赵文瑛：逐步构建适应新型电力系统的新型热力系统（上篇）之新型电力系统的主要挑战和应对举措

我国力争2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和，是党中央统筹国内国际两个大局主动作出的重大战略决策，是我国转变发展方式、调整能源结构、保障能源安全、实现可持续与高质量发展的内在要求。2021年3月15日召开的中央财经委员会第九次会议，研究了我国实现碳达峰、碳中和的基本思路和主要举措，提出“要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统”。

近日，党中央、国务院先后印发了《中共中央 国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》（中发〔2021〕36号）、《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》（国发〔2021〕23号），两个文件作为碳达峰碳中和“1+N”政策体系中的“1”和“N1”，是统领“30•60”两个阶段目标的顶层设计，具有宏观性、战略性和全面性的特点，为我国实现双碳目标、推动能源转型擎画了宏伟蓝图、锚定了总体目标、明确了具体路线。

碳排放与人口、经济、产业、能源、技术等多种因素有关，能源活动是我国主要的二氧化碳排放源，占全部二氧化碳排放的90%左右，其中电力行业排放约占能源行业排放的40%，因此构建清洁低碳安全高效能源体系是实现碳达峰碳中和的核心。从数量关系上来看，最终实现碳中和，一是增加森林、海洋、湿地等碳汇量以及碳利用封存能力，二是降低化石能源消费、工业生产的碳排放，主要从能源供给的低碳化、能源利用的高效化、能源消费的电气化三个方面着手。构建以新能源为主体的新型电力系统是实现全社会碳达峰碳中和的落脚点和着力点，不仅使电力系统发-输-配-用全环节发生根本变革，也会使建筑、交通、工业等领域用能方式发生深刻变化，相应地，建筑、交通、工业等领域也要找准切入点，主动适应新型电力系统的新特点、新业态、新模式。

一、新型电力系统的主要挑战

电力系统的基本任务是将电能在电压、频率等参数合格的前提下安全、稳定、经济地分配给各用电负荷。

在时间维度上，由于电能难以大规模存储，电力系统的基本特征是必须时刻保持动态供需平衡，包括有功功率和无功功率动态平衡，新能源发电波动性大、无功支撑不足，需要系统补偿调节。

在空间维度上，我国能源资源分布与需求中心逆向分布，跨省跨区输电是重要手段，形成了“西电东送、北电南送”的资源配置格局。

在电力平衡上，光伏、风电置信容量低，对电力平衡支撑弱，我国水能资源技术可开发量6.87亿千瓦（总体开发程度已近半，资源最丰富的前十大流域开发程度约80%），沿海核电厂址资源约2亿千瓦，而未来全社会最大用电负荷预计还要增加1~1.5倍，为了满足最大用电负荷仍需要新规划10亿千瓦以上的稳定可支撑电源（若考虑机组退役则需要规划更多），大规模储能是未来可有效参与电力平衡的一种形式（本质上是提高了新能源的置信容量），现阶段尚没有可大规模替代火电机组的有效途径和方式，“十四五”时期仍需要新规划建设及储备一批煤电机组。

在电量平衡上，碳排放与发电量（非装机容量）相关，“以新能源为主体”即要增加非化石能源发电量占比，降低火电机组发电量占比，可再生能源发电逐步从新增电量到存量电量渗透替代，成为电量供给主体，在未来电源和电量结构中，新能源将呈现高占比、低利用小时数特点，火电呈现大装机、低电量、低利用小时数特点。

由于新能源发电固有的强随机性、波动性和间歇性，以及通过电力电子装置并入电网的特征，以新能源为主体的新型电力系统将呈现“一低、两高、双峰、双随机”的特点，即低系统转动惯量、高比例新能源+高比例电力电子装备、夏冬负荷双高峰、发电出力和用电负荷双侧随机波动，对电力系统安全稳定运行带来重大挑战。

电源侧，最大挑战在于新能源以较小的置信容量、较低的利用小时数实现高的发电量占比目标。据预测，在“3060”目标下，2030年风光装机将达到12~17亿千瓦，发电量占比约24%；2060年风光装机将达到50亿千瓦以上，发电量占比约67%。随着新能源渗透率的提高，新能源出力的波动与负荷需求的波动叠加后的净负荷峰谷差明显增大，电力系统需要解决调峰、调频、灵活调节资源稀缺、低惯性、抗扰动能力弱、新能源机组低/高电压穿越等问题。

在日电力平衡上，新能源的日波动性大（据统计，目前国网区域风电日最大波动率约为23%、光伏日最大波动率约为54%）、反调峰特性及光伏“鸭型曲线”问题，使新能源对电力平衡支撑较弱，新型电力系统对灵活调节能力和快速爬坡能力要求更高；在月度电量平衡上，风电为春、秋高峰，光伏为夏、秋高峰，负荷为夏、冬高峰，加上季节性水电影响，季节性不平衡问题日益凸显。

风光有效利用小时数低，2020年风光平均利用小时数为1360h，远低于负荷利用小时数，相同发电量情况下需要约3倍煤电机组容量。新型电力系统下，实现发电量中新能源为主体，新能源的穿透率（新能源装机/用电负荷）要远高于100%，同时，现有技术条件下，煤电装机客观上仍需要随着全社会用电负荷增加而增加（优先考虑水电、核电、气电、储能参与平衡后），进而导致电力供应总体充裕，火电利用小时数不断降低，新能源大发时段弃电上升，消纳更加困难，新能源利用小时数也会减少，系统成本和全社会用电成本明显增加。

电网侧，“一低、两高、双峰、双随机”的新型电力系统以及交直流混联电网的复杂结构对电力系统实时平衡带来巨大挑战，电网需不断提升系统实时平衡能力、清洁能源消纳能力以及资源优化配置能力。新能源高比例接入电力系统后，系统转动惯量减小、频率调节能力降低，系统短路容量下降、抗扰动能力降低，系统无功支撑能力降低，暂态过电压问题突出，新能源机组存在大规模解列可能，增加了电网安全运行风险，对电网调峰、调频、电能质量控制以及维持系统平衡提出了更高要求。

新能源较为经济的利用方式是就地或就近利用，受土地、资源等因素制约，未来新能源开发集中式与分布式并重，三北地区新能源资源丰富但本地消纳困难，仍需考虑外送问题。风光水火（储）打捆外送对于保障受端稳定供应以及通道利用率都是有利的，而由于风光有效利用小时数低，高比例的风光（储）外送或导致通道利用率低、投资回报低，或使风光装机过剩以满足设计输送电量要求，都会影响外送经济性，因此未来如果配套（水）火电机组不足，新能源利用率与通道利用率将难以兼顾，新能源依靠输电线路外送恐将成问题。

随着技术发展，未来新能源电量外送途径是通过输电线路抑或就地转化为氢（或进一步转化为碳氢燃料、氨等）进行输运需结合技术成熟度、基础设施体系完善度、经济性及下游应用场景等因素进行更深入的研究，综合优化多路径、多层次、多目标的新能源外送体系。

用户侧，多元、互动、灵活的用能设备大量接入对配电网运行控制、终端电能质量等造成重大影响。分布式能源、储能、电动汽车、智能用电等交互式设备大量接入，潮流流向将发生改变，电压分布、谐波等影响配网电能质量，终端无序用电将会增加净负荷峰谷差，功率波动问题更加突出，配网对新能源的接纳能力和消纳能力面临挑战，安全稳定运行受到影响。同时，无论是电源还是电网若按传统最大负荷进行规划，设备利用率则将会降低。

电能将逐步成为最主要的终端能源消费品种，从2000年-2020年，我国电能占终端能源消费比重从14.5%增长到27%，年均提高0.6个百分点；据有关预测，2025年、2030年、2060年电能占终端能源消费比重有望分别达到30%、35%、65%以上，年均提高约1.0个百分点。终端电气化对众多领域用能方式将产生深远影响。

储能侧，最大挑战在于突破大规模、长周期、高安全、低成本的储能技术。大规模储能是一种颠覆性技术，改变了电能难以存储的传统认知，如果新能源电量大比例通过储能解决稳定供应问题，则某种程度上实现了电能的发输配用环节的解耦，储能成为”新电网“，而高能量密度、高安全性的储能载体成为“新煤炭”“新石油”“新燃气”，电能成为货架上的商品自由流通。

电力系统需要满足不同时间尺度需求的储能调节技术，可大致分为功率型（秒~分钟级）、能量型（1~2h）和容量型（>4h，达到GWh级）。在调频方面，电化学储能功率调节范围大、响应速度快，调频性能最优，在启动速度上，电化学(秒级)>物理储能（分钟级）>燃气发电（简单循环15~30min；联合循环冷态启动约2 h，温态启动约90 min，热态启动不超过70 min，停机时间约50 min）>燃煤发电（根据典型350MW超临界机组及1000MW二次再热机组机炉联合启动曲线，冷态启动7~10h，热态启动1.5~2h）；在容量型储能技术方面，目前来看，抽水蓄能、（全矾）液流电池和压缩空气储能，及带储热的光热发电（100%负荷配置储热），能够解决新能源日内稳定出力的调节需求（需至少具备6~8h时长的储能）。电化学储能亟需提高安全性、循环次数、降低成本。

在多日、周、季等更长时间尺度下，氢能（新能源直接电解水制氢）是一种长周期化学储能方式，在终端能源中作为电的重要补充（预测2050年前后氢能占终端能源消费的10%左右），可有效提高能源供应安全水平，适用于分布式热电联供、交通、冶金、化工等多种场景。而氢能的储运又是一难题，现有技术体系中，除了槽车、管道等方式之外，液氨作为氢载体是解决氢的远距离大规模输运及长期储存问题的一种可能路径，一方面氢合成氨技术已十分成熟，产业基础完善，另一方面氨分解成氢较易，能耗低，同时氨储氢密度高、全过程无碳，但也面临转换效率、合成分解过程能耗及反应条件、氨腐蚀、氢纯化等问题。

此外，兼具常规水轮发电机组和抽蓄机组的混合式水力发电也可实现长周期储能，化石能源（煤、天然气）本身就是一种可长时间存储的一次能源，火电机组的冷/热备用状态对启动时间、响应速度有较大影响，未来新型电力系统的负荷备用、旋转备用、停机事故备用容量大小及方式选择有待深入研究。

二、新型电力系统的应对举措

构建以新能源为主体的新型电力系统是一项系统工程，是一个在多目标、多约束、多变量下寻找系统最优解的过程，并力图实现安全-绿色-经济的统筹兼顾，实现“谋全局”与“谋一域”、“谋一世”与“谋一时”的有机统一，处理好系统与局部、长时与瞬时、稳态与暂态的协调有序，需要源-网-荷-储全环节共同发力，依靠创新驱动发展，加快颠覆性技术突破，完善调节型电源价格形成机制及电价政策，加强电力市场建设。

一是优化全国电力流总体格局。协同“资源优化配置”与“负荷优化配置”，优化产业布局，推进产业转移，深化东西部协作，将部分负荷由中东部向西南、三北地区布局，改变传统输运“资源”满足负荷“需求”的思路，而将负荷主动匹配资源，如“东数西算”工程，实现负荷需求与资源分布相适应，能源资源配置更加合理，减少电力大规模跨省跨区输送需求，提高新能源就近高效开发利用规模，统筹推进“集中”与“分布”、“外送”与“就近”，形成区域协调发展、协同发展。

二是电源侧多能互补主动支撑。推进风光水火储多能互补，实现互补电站系统运行控制和调度的一体化，研究应用电力气象技术、新能源短期和超短期高精度功率预测、频率/电压/惯量的主动支撑、虚拟同步机等友好并网技术，提高新能源出力的预测精度、稳定性和可调度性。提前预测新能源未来出力，科学制定调度计划，预留合理消纳空间是提高新能源消纳水平和保障电力系统安全的重要措施。新能源功率短期预测（次日0时至72h）可用于优化机组出力组合和制定日前发电计划，合理预留备用容量，提高消纳能力；超短期预测（风电未来0~4h；光伏未来15min~4h；光伏分钟级预测时间尺度0~2h，时间间隔<5min）可用于优化旋转备用容量、调峰调频以及电力系统实时调度，提高系统安全约束下的经济性，促进新能源参与电力市场，减少偏差电量。

三是电网侧建设坚强智能电网。完善送受端网架，增强省间电力互济，提升电网资源优化配置能力，发展基于IGBT、SiC等新一代电力电子器件的柔性交直流输电技术，使电网更能适应新能源的出力特性，优化调度，提升电网对“源-网-荷-储”的协同调度能力，提高系统消纳能力和平衡能力；以新能源为主体需要实现新能源从“并网”到“组网”的转变，未来如何“组网”需要进一步加强研究。

四是多措并举提升系统灵活调节能力。加快发展抽水蓄能电站、实施煤电灵活性改造（提升深度调峰及快速启停能力）、建设调峰气电和新型储能等，提升灵活调节电源比重，加强需求侧响应，建立可中断、可调节负荷资源；探索V2G（Vehicle to grid）、V2H（Vehicle to home）、V2L（Vehicle to load）等应用场景（按带60kWh算，可供家庭一周左右紧急用电）。

五是实施数字化转型升级。电源侧及用户侧特性决定了配电网领域是新型电力系统建设的核心，电力系统运行从规模化、集中化逐步向多样化、分散化转变，利用先进数字化和电力电子技术，促进微电网、虚拟电厂等新形态发展，加强配电网数字化建设，加快智能、主动、柔性交直流混合配电网的发展，提高新能源机组与负荷的“可观、可测、可控”水平，提高电网主动消纳能力。基于局域微电网，鼓励能够基本实现内部电力实时平衡、集源-网-荷-储一体的低碳能源综合体建设，减少数量庞大的分布式能源和负荷对大电网的冲击和系统运行难度，优化不同品种电源、不同类型机组的组合运行，以开发区、产业园区甚至小城镇等为单元提高可再生能源渗透率，在降低总体能耗和碳排放的同时保障经济社会发展所需的冷、热、电供应。

六是加快关键核心技术突破。加快新型储能技术规模化商业化应用，建立新型储能价格形成机制，推动氢制储运用环节和燃料电池核心材料、关键零部件及装备、系统研发示范；加强宽禁带电力电子器件和装备发展，解决IGBT、工控芯片、传感器、控制系统等“卡脖子”技术难题。

七是深化电力市场建设。为保障新能源消纳，煤电机组将由主体性电源向提供可靠容量、调峰调频的基础性、调节性电源转型，无论是火电还是储能都需要依托电力市场谋求生存或发展空间，亟需加快建设涵盖现货、容量、辅助服务等不同品种的电力市场体系，统筹公平与义务，兼顾效率与经济，充分发挥不同市场主体的功能作用和积极性。

来源：文章原载于《电力决策与舆情参考》2021年9月10日版第35、36期，部分内容作者有更新。

（作者系能源电力行业专家，长期从事国家能源电力规划设计及政策研究制定）