能源行业是实现“碳达峰”“碳中和”目标的重点领域和关键环节。“双碳”目标下，电力系统面临哪些挑战?如何有效应对这些风险挑战，实现能源电力的转型升级?本期“权威访谈”中，国网经济技术研究院院长潘尔生将与大家分享他对于“双碳”目标下构建新型电力系统的思考。
■ “碳达峰”“碳中和”是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革
■ 要加快构建以新能源为主体的新型电力系统，为实现“碳达峰”“碳中和”目标贡献力量
实现“碳达峰”“碳中和”目标，我国电力系统面临哪些挑战?
潘尔生：实现“双碳”目标，必将伴随着强随机性、波动性的新能源大规模并网以及电动汽车、分布式电源等交互式设备大量接入。届时，电力系统将呈现高比例新能源、高比例电力电子化的“双高”特点，那么电力系统在供需平衡、系统调节、稳定特性、配网运行、控制保护和建设成本等方面都将发生显著变化，也将面临一系列新的挑战。
一、供电保障难度更高
未来高比例新能源电力系统的供电保障难度会更高。这主要是由于新能源的顶峰能力严重不足，且出力受天气影响较大。现阶段电力负荷呈现午、晚高峰的双峰特点。然而，风电大发一般是在后半夜，在两个负荷高峰出力较低;光伏虽然在午高峰能够起到较好的支撑作用，但是在晚高峰出力基本为零。
二、调节压力持续增大
负荷“尖峰化”特性显著，呈现负荷夏、冬季较高，春、秋季较低的“两峰两谷”特点，各区域电网95%以上最大负荷持续时间普遍低于60小时、对应用电量不足全年用电量的0.5%;新能源出力波动性强，从年分布看，风电电量集中在春、秋两季，与用电量呈逆向分布特点;从日波动特性看，目前国网经营区域风电装机1.7亿千瓦，日最大波动率约为23%;光伏装机1.8亿千瓦，日最大波动率约为54%。
三、电网稳定特性发生重大变化
新能源机组无转动惯量。新能源大量替代常规机组，系统频率调节能力显著下降， 在损失功率后频率跌落速度更快、深度更大。新能源、常规直流无功支撑能力弱。新能源、常规直流难以向系统提供无功支撑，且新能源主要接入低电压等级电网，与主网的电气距离是常规机组的2~3倍，大规模接入后系统电压调节能力显著下降。
四、配电网运行控制更加复杂
首先，配电网发展形态将发生较大变化。随着越来越多的新能源接入配电网就地消纳，配电网将逐步演化为有源供电网络，这也使得配电网电力电子化程度和网络结构复杂度大大增加，进而加大了配电网运行控制的难度。其次，随着“双碳”目标的持续推进，配电主体将更加复杂多元，能源流向更加多样，因而配电网运行灵活性也将面临极大考验。
五、二次系统的特性发生显著变化
调度自动化要求更高。为实现清洁低碳发展目标，需要实时统筹调度全系统资源，建立源网荷储协同互动机制，发展电力市场技术支撑手段，满足对调度的合规性、精细化程度、信息透明度的更高要求。继电保护配置难度更大。随着电力电子装置逐步增多、同步机组逐步减少，继电保护的“四性”(灵敏性、可靠性、速动性、选择性)难度更大，需要着力避免出现保护误动、连锁故障等情况。
六、系统成本不断攀升
随着新能源占比快速提高，为消纳新能源付出的系统成本将会明显上升，电力系统源网荷储各环节建设和运营成本都要增加，且新能源发电成本下降不能完全实现对冲。与此同时，社会各界对于降电价的呼声和期盼仍然强烈。因此，需要着力疏解供应侧成本上升与需求侧降低用能成本的矛盾，努力实现电力安全、绿色、廉价三者的综合平衡。
能源电力的清洁低碳转型已成为当今人类社会的普遍共识。有哪些可以从其他国家吸取的经验，以助力我国“双碳”目标的实现?
潘尔生：这里我想主要谈一谈德国能源转型的路径和启示。德国自上世纪90年代起开始能源转型，逐步削减传统化石能源装机，实现清洁能源替代。
一、德国能源转型历程和主要特点
1、清洁能源装机跨越式增长，“清洁”发电量占比高。德国清洁能源装机总量由1990年的400万千瓦快速增长至2019年的1.24亿千瓦、发电量占比超过40%。新能源装机及发电量占比分别达到52%、30%。
2、碳排放总量稳步下降，电力行业贡献突出。2019年德国碳排放总量为8.05亿吨，较1990年的12.4亿吨减少约35%，能源转型以来碳减排成效显著。电力行业在能源转型中起到至关重要的推动作用，近十年电力行业减排1.14亿吨，贡献率超过80%。
3、能源消费总量已达峰值平台，人均能源消费逐步回落。在经历了早期经济快速发展之后，德国能源消费总量在上世纪80年代初期达到顶峰，随后四十年间消费总量保持稳定， 呈缓慢下降趋势。人均能源消费量先增后减，已逐步回落至德国上世纪70年代水平。
二、德国推动能源转型的举措
1、在beplay体育投注官网 方面，强化政策支持引导，建立健全法规制度。1990年至今，德国先后出台并多次修改了《电力入网法》和《可再生能源法》，逐步由政府引导、政策支持转向开放市场竞售体系，与时俱进的政策调整成为了推动能源转型的重要基础。疏导新能源补贴成本，建立价格附加机制。德国《可再生能源法》明确规定新能源补贴费用主要由用户承担。2020年，德国居民电价折合人民币2.4元/度，已经达到欧洲最高水平，且仍呈上涨趋势。德国居民电价中仅可再生能源附加费就高达0.53元/度(同时期我国居民用电平均电价仅约0.5元/度)。构建转型框架，明确量化目标。德国能源转型以气候保护、退出核能、保障供能安全和提高竞争力为政策目标，核心战略是发展可再生能源、减少一次能源能耗并提高能效，在电力、建筑、交通等领域明确了具体的调控目标。
2、在电源侧方面，优化调整电源结构，实施火电机组灵活性改造。严控新增火电项目，淘汰调节能力差的老旧机组，为可再生能源发展腾出空间;通过降低煤电机组的最小出力、提高爬坡速率、缩短启停时间以及对热电联产机组实施热电解耦等方式提升火电机组调峰能力。大力推广储能应用。推广屋顶光伏配套储能电池应用，提高用户自用率。推进大型储能商业化应用，平衡风电和光伏出力波动，稳定电网频率，并提供调峰调频、电压支撑等辅助服务，支撑电力系统以新能源为主体向用户供电。
3、在电网侧方面，加强电网互联，提高可再生能源大范围优化配置能力。德国目前通过32回线路与周边法国、荷兰、丹麦等9国互联，规划新增10回跨国互联线路。欧洲大陆同步电网和灵活高效的电力交易机制为德国新能源机组大规模接入和可靠运行提供重要支撑。建设远距离输电通道，满足海上风电开发外送。德国北部海域风电资源丰富，规划装机2470万千瓦，截至2019年底已建成734万千瓦。通过积极推进远距离、大容量输电通道建设，实现北部清洁电力送往南部负荷中心地区。
4、在负荷侧方面，全面推进电能替代，完善需求侧响应机制。通过发展分布式电采暖、电动汽车、蓄冷蓄热技术等方式，提高电能在终端能源消费中的比重，通过小型工业用户集成分布式新能源、储能和用户动态实时信息平台，打造“虚拟电厂”集中参与需求侧响应，大型高耗能企业独立参与需求侧响应。
5、在电力市场方面，积极参与欧盟统一电力市场，实现新能源在更大范围自由优化配置。参与欧盟统一电力市场，不干涉自由定价和跨境电力交易。在成熟的电力市场保障下，充分发挥火电、核电、水电和新能源互补能力。
三、德国能源转型的启示与借鉴
总体来看，德国能源转型有很多举措，成效也十分显著。我们应该结合自身国情，有选择地加以学习和借鉴。
1、科学推动电力系统协调发展。持续调整优化电源结构，推动灵活性改造，增强电网调节能力。加强电网互联、提升大容量远距离输电能力。坚持输配电网协调发展，为能源资源优化配置提供可靠平台。大力发展储能技术，促进新能源的友好利用。
2、广泛发挥全社会力量促进能源转型。健全和完善电力市场机制，促进资源的流通和优化配置。采用征收附加税费等方式，合理分摊能源转型中的电价成本。提升需求侧响应水平，大力推动电能替代。
能否请您结合我国电力系统的发展特点，重点阐述如何构建适应“双碳”目标的新型电力系统?
潘尔生：面对新问题、新挑战，构建新型电力系统需要重点在增调节、优电网、强技术、建机制四个方面下功夫，在实现清洁低碳的同时，做到安全可控、灵活高效、开放互动、智能友好。
一、增调节——多措并举提升各环节灵活性，着力增强调节能力
1、积极推动煤电灵活性改造。煤电仍是我国电力系统最重要的灵活性资源供应主体，改造成本相对较低，能够释放大规模存量调节能力。
2、大力发展抽水蓄能电站。抽蓄电站是目前最为成熟的储能设施，技术经济性好，但建设周期长。要加快推进抽蓄电站建设，同时加大规划选点力度、提前布局，为提升系统调节能力、消纳更多新能源做好准备。
3、积极发展“新能源+调节性电源”模式。鼓励存量和增量新能源打捆配置一定规模的煤电、水电、储能等调节性电源，平抑新能源出力的波动性，提高电源侧出力的可靠性和稳定性。
4、推动新能源向支撑电网转变。需要通过技术改造、配置储能等一系列措施，逐步使新能源为电网提供惯量、阻尼等主动支撑，具备调频、调峰、调压、黑启动等功能，让新能源接近“常规电源”，在承担系统调节作用、支撑电网安全运行上发挥主体作用。
5、煤电要充分发挥托底保障作用，用好存量、严控增量。煤电是保障系统安全稳定和电力实时平衡的重要电源，要推动煤电更好发挥应急备用和调节性作用，对新增煤电项目要严格控制，对存量机组要积极推进技术改造，提高利用效能。
二、优电网——优化完善各级各类网络结构，着力打造资源配置平台
1、建设坚强智能电网。加大清洁电力外送消纳力度。科学规划布局一批跨区直流输送通道;在部分地区适时进行电网优化升级，满足清洁能源外送需求。提升输电通道清洁能源比例。不断压缩配套电源中化石能源装机，努力扩大水电、新能源外送电力规模;推动直流送端风光火储一体化发展，提升输电通道清洁电量占比。加强完善区域交流电网结构。进一步扩展和完善区域主网架结构，加强省间电网联络，支撑跨区直流安全、高效运行。推动电网规划理念由确定性向概率性转变。电网规划需要考虑新能源带来的随机性，从传统的确定性规划向概率性规划转型，有效平衡安全与成本的关系，分析研究最优的电网规划方案。大力推进电网节能降损。加大老旧高损配变改造力度，降低电网损耗;推进同期线损管理，强化节能调度，优化无功配置，加强谐波治理;通过需求侧管理激发用户响应潜能。
2、支持分布式电源和微电网发展。分布式电源是传统发电形式的重要补充。在“双碳”目标激励下，分布式电源将迎来快速增长阶段，但受到风光资源、建设条件等因素限制，分布式电源能量密度低，还需要与集中式电源共同发展。推进分布式电源就地就近接入。按照“能并尽并”的原则，大力推广应用分布式电源并网典型设计，推动实现各类分布式电源灵活并网和消纳。依托微电网实现分布式电源友好接入。微电网作为相对独立的系统，能够通过源网荷储智能互动平抑分布式电源出力波动，有利于分布式电源的友好接入和就地消纳。因地制宜确定微电网应用场景。微电网建设应紧密结合当地资源禀赋和供用电情况，兼顾技术指标与投资效益，统筹考虑建设运行方式，使其具有更强的生命力和可持续发展能力。推动微电网向更深层次发展。微电网未来仍有很大发展潜力，需要进一步推动微电网更加灵活和多元化发展，更好发挥对分布式电源的支撑作用。
3、构建新型电力系统运行控制体系。全方位提升新型电力系统负荷调度能力。构建源荷双向互动支撑平台，助力系统具备更强的调节能力。建设新一代调度控制系统。全面提升电网调度的数字化、自动化和智能化水平，支撑大电网安全运行、清洁能源消纳、源网荷储协同互动和电力市场化运营需求。全面提升新型电力系统故障机理认知能力与故障识别处理能力。探索高比例新能源、高比例电力电子装备接入后的电网故障机理，构建快速高可靠性保护，保障“双高”电力系统运行安全。构建新型电力系统综合故障防御体系。以传统电力系统三道防线为基础，通过提升第一道防线、加强第二道防线和拓展第三道防线，以适应大规模新能源集中接入和特高压直流大规模外送的电力系统新形态，形成基于广域信息、多时间尺度信息协同的新型电力系统综合故障防御体系。
三、强技术——加快新技术攻关和推广应用，着力强化科技支撑
1、在电源侧方面。新能源功率预测技术。高精度的风电、光伏功率预测是提高新能源消纳利用水平和保障电力系统安全稳定的重要技术手段。虚拟同步发电机。通过采用虚拟同步机技术使新能源具备与同步发电机相似的外特性，为系统提供调频和调压支撑，逐步将新能源转化为可控电源。碳捕集、利用与封存技术(CCUS)。火电厂通过配备CCUS装置，实现碳捕集之后的再利用或永久封存，达到传统火电机组低碳甚至零碳排放。
2、在电网侧方面。柔性直流输电。柔性直流输电技术适用于新能源大规模集中接入的送端弱系统、无源系统电力外送，以及送端多新能源场站汇集电力、受端多落点直流组网疏散电力。此外，柔性直流还可应用于未来局部地区直流电网构建，促进新能源消纳利用。分布式调相机。分布式调相机布置在新能源接入近区，能够有效抑制新能源暂态过电压水平，提高无功电压支撑能力，避免新能源故障期间出现大规模脱网。
3、 在负荷侧方面。虚拟电厂。虚拟电厂将分布式电源、可控负荷和分布式储能有机结合，通过配套的信息采集与协调控制实现对各类分布式资源的有机整合，实现广域空间多主体的协调运行，有效提升分布式资源的可控性。电制氢能及其利用。以氢为能源载体，通过电解制氢、运输储存、燃烧发电，实现“电—氢—电”的循环利用，贯穿源网荷储各环节。目前电制氢产量和利用水平较低，成本偏高，储运存在安全风险。未来需要聚焦电解和储运技术研究，发挥规模效应，降低应用成本。
4、在储能侧方面。储能作为灵活、快速的电力系统调节资源，可与变电站、新能源场站、新型负荷等联合运行，通过充放电控制提升电网承载力与调节能力。新型电力系统下应积极探索利用储能促进新能源电力消纳、改善电网运行状态、降低网络损耗等应用模式，提高储能运行灵活性，发挥其深度调节能力。我国储能产业目前以电化学储能为主，未来应着力围绕成本、容量、环保、寿命、安全五个方面，加快攻克高性能材料、新型电解液添加剂、电池循环利用、能量系统集成与管理等技术难点。
四、建机制——建立健全体制机制推动共同行动，着力凝聚社会合力
1、推动电力系统由“源随荷动”向“源荷互动”转变。充分挖掘需求侧响应资源。我国工业大用户、空调、电采暖、电动汽车等负荷需求侧响应潜力巨大，政府、电力企业、用户等社会各方需要共同行动，精准挖掘需求侧资源。加快全社会节能提效和单位GDP能耗持续降低。重点要加快调整产业结构，逐步淘汰落后高耗能产业，推动制造业向中高端转移，使低能耗经济成为国民经济的主导;提高全社会节能意识，推广采用节能环保汽车、高效能设备，强化建筑、供暖、家居家电节能。
2、多措并举合理疏导系统成本。新能源平价上网不等于平价利用。新能源利用成本包括发电成本和系统成本两个部分，其中发电成本近年来不断下降，即将进入平价上网的时代;系统成本关注较少，且在不断增加。系统成本现阶段主要由电源、电网等供给侧主体承担，但最终还需要各相关环节合理分担，以此支撑电力系统的可持续发展。灵活性改造、调峰运行等成本主要依靠辅助服务市场回收。按照“谁受益、谁负担”的原则，积极推动新能源、核电、未参与深度调峰的电厂分担深度调峰等辅助服务费用，合理疏导电厂调峰成本。建立健全电力价格联动机制，推动辅助服务费用以合理方式向用户侧传导。抽水蓄能电站固定成本需要依靠容量电价机制回收。目前，抽水蓄能难以通过电量进行成本回收，因此需要推动抽水蓄能电站采用两部制电价，电量电价通过峰谷转化价值回收抽水、发电等运行成本，容量电价用于回收固定成本，纳入输配电价统一疏导，促进抽水蓄能健康发展。未来可探索建立容量市场机制。容量市场是激励保供电源、抽水蓄能电站建设，保障电源投资成本回收的一种有效机制，可以有效平衡保供电要求高与设备利用率低的矛盾。
3、发挥碳市场作用激发减排动力。构建公平合理的碳市场。需要充分发挥碳市场作用，合理控制火电机组碳排放配额，通过滚动核定供电基准值，有效激励火电企业推动技术革新、努力降低碳排放总量和强度，同时调控碳交易成本。推动电-碳市场融合发展。将电力市场和碳市场的交易产品、参与主体、市场机制深度融合，重点在供给和需求两端推动能源资源、配额交易等成本要素联动协同配置，形成低碳绿色“产品”在各环节的市场竞争优势，进一步激发全社会减排动力。
感谢潘院长今天接受我们的采访，能否请您最后用一段话对“双碳” 目标下电力系统的转型升级作一个概括和展望?
潘尔生：“碳达峰”“碳中和”是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，对于能源电力行业既是艰巨的挑战，也是难得的机遇，更是不可推卸的责任。我们要深入贯彻习近平总书记的重要指示精神，加快构建以新能源为主体的新型电力系统，在电源侧推动清洁化，在电网侧推动智能化，在负荷侧推动源荷互动及多能互补，为实现“碳达峰”“碳中和”目标贡献力量!
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