构建新型电力系统应保持定力与节奏

以新能源为主体的新型电力系统承载着能源转型的历史使命，是清洁低碳、安全高效能源体系的重要组成部分，是以新能源为供给主体、以确保能源电力安全为基本前提、以满足经济社会发展电力需求为首要目标，以智能电网为枢纽平台，以源网荷储互动与多能互补为支撑，具有清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好、开放互动基本特征的电力系统。

资料表明，欧美发达国家大多在1970~2013年期间已经实现了碳达峰。从其普遍承诺2050年左右实现碳中和的目标来看，由碳达峰到碳中和的过渡期普遍需要大约50到70年的时间。即便在这一时间目标下，在发展高比例新能源的过程中，一些国家也不同程度地面临“安全、经济、清洁”这一“不可能三角”间的矛盾。相比之下，我国碳达峰碳中和的速度更快、力度更大、任务更艰巨。因此，在构建新型电力系统的过程中，需要保持战略定力和稳健节奏，在源网荷侧、市场机制改革、重点技术攻坚等多个层面进行科学设计与决策。

三个“方面”如何发展

在电源侧，全面推进能源结构转型，实现电力供给清洁化。

从近期来看，中国首先要在“十四五”时期力争实现风光每年1.1亿千瓦以上的新增装机，以确保风光发电量实现在2025年占比达16.5%左右的目标。其次要严控煤电新装机规模，同时推进存量煤电灵活性改造。在新型电力系统中，煤电的定位将转变为提供安全保障与调峰能力的灵活性电源主体。

在负荷侧，大力推动电能替代和消费侧资源利用，促进能源消费脱碳。

首先，为了充分发挥电能替代的减排作用，应加快提升工业、建筑、交通等高能耗领域终端用能的电气化水平，将中国整体电气化水平从2022年的27%提升至2060年的70%以上。

其次要大力发展分布式能源，并进一步实现消费侧资源的整合利用。积极探索尝试居民区太阳能供电、园区热电联产等新型供能方式，提高终端用能供给的多样性和自主性，尽可能提高地区能源自给能力，避免不必要的输电通道投资和输电损耗。持续推进各类用电终端的智能化、储能化改造，使其从能源消费者转变为能源产销者。将分布式风电与光伏、储能设施、微电网、电动汽车和可控负荷等各类资源进行有效整合和系统管理，作为灵活性电源统一调用，帮助平抑电网峰谷差。

在电网侧，推进特高压主干网和微电网的建设，满足系统内电能多向流动需求。

第一，构建特大型互联电网，推进特高压骨干网架建设，保障跨区输电的高效安全运行。利用大电网充分发挥新能源风光互补、跨区互济的支援能力，切实提高新能源发电的置信系数，平抑供给波动，提升系统安全水平。

第二，大力建设和改造微电网和配电网。这是整合利用各类分布式能源和需求侧资源的必要基础，也是提高系统供电可靠性、优化供应方式、提升供给效率的必然选择。

两个“市场”如何改革

构建以新能源为主体的新型电力系统需要电力市场、碳市场、电价机制等多种政策与市场工具的保障。

第一，应尽快建立全国统一电力市场，通过绿证和可再生能源消纳责任权重机制不断提高新能源参与市场化交易的比重，并利用统一的市场出清价格保障新能源能够获得合理收益。

第二，利用辅助服务市场有效保障源网荷储各个环节的灵活性资源在提供调峰、调频、备用、爬坡等服务时获得合理的回报，促使其承担保障高比例新能源接入下电网系统安全稳定运行的主力作用。

第三，建立和完善高比例新能源消纳下合理的成本分摊机制。新能源由于其出力的波动性、随机性和间歇性，短期内将推高电力系统的消纳成本。因此，监管部门应不断完善价格机制，推动新能源消纳成本在发电侧、电网侧和用户侧的合理分摊。尤其在用户侧，应建立完善阶梯电价、分时电价等差异化电价政策，引导用户科学用电，提高能源利用效率。

第四，逐步扩大全国碳市场的行业覆盖范围，丰富交易主体、交易品种和交易方式。引入投资机构和个人入市交易，形成多层次市场结构。推出碳期货、碳债券等碳金融衍生品，提升市场活跃度。

第五，不断调整优化碳市场的顶层设计，完善综合监管和司法保障机制。根据“双碳”目标进程，动态调整碳排放总量管控要求，有序规划碳配额拍卖、碳交易税费等辅助制度。加快出台《碳排放权交易管理条例》等规范性文件，明确各类参与主体的职权与责任，完善违规处罚机制，构建监管及保障体系。

第六，关注国际合作形势，力争全球碳市场主导地位。在欧盟加快启动碳关税的背景下，我国有关部门应提前布局国际化碳定价中心的建设，考虑我国碳市场与全球碳市场的接轨机制，力争在将来全球范围内碳市场交易中占据主动。

关键领域如何突破

近年来，新型储能技术、氢能技术、数字电网技术等成为了研发的热点。这就要求我国应在关键领域完善技术产业创新体系，围绕部署专项攻关计划，科学规划技术发展路线与产业布局，力争在核心科技上取得突破。

新型储能技术方面，截至2022年，中国已投运储能项目累计装机达5940万千瓦，但其中绝大部分为抽水储能，累计装机达4610万千瓦。电化学储能等新型储能累计装机为1270万千瓦，占比约21%。

对于下一步工作，一要尽快制定与健全新型储能项目的技术标准、监管体系、市场机制，明确其独立的市场主体地位，同时在土地、并网等政策方面提供便利，推动“新能源+储能”的平价上网。

二要加大科技创新力度，促进钠锂电池、氢氨储能、热冷储能等技术的成熟化、商业化，同时持续研发新型电解液添加剂、超导材料、超级电容等新一代储能技术，助力降低新型储能项目的建设运维成本。

三要因地制宜，大力推动新型储能规模化发展。在新能源富集地区建立新能源电站时，配套部署电源侧储能；在负荷密集地区围绕工业、通信、金融、互联网行业等高电力需求用户，针对不同行业的电力系统运行要求，配置个性化用户侧储能，提升用户综合用能效率；在农村地区，配合光伏整县推进政策的落实，打造光伏发电、储能蓄电、直流供电、柔性用电的低碳能源利用系统。

氢能技术方面，我国目前的氢气产量约为3300万吨/年，是世界第一大产氢国，但由于低碳制氢成本高昂，关键材料和核心技术尚未取得突破，目前中国制氢仍以传统化石燃料和工业副产物为主（灰氢）。

下一步，首先要加强氢能“制储输用”四大环节关键技术的研发，尤其是制氢和氢能利用。在制氢环节，需要转向清洁低碳的高质量发展路径，逐步提高二氧化碳副产品捕获、利用和封存（CCUS）技术制氢（蓝氢）和利用可再生能源电解水制氢（绿氢）的比例，主要围绕可再生能源电解水制氢相关技术开展重点攻坚，包括新型电极技术、高级质子膜技术等。在氢能利用环节，除了继续作为制备原材料在合成氨等化工领域使用，还应以氢燃料电池为抓手，大力发展氢在交通领域的能源替代作用。

其次要加强氢能产业战略联盟建设。氢能产业涉及领域广泛，仅凭某一方之力难以推动整体产业的规模化发展。而成立产业联盟、构建政府与企业间的协调指导机制是国际上常见的合作模式。我国应效仿欧洲成立氢能领域跨学科、跨行业、跨部门的国家级产业联盟，并鼓励企事业单位、科研机构、民间团体等积极参与细分领域规划建设，以协作带动创新，提升产业竞争力。

数字电网技术方面，首先是基础设施与终端设备的统筹管控。按照企业级全局共享的原则，统筹计算算力、通信网络和安全防护的基础设施，在满足新型电力系统全环节海量数据实时汇聚和高效处理需求的条件下，尽力提升基础设施的利用率，降低建设运维成本；在全面提升终端设备和采集装置的数字化、智能化水平的过程中，充分利用已有传感设备，优化部署策略；同时，通过统一的物联网管理平台，对各类传感设备进行标准化接入、管理和应用。

其次是统筹数据管理。在统一汇聚控制系统和信息系统全环节数据的基础上，建设实时测量中心，通过数字系统的实时计算推演和分析拟合，实现实体电网的数字孪生化；建设能源大数据中心，接入内外部的能源数据，来支撑碳排放管理、绿电交易等业务开展；构建企业级全局共享的支撑平台，助力实现基于业务中台、数据中台、技术中台支撑的数字化应用快速灵活构建。

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