当前讯息：新型电力系统：既要顾安全性，也要顾经济性

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文 | 本报记者 杨晓冉

国家能源局日前发布的《新型电力系统发展蓝皮书》（以下简称《蓝皮书》）提出，当前，我国新型电力系统各方面能力不断增强，但同时仍面临新能源大规模发展对系统调节能力的挑战。《蓝皮书》提出，应加强电力供应支撑体系、新能源开发利用体系、储能规模化布局应用体系、电力系统智慧化运行体系等四大体系建设。

(资料图片)

我国新型电力系统当前处于何种发展阶段？面临的最关键问题是什么？记者就此展开采访。

新型电力系统建设初具规模

《蓝皮书》指出，当前，我国新型电力系统供应保障能力稳步夯实，绿色低碳转型不断加速，系统调节能力持续增强，技术创新水平持续提升，体制改革攻坚成效突出。“截至2022年底，城市电网用户平均供电可靠率约为99.9%，农村电网供电可靠率达99.8%。此外，非化石能源装机规模达12.7亿千瓦，占总装机的49％，超过煤电装机规模；2022年非化石能源发电量达3.1万亿千瓦时，占总发电量的36%。”《蓝皮书》显示。

业内人士认为，近年来，随着新能源的大规模发展，我国新型电力系统已初具雏形。从《蓝皮书》的描绘来看，我国新型电力系统仍将延续大电网和分布式智能电网并行的特点。

“一个国家的工业基础决定了其未来电力系统的发展框架。比如，在一些电力工业薄弱国家，局部发展以新能源加储能为主的分布式电网、微电网符合他们的国情。这些项目与重建一张安全稳定的大电网相比，具备可观的经济性。但我国电力工业基础强大，建设完善了包括特高压、500千伏主网架、220千伏网架等在内的坚强电网，这也决定了我国新型电力系统的建设要围绕这张大电网，整体效益才能最优。”能源研究人士吴俊宏分析，这进一步决定了我国未来新型电力系统建设中，在局部工业园区或县域等，将把就近的分布式电源、小型新能源场站以及局部配电网组合在一起建设分布式智能电网，这或将成为未来新型电力系统发展的一个重要分支。

在清华四川能源互联网研究院高级研究员王康看来，新型电力系统建设最核心的问题还是要明确定位，要有清晰的大纲和方向。“在技术维度，要解决大规模新能源并网与传统电网的适应性问题，以更强的数字化手段解决发用电海量的、异质化的主体互动问题。在体制维度，要加强电力市场化改革的深度、广度和透明度，提升电力资源配置能力，解决新型主体的利益诉求，处理好新能源发展带来的安全、经济、绿色之间更加剧烈的矛盾。”

保障安全同时要兼顾经济性

《中国能源报》记者在采访中了解到，当前，我国新型电力系统不断向规模化、低碳化、灵活化、智慧化迈进。但同时，新能源快速增长给电力稳定供应和能源安全带来一系列挑战。

“首先，高比例新能源增加了电力供给的随机性和不确定性，导致电力负荷不断攀升与消纳困难并存，极端天气也会加剧电力供需的时空错配与峰谷错配；其次，稳定灵活的调峰资源缺位。我国电力储能项目累计装机与清洁能源装机容量相比仍存较大缺口。而且，现有的储能方式无法完全满足电网的灵活调节需求。”厦门大学中国能源经济研究中心教授孙传旺告诉《中国能源报》记者。

“储能的辅助、弃风弃光的控制，以及火电灵活性资源的挖掘，能够缓解电力系统的不稳定，但这些手段也带来经济性问题。我们已经花了太多的经济成本去保障电力系统的安全稳定。”吴俊宏认为，若为保证系统安全稳定而增加过量的电力系统建设成本，终会导致电价大幅上涨。因此，新型电力系统最关键的问题是，如何在大规模绿色能源发展背景下，保障电力系统安全，同时让电力系统仍具经济性。

王康认为，新型电力系统的“双高”特性也会带来直流电网与交流电网的矛盾。“未来相当长一段时期内，我国电网仍将以交流同步电网为主体。但若直流设备过多，将破坏交流电网结构，进而带来电网系统性风险。”

谈及电力系统机制的创新完善，王康指出，新能源发用电的不平衡会使电力市场设计极其复杂。在现货市场，新能源发电占比过高会导致极高或极低的电价，使得现货市场价格急剧波动。因此，新能源不适应现行的现货市场机制，对电能量市场产生冲击。

“此外，若要保证供电安全，就要在电能量市场基础上叠加辅助服务市场、容量市场及环境市场。这样的市场一旦运行起来，其维度及复杂性就极高。”王康进一步分析。

完善市场机制是关键

《蓝皮书》指出，当前至2030年，我国新型电力系统建设处于加速转型期。吴俊宏指出，在这一时期内，提高终端电气化水平是实现碳达峰碳中和的必然选择。“新型电力系统的目标是将各行业对其他能源的消费转化成电力消费，进而实现全社会的碳达峰碳中和。”

“新型电力系统不仅是电力部门以及社会经济的保障，更可带动整个制造业发展。若生产成本都集中在用电，那么，制造业成本就有可能进一步降低。这有利于带动所有制造业绿色水平的提升，增强我国竞争力。”吴俊宏分析。

在孙传旺看来，协同推进电力系统转型与安全运行迫在眉睫。“要持续推动现役煤电机组能效升级与灵活性改造，同时充分考虑地方电力供需结构，合理安排新能源消纳阈值和煤电参与调峰频次。同时，强化大容量储能和分布式储能、长时储能与短期储能同电网运行不同需求的精准匹配，加强对新型储能技术降本提效的市场激励与政策支持。”孙传旺说。

多位业内人士向《中国能源报》记者指出，完善新型电力系统，关键在于设置好市场机制。“市场机制应起到合理刺激各行业发展的作用。比如，国家一直鼓励储能，但如果没有好的市场机制，就没有人愿意投资。只有把市场机制捋顺，新型电力系统才能走得更稳健。”业内专家告诉《中国能源报》记者。

“在当前的转型期中，要加快推进统一电力市场建设，明晰电力中长期市场、现货市场、容量市场和辅助服务市场交易边界与交易制度，推动各级各类市场功能互补、有机衔接。”孙传旺指出，同时，煤电在电力保供、容量补偿、调峰调频上的多元价值应被进一步发现，这就需要完善电力上网、输配价格形成机制，健全容量成本和辅助服务成本向用户侧疏导的路径，适度提高容量价值和调峰价值补偿力度。

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