碳中和目标下构建新型电力系统的挑战与展望

碳中和目标下构建新型电力系统的挑战与展望

谈滟欢 ,雷淞

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摘要：世界能源电力清洁低碳转型在全球各国均有鲜明体现，但因资源禀赋、经济发展、政策导向、技术应用等多方面条件各异，各国的能源转型道路各不相同。本文对碳中和目标下构建新型电力系统的挑战与展望进行分析，以供参考。

关键词：碳中和；新型电力系统；挑战展望

引言

电力系统是能源链的枢纽环节，以及经济社会发展的重要支撑。以新能源为主体的新型电力系统是电力发展与“双碳”目标之间关系的官方表述，而能源的信息—物理—社会系统（Cyber-Physic-Social-System-in-Energy，或CPSSE）是实现“双碳”目标与能源转型路径优化的框架。

1构建新型电力系统的总体思路和建设原则

1.1总体思路

深入贯彻创新、协调、绿色、开放、共享的新发展理念，以“双碳”为总体目标，积极构建新型电力系统。充分发挥电网优化能源资源配置的枢纽平台作用，统筹推进源网荷储协调发展，提高电网接纳新能源和多元化负荷的承载力和灵活性，稳步推进跨省区远距离清洁电力输送，构建规模合理、结构清晰、安全可靠的交流同步电网，提升电网数字化智能化调度运行水平，积极发展源网荷储一体化、微电网、直流配电网等新模式新业态，为保障经济社会发展和推动能源绿色低碳转型提供有力支撑。

1.2坚持清洁低碳，绿色优先

坚持生态环境保护优先，激发负荷侧和新型储能技术等潜力，形成源网荷储协同消纳新能源的格局，适应碳中和情景下大规模、高比例新能源的持续开发利用需求。

1.3坚持远近结合，先立后破

杜绝脱离实际的“运动式”减碳，充分认识碳达峰、碳中和的复杂性、长期性和系统性，循序渐进、稳中求进，在现代电力系统基础上逐步升级换代。

2能源链转型与“双碳”目标紧密耦合

能源链中的一次能源通过电力系统转换成二次能源，将清洁、方便使用的电能传输、分配成为用户消费的终端能源。在可以预见的将来，大规模可再生能源的应用，能否顺利克服其不确定性与不易控制等技术特征带来的困难，很大程度上取决于电力系统能否实现有效而可靠的转换和平衡。能源链在支撑经济社会发展的同时，也向大气层排放了大量以二氧化碳为主要代表的温室气体，后者严重制约了经济社会的可持续发展。能源链中的电力系统则是温室气体的主要排放源。随着应对气候变化成为全球共识，经济社会的发展也促使人们通过植树造林、碳捕获、利用与封存（CCUS）等手段增加碳汇。大气层温室气体浓度是增加抑或减少，取决于碳排放和碳汇之间的关系：当碳排放大于碳汇时，温室气体的浓度就会不断增加造成全球平均温度的上升，若其超过了大自然能自我修复的极限时，就会带来极端的自然灾害。

3碳中和目标下构建新型电力系统的挑战

3.1中国工业化仍未完成，持续增长且低电气化水平的能源消费需求使得我国在2060年前实现碳中和目标具有挑战性

中国仍处于工业化后期，能源消耗处于增长阶段。从发达国家来看，美国大约在2005年人均GDP为2万美元时达到碳峰值，从峰值到2050年实现碳中和目标有45年的时间；欧盟在1999年、日本在2005年人均GDP为1.5万美元时达峰，且服务业占比达70%左右，工业消耗能源部分比较小。可见，欧盟、美国和日本实现碳中和的时间宽裕。中国2020年的人均GDP为1.05万美元，服务业占比54.5%，预期到2035年基本实现社会主义现代化，人均GDP达到中等发达国家水平。当前我国仍存在发展不平衡、不充分的问题，面临高质量发展经济、改善民生等一系列艰巨任务。未来，我国能源消费总量和二氧化碳排放量还将不断增加，要在碳达峰后的30年时间里把上百亿吨规模的排放量压缩下来，这是从未有过的挑战。

3.2以新能源为主体的新型电力系统，面临系统充裕性、经济性和稳定性方面的能源技术挑战

在极高比例新能源渗透下，新型电力系统将发生从量变到质变的转变。由于风、光机组惯性低和调频能力弱，系统的同步惯性水平将不断降低，直接影响电网系统的稳定能力。同时，传统的继电保护装置也不再适用于新型故障。在安全运行方面，可再生能源的随机波动性，导致电源出力上限不可调度，且往往呈现反调峰特性，系统调峰与电力市场的组织问题便会出现，对调峰与爬坡速率等灵活资源的需求进一步增大；在经济方面，可再生能源反调峰特性叠加其近乎零的边际发电成本，将导致市场供需波动，引发极端电价出现。此外，随着渗透率的增加，设计合理的市场机制分摊调节资源成本是市场面临的另一挑战。

4构建新型电力系统的展望与建议

4.1在发电侧，统筹新能源开发与煤电保容减量，保障电力安全

电力行业碳达峰不仅依赖新能源的快速发展，也离不开煤电的保驾护航。因此，在未来十年新能源开发与煤电转型的配合节奏是关键。既要避免可再生电力不顾接纳能力和安全稳定性要求的“一窝蜂”式发展，同时需要明确煤电的定位，近期严格控制新增煤电项目，推进灵活性改造，担当调峰电源，远期由电量生产功能逐渐转变为日内调峰和容量备用功能，同时需要尽早制定煤电合理有序减量方案，降低电网安全稳定风险。

4.2在负荷侧，拓展电能替代深度和广度，推动全社会节能增效

提升电气化水平是终端部门节能增效的重要途径。未来十年对电力行业转型非常关键，需要拓展终端部门电能替代深度和广度，深化重点领域的电气化提升，构建智慧灵活的综合能源服务体系，引导用电负荷与电网双向互动，试点打造零碳综合能源园区等，一方面助力终端部门节能增效，另一方面提升终端部门用电的灵活性和可控性。

4.3在规划机制上，统筹能源经济–安全–绿色目标，协同源网荷储资源优化配置

能源基础设施建设具有显著的“碳锁定”效应，电力规划需要协调技术发展与碳减排目标之间的不一致性，统筹能源经济–安全–绿色目标，寻找技术可行且成本可负担的低碳转型路径。面向双碳目标，需要充分考虑碳中和目标的倒逼驱动，建立电–碳约束驱动的源–网–荷–储协同规划方法。

4.4在市场机制上，加快推进全国统一电力市场建设，推进电碳市场协同发展

我国电力系统灵活性差的一个重要原因是市场机制和相关激励机制缺失，灵活性资源价值无法实现，各类经济主体没有动力提供灵活性资源。因此，在未来电力转型的前十年，需要继续坚定推进电力体制市场化改革，健全多层次统一电力市场体系，形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系，使各种电力资源都能市场交易中实现其价值，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。此外，需要协调绿证市场、碳交易市场等相关机制来实现可再生能源的“绿色价值”，为后续的电力深度脱碳提供成熟的市场环境，促进电碳市场协同发展。

结束语

能源领域通过一次能源的清洁替代、终端能源的电能替代，以及新型电力系统的主动支撑，来保证“双碳”目标的顺利实现。新型电力系统作为能源系统的枢纽环节，其发展路径的优化与“双碳”目标的顺利实现紧密耦合。这不但在规划层面上反映为电力（能源）规划与“双碳”路径设计的融合，也在运行层面上反映为能量管理系统（EMS）与碳管理系统（CMS）的协同。

参考文献

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