破解构建新型电力系统难题的建言有哪些？

以下对破解构建新型电力系统难题的一些建言进行详细地分析和阐述。

1.长周期性交易机制是促进可再生能源投资的重要抓手

新型电力系统中，可再生电源需实现市场化发展

2010年代，全球可再生能源发电蓬勃发展，电源装机容量连年保持高速增长，设备成本持续快速下降。可再生 能源发展的背后，离不开的是政策和补贴的强力支持。在2010年代，中国为新能源电源发展提供了上网电价补 贴政策，目前对这些既有补贴项目的财政补贴规模约为每年2,600亿元。

在风电和光伏发电成本下降的大趋势下，全球范围内新能源发电装机增长的驱动力正从财政补贴转向市场驱 动。数据显示，新能源发电补贴正快速下降，能源方面的财政补贴正逐渐转向交通、工业等难减排领域。在中国，2021年起，新建集中式光伏和陆上风电项目不再享受各级政府财政补贴；2022年起，新建 海上风电、光热发电项目不再享受国家层面财政补贴。伴随着补贴退出，新能源市场化发展是政策的引导方 向。2022年1月发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中提出，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，新能源全面参与市场交易。

传统电力市场经济学理论与实践的局限

自上世纪八九十年代欧美部分地区开展电力市场化改革以来，电力市场设计与实践长期服务于以可调度火力发 电机组为主的电力系统，主要支撑边际运行成本高的煤电、气电等机组的投资与运行。但由于新能源电源投资 和运行特性的改变，当前广泛应用于欧美电力市场的价格形成方式，可能无法支持新能源快速发展和高比例新 能源电网的运行。

目前电力市场普遍以“优先次序”（Merit Order）作为竞价上网的基本规则，各发电机组按照边际成本进行报 价，所有机组按价格由低到高排序，价低者优先出清，边际机组的报价即为所有出清机组共同的出清价格。新 能源的快速发展带来了“优先次序效应”（Merit Order Effect），即由于新能源边际成本趋近于零，其大规模 发展将显著拉低出清边际价格。由于各交易时段出清价格的下降，电力批发市场的平均价格也会 相应走低。历史数据表明，随着新能源占比在2010年代提升，英国、德国、丹麦等欧洲国家的平均电力批发价 格下降了13%-36%，新能源接入水平提升是价格下降的部分原因。

与边际运行成本高的火电机组相比，新能源等投资成本高、运行成本低的电源对稳定且足量的电价具有更强的 偏好。而市场出清电价显著下降的趋势意味着新能源电源对投资者的吸引力下降，即既有电力市场规则下新能 源发展速度潜在地受制于自身的普及程度。国际风能协会的研究显示，在现有市场模式下，2030年全球风电市 场化发展规模仅为碳中和情景下风电装机需求的约2/3，不能支持全球气候目标的实现。

无论是已经有成熟电力市场运行的区域（如欧洲各国、北美部分地区、澳大利亚等），还是电力市场正在持续 建设的地区（如中国、日本等），针对新型电力系统高比例新能源电源的发展需求，优化传统电力市场理论与实 践，构建适应于“投资成本高、边际成本低”特点的新能源电源大比例接入的电力市场机制，是全球电力系统 转型需要共同探索的课题。

2.就近开发与“西电东送”相辅相成是可持续发展的最佳模式

通过市场化机制提升“西电东送”能力

通过建立跨省现货市场、优化跨省输电价格等市场机制，有望大幅提高现有西电东送通道利用率，减少并延缓 大规模增加电网西电东送能力的成本。

鉴于西部可再生能源资源最为丰富这一国情，可以预期目前的可再生能源西电东送的开发模式还将继续，而 相应所需的新增输电通道容量将持续增加。“十四五”期间，国家电网规划建设特高压工 程“24交14直”，共计38条特高压线路，涉及线路3万余公里，变电换流容量3.4亿伏安，总投资3,800亿元。

除了合理规划新的特高压与高压输电线路满足西部可再生能源的大规模开发的需求，还需要重点关注的是存量 输送能力的利用率提升问题。提升西电东送能力的重点应是首先提高现有输电系统的利用率，在此基础上再根 据实际需求合理规划建设新的输电通道。根据全球能源互联网发展合作组织、国家能源局披露的信息，在当前 省间交易模式下，部分特高压输电工程的利用率较低：如酒泉—湖南特高压通道、晋北—江苏特高压通道，它 们的实际最大输电功率均未超过线路容量的60%25。电力行业的专家也指出，多年来中国的电力系统的可靠性 水平有了长足进步，但确实存在某种程度的线路低载运行的现象，即系统可靠但代价是牺牲了经济性vi。

为了提升输电系统利用率，可从两个方面入手促进电力跨区域流动、提升可再生能源消纳水平。一是尽快建 立区域电力现货市场vii，以充分利用电网实时运行时输电通道的富余容量，这方面美国西部区域电力平衡市场 （Western Energy Imbalance Market， WEIM）是一个很好的借鉴。WEIM利用实时市场调度每5分钟调度一 次资源，以重新平衡即将到来的5分钟区间和随后几个区间的供需。这种前瞻性的调度范围对于确保平稳地跟 踪负荷和可再生能源的输出变化非常重要。二是缓解输电价格在可再生能源跨省消纳时的壁垒效应，在近期可 采用灵活向下调整输电价格，在现货交易中采用减征富余输电通道费用的方式。在远期，可选择扩大“邮票 法”viii体系下输配电费统一核算的地理边界或调整为按阻塞租金确定输电收益的方式。

完善激励机制以优先就近集中开 发海上风电

海上风电拥有利用小时高、输出比较稳定、 用地资源少并且靠近负荷中心的优势，在配 套储能与柔性直流后，还将提供稳定、可灵 活调节的绿色电力解决方案。因此，有必要 继续采取补贴和疏导输送线路投资成本等政 府激励性措施，以加快其规模化发展。

海上风电是中国理想的可就近负荷中心大规 模集中开发的可再生能源，全社会用电量排 名前四的省份（广东、江苏、山东、浙江） 的近海及远海区域的风力资源丰富。大部分沿海省份都制定了中远期省级海上风 电装机规划目标。按规划目标，2030年全国 海上风电累计装机量有望在2021年的基础上 增加大约5倍。

海上风电提速发展的首要障碍在于成本,而未来海上风电的大规模开发需要从降低平准化度电成本以及输配送出 成本合理疏导两方面入手。研究显示，到2030年之前海上风电的平准化度电成本（LCOE）仍显著高于煤电以 及陆上风电，需要完善与补充差异化、精细化的政策扶持，尤其是对深海风电项目需要继续提供补贴支持及舒 缓投资成本的措施。国内海上风电LCOE将会持续下降，预计最迟自2025年起海上风电成本 将低于燃煤发电。相关研究预测，到2060年风电装机容量将达到20亿千瓦，其中含海上风电5亿千瓦。28

此外，合理疏导海上风电配套送出工程的成本也是进一步加速海上风电发展的重要抓手。在 沿海地区海上风电项目相关的输电网络的融资与建设占总投资成本的8-13%。目前海上风电配套送出工程均由 发电企业投资建设，而水电、核电等配套送出工程都由电网公司统一建设，这一区别导致了海上风电的市场竞 争力降低，因为其输配成本难以通过上网电价疏导。未来这部分成本可以效仿国内其他类型发电的处理方式， 即对于新开发的海上风电项目电网统一出资建设配套送出工程，以此来促进海上风电的规模化发展29。

3.氢能是具有综合优势的系统灵活性技术选择

实现电能的大规模存储是解决系统灵活性需求的革命性手段

如果电能可大规模存储，则电力系统灵活平衡电力供需关系的能力将发生革命性的改变。电力无需为了实时供 需平衡而即产即消，同时将大大降低电力生产与输送的成本与风险，保障电力系统安全可靠运行。与新型电力 系统中的源、网、荷三个核心要素协调互动时，“储能+”技术将在供给侧保障可再生能源提供可控、稳定的绿 色电力，在电网侧减缓线路投资并消除阻塞，在需求侧使能用户的需求弹性，从而大幅提升电力系统的灵活调 节能力。

电力储能的技术路线是多元化的，如抽水蓄能、电化学储能、氢能、储能型光热发电、压缩空气储能、飞轮储 能、熔融盐储能，以及基于电动车充放电应用的V2G技术等。不同的储能技术在不同时间尺度下为电力与电量 平衡提供灵活性的能力也不尽相同。

多元化的储能技术在构建新型电力系统进程的不同阶段将发挥不同的作用。按照国家发改委发布的《氢能产业 发展中长期规划（2021-2035年）》36，抽水蓄能、电化学储能与氢储能等将是中国未来构建电力系统储能体系 的核心技术。在近期（2030年之前），技术成熟、经济效益良好的抽水蓄能将继续承担主要角色，电化学储能 等新型技术也将快速发展，预期到2025年抽水蓄能与电化学储能等容量将分别达到62GW37与30GW38。在中远 期，随着可再生能源实现高比例接入，充分开发的抽水蓄能资源、成本进一步下降的电化学储能，以及逐步成 熟的绿氢制造、储运及发电技术，将共同支撑系统灵活性，系统灵活性资源将呈现更多元化的发展格局。

氢能是具有综合优势的储能技术选择，掌握具有自主知识产权的核心技术是关键

从中长期（2030至2060年）而言，氢能凭借其可零碳循环、可规模化、可存储、可运输等特性，将成为多个领域 中非常具有潜力的零碳技术，应利用政策激励措施重点扶持技术创新，提早实现氢能规模化发展的经济效益。

在非电力领域，通过绿氢（即可再生能源电能转化的氢能）的制取与储存，氢能在交通、化工、钢铁等行业的 脱碳进程中具有非常广泛的应用前景。在交通领域，氢燃料电池公交和重型卡车具备较为广阔的应用前景，且 中国在相关领域处于领先地位：目前全球氢能巴士、氢能卡车的应用中，超过90%的应用在中国；预计到2030 年，中国氢燃料电池汽车保有量将达到62万辆39，相当于2021年全球氢燃料电池汽车保有量的15倍。在化工领 域，绿氢作为重要的生产原料，具备替代原有煤炭和天然气制氢，从而实现化工行业零碳转型的巨大潜力。在 钢铁行业，利用绿氢替代焦炭进行直接还原铁生产并配加电炉炼钢的模式是最具前景的脱碳解决方案之一。

而氢能在新型电力系统中的应用主要体现在：在电力供应充足时利用风、光、水等可再生能源发电制氢，以 气、液或固态的方式可长期存储并长距离运输，再在电力供应短缺、需要灵活性支持的时间与空间点，以氢能 燃气轮机、燃气轮机组氢气掺烧、煤电机组掺氨发电（通过绿氢制氨）或氢燃料电池发电等方式提供电力。

相较其他储能技术，氢能在发电方面具备非常明显的综合技术优势。与抽水蓄能相比，其最大的优点是提供电力 不受地理位置的限制，可以像天然气、煤炭等一次能源一样方便地运输到负荷中心附近的电厂用于发电；与电化 学储能相比，氢能具有可提供大容量、长周期电力与电量的优势。此外，在满足电力系统灵活性需求方面，氢能发 电技术既可以满足负荷跟踪、系统调频等秒级和分钟级应用需求，也能支撑针对新能源消纳和系统调峰所需的 大容量、中长时间尺度的应用。基于RMI在可再生能源大省青海的研究，如果引入12GW制氢电解槽，并通过改造 3GW燃气轮机以掺烧氢气（2025-26）并最终实现纯氢燃烧（2027-30），“十四五”和“十五五”期间可累计降低 可再生能源弃电52.2%，并减少本省火电出力22.7%，对应减排量1,879万吨CO2 。

尽管氢能在电力领域的应用前景广阔，且中国目前的制氢量为全球第一，但绿氢发电应用方面仍处在起步阶 段，目前仅有少量仍在规划中的技术示范项目。

4.模块化的可观可控是需求侧弹性化的理想技术形态

实现需求侧的可观可控是电力用户、分布式能源及储能参与电力平衡的必须条件

电力的需求侧需要具备弹性才能主动地参与电力的供需平衡，实现安全可靠、经济高效、绿色低碳的电力供应 与消费。需求的弹性特性不仅体现在根据供给与输送条件的变化而自动调整负荷的能力，还体现在电力用户从 单一的电力消费者转变为同时具备电力生产能力的产消合一者（Prosumer）。

大力推动微电网是实现需求侧可观可控且多能互补的理想方式

微电网是一个具有明确电气边界的本地电网，作为一个单一的、可控制的模块实体运行。微电网的 基本构成包括需求侧的负荷、分布式能源和分布式储能，其中用于发电的一次能源完全因地制宜，可包括可再 生电源、天然气电源等。微电网也能提供多种形式的能源，不但包括电能，还包括能源阶梯利用后生成的冷或 热能。电能提供的形式也有多样性，全面覆盖了交流、直流、交直流混合模式。此外，与直接接入配电网的分 布式电源有明显区别，微电网具有联网和离网两种运行模式，而且两种模式间能无缝切换。上述特征也决定了 微电网应用范围广泛灵活，既可以在供电困难的偏远地区，也可以在可再生能源丰富的地区，或者能源需求旺 盛的城镇负荷中心与园区。

传统而言，微电网的核心价值之一是可以通过多能互补、整体优化的方式满足用户的多种能源需求。而在高比 例可再生电源的新型电力系统的背景下，微电网还能在分布式能源大规模接入时保障电网安全。微电网作为一 个模块化的可控负荷与电源系统，通过就地消纳分布式可再生能源发电，可有效解决分布式可再生电源出力波 动性与不确定性的问题。如此一来，电网将直接面对的是可观、可控的微电网, 而不是成千上万的难以直接调控 的分布式可再生电源和随时波动的负荷。

微电网在全球范围内都已经有过许多的有益的试点实践。在海外，GE公司与综合能源公司PowerStream合作 的试点微电网项目对于企业多样化能源需求做了一次有益的尝试。该项目证明了能源消费者和电力公司可以利 用可再生能源和天然气发电，将富余电力进行存储和再分配，以此支撑安全可靠且可持续的能源需求增长。在 国内，中国近十年来在全国范围内进行了相关的试点与示范工作，其中重要的尝试是国家发改委《关于推进新 能源微电网示范项目建设的指导意见》及随后公布的28个新能源微电网示范项目52。这些示范项目重点关注技 术集成、运营管理模式及市场交易机制等方面的创新，涵盖了不同地域、不同类型的能源用户，使用了不同的 分布式能源技术，也采用了并网与独立两种不同的运行模式。地方政府、国有及民营发电企业、电网公司等均 积极主导或参与了微电网工程项目的建设。微电网的应用场景涵盖了中心城市、工业园区、校区、海岛、及边 远地区等。其中，以北京市海淀北部新区新能源微电网为代表的一批项目，重点示范了在负荷中 心对多能互补微电网进行从规划建设到运营管理的实践探索。