日前，由中国能源研究会和中国电力企业联合会共同主办、自然资源保护协会（NRDC）支持的“中国电力低碳转型高峰论坛”在京举办。

论坛发布了由中国能源研究会和中国电力企业联合会共同完成的《构建新型电力系统研究》《新型电力系统调节能力提升及政策研究》报告。《构建新型电力系统研究》报告预测，到2060年，我国在生产侧一次能源通过电能转化比重会由2020年45%提高到85%以上，电能占相应的终端能源消费也从目前的26%提高到70%左右，电能将逐步成为终端能源主体。

能源转型面临挑战

电力系统或成破题关键

“我国是能源消费大国，占世界消费总量四分之一。碳排放相当于美国、日本、欧盟碳排放的总和。我国必须主动进行能源转型，才能实现经济低碳发展。”中国工程院院士汤广福在论坛上指出。

碳达峰碳中和“1+N”政策体系及相关政策的陆续出台，清洁能源装机规模占比的持续增长，标志着我国能源转型正朝着清洁、低碳、安全、高效大步迈进。然而，我国能源转型是一个长期的过程，所面临的挑战不容小觑。

在国际方面，近年来全球能源价格剧烈波动，对我国能源安全稳定供应造成影响。在国内方面，我国能源资源禀赋为富煤、缺油、少气，新能源装机与负荷呈逆向分布。相关数据显示，“三北”地区负荷占全国总负荷的比例仅为36%，但集中了全国75%的新能源装机。汤广福坦言，目前我国能源供应自主度在80%左右，自主力不足。再加上能源结构问题，资源与负荷逆向分布，都给能源转型带来很大的压力。

压力之下，能源转型如何推进？与会专家认为，一次能源中的风、光、水、核等都必须转化为电能才能加以利用，未来的氢能、储能等，也主要通过电能进行转换，因此电力系统在能源转型中将起到核心作用，电力将成为能源转型的“主战场”。

“重构能源体系是实现‘双碳’目标的必然要求。”中国能源研究会能源政策研究中心主任林卫斌在论坛上表示，要合理把握能源转型节奏，协同推进能源系统电气化和电力系统低碳化。新能源不能单边冒进，要与能源系统形态变革双轮驱动。

“我们电力系统的形态结构会发生根本的转变，我们过去电力系统发输用是单向流动的，在新的电力系统下应该是发输储用双向流动的。”电力规划设计总院高级顾问徐小东认为，未来电力资源配置规模将进一步扩大，过去主要送西南水电和西部、北部的煤电，未来新的西电东送还要继续，西部和北部就不是煤电为主，应该以送光伏和风电为主，由此带来直流多落点和密集通道等问题，也会增加电力系统安全稳定运行的难度和复杂度。“我国现在的新能源还不能说是主体电源，新能源发展到最后应该成为电力系统的基础保障性电源。”他表示，“现在我国的新能源对电力系统支撑贡献率大概不到5%，绝大部分电力系统支撑现在还是靠化石能源、水电、核电。所以新能源向主体能源转变，除了新能源用电量要成为主体，更重要的是对电力系统的支撑要成为主体，这个难度是比较大的。”

“电力绿色低碳转型主线还应该是发展，在发展中转型，在转型中发展，并且在这个过程中要保持一个相对平衡的态势。”中国能源研究会理事长史玉波表示，当前电力在我国经济社会终端用能地位十分关键，保持电力充足供应，涉及能源安全，涉及国计民生，必须牢牢把握住电力安全稳定充足供应的底线。

《构建新型电力系统研究》提出，未来构建新型电力系统需要分“三步走”：2020—2030年努力推进技术变革、体制机制创新，实现增量替代；2030—2040年初步形成以新能源为主体的新型电力系统，煤电逐渐退出主导地位，非化石能源发电逐渐成为主体能源；2040—2060年新型电力系统逐步成熟，新能源主体地位不断加强，煤电加快退出。

灵活性调节成为高频词

“新型电力系统是在传统电力系统的基础上，顺应碳达峰碳中和要求的系统高级形态，是以新能源发电为主体，以灵活性资源为支撑，具有交直流混联和微电网并存的电网形态，应用先进前沿技术，依托统一电力市场，实现能源资源大范围优化配置的基础平台。”中国电力企业联合会常务副理事长杨昆在会上表示，新型电力系统具有绿色低碳、柔性灵活、互动融合、智能高效、安全稳定的显著特征。

然而，现阶段我国新型电力系统建设面临新能源发电占比逐渐增大、“源网荷”协调困难、用户侧供需互动需求加大、数字化水平有待提升、体制机制尚未健全等多方面挑战。

“随着新能源发电占比增大，新能源资源的波动性和随机性，对电力系统的功率平衡、抗冲击能力提出了更高要求。我们需要改变过去100多年的电力系统理论，把传统的刚性电力系统变得更为柔性一些，充分挖掘多种资源的灵活性，包括发电侧的灵活性运行、电网侧的时空互补、需求侧动态负荷的灵活性，支撑风光的高比例发展。”汤广福表示。

中国电力企业联合会规划发展部副主任张琳在发布《新型电力系统调节能力提升及政策研究》成果时介绍，截至2020年底，全国灵活调节电源装机占比18.5%；预计到2025年，抽水蓄能电站装机应达到6200万千瓦，新增火电灵活性改造2亿千瓦，建设不少于3000万千瓦的新型储能，才能满足系统调节需求。

杨昆表示，新型电力系统建设是一项长期任务，要充分认识构建新型电力系统的长期性、差异性、灵活性和创新性，依据各地资源禀赋，因地制宜构建新型电力系统，大力提升新型电力系统调节能力，保障新能源大规模开发和高效利用。

中国华能集团有限公司科技部主任许世森表示，新型电力系统需要灵活性电源支撑，在我国需要煤电作为灵活电源进行支撑，否则很难实现能源安全供应。

除此之外，三峡科技有限责任公司董事长江冰表示，配网侧和用户侧涌现出了大量的新型主体，将发挥重要作用。“储能作为在电源与负荷之间转变的‘自由人’，可增强电力系统的灵活性，成为电力系统平衡不可或缺的第四元素。”

徐小东表示，我国亟须升级电力传统调度运行体系。传统调度无法适应源网荷储多向互动的运行需求，需要通过数字化技术提升调度的灵活性，以适应新型电力系统运行方式的频繁变化。

“要确保电力系统的稳定运行，用户侧必须深度参与系统平衡，同时配电网进一步完善物理架构和运行逻辑。虚拟电厂将成为未来电力系统平衡的重要组成部分。”国家电力投资集团战略规划部副主任李鹏介绍，2022年7月13日，国家电投在江苏通过虚拟电厂成功实现39万千瓦的灵活调节，相当于低成本替代了新建的60万千瓦煤电机组，有效保障了电力系统安全稳定，降低系统整体用电成本。

史玉波强调，要加强技术创新，目前我们已掌握的技术还不能完全支撑我国2060碳中和目标的实现，亟须实现重大技术的突破，甚至是一些颠覆性技术的突破。

未来数字化建设将提供关键性支撑

“电力电源清洁化，电力系统柔性化，电力系统数字化，电力系统电力电子化是新型电力系统4个内在的本质特征。”汤广福表示，电力系统数字化，才能保证感知、互动、共享、灵活柔性、安全可靠、开放共享这些外部特征。

业内专家指出，目前电力系统数字技术和物理系统的融合不够深入，支撑转型的能力不足。人工智能算法、大数据理论等与国外相比仍存在较大差距，需加强基础性研究。与此同时，大量的芯片、元器件等“卡脖子”和短板技术，仍然需要长期攻关。电力系统数字化应通过数字技术与物理系统的深度融合，实现对电力系统的“数字赋能”。

“数字化和智能化是我们新型电力系统的重要基础。”徐小东指出。

推动电力系统向全环节的数字化和调控体系智能化转变，先进的通信、大数据、物联网技术，要全面覆盖电力系统发输配用的全环节，用人工智能技术升级智慧化的调控运行技术，来打造新一代电力系统的中枢大脑。

多位专家表示，现阶段电力系统建设应提升数字分析水平，加强电网协调控制能力。目前电力系统呈现“双高”特性，传统分析方法已无法适应新形势。传统计划调度更表现出不适应新能源发展的情况，必须借助人工智能实现智能调度。同时，“源网荷储”需要纵向贯通，亟须数字化建设实现源网荷储协调互动。

“将来调度随着数字化程度提高，是由算法决定的。”江冰认为，传统的调度虽然已经实现了自动化，但基本上还是计划。

“未来能源网将以能源的分布式生产和利用为突出特征，在数字化技术驱动下，真正进化成自平衡、自运行、自处理的‘源网荷储’一体化的智慧能源系统。”李鹏表示，只有在这种技术条件下，才有可能实现高比例的清洁能源发输配用一体化链条打通，并具备以下几个核心特点，即用户侧会深度参与到电力系统平衡中来，源网荷储互动会变成常态，负荷特性由刚性纯消费性向柔性生产和消费兼具转变。

针对我国新型电力系统发展情况以及数字化融合发展情况，杨昆建议，在中东部及南方负荷中心区域立足于核电、海上风电高效利用，探索建立送入电力加数字化技术、源网荷储高效协同的模式。根据不同地区的电源特点和用电负荷分配特征来确定各自的模式。

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