本文来自微信公众号“中国发展观察”，作者/赵剑波。
2022年末召开的中央经济工作会议提出，要着力推动高质量发展，加快建设现代化产业体系，要加快规划建设新型能源体系，在落实碳达峰碳中和目标任务过程中锻造新的产业竞争优势。实现碳达峰、碳中和是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，体现了我国未来发展的价值方向，对构建以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局意义深远重大。
新型电力系统是现代化产业体系的组成部分，通过构建以新能源为主体的新型电力系统提升新能源消纳和存储能力，既实现可再生能源大规模开发，又实现高水平的消纳利用，更加有力地保障电力可靠稳定供应，实现高质量跃升发展。
新型电力系统的复杂性远远超过了传统电力系统。新型电力系统由多元主体构成，涉及新主体、新技术、新机制的整体性变革，构建新型电力系统就要提高清洁能源电力占比，最终形成以可再生能源产业链为基础，耦合多种类能源资源的开放、兼容、抗风险并能够支撑多能互补的能源互联网。以多元主体为特征的高比例新能源电力消纳带来的不确定性，支撑“源荷互动”平衡的智能电网技术短板，电源调度与调控的管理体制机制优化，是制约新型电力系统健康发展的三大难题。
因此，构建新型电力系统，必须增强电网侧的平台功能，从多元主体管理、技术瓶颈突破、体制机制创新等方面不断增强系统调节能力，网络效应才能得以充分发挥。只有随着各方交易成本的大幅降低，才能完成电力技术范式从“源随荷动”向“源网荷储互动”的跃迁，才能实现从传统电力系统向新型电力系统的转型。
突破三重挑战，构建新型电力系统
清洁能源成为新型电力系统电力供应的主体。构建新型电力系统面临着多元主体协调、关键技术攻关、体制机制约束等三方面的挑战。
（一）多元主体协调
新型电力系统是连接多种能源互联互通的能源生产和消费网络，作为核心平台，既要适应水能、风能、太阳能发电等大规模可再生能源电力以及煤电、核电等集中发电基地的电力输送、优化和间歇性功率相互补偿的需要，又要适应对分布式能源电力开放、促进微电网发展、提高终端能源利用效率的需求。构建新型电力系统就是要协调解决好电源侧、电网侧、需求侧、储能侧等多元主体之间的关系，既要消除新能源电源波动性、间歇性特征，适应大规模新能源电源并网的要求，又要提升新型电力系统的灵活性和友好性，提升电力系统灵活调节能力。
采用新能源发电代替化石燃料发电是实现“碳达峰、碳中和”的重中之重。在新型电力系统中，风电和太阳能等清洁能源成为电力装机与供应主体，火电等基础电源的功能转向灵活性调节和支撑功能。在电源侧，高中低不同的电源容量、集中或者分布式布局、在网或离网运营等多种形态并存。新能源发电出力间歇性、波动性强，大规模分布式新能源接入电网，新能源的开发和电力系统的消纳能力需要相应匹配，显著增加了传统电网的复杂性和管控难度。电网与电源发展缺乏统筹协调、系统调峰能力不足、市场机制不健全等各种因素，制约了新型电力系统的持续健康发展。只有实现电网、电源、负荷以及储能的有机衔接，提升各个界面的灵活性和友好性，才能充分发挥新型电力系统的网络效应，新型电力系统才能更加智能、健康、安全。
为了解决这些问题，新型电力系统需要具有灵活控制和调节能力，能够支持电源侧和负荷侧的分布式发电、储能装置，甚至同时具备发电和储能功能的电动汽车终端的海量接入，并能够基于数据分析和智能决策实现安全、稳定的运营和管理。最终，负荷侧的千家万户均可发电、智能汽车即时充电放电，接入电网的分布式发电节点越来越多，这也是良好治理机制保障网络效应的体现。
因此，构建新型电力系统就是要推动电网由传统单一的电源适应负荷变化模式转变为源网荷储协同互动的模式，不断提升电网灵活调节能力和弹性恢复能力，实现更加安全绿色的电力供应、更加经济高效的电力消费、更加互动共享的电力服务三大目标。
（二）关键技术攻关
技术瓶颈也制约着新型电力系统网络效应的发挥。在新型电力系统环境下，分布式新能源接入电网的便利性能够得到极大提升，用户、电动汽车、储能装置等既可以用电又可以放电，调节间歇性新能源发电的波动性和不可预测性。但构建基于智能技术的新型电力系统需要攻关以下几种关键技术。
一是输送电技术创新。我国能源资源与负荷中心的逆向分布，资源条件优越的西部地区与用电负荷较大的东部地区相距甚远，并网、消纳、输送能力成为制约新型电力系统发展的主要因素。
作为颠覆性创新技术，特高压直流输电是我国立足自身能源资源禀赋和经济社会发展需求研发的全新技术，特高压输电工程更是在电压等级、送电距离、送电容量和技术上，实现了最高、最远、最大和最先进的四个世界之最。特高压直流输电技术是新型电力系统的重要支撑技术，能够消除电力生产和电力需求的区域不平衡问题，以电力需求拉动生产，从而增强新型电力系统接纳新能源的能力，从根本上解决“弃风弃电”问题。
二是储能技术创新。新能源电力的随机性和波动性特征较为明显，电力系统的调度、运行和控制面临前所未有的复杂性。储能技术和装备在新型电力系统中扮演着“多面手”与“润滑剂”的角色。在新型电力系统中，引入储能技术能够实现电力“存储”功能，从而保证电力资源品质、提高电力资源效率。储能装置就像大容量的“充电宝”，在电网用电低谷时作为负荷充电，在电网用电高峰时作为电源释放电能，其快速、稳定、精准的充放电调节特性，能够为电网提供调峰、调频、备用、需求响应等多种服务。在实践中，储能装置能够发挥其“补峰填谷”作用，平滑负荷曲线，提升电网供电能力和瞬时平衡能力。储能技术的广泛应用将开启全新的电力生产模式，将为能源更替创造条件，使得源网荷储协调优化模式成为可能。
三是智能电网技术创新。智能电网技术主要用于保障电网运行的稳定性，因为新能源电源接入会引起系统电压和频率的偏差、电压波动和闪变等问题，从而影响到系统的电能质量。
基于智能电网技术，新型电力系统能够使得清洁能源和传统能源实现有机融合，能够支持清洁能源友好接入，不断提升分布式电源的渗透率，吸引相关电源生产主体参与电力交易和需求侧响应，并提供分布式能源管理和综合能源服务。智能电网具有高效、可靠的特征，能够解决新能源发电间歇性和波动性带来的局限性，未来需要更多具有自我管理、自我恢复、兼容性强等特征的智能电网技术，帮助实现新能源电源的无缝并网以及实时互动和协调运行。
（三）体制机制约束
从体制机制看，新能源消纳等问题产生的根源是由于传统电力体制下多种能源主体间利益关系不畅，形成新旧能源体系的竞争。只有运用市场化手段，理顺新能源和传统能源的利益关系，实现供给和需求精准匹配，才能从根本上消除新能源发展的瓶颈问题。
一是并网效率提升问题。发电主体的多元特征对于电网平台的智能调控能力提出了更高要求。面对大规模、高渗透率分布式光伏接入电网带来的电网容量和安全挑战，需要解决光伏无序接入、低效并网、消纳困难等问题。电网需要将多元电源形态整合为一体，实现源网储荷协调发展，提供高品质的电力服务。主体多元带来的难点在于如何保障分布式电源的有序接入。
对于大型新能源发电基地，接入电网进入壁垒相对降低，问题解决的办法还得依靠管理和技术手段，利用特高压实现远距离输送电，新能源电力消纳难题将会逐步得到解决。对于集中度较低的分布式电源，大规模接入电网显著增加了电网的复杂性和管控难度，解决办法还要依靠加强本地化、常态化管理，实现自发自用或者就地消纳。解决新能源并网消纳问题的根本还是在于探索有效的市场交易体系，精准匹配供需，不断提升交易效率，实现各方利益最大化。
二是灵活性改造难题。在多元化的电源侧主体中，煤电仍然占据着主导地位，短期内化石能源的规模经济效应仍然不可替代。对煤炭的“路径依赖”，是造成“限电”的深层原因，也是我国“双碳”目标实现的最大障碍。
火电机组灵活性改造是目前阶段最为经济可行的调峰能力提升手段，通过不断降低火电机组出力下限，最大限度利用清洁能源。灵活性改造是适应未来能源形势、参与竞争性电力市场的有效途径，应按照“谁调峰、谁受益，谁改造、谁获利”的原则，充分考虑不同区域、不同类别机组、不同技术路线，以及安全风险、改造投入、运营成本等综合因素，建立健全基于提高新能源上网消纳的火电灵活性改造与运行激励机制。
构建新型电力系统的具体措施
只有实现新能源电源的“即插即用”，新型电力系统的网络效应才能够得以充分发挥。因此，要围绕新能源高质量发展、新型电力系统建设、新型储能发展等重点任务，配套制定更加有力有效的政策措施。
（一）推动能源生产绿色低碳转型
围绕“双碳”目标，大力发展非化石能源，不断提升清洁能源在经济生产中的应用比例，构建以绿色低碳为特征的新型电力系统。
1.统筹优化新能源开发布局
在新发展格局下，我国需要更加坚强、更具韧性的国家能源安全系统。这就要求支撑国家能源安全的能源系统必须从“化石能源为主、兼顾可再生能源”的传统系统，加速转向“可再生能源为主、兼容多种能源”的新型能源系统。
一是围绕“双碳”目标实施积极的政策引导。能源清洁化发展是大势所趋，我国应主动克服对于煤炭能源的路径依赖，大力提升可再生能源净发电量占比，以经济社会发展全面绿色转型为引领，在重点领域乃至全社会推行绿色用能模式。不断完善财政、税收手段调控碳排放，辅以创新负排放技术、发展绿色金融、增加碳汇等政策，引导企业等微观经济主体自发性地采取碳减排措施，共同推动清洁能源主导地位的形成和新型电力系统的发展。
二是加强新能源电源统一规划管理。开展大规模水风光储电源优化配置、互补协调控制等关键技术研究。针对“小而散”的分布式电源，加强业主以及能源主管部门的沟通，及时掌握包括分布式光伏电源在内的新能源规划建设信息。发挥电网企业专业技术优势，将新能源规划纳入电网整体规划，根据新能源规划建设信息、传统电源情况、电网状况、负荷预测、地理位置、资源条件等，应用集群划分和源网荷储协同优化规划等新方法，逐年滚动修订电网规划，统筹兼顾各方需求，通过优化完善电网结构、有序开发新电源项目等措施，实现新能源发展综合利益最大化。发挥电网规划的引领作用，积极与政府、新能源业主沟通会商，推动电网规划成为各方共识，引导政府科学制定分布式新能源发展规划和项目开发计划，协调推进源网有序发展，保障分布式电源有序接入。通过提供调频、调峰、调压等多种辅助服务，实现区域之间互为备用、互相调峰，实现在大量生产、输送新能源电力的同时，在更大的范围内保障电力系统实时平衡，实现新能源产品安全稳定、可靠接纳，维护电力系统安全稳定运行。
三是建立新能源电源消纳预警机制。着眼并及时响应新能源并网需求，进一步提高消纳水平，建立新能源消纳定期分析制度，完善消纳预警机制，促进分布式电源有序发展和高效利用。按照“自下而上、地区统筹”的方式，综合考虑电源现状、电网结构、运行方式、调峰能力、负荷波动等因素影响，逐地区、逐站、逐变、逐线计算电网可接纳容量。探索发布区域新能源消纳分级预警报告，对红色预警地区，除光伏扶贫项目外，一律不受理新能源新增并网申请；对黄色预警地区，合理调控新能源建设项目和时序，滚动修订电网规划、新能源发展规划；对绿色地区，在落实接网消纳条件的基础上有序推进新能源项目建设。
2.推动碳排放权交易市场化
未来，需要以奖惩结合的原则持续促进低碳转型，从而实现绿色发展。
一是拓展碳排放权交易体系。加快碳排放权交易市场建设，扩大覆盖范围，完善碳定价体系。通过市场的调节机制调动企业积极性，企业可以通过免费分配、拍卖或混合方式获取碳排放配额，根据自身碳排放情况对碳排放配额进行交易。
二是鼓励企业参与能源市场交易服务。依托专业能源交易机构，结合国内能源市场建设进度，探索面向社会的电力市场交易、碳交易、绿证交易业务。根据市场改革进程，逐步扩展至电力期货、输电权等其它金融衍生品交易和燃料期货交易。在具备条件的区域，开展虚拟电厂运营，对分布式电源、可控负荷进行聚合，发挥分布式电源出力灵活、启动迅速的特点，代理用户参与调频调峰辅助服务市场交易。结合分布式能源交易政策，探索建设分布式综合能源交易服务平台。
（二）提升源网荷储耦合协同水平
新型电力系统建设必须以电网为核心进行整体规划，以促进源网荷储耦合为核心，推动电网从单一“电源调度”转变为“电源+负荷+储能”协同调度的新模式。
1.提升多主体协调互动能力
构建电源、负荷及储能等多主体参与电网调节的管理机制，实现网荷互动、网储互动。
一是提升电源适应负荷变化的调节能力。以提升清洁能源消纳能力和电网经济性为导向，以各类清洁能源发电作为刚性电源，以传统电源以及电网作为调节资源，在电源、电网和负荷之间建立起智能友好的互动策略。在电源侧，平衡清洁能源，蓄水调峰、煤电灵活性改造等能源生产方的出力水平；在负荷侧，采用分时电价、实时电价、尖峰电价等灵活定价的方式，激励用户主动改变能源消费习惯及鼓励错峰用电，保持电网电力平衡。
二是构建负荷及储能参与电网调节的管理机制。统筹负荷侧、电源侧、电网侧的资源，完善新能源调度机制，多维度提升电力系统的调节能力，保障调节能力与新能源开发利用规模匹配。提升火电等可调节电源的灵活性，在与灵活性电源主体签订协议、采取激励措施的基础上，将原来不可调节的负荷转化为电网的可调节资源，根据电网负荷水平和运行状态的需要进行精准、柔性、实时、大规模控制。引导社会负荷资源参与供需互动实践，积极引导海量负荷资源自主自愿调整电力消费模式，参与源网荷储互动。充分发挥储能装置的双向调节作用，大力拓展储能等具备“源荷”双重特征的新型装置参与电网调节，实现网储互动。
三是积极推动火电机组灵活性改造。以提升电力系统调节能力、促进新能源消纳为出发点，运用科学管理方法，建立多专业、跨部门合作，提升火电机组对电力平衡的保障能力，减少机组状态变化对电网的波动冲击。
2.不断提升电网智能化水平
以推动“电源、电网、负荷、储能”协同高效运转为导向，持续完善智能电网建设，发挥智能电网的基础性、支撑性作用。构建大规模源网荷储互动在线管控平台，促进电源提升适应负荷变化的调节能力。
一是实现源随荷动，通过电力系统实施资源配置平衡策略，不断提高常规发电机组的调节响应能力以适应负荷的动态变化。
二是实现源网互动，由于清洁能源出力会随着环境因素的随机性发生相应的变化，加强电源与电网互动，即通过能够调节电网参数的灵活交直流输电技术、微网等技术，通过新能源电源精细化功率控制、电网变压器灵活调节有载调压档位等方式，有效降低新能源出力波动对电网安全稳定运行的影响。
三是实现大数据辅助决策。通过用电信息采集系统获取大用户、海量居民、分布式电源、电动汽车、储能单元等负荷资源信息，实时分析全网用户侧负荷资源情况，构建用户负荷分类管理模型，基于大数据技术精准实施负荷的集中、统一调度管理。
（三）推动新型电力市场机制创新
为了应对大规模新能源并网带来的挑战，必须以促进新能源全额消纳、保障新能源与电网稳定运行为目标，推进新型电力市场建设和体制机制创新，加快建设适应新能源快速发展的统一开放、竞争有序电力市场体系。
1.建立新能源电力市场体系
健全新能源消纳保障机制。建立可再生能源利用目标责任考核制度，明确各发电企业、电力用户等主体的职责划分与消纳目标，提高可再生能源利用效率。在安排年度发电计划时，尽可能为新能源发电预留空间，优先安排新能源发电。建立电量互保联保机制，鼓励发电企业间、用户间签订电量互保联保协议，当其中一方因特殊原因无法履行合同电量时，由协议另一方代发、代用部分或全部电量，减少合同电量在实际交易中的偏差，保障新能源交易合同顺利执行。建立市场风险防控与干预机制，实时监控电力市场运营情况，制定有效的风险防控措施，保障新能源交易安全稳定进行。
构建灵活的交易电价机制。针对新能源短期及超短期交易，探索设置日前现货市场和日内平衡市场，分别采用分时分区电价与日内二次报价机制。合理运用分时分区电价机制，形成实时电价信号，实现电力现货价格随市场交易情况与发电机组运行情况灵活调整。为最大化保障新能源权益，防止现货市场出现由于新能源预测不准造成发电被替代的情况，在日内平衡市场设置二次报价的机制。当新能源企业日内超短期预测与日前短期预测偏差较大时，新能源可再报一次价格修正日前报价，封存作为日内平衡市场的出清和调整依据，利用市场机制保障新能源优先消纳以及新能源企业之间参与市场的公平性。
2.构建新能源消纳长效机制
通过源网荷储一体化、多能互补等途径，实现电源、电网、用户、储能各类市场主体共同承担清洁能源消纳责任的长效机制。为使新能源能够大比例上网，部分火电机组须降低自身发电出力，开展深度调峰。应设计分摊补偿机制，应用发电权置换新能源消纳，激发火电参与积极性，实现多主体互利共赢。新能源企业由于增发电量获得避免弃风弃光的收益，火电企业因转让发电权牺牲部分电量利润，获得发电权转让收益及调峰补贴收入。发电权转让收益以日内平衡市场价格进行结算，辅助服务市场补偿收益以“谁受益，谁分摊”为原则，由未参与深度调峰的火电厂、水电厂以及新能源场站共同分摊。
