九问九答！如何构建新型电力系统

剧变，大幕开启。构建以新能源为主体的新型电力系统，甫一提出便高光满满。

这是崭新而大胆的远景设想，超过了很多人的预期，也颠覆了不少人的认知，可谓一石激起千层浪。

这是“双碳”目标下的战略抉择，能源相关碳排放占比近九成，碳达峰碳中和的成败很大程度上系之于此。

这是能源革命再出击的战鼓号角，“四个革命、一个合作”能源安全新战略践行有年，期待结出新的硕果。

政府、企业、学界，相关各方迅速投以热切关注的目光，着手构筑新能源为主体的完整生态，思量新型电力系统的实现路径，推动能源革命、电力变革的再深化。

一场伟大的革命往往充满了艰难险阻、激流险滩，构建以新能源为主体的新型电力系统所面临的困难与问题可能超乎想象。

从当前情况看，以下几方面问题值得关注，期待科学回答、精准把握、有效应对，以便广泛凝聚共识、形成构建新型电力系统的磅礴伟力。

一问：什么是新型电力系统？

这是一个簇新的概念。业界已开始对新型电力系统作出不同角度、不同程度、不同层次的解读，但所见总体上多为只言片语式的初步分析、模糊认识，尚缺乏系统完整、一锤定音的阐释说明。作为凝聚众心、形成合力的基础，有必要对新型电力系统的内涵、外延作出科学界定，以便举旗定向、少跑弯路。随着新能源成为主体、电力中心地位进一步突显，新型电力系统或许跟能源互联网的重叠度会越来越高。

二问：电网将如何深刻变化？

电网是新型电力系统核心所在。现在的电网系统主要基于传统发电，以电源供应端的精准控制实现“源随荷动”的电力平衡。新能源发电的间歇性、波动性、随机性特征十分明显，高比例接入电网系统，需要电网系统的智能化、灵活性发生根本性变化。这张全球最大电网的深度变革举世瞩目，而每年新增承载1亿千瓦新能源发电已是迫在眉睫。再加上用户侧分布式电源广泛接入、需求侧深度响应等因素，电网既要调度供应侧又需调度用户侧，运行机理将发生天翻地覆之变。“源网荷储”一体化已经启程，可能成为电网最鲜明的时代特征，但其实现路径可能坎坷而复杂。

三问：火力发电将何去何从？

燃煤发电是最主要的火力发电形式，占比之大以致有人常常将二者混为一谈。这是当前占据半壁江山的基础电源，未来取向和命运为业界广为关注，其要不要发展也是业界争议最大的问题。“十四五”规划和2035年远景目标纲要已经明确了“合理控制煤电建设规模和发展节奏”原则，专家预计“十四五”将是煤电的最后发展期。“严控煤电项目”成为总基调，但后续具体如何安排，还是一个待解之问。此外，燃气发电、生物质发电，身着清洁能源或可再生能源保护色，较少引人关注，但其实是名符其实的火力发电，同样存在二氧化碳排放，“双碳”目标下如何定位期待明确。

四问：新能源除风光还有啥？

风能、太阳能无疑是新能源中的佼佼者、主力军，2020年合计装机容量达到5.3亿千瓦，在全国发电能力中占比四分之一；已明确到2030年达到12亿千瓦以上目标，相关机构预测甚至达到16亿～18亿千瓦，新一轮加速度已悄然开启。风光新能源可以说真的风光异常，但新能源并不像部分人所以为的只有风能、太阳能，还有地热能、海洋能、核聚变等多品种。历史地看，风电、太阳能发电大规模发展不过10年左右时间，从目前到碳达峰有10年左右、到碳中和有40年左右，焉知地热能等不能取得根本性突破？需要提前谋划、科学布局、支持引导，避免错过时间窗口。

五问：储能能否成中流砥柱？

储能被认为是新型电力系统不可或缺的关键支撑。抽水蓄能虽然技术成熟，但毕竟厂址要求高、资源有限，且面临价格机制不顺、发展缓慢问题，此外的新型储能被寄予厚望。官方正就新型储能发展指导意见公开征求意见，拟到2025年实现装机规模3000万千瓦以上，2030年实现全面市场化发展。国网能源研究院预测，我国新型储能2030年后快速增长，2060年装机规模达到4.2亿千瓦，更有专家大胆预计未来新型储能规模将超10亿千瓦。对于截至2019年仅有210万千瓦规模的新型储能来说，舞台足够巨大、前景足够光明。然而，储能之路还相当漫长，需要解决的问题，克服的困难还很多。

六问：如何让用户施展拳脚？

新型电力系统下，电力用户不再是单纯的、被动的用户，可能同时还是能源的生产者、电力平衡的参与者，角色、定位、作用深度调整。户用光伏等用户生产能源的友好接入，已经是老生常谈的问题，所面临的新情况在于成规模后的量变到质变。需求侧响应已在多地有效实践，改变了需求管理、有序用电的生硬和冰冷，但目前参与的范围、实施的深度、激励的力度还不够，补贴资金的来源略显单一，成本分摊的机制也尚不成熟。如何通过市场化的经济手段、价格机制，更好调动用户参与电力平衡的积极性，包括错峰用电、电动汽车充放电等，是一项亟待研究的课题。

七问：电力改革应如何加持？

电力体制改革对于构建新型电力系统至关重要，有媒体甚至宣称加快电力市场建设是其突破口。新一轮电力体制改革自2015年启动以来，市场化交易电量规模不断扩大，发电企业缩减计划电量基础上逐步深化市场竞争，电网收益模式由价差转为成本加合理收入，较大程度上已经改变了既有的电力生态。但按照目前的电力市场设计，新能源属于优先发电范围，保障性收购依然是主流认知，被认为是限制市场竞争的存在。新能源大踏步向主体能源迈进，电力市场机制有必要调整完善，特别是相对独立、有所游离的辅助服务市场需更多统筹考虑。传统发电品种的退出，也有待改革形成市场化道路，尽可能避免行政手段“一刀切”。

八问：是否警惕资源抢夺战？

当油气企业把新能源列为重要业务板块，下定决心向新能源转型的时候，可能业界都能深刻感受到新能源领域的抢滩登陆之势。电力领域的跑马圈地曾经是广受关注的怪象，会不会卷土重来甚至更为严重需要观察和警惕。“十四五”规划和2035年远景目标纲要明确的大型清洁能源基地，在落实“双碳”目标、构建新型电力系统中无疑将发挥四梁八柱的作用。市场竞争环境下，其优质资源自然会受到多方青睐和追捧，如何才能实现资源的高效、合理配置，实现社会成本最优开发？以风电、太阳能发电与水电互补为特色的流域清洁能源基地建设，是否除项目竞争性配置外别无他途？

九问：面临电费上涨怎么办？

经过近年来的超高速发展，我国风电、太阳能发电开始进入平价时代，起步较晚、成本更高的海上风电也不再享受中央补贴，预计风光发电成本还将进一步降低。但这远不是成本的全部、并不意味着系统成本应声而降，作为全球能源转型的先行者和可再生能源发展的领头羊之一，德国因可再生能源发电比重加大而提高电价，并曾由此引发过各界争议。据国网能源研究院初步测算，新能源电量渗透率超过15%后，系统成本进入快速增长临界点，预计2025年将是2020年的2.3倍。我国电价持续处于较低水平，且近年来连年采取了或市场化或行政化的降电价举措，未来可见范围内的成本上升与低电价诉求之间的矛盾需要及早研究化解措施。

千里之行，始于足下。“十四五”是碳达峰关键期、窗口期，也是构建新型电力系统的夯基垒台期、立柱架梁期，战略、规划、政策、监管等各方面有必要瞄准问题靶向发力，加速构建清洁低碳、安全高效的能源体系。