“双碳”下新型电力系统构建的挑战：保供应、保安全、建市场

浩博电池网讯：在“双碳”目标愿景下，构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统成为重大方向。

在电力系统持续而深刻变化的进程中，电力供应保障难度大、电网安全控制难度增加、电力市场建设不完善等问题正成为当下的重要挑战。

3月24日，《中国经营报》记者在2022年经济形势与电力发展分析预测会上获悉，针对加快构建新型电力系统问题，中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）党委书记、常务副理事长杨昆认为，要稳步推进煤电为主体电源向调节型电源转变，大力推动电源结构清洁绿色转型，通过技术创新、电网结构优化和数字化水平提升推动新型电力系统建设，加快建设全国统一电力市场体系，持续提高全社会电气化水平。

转型期电力保供难点

世界政治和经济环境复杂不确定，大宗商品价格高位波动，叠加我国“双碳”目标推进，绿色低碳转型不断深化，电力供需承压。中电联预测，2022年全国电力需求总体平衡，部分时段部分区域电力供需偏紧。2025年，全社会用电量将达到9.5万亿千瓦时，面临“双高”“双峰”等挑战，保障电力可靠供应任务十分艰巨。

那么，电力供应保障难度具体表现在哪儿？

国家电网有限公司（以下简称“国家电网”）副总经理陈国平解释，传统性电源可以有效地保证供电能力，但是现在增长速度在放缓，有效供电能力并未随着新能源装机规模显著增长。尤其是，受全球气候变暖等因素影响，极端天气时间趋多趋强，用电负荷高企的同时发电能力显著下降，供电保障成本极高。“去年天气最热时，东北大概三天之内风电发电能力由1200万千瓦最低降低到几万千瓦，这么大的缺口需要大量的火电补充。”陈国平举例说。

出现供电缺口时，负荷侧有序用电是保障系统正常运转的手段。不过，在陈国平看来，负荷侧手段将对社会电力供应保障带来一定影响，特别是民生用电。

2021年9月，东北地区限电引发社会的高度关注。受缺煤停机、有序用电执行不到位以及风电骤减等多重因素影响，电网频率多次跌破49.8Hz，最低至49.597Hz。为保障电网安全，相关调度机构依法合规采取事故拉闸限电措施，有效化解了系统崩溃的风险，但也影响了民生用电。

此外，随着新能源装机继续增长，系统调节能力不足的问题更加凸显，新能源小发期间电力供应不足和大发期间消纳问题并存出现。

国家电网统计，2021年国家电网经营区新能源日内出力波动最大达1.67亿千瓦，国家电网经营区最大负荷达9.7亿千瓦。“一天内新能源有如此大幅度波动，传统机组一方面必须保证电力供应，另一方面还要大力调节，有新能源发电的时候出力压一下，没有时还要顶上去。”陈国平说。

面临困难与挑战，新型电力系统转型需要坚持“先立后破”原则，推动煤炭和新能源优化组合。

杨昆表示，加快构建新型电力系统，要稳步推进煤电由主体电源向调节型电源转变，大力推动电源结构清洁绿色转型。

“‘十四五’期间，煤电发展要坚持严控增量、优化存量、适度安排煤电新增规模，服务新能源发展，尽可能利用清洁能源发电，减少碳排放。继续推进煤电机组灵活性改造，完善电力市场辅助服务补偿与交易等政策，引导煤电充分发挥容量效应和灵活性优势，做好煤电延寿管理。加强对火电企业金融的支持，推动电煤中长期签订及履约监管，将合同履约评价纳入企业信用评价体系，对恶意违约中长期合约履约过低的责任方企业实行联合惩戒。”杨昆强调。

陈国平也认为，在全面加快新能源发展的同时，适度发展支撑性电源，保障转型期电力供应。一定时间之内，煤电从“增容控量”逐步过渡到“控容减量”，最后到“减容减量”。并且，要开发水电、核电，确保供电的基本保障。同时，要加快建设灵活调节能力，促进新能源高效消纳，通过发展抽水蓄能、电化学、氢能等各类新型储能技术，支持电源侧储能建设和服务用户侧储能发展。此外，要研究火电机组转型的盈利能力或生存能力，对退役火电机组“退而不拆”的提供政策支持等。

电网安全挑战加剧

除了电力供应承压外，远距离大容量输电故障冲击大、电力系统安全基础持续削弱、电网调频调压能力持续下降、故障引发连锁反应和大面积停电风险增加也让电网安全控制面临挑战。

在“大型可再生能源基地+特高压直流外送”开发模式下，我国电网的安全挑战更加艰巨。陈国平介绍，“我国国情是资源分布有一定差异，资源在西部，东部用电负荷高，需要远距离、大规模输电，在电力系统发生故障情况下有些影响是极大的。”

不仅如此，电力系统安全基础削弱，电网调频调压能力持续下降，也都增加了电网安全控制的难度。

据陈国平介绍，常规同步电源具有转动惯量和电压支撑能力，是电力系统抵御故障冲击的天然“缓冲器”。“随着新能源占比提升，电力系统转动惯量在降低，同时发生故障的冲击却变大，这是一个矛盾。”陈国平坦言。

对于大规模新能源并网地区和负荷中心地区常规电源装机不足，主网电压支撑“空心化”，调节能力下降的问题，陈国平也较为关心。他指出，规模不断增长的分布式新电源的调峰调频问题也是有待解决的新问题。

在国外和国内局部地区，新能源占比逐渐增高已经带给电网安全运行一定的警示。

公开资料显示，2019年8月，英国电网大停电事故期间，海上风电和分布式电源受扰动大量脱网，合计损失功率144万千瓦，扩大频率跌落，触发低频减载动作。据悉，新能源装机逐渐提升后，在交直流故障扰动中容易大规模脱网，并容易大范围连锁反应，大面积停电的风险较大。

针对电网运行的安全问题，陈国平认为，不仅要加快可再生能源基地送出通道建设，还要支撑新能源大规模接入电网。大力开发新能源基地的同时，同步配套常规电源（如火电或水电），接入电网时要解决电压支撑不足的问题。另外，对电网运行控制的问题，一定要重构认知体系、运行控制体系和故障防御体系。

杨昆表示，要进一步优化电网结构，加强跨省、跨区输电通道建设，打造大范围资源优化配置平台，持续优化完善区域电网主网架，推动建设适应分布式、微电网发展的智能配电网。同时，提升电力系统数字化水平，基于云计算、人工智能、大规模超算等技术，建设多源协同调度系统，优化电网运行模式，大幅度提升系统运行、预测精度，实现电力供需信息的实时匹配和智能化响应，确保系统安全稳定，可控、能控、在控。

健全电力市场机制

推动落实“双碳”目标和新型电力系统建设，加快建设全国统一电力市场体系是重要抓手。

2022年1月，国家发改委、国家能源局发布的《关于加快建设全球统一电力市场体系的指导意见》指出，到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。

北京电力交易中心总经理史连军认为，如何适应供需形势新变化、促进新能源消纳和高水平发展以及保障电力价格稳定是下一步电力市场建设面临的重要挑战。特别是，随着新能源对电力市场建设运行影响正在从量变走向质变，需要建立适应新能源运行特点的市场机制，承接新能源大规模接入。

为服务“双碳”目标和新型电力系统构建，健全多层次统一市场体系、完善市场体系功能和健全市场交易机制等将是重点开展的工作。

针对健全多层次统一市场体系，史连军认为，最重要的是要以系统化思维开展电力市场顶层设计。比如，解决保障新能源发展等问题，需要各方同步推进，要有系统性思维。面对资源在大范围内配置的问题，各省必须要统筹考虑，而不是各自为战。要明确“统一市场、两级运作”的全国统一电力市场体系建设路径，逐步实现省间、省内市场融合。

有序推动新能源进入市场是健全多层次统一电力市场体系的重要任务。

史连军从四个方面进行分析，第一，区分存量、增量推动新能源参与市场，存量部分按照全生命周期，合理确定保障利用小时数，逐年降低保障性电量规模，使更多电量进入市场。增量部分就是2021年以后的平价上网项目，可以直接进入市场。第二，将可再生能源消纳责任权重落实到户，下一步起码落实到高耗能用户。从政策激励来看，高耗能用户购买一定比例的新能源电量，同时这部分绿色消费可以不纳入能耗双控。第三，在市场机制方面，设置新能源交易最低限价，尽量体现绿色价值，产生绿能溢价，同时完善绿电交易与绿证市场、碳市场等相衔接。第四，在调节资源方面，利用各种市场机制为支撑性、调节性电源提供补偿，包括容量补偿、辅助服务收益等。

完善统一电力市场体系的功能，即要持续推动电力中长期市场建设，加快现货市场建设，持续完善电力辅助服务市场，探索建立容量补偿机制和容量市场。

史连军指出，电力中长期市场主要以年度和月度交易为主。随着新能源接入，一方面要按照日连续运营或多日连续运营，使它更贴近现货市场；另一方面要更加精细化，研究建立中长期带时标的能量块交易，更好适应电力供需时段性变化频繁和新能源发电波动性、随机性特点。同时，关于完善电力辅助服务，在调频调峰基础上，新能源占比高的地区可以引入爬坡、惯量等辅助服务品种。另外，还要按照“谁受益、谁承担”原则，建立合理的费用分摊方式。

健全电力市场交易机制是加快建设全国统一电力市场体系的重要一环。

史连军表示，要完善电力市场价格形成和传导机制，建立反映煤价波动的电价形成机制，使市场价格充分反映成本变化，促进以一二次能源价格合理传导。同时，要建立多时间尺度的市场平衡机制，推进市场主体在全空间、全时间段内有效互动，形成一个完整的交易体系，保证新能源消纳和新型电力市场建设。

关于加快建设全国统一电力市场体系，杨昆也表示，要加快建设全国统一的适应高比例新能源交易的电力市场。要规范统一电力市场的基本交易规则与技术标准，破除电力交易的地域界限，推动实现各级电力市场统一规范运营和有效衔接。进一步明确绿色电力市场、绿证市场、碳市场的功能定位，理顺三者之间的关系，构建目标一致、相互协同的绿色交易体系。健全新能源参与市场的机制，建立与新能源特性相适应的中长期电力交易机制，鼓励新能源参与现货市场，保障新能源企业的经营收益。进一步完善价格传导机制，按照“谁受益、谁承担”的市场原则，建立公平合理的辅助服务市场。