源為主體的新型電力系統的電價(jià)傳導，并引導用戶(hù)科學(xué)用電、節約用電，提高能源利用效率，全力保障電力系統的安全穩定運行。

目前中國工業(yè)平均電價(jià)和居民平均電價(jià)分別僅為OECD國家平均水平的70％和40％,甚至低于新興工業(yè)化國家的平均水平，未來(lái)中國終端用戶(hù)電價(jià)應逐漸反映用電的真實(shí)成本，妥善處理好交叉補貼問(wèn)題，既要防止電價(jià)過(guò)低阻礙能源轉型進(jìn)程，也要防止電價(jià)過(guò)高影響公共服務(wù)供給和實(shí)體經(jīng)濟競爭力。

其次，推動(dòng)碳市場(chǎng)與可再生能源電力消納責任權重發(fā)揮合力作用，降低新能源的綠色溢價(jià)，加速傳統能源的退出。

經(jīng)過(guò)近十年的地方試點(diǎn)工作，全國碳市場(chǎng)已在2021年正式啟動(dòng)，納入了2225家電力行業(yè)的重點(diǎn)排放單位。作為全國碳市場(chǎng)開(kāi)啟的第一年，碳市場(chǎng)的相關(guān)管理框架、減排目標、交易辦法等還不夠明確。為充分發(fā)揮市場(chǎng)機制在碳減排中的作用，應沿著(zhù)如下兩個(gè)方向持續改進(jìn)。

第一，不斷完善和調整碳市場(chǎng)的頂層設計。

碳市場(chǎng)的碳排放總量應從相對總量控制逐步過(guò)渡到絕對總量控制，碳配額應從免費發(fā)放為主逐步過(guò)渡到拍賣(mài)發(fā)放為主，碳市場(chǎng)覆蓋范圍應從電力行業(yè)逐步擴大到工業(yè)與交通行業(yè)，覆蓋的溫室氣體應從二氧化碳逐步擴大到甲烷、氫氟碳化物等，參與主體也應從高耗能行業(yè)逐步擴大到銀行、基金等金融行業(yè)。

交易活躍、設計完善的碳市場(chǎng)不僅能強化傳統能源企業(yè)的減排壓力與動(dòng)力，還能為新能源企業(yè)提供新的收益手段。未來(lái)配額的拍賣(mài)所得收益應設立相關(guān)基金，投入可再生能源和其他低碳減排項目或用來(lái)降低特定稅種的稅率，以降低企業(yè)和用戶(hù)的負擔，進(jìn)而充分發(fā)揮碳市場(chǎng)“雙重紅利”的作用。

第二，對可再生能源電力消納責任權重進(jìn)行動(dòng)態(tài)調整。

目前中國僅設定了各地區可再生能源和非水可再生能源電力消納責任權重指標，2020年作為正式考核的第一年，對電網(wǎng)企業(yè)、發(fā)電企業(yè)、地方政府等義務(wù)主體增加的消納壓力的作用已經(jīng)初現。

近中期，可再生能源電力消納責任權重指標應在分區設定的原則上，分省份、分年度逐年提升。中遠期，為了解決技術(shù)中立的消納責任權重對可再生能源技術(shù)全面多樣化發(fā)展造成的不利影響，為特定鼓勵某一類(lèi)型的可再生能源發(fā)展（如地熱能、海洋能等），相關(guān)部門(mén)應考慮特別規定某一類(lèi)型的可再生能源消納電量在某一省份總電量中的比例。

同時(shí)，為了防范本省義務(wù)主體選擇從其他省份過(guò)多購買(mǎi)綠證和外來(lái)綠電而不選擇大規模發(fā)展本省可再生能源的情況，中國也應適時(shí)考慮本省最多向其他超額完成指標任務(wù)的省份購買(mǎi)綠證和外來(lái)綠電的比重，以防止“碳泄漏”現象，促進(jìn)可再生能源在全國層面的均衡發(fā)展。

高度重視新技術(shù)

構建以新能源為主體的新型電力系統還需要高效儲能技術(shù)、氫能技術(shù)、新一代信息技術(shù)等多種技術(shù)工具的保障。

首先，中國應大力發(fā)展包括電化學(xué)儲能在內的新型儲能技術(shù)。

截至2020年，中國已累計投運儲能項目裝機達3560萬(wàn)千瓦，但其中絕大部分為抽水儲能，電化學(xué)儲能等新型儲能不足總裝機的10％。頂層設計的缺失，給儲能項目的規?；l(fā)展造成了嚴重不利影響，甚至還埋下了重大安全隱患。

未來(lái)，中國一要盡快制定與健全儲能項目的技術(shù)標準、監管體系、安全制度和激勵機制，明確其獨立的市場(chǎng)主體地位，形成規?；l(fā)展的長(cháng)效機制。

二要督促各地方從全局規劃出發(fā)，統籌考慮可再生能源消納目標、不同儲能技術(shù)類(lèi)型特點(diǎn)和電力系統安全可靠性等因素，合理有序引導儲能發(fā)展，原則上不得以新建新能源電站前配置相應比例的儲能裝置作為硬性并網(wǎng)要求。

儲能開(kāi)發(fā)要做到“因地制宜”，實(shí)現“物盡其用”。在內蒙古、新疆、青海等可再生能源資源稟賦較高但負荷較小的地區，應在電源側布局一批新型儲能，而在東南沿海、京津冀，以及“兩湖一江”等電量充裕、電力緊平衡的負荷密集地區應重點(diǎn)部署用戶(hù)側儲能。

三要加大科技創(chuàng )新力度，加快新型電解液添加劑、高性能材料等方面的技術(shù)進(jìn)步，進(jìn)一步降低新型儲能項目的使用成本，并在土地、并網(wǎng)等方面提供便利，推動(dòng)“新能源+儲能”的平價(jià)上網(wǎng)。

其次，大規模發(fā)展電制氫，跟蹤新能源波動(dòng)性出力，助力新能源消納。

中國目前的氫氣產(chǎn)量2500萬(wàn)噸，是世界第一大產(chǎn)氫國，但由于低碳制氫成本高昂，關(guān)鍵材料和核心技術(shù)尚未取得突破，目前煤制氫的比重高達60％以上。

中國氫能的發(fā)展，同樣面臨缺乏頂層設計和市場(chǎng)機制等難題，造成輸氫、儲氫、加氫等基礎設施發(fā)展緩慢，制約了氫能的規?；l(fā)展。

未來(lái)一要科學(xué)規劃氫能發(fā)展路徑，加大氫能產(chǎn)業(yè)鏈各個(gè)環(huán)節關(guān)鍵材料和關(guān)鍵技術(shù)的研發(fā)，實(shí)現技術(shù)自主可控，大幅降低氫能使用成本，在2035年左右實(shí)現綠氫的熱當量成本與油氣相當，到2060年將氫能在中國終端能源消費中占比提升至15％以上。

二要大規模發(fā)展新能源發(fā)電制氫，發(fā)揮綠氫快速功率調節特性和長(cháng)周期儲能特性，為電力系統“削峰平谷”。已在商業(yè)化前期的質(zhì)子交換膜電解水制氫可以承受0％－160％的負荷波動(dòng)范圍，能夠有效打破新能源的發(fā)展瓶頸。

三要發(fā)揮氫能作為實(shí)現化石能源深度替代的重要載體和工業(yè)領(lǐng)域的重要原料作用，對鋼鐵、化工、船舶、航天等難以電氣化的部門(mén)進(jìn)行深度脫碳，與新能源為主體的新型電力系統一同支撐中國實(shí)現“雙碳”目標。

第三，加強新一代信息技術(shù)在電力領(lǐng)域的融合與應用，促進(jìn)“源網(wǎng)荷儲”的深度協(xié)同互動(dòng)。

應大力促進(jìn)大數據、云計算、物聯(lián)網(wǎng)、人工智能、區塊鏈等數字技術(shù)融合與應用于電力系統各個(gè)環(huán)節的管理和運維，提高其數字化、網(wǎng)絡(luò )化和智能化水平。

例如，在電源側提高對新能源的出力監測和預測，提升新能源的“可觀(guān)、可測、可控”水平，將風(fēng)光預測偏差從目前的約10％－20％下降到5％以?xún)鹊乃?；在電網(wǎng)側實(shí)現萬(wàn)物互聯(lián)和全面感知，在更大范圍內優(yōu)化資源配置，并及時(shí)應對潛在運行風(fēng)險；在用戶(hù)側實(shí)現滿(mǎn)足更加靈活、高效、個(gè)性化的用能需求，推動(dòng)主動(dòng)參與和高效利用，綜合提高服務(wù)水平和客戶(hù)體驗。

新一代信息技術(shù)還需與柔性控制、新材料、新設備等技術(shù)有效配合，以促進(jìn)電力系統的廣泛互聯(lián)、智能互動(dòng)，實(shí)現電力系統的綠色、穩定、靈活、高效運行。

第四，積極發(fā)展碳捕獲、封存與利用技術(shù)（CCUS），但要避免CCUS成為推遲淘汰煤電的借口。

CCUS技術(shù)在難以深度脫碳的工業(yè)、航空等領(lǐng)域有重要意義，但在相對較易脫碳的電力領(lǐng)域的應用前景受到了諸多制約。CCUS的使用目前仍面臨高昂的投資費用和運行能耗，二氧化碳的封存更是需要較高的技術(shù)標準和尋找符合要求的儲存場(chǎng)所。

2020年，全世界處于開(kāi)發(fā)早期、高級開(kāi)發(fā)階段、在建和運行的全部CCUS項目的碳捕集和封存的能力加總，在1.1億噸左右，甚至不足十年前（2010年）的1.4億噸多?？紤]到中國地質(zhì)條件較歐美國家更加復雜，二氧化碳如發(fā)生泄漏將給生態(tài)環(huán)境造成負面影響。如果在2030年左右中國新能源即可實(shí)現全系統的“折價(jià)上網(wǎng)”，靈活性資源和智能電網(wǎng)借助高效的市場(chǎng)機制足以保障中國供電安全。新能源、智能電網(wǎng)、靈活性資源將是電力系統中比煤電+CCUS更好的投資對象,CCUS更適配難以深度脫碳的工業(yè)等部門(mén)。

最后值得一提的是，“十三五”電力規劃中（表1），在靈活性電源發(fā)展遠未達到預期、隨機性電源發(fā)展遠超預期的情況下，中國電力系統仍然保持著(zhù)高度穩定運行，這證明著(zhù)中國電力規劃留有相當高的電力電量裕度。

這種裕度在“十四五”時(shí)期仍將發(fā)揮關(guān)鍵作用，對吸納風(fēng)、光每年1.1億千瓦以上的新增裝機提供重要支撐，但到“十五五”時(shí)期，中國隨機性電源過(guò)高、靈活性電源不足，電力系統安全穩定運行的風(fēng)險增大的問(wèn)題會(huì )逐漸顯現。

因此，在“十四五”時(shí)期中國就需要未雨綢繆，大力發(fā)展靈活性電源和需求側資源，配合電力市場(chǎng)改革、新型儲能技術(shù)和節能提效，為保障中國未來(lái)以新能源為主體的新型電力系統的安全穩定運行打下堅實(shí)基礎。

原載2021年6月7日《財經(jīng)》雜志。