■ 中国工业报记者 曹雅丽
   2021年3月，中央财经委员会第九次会议上首次提出 “构建以新能源为主体的新型电力系统”。今年7月，中央全面深化改革委员会第二次会议强调，要加快构建 “清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统”，保障国家能源安全。这是国家层面首次从电源来源结构、电力安全保障、市场运行、政策手段、技术手段等方面明确了新形势下新型电力系统应具备的“五大特征”，强调新型电力系统的安全和转型，以及深入市场机制改革，为新型电力系统建设注入新的活力。
   日前，由中国能源研究会和中国电力企业联合会主办、自然资源保护协会 （NRDC）协办的 “电力低碳转型年会2023”在京举行。本次年会以 “新型电力系统建设路径与行动”为主题，设有一个主论坛和三个分论坛。参会专家从新型电力系统建设路径、区域转型路径和企业转型实践以及电力系统灵活性提升等角度，探讨了清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统的建设举措。会上同时发布了 《构建新型电力系统路径研究》《“双碳”目标下中国区域电力低碳转型路径研究》和 《大力提升电力系统灵活性 促进西北区域新能源高比例发展》报告。
加快构建新型电力系统
   “实现碳达峰碳中和、建设新型能源体系的过程中，新型电力系统具有极为重要的地位和作用。”中国能源研究会副理事长兼秘书长孙正运认为。
   中国能源研究会理事长史玉波指出，在“双碳”发展战略和新型能源体系建设的大背景下，构建新型电力系统是当务之急。目前，新能源迎来跨越式发展的历史机遇，正在经历从 “补充能源”到 “主体能源”的转变。在既要保障量的合理增长、又要保障质的有效提升的前提下，需要实现传统电力系统向新型电力系统的稳定过渡，加快适应新型电力系统的体制机制改革、技术创新和商业模式变革，打造综合能源系统，全面提升新型电力系统的弹性灵活性和互联互济等关键能力，并且更好地接纳新出现的风光储、虚拟电厂等市场主体。
   “我国新型电力系统建设已进入全面加速推进阶段，风光装机连续多年位居全球第一，电气化水平位居世界前列，市场化改革进程加速、市场活力显著增强。”中国电力企业联合会党委书记、常务副理事长杨昆表示，但同时也面临着艰巨的任务，电力系统的双高甚至多高特性更加凸显，关键技术亟待攻关突破，调节型、支撑型资源的成本疏导机制有待进一步完善。为积极推动新型电力系统建设，需要不断完善相应体制机制，促进电碳市场协同，加强电力系统标准与数字化应用的统筹协调。
统筹谋划路径布局
   “面对极端气候的常态化，加快净零排放日程，加速能源转型已刻不容缓。”自然资源保护协会北京代表处首席代表张洁清表示，电力是我国最大的碳排放部门,面临低碳转型任务繁重且紧迫。2022年电力行业碳排放增长虽有所放缓，但仍同比上涨了2.6%。
   张洁清表示，构建新型电力系统是建设新型能源体系的重要内容，是一项复杂而艰巨的系统工程，点多面广、时间跨度长，需要统筹谋划路径布局，科学部署、有序推进，需要源网荷储各环节共同发力，相互支撑和联动。
   中国工程院院士、清华大学建筑节能研究中心主任江亿提议，通过建立碳排放责任机制来支撑新型电力系统的建设。用户侧存在海量的柔性和弹性资源，如电动汽车、建筑和工业负荷，具有各为其主、各自独立的特点，无法主动地与源网互动。这些海量的用户侧资源在传统的统一调度方式下很难实现被精准调控，急需激活它们的 “自律式”调节方式。激活方法主要有两种，一种是动态电价，一种是电力动态碳排放责任因子（即碳排放责任机制）。相对于前者的复杂性，后者更具备直观和简单易行等特点。一方面，碳排放责任机制确定用电终端和电源侧应承担的碳排放责任，以进入碳交易平台。另一方面，以动态碳排放责任激励用电终端参与电力调节，从而实现用电 “低碳化”。基于电源侧和消费侧的不同特点，碳排放责任机制可以实现一手抓效率一手抓总量，在电源侧通过强度控制降低度电碳排放量，在消费测通过总量控制降低用电导致的碳排放总量。
   “新型电力系统建设要实现从资源依赖转变到技术依赖。”中国能源研究会常务理事李俊峰认为，全球能源转型实践证明，资源依赖会导致成本上升，而技术依赖会带来成本下降。
   李俊峰表示，未来支撑能源和电力技术创新的两大因素是能量与算力，能量质量的提高和成本的降低可以改变人们制造工具的思维逻辑，而算力水平的提高可以大幅度提高生产效率和服务水平。
“三步走”的战略发展路径
中国能源研究会能源政策研究室主任、北京师范大学教授林卫斌介绍了 《构建新型电力系统路径研究》中的主要成果，提出构建新型电力系统的 “三步走”战略和发展路径：
   第一阶段 （2020-2030年）新能源占比逐步提高但仍以煤电为主体。预计风光发电占比将从2020年的9.3%提到2030年的22.5%左右，同期煤电占比从61.3%降到47.5%左右。在这一阶段，风电开发建设仍以大型风电基地建设为主，光伏发电进入加速部署期。同时，严控煤电发电量，存量煤电进行灵活性改造。
   第二阶段 （2030-2045年）初步建成以新能源为主体的新型电力系统。预计风光发电占比将继续提高到2045年的43.4%左右，同期煤电占比降到23.4%左右，电力系统进入系统变革阶段。在这一阶段，风电发展逐步转向以区域内就地消纳利用为主，支持海上风电实现跨越式发展。光伏发电逐步转向光储充一体化供电、光伏直流微网供电等就地利用方式。煤电进入加速低碳转型阶段，推动 “煤电+CCUS”等技术产业化。
   第三阶段 （2045-2060年）新型电力系统逐步成熟。预计风光发电占比将继续提高到2060年的62.0%左右，同期煤电占比持续下降到4.0%左右。在这一阶段，形成陆上大型风电机组集中式开发、小微型风电机组分散式开发利用和海上风电集群开发与多能转换利用格局，光伏发电 “产销者”模式成熟。完成改造的煤电机组与其他灵活性资源共同承担系统灵活调节任务，未改造煤电机组完全退出。数字革命与能源革命深度融合发展，各类主体深度参与、高效协同、共建共治共享的能源互联网生态圈全面建成。