01从“双碳”目标到新型电力系统
能源消费在碳排放中占据绝对主体地位
习近平总书记在第七十五届联合国大会上宣布，中国将采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。这就要求我国在今后很长的周期内，对碳排放总量施行更严格的控制。
据估算，2020年我国二氧化碳排放总量约110亿吨，我国能源燃烧的二氧化碳排放约为98亿吨，电力行业约39亿吨（不含热电联供的供热碳排放约5亿吨，计入工业、建筑等终端用热行业），占二氧化碳总排放量的比重分别为88%和35%。可以看出，能源燃烧和电力行业在二氧化碳排放中占据绝对主体地位，在上述领域实现碳减排将成为实现全行业“双碳”目标实现的重要一环。
能源结构转型是实现“双碳”目标的重要途经
从目前的的产业模式和技术发展来看，实现能源领域的碳减排主要有四个主要途径：能源结构转型，产业模式升级，用能效率提升，碳捕获、利用和封存（CCUS）技术的广泛应用，其中能源结构转型对碳减排的贡献率最高。
根据波士顿咨询公司的数据，全球范围内，能源结构转型对碳减排的贡献率达到70%。根据国家统计局的数据统计，与2005年相比，2019年我国煤炭消费比重从72.4%下降到57.7%，非化石能源占一次能源比重从7.4%提高到了15.3%。为实现碳中和的目标，2060年我国非化石能源占比需要达到80%以上，而非化石能源消费的95%是通过电力来实现的。全面提升电能在终端能源中的消费比例，是实现碳中和的重要手段，对于电力对碳中和的贡献，大致有以下判断。
一是满足终端用电负荷增长需求，通过电能替代帮助其他行业转移碳排放。与2020年相比，未来十年，其他行业电能替代电量将新增超过1万亿千瓦时，可减少其他行业二氧化碳排放超过5亿吨。
二是服务源端高比例风、光等非化石能源发电的接入和送出，支撑源端的清洁替代减排。根据预测，以2020年为基准，2030年由于支撑源端新增非化石能源电量，替代化石能源电量等效碳减排16亿吨以上；2060年由于支撑源端新增非化石能源电量，替代化石能源电量等效碳减排超过85亿吨。
三是电力行业能源燃烧碳排放持续下降，助力碳减排目标实现。2030年后，能源燃烧碳排放加速下降，2060年考虑LULUCF（土地利用及土地利用变化）后全行业温室气体基本实现近零排放，能够实现碳中和目标。
构建新型电力系统是实现“双碳”目标的必然选择
为实现“双碳”目标，能源结构需要进行电能替代、清洁替代两个转型。在这个转型过程中，电力将从过去的二次能源逐渐转变为其他行业事实上的基础能源。而电网连接着能源供应、消费及传输转换，是能源转型的中心环节。根据测算，为实现碳中和的目标，非化石能源发电量占比需达到90%，而以风电、太阳能为主体的新能源发电量占比需达到60%左右。这就要求电网要以目前以输送常规能源发电为主的模式，向支撑高比例新能源消纳、支撑和保障多种终端用能需求转型，形成可支撑多种能源品种交叉转换的能源互联网平台。
从清洁能源目前的开发情况来看，以风电、光伏为主的新能源，在我国可开发潜力巨大、技术成熟度高，几乎是目前成本最低的新建发电方式，随着规模效应不断增大，将成为未来电力生产的主体能源。因此，实现“双碳”目标必然要依赖以新能源为主体的新型电力系统。
综上所述，构建以新能源为主体的新型电力系统对实现“双碳”目标、推动我国高质量发展意义重大。一是大力发展风电、太阳能等非化石能源，降低能源领域碳排放，对推进我国生态文明建设有重大意义。二是在能源供应上实现以新能源为主体，大幅降低对油气等化石资源依赖，对保障国家能源安全有重大意义。三是通过提升电能在能源中的消费比例推动全社会能效提升，全产业向绿色发展转型，对我国国民和经济建设实现健康可持续发展意义重大。四是通过建设新型电力系统，实现电力能源领域核心装备技术摆脱对外依赖，对能源电力产业全链条安全可控和转型升级意义重大。
02
新型电力系统的主要特征和新变化
主要特征
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，以坚强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。
1.清洁低碳，形成清洁主导、电为中心的能源供应和消费体系，生产侧实现多元化、清洁化、低碳化，消费侧实现高效化、减量化、电气化。
具体来看，多元化：供给侧风、光、水、火、核、生物质、天然气等多种一次能源形式。清洁化：清洁化是比较外在感性的说法（清洁是指不排放污染物，如清洁煤燃烧发电是清洁的，但不是低碳的），此处主要指电源结构以清洁能源为主。低碳化：新型电力系统源侧的核心要求，提高风、光、水、天然气等零碳、低碳发电量比例，常规燃煤电厂通过加装CCUS实现净零排放。高效化：我国作为发展中国家，必须在实现能源消费总量控制的同时保障未来经济持续增长，就必须提高全社会用能效率，降低能源消费强度（单位GDP能耗）。减量化：指实现能源消费总量（包括一次能源消费与终端能源消费）的减量控制，但同时值得指出的是，电能消费需求从2020~2060年一直在持续增长。电气化：持续推动消费侧电能替代，提升能源利用效率，降低其他行业碳排放,是实现高效化和减量化的重要手段。
2.安全可控，新能源具备主动支撑能力，分布式、微电网可观可测可控在控，大电网规模合理、结构坚强，构建安全防御体系，增强系统韧性、弹性和自愈能力。
3.灵活高效，发电侧、负荷侧调节能力强，电网侧资源配置能力强，实现各类能源互通互济、灵活转换，提升整体效率。
4.智能友好，高度数字化、智慧化、网络化，实现对海量分散发供用对象的智能协调控制，实现源网荷储各要素友好协同。
5.开放互动，适应各类新技术、新设备以及多元负荷大规模接入，与电力市场紧密融合，各类市场主体广泛参与、充分竞争、主动响应、双向互动。
新型电力系统带来的新变化
1.电源结构发生变化。主要体现在电源结构由可控连续出力的煤电装机占主导，向强不确定性、弱可控出力的新能源发电装机占主导转变。
2.负荷特性发生变化。主要体现在基本负荷体量大，尖峰负荷增幅大，随机负荷波动大；源-荷角色转换呈现随机性；负荷特性由传统的刚性、纯消费型，向柔性、生产与消费兼具型转变。
3.电网形态发生变化。主要体现在电网形态由单向逐级输配电为主的传统电网，向包括交直流混联大电网、直流电网、微电网和可调节负荷的能源互联网转变。一是大电网仍将发挥重要作用，承担电能的大容量、远距离输送任务。二是配电网将接入源荷储等元素，发挥能源综合承载与互动作用。三是微电网将与多类能源网络互联互通，发挥终端用能交互与自治协调的作用 。
4.运行特性发生变化。主要体现在从以充裕度确保发电与用电平衡的方式，转变为“发电从优、用电可调、发用联动”的运行方式。一是由源随荷动的实时平衡模式、大电网一体化控制模式，向源网荷储协同互动的非完全实时平衡模式转变。二是储能将从以抽蓄集中式接入电网为主过渡到以抽蓄和电化学储能为主，多类型储能协调发展，通过集中式与分布式接入广泛应用于发输配用各环节。三是由于风光等新能源发电全部来源于气候资源，系统运行将高度依赖于气象条件，气象条件影响范围涵盖发电、输电、用电全环节。
5.技术基础发生变化。一是体现在物理电力系统的技术基础由同步发电机为主导的机械电磁系统，向由电力电子设备和同步机共同主导的混合系统转变。二是体现在物理电力系统的技术基础由同步发电机为主导的机械电磁系统，向由电力电子设备和同步机共同主导的混合系统转变。
03构建新型电力系统下
实现“双碳”目标的路径
构建新型电力系统，总的发展路径是：进行电网架构的重构，要素的布局和配置，理论和技术的突破，数字的深度赋能，机制与模式的创新，构建能源互联网，形成以新能源为主体的新型电力系统，实现碳中和目标。在建设进程上，与国家实现“双碳”目标的主要时间节点是基本同步的，具体可大致划分为两个阶段。
建设期
具体特征表现为：新能源装机逐步成为第一大电源，常规电源逐步转变为调节性和保障性电源。电力系统总体维持较高转动惯量和交流同步运行特点，交流与直流、大电网与微电网协调发展。系统储能、需求响应等规模不断扩大，发电机组出力和用电负荷初步实现解耦。
主要解决的问题：要实现达峰时的新能源装机容量达到一定的规模，为达峰后的新能源向主体发展奠定基础，保证达后不返；开展新能源为主体的新型电力系统设计和构建，探索新型电力系统的路径并向其演进。
成熟期
具体特征表现为：新能源逐步成为电力电量供应主体，火电通过CCUS技术逐步实现净零排放，成为长周期调节电源。分布式电源、微电网、交直流组网与大电网融合发展。系统储能全面应用、负荷全面深入参与调节，发电机组出力和用电负荷逐步实现全面解耦。
主要解决的问题：该阶段是新型电力系统建设的主导发展期，重点需要通过技术手段解决新能源出力比例和消纳利用受限的问题，解决全社会深度脱碳的电能增长的承载问题，最终实现电网形态的革命性转变。
04电力行业实现“双碳”目标的
难点及建议
面临难点
电力行业实现“双碳”目标，根本途径是建设以新能源为主体的新型电力系统。现阶段主要在电力稳定供应、电力系统安全稳定运行、新技术成熟度不足以及政策机制不配套等方面面临重大挑战，这也是目前电力行业实现“双碳”目标的最大难点。
1.电力供应安全方面面临挑战。
一是体现在新能源最小出力处于较低水平，对电力平衡支撑能力不足。部分地区高温寒潮等极端气候发生过程中电力供应需求显著增加，保障电力供应难度大。以东北电网为例，2021年7月28日，受副热带高压位置偏北影响，东北地区天气连续多日高温，东北全网用电负荷最高达到7058万千瓦，同比增长8.2%；而风力发电创历史新低3.4万千瓦，不足风电装机容量的0.1%，新能源难以支撑电网的电力需求。
二是体现在现有火电等常规装机规模不足以保证未来电力供应需求。2030年如维持现有火电装机规模不变，则火电装机容量缺额达1.54亿千瓦，难以有效保障电力供应。
2. 高比例新能源消纳难以维持。
一是体现在新能源电量渗透率与利用率之间相互制约，高比例的新能源电量占比必然造成利用率的下降。亟待推动新能源消纳模式从追求新能源利用率到提高新能源发电量占比的转变。经测算，2030年，以新能源发电量最大为目标布局新能源，可提升新能源电量占比1.75个百分点，但新能源利用率降低1.87个百分点。
二是体现在系统调峰能力存在缺额，不足以支撑高比例新能源消纳。2030年，若保证新能源100%全额消纳，国家电网经营区的调峰能力缺额为3.98亿千瓦；若保证新能源利用率95%，国家电网经营区的调峰能力缺额为1.96亿千瓦。
三是体现在跨区直流运行方式灵活性欠缺，新能源跨区消纳难度大。2030年，送/受端电网新能源利用率分别由当前的98% / 100%降至85% / 95%左右，在送/受端电网新能源同时受限消纳形势下，电网跨区互济作用凸显，需采取市场政策、技术创新等多种方式提升跨区直流运行灵活性。
3.电网安全稳定运行面临重大挑战。
一是体现在新能源发展驶入快车道、跨区直流送电需求旺盛，电力系统向“双高”（高比例新能源、高比例电力电子）转型成为必然趋势，系统特性复杂，频率、电压、功角等安全稳定问题仍将存在。以英国8.9 大停电为例，事故前英国电力系统呈现高比例新能源状态，一台燃气机组停机造成大面积新能源脱网，引发连锁故障，停电范围波及100万人。
二是现有技术条件下跨区输电及新能源承载规模存在技术约束。现有技术框架下，为了保证系统稳定，常规机组开机需要保持一定安全水平，使系统调峰能力下降，新能源承载规模进一步受到限制，跨区输电及新能源规模存在技术约束。
4.适应减碳目标的市场机制亟待完善。
一是现行上网电价机制无法维持火电机组生存。预计到2030年煤电机组年利用小时数低于4000小时，2060年低于2000小时，按照当前的电价机制，火电机组无法回收成本。
二是辅助服务费用仅在发电侧分摊，并未疏导至用户侧。目前辅助服务成本通过电源侧分摊，进一步挤压了电源侧生存空间，电源经济承受能力不足不利于未来长期电力系统稳定运行。
三是现行需求侧响应补偿机制难以为继。据测算，需求侧响应量与火电机组装机的降低量相当。但实施需求侧响应需要向用户提供大量补偿，推高系统运行成本，需在电价机制中统筹考虑。
四是规模化储能的应用将推高供电成本。为了实现大规模新能源消纳，系统中需要配置大量储能设备，将推高供电成本，需在电价机制中统筹考虑。
五是现行交叉补贴电价政策不利于调动用户侧资源。居民、农业用电长期享受大规模交叉补贴，但其资金来源近年逐渐下降，现行交叉补贴方式难以为继。由于可再生能源大规模接入，各类用户需承担更多成本。
5.构建新型电力系统面临技术挑战。
根据构建新型电力系统现有的技术路线及实施路径，需要在电制氢、CCUS、碳排放评估、电力数字化、储能、电力电子设备主动支撑技术、需求响应、电力市场等方面加大技术研发，但上述技术绝大部分还处于成熟度不高、稳定性不足，无法大规模推广应用。继续在短期内实现技术突破并广泛应用于新型电力系统建设之中。
相关建议
一是要解决好安全问题。在“碳达峰、碳中和”目标下，随着生产和消费侧电能占比的提高，电力作为基础能源的作用和地位愈加重要，而电力生产又以强不确定性的风光为主，各时空尺度的能源安全（主要体现在电力）挑战巨大，从毫秒级的设备安全、秒/分的运行控制安全、小时/天调度安全、周/年的供给安全，以及物理、功能、跨行业和社会等广义空间尺度的安全，需要从全社会的视角审视电力安全问题，需要通过创新解决电力安全问题。
二是要多行业、多主体统筹推进。在建设新型电力系统的过程中保证电力安全，是一项复杂的系统工程，需要各级政府、各行各业协同，通过政策、法规和体制机制创新，业态、市场和电价机制创新，以及技术创新共同解决。
三是要明确阶段，分步实施。从能源电力系统的发展来看，近期是能源转型期，任务是市场、法规、技术的研发；中期是新型电力系统形成期，完善政策法规和市场电价机制，解决新型电力系统构建和安全运行问题；远期是新一代能源系统形成期，解决能源近零排放和能源电力安全问题。因此建设新型电力系统一定要尊重科学规律，做到规划上由远及近、措施上全面具体，分阶段统筹实施。
