嘉 宾：北京大学社会经济与文化研究中心研究员                      杨枝煌      

          中国能源研究会理事                                               陈宗法      

          西安交通大学电气工程学院教授            王建学    

          中国电力科学研究院新型电力系统战略规划研究室主任  秦晓辉

主持人：张婷 张友良

《国家电网》我国进行能源转型，改变现在以煤炭为主的能源结构，面临哪些挑战？

杨枝煌：

我国能源行业碳排放量占全国碳排放总量的80%以上。“双碳”目标下，我国能源转型必须走中国特色跨越发展的道路。我国当前的能源结构以煤炭为主体，要转变为以可再生能源为主体，也就是综合利用水电、风力发电、光伏发电、生物质能发电、氢能发电等可再生能源电力，当前面临的挑战主要体现在价格成本、技术瓶颈、配套设施等方面。

从价格成本看，我国是煤炭储存和生产大国，煤炭相对具有价格优势，但是如果从综合成本来说，继续使用煤炭作为能源主力，一方面可能造成污染后治理的巨大成本支出，另一方面可能造成国民健康的巨大支出。从技术瓶颈看，我国在光伏、风电、水电等方面技术领先，但是在生物质能发电、氢能发电等方面还落后于日本等国家，需要加快技术提升，突破新型技术普及成本。从基础设施看，还需要加快优化步伐，真正建立能源互联网，推动新型电力系统发展。

陈宗法：

我个人理解，主要有三大挑战：一是现实的挑战。我国是一个富煤的发展中国家，煤电等化石能源仍是“绝对主力”，在煤炭转化、电热供应、系统调峰、人员就业、消纳新能源等方面仍发挥着“压舱石”作用。2020年，全国49%的煤电机组提供了全社会61%的电量，煤电、煤炭行业提供了约300万个就业岗位。同时，新能源成为主体电源还任重道远。装机占比24%的新能源发电只提供了全社会9.5%的用电量，而且其自身局限性导致源荷时空“错配”，一定程度上影响到电网稳定与保障用能。另外，进入“十四五”，电力供需格局由“总体过剩、局部紧张”转向“全局平衡、局部缺口”，如果煤电过早大规模淘汰、退出，保障用能的风险将凸显。一句话，新能源未立，煤电提前退出，则会影响全国能源安全大局。我们必须统筹“能源清洁转型、保障社会用能、电力行业发展”三大目标，做到先立后破、统筹兼顾、有序进行。

二是系统的挑战。新能源发电具有随机性、波动性、间歇性特点，大规模开发并网后，电力系统“双高双峰”、发电侧与用户侧“双随机性”的特征日益凸显，影响电力系统的平衡调节、电网的稳定运行以及电力供应的安全保障。我国提出构建以新能源为主体的新型电力系统，目前总体上仍处于研究探索阶段。“十四五”是一个关键期，需要加强顶层设计，确定目标、补齐短板，把加快构建新型电力系统作为电力工作的一条主线。

三是政策的挑战。我国现有的政策法律法规体系和电力市场化改革基本上是基于以化石能源为主体构建的，已经不适应新能源大规模开发利用而带来的能源利用方式的多样化、个性化、综合化、互动化，能源技术装备跨越升级，能源产业涌现大量新业务、新业态、新模式以及能源治理体系和治理方式变革调整的要求。特别是煤电政策滞后，与煤电“清洁、高效、灵活、托底”的新的战略定位不相适应，急需出台“煤电新政”，让落后老小煤电“退得出”，清洁高效煤电“留得住”，新上煤电项目“有回报”。新能源发电的政策需在保持基本稳定的基础上适当调整。总之，我国急需出台“煤电新政”，并进一步建立一个适应新能源快速发展、全额消纳、公平交易的政策与法律法规体系，完善相关管控机制。

《国家电网》新型电力系统与现有电力系统有何不同，在能源技术装备方面有什么突出变化？

陈宗法：

什么是新型电力系统？目前社会各方高度关注，从不同角度进行了许多解读。我认为，区别于传统的单一集中、相对稳定的电力系统，新型电力系统具有5个特征：绿色低碳，以新能源为电量供应主体；多能互补，风光水火储一体化，冷热电气水联供，开展综合能源服务；协调互动，聚合电源侧、电网侧、负荷侧资源，源网荷储高度融合，显著提升能源清洁利用水平和电力系统运行效率；开放交换，深化电力体制改革，形成一个竞争有序、交易公平、价格合理、监管有效的电力市场体系；智能友好，着力运用云大物智移链等数字技术，通过电力产业数字化、智能化、智慧化的不断升级，建设智慧高效的电力系统。

目前，在我国“三北”地区，由于风力发电、光伏发电基地式、规模化发展，且受日照长短、四季变化、风力大小等自然气象条件的影响，仍存在并网难、消纳难、调度难等问题，并对电力系统实时平衡带来复杂影响。因此，我认为在发电侧推进煤电的灵活性改造，适度发展燃气调峰电厂，建设抽水蓄能电站，突破新型储能与新能源消纳技术；在用户侧建设虚拟电厂，将不同空间的可调节（可中断）负荷、储能、微电网、电动汽车、分布式能源等一种或多种资源聚合起来，实现自主协调优化控制，参与电力系统运行和电力市场交易，从而提升整个电力系统的灵活运行能力，是构建新型电力系统的当务之急和核心内容。

秦晓辉：

新型电力系统有力支撑能源转型与“双碳”目标，同时能源转型也驱动电力系统发生深刻变化。“双碳”目标下，能源的生产、消费、利用和配置呈现新的发展趋势，能源结构调整带来电源主体的颠覆性变化，能源深度脱碳带来社会生产生活用能方式的转变，这些都将给电力系统的电源结构、负荷特性、电网形态、技术基础以及运行特性带来深刻的新变化。

新型电力系统电源结构，将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。以风力发电、光伏发电为代表的新能源发电逐步演进为装机、电量和责任的主体，而煤电、水电等常规电源则逐步转变为主要发挥电压支撑、供电保障和功率调节功能。预计到2060年，风电和太阳能发电的电量占比将接近60%。

新型电力系统负荷特性将由传统的刚性、纯消费型，向柔性、生产与消费兼具型转变。用户侧含高比例分布式电源与可调节负荷，源荷特性对外表现不确定，角色转换呈现随机性，成为能源“产消者”。

新型电力系统电网形态，将由单向逐级输电为主的传统电网，向包含交直流混联大电网、微电网、局部直流电网和可调节负荷的能源互联网转变。电网结构从“输配用”的单向逐级多层次结构过渡到“输配用+微网”的多元双向混合层次结构。

新型电力系统技术基础和物理形态，将由以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发电机共同主导的“功率半导体/铁磁元件”混合系统转变。系统动态特征将从机电暂态和电磁暂态过程弱耦合向强耦合转变；系统稳定特性将从工频稳定性为主导向工频和非工频稳定性并存转变。新能源发电与储能等电力电子设备的并/组网工作方式将由电流源并网转变为电流源并网与自同步电压源组网并存，要求关键设备要具有自主支撑及组网运行能力。

新型电力系统运行特性，将由“源随荷动”的源荷实时平衡模式、大电网一体化运行控制模式，向“源网荷储协同互动”的非完全源荷实时平衡模式、大电网与微电网协同运行的控制模式转变。

《国家电网》如何应对新能源高比例接入电网对电力系统实时平衡带来的复杂局面，确保电力稳定供应以及系统安全？

杨枝煌：

为实现“双碳”目标，新型电力系统必然呈现“双高”特征，这就可能造成电力电量难以平衡的复杂局面。也就是说，原有的能源发展模式已经不可持续，必须在保障能源供应的同时，重塑整个能源体系，加强安全稳定保障。从发展模式变化看，我们必须摒弃以煤炭、石油等化石能源为主体的模式，加快发展以风能、太阳能、水能、氢能、地热能等绿色低碳能源为主体的模式；从利益格局调整看，我们一方面要鼓励新能源发展，另一方面也要支持传统能源加快退出，实现效率与公平兼顾；从能源体系重塑看，要有系统思维、系统行动和系统制度，从而又好又快实现电力系统的更新、换代、升级。特别是合理优化能源供给结构，加大可再生能源利用力度；优化能源利用方式，适应更加多样化、个性化、综合化、互动化趋势；优化能源技术装备，突破关键技术，推进数字技术与能源技术融合发展；优化能源产业生态，培育更多新业务、新业态、新模式和新型市场主体；优化能源治理体系，推动能源治理体系、治理方式、治理能力现代化。

从稳定安全看，我们在做好减碳工作的同时，必须首先保障每个环节的安全。据2021年上半年中国电力企业联合会的统计数据显示，目前我国全口径非化石能源发电装机占总装机容量的45.4%，但发电量占比远达不到这个数值。可见，新能源装机容量大、利用效率低，相比更加稳定的煤电，存在瞬时特性的电能储存难题，电力需求旺盛时不一定能发出来，需求较低时又可能超发。

因此，电力行业减碳是一个系统性工程，必须从发电、输电、配电、用电各个环节发力。保障新型电力系统安全，需要在电能的产、送、用全链条加大投入力度。从电源侧看，为了解决新能源装机带来的随机性、波动性问题，必须加快推动储能项目建设。从电网侧看，保障供电可靠、运行安全，需要大幅提升电力系统调峰、调频和调压等能力，配置相关技术设备。从用户侧看，政府鼓励用户储能的多元化发展，需要分散式储能设施与技术。长远来看，这是推动电力行业高质量发展，实现碳达峰、碳中和目标的必要之举。

王建学：

为构建新型电力系统、助力实现“双碳”目标，需要在保障能源供应的同时，对整个能源体系进行重塑，推进能源清洁低碳转型。传统技术条件下，电能难以大规模储存，为实现电力供需平衡，主要根据负荷情况动态调整发电出力。能源转型下电力系统面临多方面的挑战，其核心挑战之一就是电力电量平衡问题。

大规模集中式新能源基地和高渗透分布式新能源接入电网，推动了系统的清洁低碳发展，同时也使得新能源的波动性影响愈发明显。在极端情况下，新能源无法通过调节自身发电出力来适应用电需求的变化，必须通过常规机组辅助调节、储能技术和需求侧响应等措施，实现电力供需动态平衡。在此情况下，从系统构建到运行都对灵活调节资源的需求日益增大。

提升系统调节能力要从多方面入手。一方面需要对现有火电机组进行改造，提高资源的利用率。在调节资源匮乏的省区继续推进火电机组灵活性改造，大幅增加调峰能力。同时，部分火电机组还可以加装储能装置，提升调节能力，从而更全面发挥火电机组潜力，提升火电对系统调节的价值。另一方面，需要加快建设新的调节资源。抽水蓄能电站是世界公认的最成熟、最经济的储能方式，在具备建设条件的地区可以提前布局，加快建设，探索成本回收机制和盈利模式。新型储能发展已经提上日程，国家发改委确定了2025年新型储能装机规模达到3000万千瓦以上的目标。为达到这一目标，应完善峰谷电价机制，继续推广共享储能等创新模式，加大研发投入推动储能技术突破，提高储能安全性同时降低成本，推动新型储能由示范引领逐步规模化应用于大电网实时平衡。此外，积极探索具有强调节能力的新型复合型调节资源，推动需求侧资源深度参与系统调节。利用“分布式发电+储能”构建的微电网、聚合分散资源的虚拟电厂等新形态，充分调动用户侧调节资源。

秦晓辉：

新型电力系统中高比例新能源接入，新能源发电的随机性、波动性和间歇性将会给电力系统的电力电量平衡带来巨大挑战，主要表现为保障电力供应安全与解决高比例新能源消纳两大突出难题，分别对应新能源小出力与大出力两种不同状态。

这里我们重点关注和讨论由于新能源发电的最小保证出力水平低、新能源发电与负荷之间的季节性不匹配等原因，导致的电力供应安全挑战。

从新能源发电的最小保证出力水平低来看：2019年，国家电网经营区内的新能源最小日平均出力水平（日发电量/24小时）仅为相应装机容量的10.7%，而国家电网经营区内新能源最小瞬时出力水平则更低，为装机容量的5.0%。随着新能源装机占比的不断提升和煤电等常规电源的不断退役，由于新能源的最小出力水平很低，所以从日内时间尺度来看，现有电力系统不足以保障大负荷而同时新能源小出力时段电力系统的安全可靠供电。如果仅仅是日内某些时刻的新能源瞬时出力水平低，那么可以依靠储能或抽水蓄能的日内充放电来解决相应时刻的电力供应保障问题。

从新能源发电与用电季节性不匹配来看：我国负荷表现为夏、冬高峰；而风力发电为春、秋高峰，光伏发电为夏、秋高峰。这就导致新能源月（季）度发电量与负荷月（季）度电量需求不匹配，存在比较明显的季节性电量平衡难题。推动能源转型，构建新型电力系统，需要依靠具备长周期调节能力的供电保障备用电源机组（燃料储备充足的煤电、气电以及具备季调节能力以上的水电）来解决；或者通过发展新能源制取氢，拓宽新能源开发利用方式，丰富终端用能形式，满足终端用电负荷需求。

《国家电网》能源转型将给能源产业生态带来哪些影响？

杨枝煌：

能源的清洁低碳转型，将催生许多新业务、新业态、新模式，开辟新的发展空间，孕育新的增长动能，从而推动传统能源企业和整个能源产业实现跨越升级。从供给侧看，新能源将逐渐成为装机和电量主体。预计2030年我国新能源发电成为第一大电源，2060年前新能源发电量占比有望超过50%。从用户侧看，高度电气化和产销融合十分普遍。电能绿色低碳的特点，加上新型电力系统加快发展，电能应用领域将不断延伸拓展。从电网侧看，将形成多种电能互联互通的网络新格局。传统电网企业将以大电网为主导，实现多种电网形态相融并存、高效互联互通。例如，可以友好接入光伏网、加氢站、充电桩、储能站、风能厂、移动能源等。从系统整体看，电力系统运行机理将发生剧变。最大的亮点，在于新型电力系统将实现大规模储存和各种电能的高效调度，化解随机性、波动性和不稳定性等难题，从而实现电力供需平衡和安全稳定。

陈宗法：

进入“十四五”，在服务“双碳”目标、构建新型电力系统的大背景下，我国能源产业生态和治理体系发生了许多新的变化，电力产业新业务、新业态、新模式层出不穷。电力行业发展的“六大趋势”也日趋明显，即低碳化提前提速，市场化扩大占比，电气化不断加快，智能化建设升级，一体化协同发展，国际化走深走实。

“十四五”期间，在发电侧，各发电集团结合我国国情，抓住新机遇，面对新挑战，根据国资委创建世界一流企业的要求，贯彻新发展理念，以“绿色低碳项目、发配售业务、综合能源服务、境外清洁发展、电力新业态”为重点方向，加大电源结构绿色低碳转型、综合能源供应商转型、国际化转型的力度，打造产业链、供应链，实现战略转型与创新发展，建设世界一流清洁能源集团。值得一提的是，各发电集团突破单一发电业务的束缚，利用近年来电力产业新业务、新业态、新模式层出不穷的机会，开展清洁热源供热，“煤电+生物质、垃圾”“气电+氢气”耦合发电、多能联供的综合能源系统等试点，从战略高度进行了积极稳妥的探索与实践，培育出新的产业板块，形成新的商业模式。

《国家电网》当前推进能源转型、构建新型电力系统要着力解决哪些问题，避免哪些倾向？

杨枝煌：

从国际合作看，要推动建立绿色能源发展共同体，避免单打独斗。首先，加快建设“一带一路”能源合作机制。能源合作是共建“一带一路”的重点领域。我们应坚持共商共建共享共赢原则，坚持贯彻实施五大发展理念，通过并购、合资、独资、ESG绿色投资等方式，推进电网互联互通和国际产能合作，推动沿线国家经济社会发展和能源清洁低碳转型，确实防范全球气候变化危机，建立新型电力系统发展共同体。

从国内能源产业发展看，要加强系统规划，避免各自为政。要处理好中央与地方，中央各部门，政府与企业、中介机构、学术界等的关系，做到顶层设计与基层落实的有机结合，汇聚各方力量，采取一致行动，实现各部门、各领域、各环节的互动、合作与协同。

从能源企业看，要争当能源清洁低碳转型的引领者、推动者、先行者。国家电网公司、南方电网公司等特大型国有重点骨干企业，在能源绿色转型过程中必须担当主力。一方面，要加快试点示范和高效推广，从能源的供给、配置、消费、技术、体制等多方发力，推进电源、电网、负荷、储能等协同互动，通过资源集聚、弹性承载、数字赋能、机制突破等手段，走出一条中国特色新型电力系统发展之路。另一方面，要团结和联合一切可以合作的力量，坚定走清洁低碳的发展道路，积极参与和服务绿色电力交易，努力推动绿色电力生产和消费，从而促进整个电网转型升级。

从技术更新方面看，要坚持试点和循序渐进，但也不能犹豫不决。学术界和企业界要加强合作，在试点试错和系统科学论证的基础上，看准了就大力复制发展，加快推动技术创新和普及，健全碳排放交易管理体系机制，促进电网发展模式创新，增强电力系统调节能力，提升终端电能替代和产销融合水平，保障能源安全稳定发展。  

陈宗法：

当前推进能源转型，构建新型电力系统除了要着力解决目前我国电网系统调节能力严重不足这个关键问题外，在发电侧要重点解决以下三个问题：一是发电行业可持续发展能力下降；二是燃料全线告急，煤电全面亏损，严重影响发电企业保障供电的积极性；三是电价传导机制不畅。目前，电力市场“基准价格+单边向下浮动”模式已不可持续，发电成本根本无法实现有效疏导；辅助服务市场机制也不健全，辅助服务费用由发电侧企业分摊，电价信号未能按照“谁受益、谁承担”的原则有效向用户侧传导。

清洁转型是当前能源电力领域的首要目标，是构建以新能源为主体的新型电力系统、形成以电为中心的终端能源消费格局、实现“双碳”目标的主要举措。我们既要认识到实现“双碳”目标的重要性、紧迫性、必然性，也要认识到清洁转型的渐进性、艰巨性、复杂性，任何喊口号、抢风口、蹭热度，搞政治宣示与“运动式减碳”，或超越发展阶段而采取过激行动的做法，都会影响全国能源安全大局，“双碳”目标的实现也会“欲速则不达”。只有贯彻总体国家安全观，统筹发展与安全，充分吸取过去电力短缺对实体经济造成巨大影响的教训，加快绿色低碳技术与可再生能源的发展，推进新型电力系统建设，实现电力电量的平衡，才能支撑经济社会可持续发展。

王建学：

系统调节服务应该体现其合理价值。不管是改造还是新建调节资源，都需要大量资金的投入，攻克核心技术难题。当前调节服务的获利渠道不够全面，仅有部分调节服务(比如调峰、调频等)建设了相应的辅助服务市场，可以通过市场机制来反映其经济价值。为了更好地促进新能源消纳，应加快面向提升系统调节能力的电力市场建设，设置更多的商品类型、灵活调节服务模式，加大对各类市场主体开放程度，推动价格传导机制的改革，从而吸引社会各方广泛参与，实现系统调节能力的大幅提升，应对电力系统实时平衡可能出现的复杂局面，确保电力稳定可靠供应以及系统安全。