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构建新型电力系统的四大难题与八大建议| 新型电力系统构建之路专题报道⑦

发布时间：

2023-02-02 16:37

实现零碳电力绝非是一个再生能源替代化石能源发电这么简单。可再生能源、特别是风光等非水可再生能源发电技术与化石能源发电技术截然不同，具有高度的波动性与不确定性。因此，要构建适合中国国情的新型电力系统，无法一蹴而就，而将是一个充满挑战、历经不断探索破解各种难题的过程。

2022年12月，落基山研究所（RMI）发布《先立后破，迈向零碳电力——探索适合中国国情的新型电力系统实现路径》（下称《报告》）。《报告》提出构建新型电力系统急需攻克四个主要难题，并围绕这四个难题有针对性地提出八大建议。环球网能源频道摘编《报告》核心研究内容及观点，以飨读者。

难题一：如何确保可再生能源的可持续发展？

尽管可再生能源生产的边际成本低，但是投资成本高，需要长期稳定可预期的收益保障。目前新增可再生能源开发项目的上网电价形成机制下带来投资成本回收的不确定性影响开发者的决策意愿。

中国可再生能源与负荷中心在地理上逆向分布的特征，具有大规模长距离运输具有强波动性与不确定性，可再生能源电力还将导致激增的输电系统成本及对电网安全稳定运行的压力。

建言①：长周期交易机制是促进可再生能源投资的重要抓手

在政府预设的年度装机目标下，开发商通过拍卖或竞价机制确定开发权属和成交价格并形成长期电力合同，是确保新型电力系统中可再生能源平稳发展的支柱并形成长期电力合同，是确保新型电力系统中可再生能源平稳发展的支柱。

虽然政府层面的财政补贴不再是集中式光伏和陆上风电发展的原动力，但市场条件下，政府在可再生能源发展中的引导作用仍不可或缺。

设计长期电力合同的目的是对冲短时电力市场波动，为可再生能源投资方提供具有确定性的收益预期。在市场化时代，长期电价的形成应当更加灵活，它一方面体现在价格的灵活性及通过拍卖或静下来，灵活地确定不同项目的收入水平，另一方面体现在时间维度的灵活性及细化价格设计，对不同季节、日内不同时段的长期价格进行差异化竞争，反映不同时段电力的价值，从而支撑可再生能源装机。多元化发展为海上风电、光热发电等可以在枯水季和夜间时段出力的电源提供市场化发展的可能。

需要特别注意的是，长期电力合同在设计时需与短期电力合同做好衔接，避免价格异常和市场扭曲。针对新能源出力与预测的特征，市场设计者应有针对性地调整和优化合同考核机制更灵活的衔接，长期合同与短期运行，从而助力新能源发电更有效地参与市场。

应大力推广与优化绿电直接交易，特别是电力用户与可再生能源企业之间的跨省多年绿电直接交易，通过建立和完善制度化、标准化的省间绿电直接交易机制，促进绿色电力高质量消纳与绿色电力装机扩增。预期到“十五五”末期，中国将成为全球第一大绿电交易市场。

建言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。

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。

完善激励机制以优先就近集中开发海上风电。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。

以分布式市场化交易及绿色属性认证为激励，推广以光伏为代表的分布式能源就地开发。首先，应该进一步推动分布式能源交易市场与机制的落实和推广。建议在前期开展分布式发电市场化交易试点基础之上，在厘清交叉补贴的前提下，尽快在沿海主要负荷中心地区全面放开分布式能源参与分布式电力交易。在分布式交易的基础上，下一步还应允许分布式能源直接参与集中式批发现货市场交易，从而使其能在更大的范围内参与电力资源的优化配置。

近期的市场调研表明，用户侧有着强烈、明确和日益增长的绿色电力需求。但是，分布式可再生能源项目目前尚无法申请绿色电力证书，绿色电力证书交易目前仅限于集中式可再生能源电源与大型能源用户企业及其供应链之间。因此，对分布式可再生能源发电的绿色属性的认证与交易，利用绿证等激励机制推广需求侧绿色电力产消合一的模式，将是鼓励分布式能源开发的一个重要措施。

难题二：如何化解煤电占比较少与系统灵活性需求日益增加的矛盾？

当可再生能源实现高比例成为主力电源时，电力系统必须实时平衡，负荷和可再生能源造成的供需双重波动性与不确定性，这意味着对灵活性资源的需求大幅增加，而在缺少气电作为提供灵活性过度手段的情况下，煤电作为目前中国电力系统的主要安全支撑与灵活性资源，占比却需要逐步减少。

建言①：有的放矢，因地制宜的辅助服务市场设计是充分利用灵活性资源的最有效手段

辅助服务市场的设计应当有利于充分利用所在区域所有的灵活性资源（如煤电、水电、储能与需求侧响应等），并有针对性地解决所在区域特有的系统灵活性问题。我们认为应创造条件给予符合政策与环保等要求的自备电厂辅助服务市场主体地位，这将保证电网调度有更充裕的灵活性资源，用更低的成本来满足灵活性的需求。同时，通过参与辅助服务市场也有助于缓解自备电厂在环保改造中面临的经济成本压力。

在“十四五”期间应根据各省的实践情况，因地制宜的全面建成以保障电力系统频率稳定为目标的省级辅助服务市场，并建立保证电压稳定的辅助服务价格机制，最大限度地发挥供需两侧的灵活性资源的作用，确保可再生能源的大规模开发与消纳。而在“十五五”期间，应着力建设与完善区域辅助服务市场，进一步促进市场的公平参与和价格的合理传递，以确保电力系统调度机构在更大范围的灵活性资源的配置能力，以最经济的形式确保高比例可再生能源场景下电力系统的安全运行。

建言②：氢能是具有综合优势的系统灵活性技术选择

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。

作为具有综合优势的系统灵活性技术，氢能的发展需要以自主技术创新为突破口，出台鼓励技术创新的政策，并通过政策层面更系统性的措施来加快其在未来十年的试点、示范与早期市场化应用。针对中国的国情，在“十四五”期间应下大气力掌握制氢、储氢及氢能发电（如氢燃机领域）的核心技术，从而大幅降低绿氢发电应用的全供应链成本；在“十五五”期间应大范围推广利用风、光、水等可再生能源发电制氢技术，长期存储与长距离运输技术，并在电力供应短缺、需要灵活性支持的时间与空间点开展利用氢能发电提供电力的试点与商业化应用示范，从而最终实现2030年之后氢能与抽水蓄能、电化学储能一道构成中国电力系统储能体系核心要素的目标。

难题三：如何提升电话大规模消纳可再生能源的能力？

加大可再生能源，需要灵活配置电源与输电通道资源，而目前电网的调度主要是以省为实体进行电力平衡，同时缺乏市场价格信号的调度方式，无法在更大范围内基于电力生产与输送的边际成本实时配置资源。

在必须实施平衡负荷与客再生能源造成的双重波动进一步确定性的场景下，传统电力系统以应对调整事件发生后系统状态为导向的调度方式，难以适应电网规模的不断扩大与互联系统监测采集信息含量增长、高比例电力电子设备条件下系统运行与调度的模式日趋复杂的新形式。

建言①：扩大电力平衡区域与区城市场化调度应是电网优化资源以消纳可再生能源的范式

相关研究机构所做中国高比例可再生能源电力系统的灵活性的研究显示，在保证电力系统可靠性的同时，扩大电力平衡区域、分散化可再生能源布局对以可再生能源为主的电力系统的灵活性大有裨益，同时还可以减少弃风、弃光和弃水现象。

在中国，相当一部分集中式可再生能源将需要大范围跨省输送与消纳。“十四五”与“十五五”期间，随着更多的特高压与高压线路的规划、建设与投运，中国的电力系统将实现更加紧密的互联。在这一大趋势下，突破传统的以省界为条件的电力供应平衡区域，建立更大范围的平衡区域将大大提升电力系统调度优化配置电源与电网资源的能力，从而助力可再生能源实现更高比例消纳。

打破省间壁垒的区域现货市场可实现电力资源在更大地理尺度下灵活优化配置。以省为边界的电力市场设计，意味着仅有省内的灵活性资源可以参与调节，因此各省级电网内部都需要储备大量灵活性资源以被调用。区域现货市场使得电网调度能够看见相邻的省级电网中可供调度的资源和负荷需求，从而能在一个更大的区域内自动找到最好的资源来平衡实时的电力供应和需求。

在一体化的电能量与辅助服务市场才能实现可再生能源消纳系统成本的最优。为了大规模消纳可再生能源，不仅需要基于电能量现货市场的价格信号来决定哪些可调节电源需要调整电力输出功率，还需要辅助服务市场的价格信号来确定哪些可调节资源需要随时准备着被电网调度调用以确保电网的安全、可靠运行。而电力系统中的可调节资源可以同时参与电能量市场与辅助服务市场的竞价，一个有待解决的关键问题是电能量市场与辅助服务市场如何实现协调运行，才能真正实现电力生产与输送的总运营成本最小化。

在建设新型电力系统的大背景下，建议在设计与实施各省及区域的现货市场时，应明确其最终的模式是建立电能量与辅助服务同时出清的一体化现货市场，以实现电力生产与输送的最低成本。同时出清的一体化现货市场将所有交易品种耦合，进行一次联合出清得到电能量和辅助服务出清结果，并达到电能量和辅助服务总系统成本最优。

建言②：数智技术的广泛应用才能大幅增强电网应对供需剧烈变化的能力

采用数字孪生技术实现电网全天候360度掌控。与传统的电力系统仿真模拟技术相比，数字孪生技术可以让电网运行变得可视、可预测、可假设、可解释和可互动。数字孪生技术在电网调度的一个重要应用实例是秒级在线分析系统，它可把对电网运行状态的响应分析速度由传统上的分钟级大幅提升为秒级。

基于机器学习技术提升电网的实时运行能力。机器学习可以高效地精准预测可再生能源输出、动态最优配置资源，并充分发挥网络输送能力。机器学习技术的一个重要应用是准确预测具有强波动性与不确定性的风电、光伏发电出力和电力系统节点（母线）负荷。电网运行的核心任务是实时满足电力的供需平衡要求，而及时准确地预测电力供应与需求是保障电网安全运行的前提条件，利用大数据平台提供的海量历史数据，采用深度学习算法建立的预测模型将大幅提高对供给和需求双侧的预测精度。

发挥大数据技术优势应对电网运行的安全风险。大数据挖掘技术的一个重要应用是电网设备的风险评估与预警。传统的人工巡查、检测及更换的模式耗时费力，成本高效率低，而通过无人机、机器人等人工智能手段完成设备巡检，利用图像处理技术实时监视设备的运行状态，同时用大数据平台收集的海量历史运维数据来建立设备风险评估模型，可更准确地预测设备发生故障的风险，及时进行设备的更新换代。大数据的挖掘分析及可视化技术的另一个应用是在极端天气灾害条件下向电网预警大面积停电事故，对紧急应对方案与抢险团队进行资源优化与预先配置，并对事故中与事故后的故障类型、地点、用户影响范围等进行准确诊断并迅速隔离，从而及时恢复供电。

难题四：如何赋能需求侧弹性，以实现安全可靠、经济高效、绿色低碳的电力平衡？

当供应稀缺时，若负荷缺乏弹性，电力生产的边际成本加急速攀升，电力供需甚至可能无法平衡，同时电力系统负荷高峰时段往往需要高碳排放电源的出力来承担峰值负荷，这将潜在地影响煤电发展路径。

长期以来由于缺乏对电力供应成本的实时感知，需求侧上缺少为响应电力生产与输送条件的变化而自动调整需求的能力。

建言①：模块化的可观可控是需求侧弹性化的理想技术形态

模块化的需求侧是指基于信息、控制与平台技术将负荷、分布式能源、分布式储能等集成为可观、可控的、规模不等的电力生产/消费单元。它有两个主要特征：电力用户（单个或群体的方式）与电网调度之间建立了双向的实时的信息交换通道。用户之间也具备相互沟通信息与协调行动的能力，

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。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。

目前，微电网的技术方案已相对成熟，但尚未培育形成面向大规模应用的成熟商业模式和市场机制。针对国内现状，我们认为应从以下两个方面采取措施。首先，应从城镇园区等负荷中心起步，重点发展满足用户多种能源需求的微电网。若单纯为满足用户电力需求而建设微电网，其投资与运行成本与直接从大电网获得电力相比往往无法实现经济效益。其次，微电网作为一种综合性、集成性的低零碳技术，尚需要明确的政府扶持政策与激励措施，可采取推广既有新能源微电网示范项目中的试行政策、延续对微电网中新能源发电项目的补贴、设定优惠的微电网上网电价（在向大电网提供电力时）、允许微电网作为独立市场主体参与电力市场、允许微电网内用户与微电网外其他新能源项目直接交易等措施。

发展虚拟电厂是短期内加速挖掘需求侧灵活性的有效手段。与微电网相比，虚拟电厂的最大优势在于其构成不受地理位置限制，组成同一虚拟电厂的各种分布式电源和负荷不必处于同一地点，因而虚拟电厂能够灵活地聚合不同电源类型、不同地点的多种资源来实现需求侧的可观可控，也为用户及分布式电源参与电力市场提供了便利。但是，虚拟电厂的局限性在于它尚不具备微电网具有的多能供给能力，而且它对配电网运行的影响也较微电网要更为复杂。

然而，虚拟电厂在国内的发展还处于初期，仍面临挑战：在参与电网调度方面，鉴于虚拟电厂由在地理空间上分布广阔的多个分布式电源、储能和负荷构成，因此其参与实时电力平衡时对电网（特别是对配电网）运行的影响（如路线阻塞及电压越限等）是电网调度必须考虑与解决的问题；在参与电力市场方面，VPP在电能量现货市场、辅助服务市场和容量市场未建成或未建设成熟阶段，难以基于自身商业模式分别参与这些市场获得收益。此外，目前虚拟电厂平台所需的控制设备及信息化运算设备成本高企，要大范围应用和复制成功案例仍需进一步优化成本。

建言②：全方位成为市场主体是需求侧能弹性地参与电力平衡的前提

全面放开用户侧参与电力市场准入资格。完善电力市场交易品种、丰富电力交易机制的时间维度。不同的需求侧主体可以提供从秒级别到季节级别的灵活性，要激励需求侧提供灵活性的关键任务在于建设不同时间维度的电力交易机制，准确反映不同时间维度下灵活性资源的价值，并允许需求侧主体参与到这些机制当中，从而充分体现它们在多个时间维度下的灵活性价值。

具体而言，在中长期市场里，用户可以跨省跨区自主签署绿电多年合同，有助于长期电量的平衡；在短时市场里，拥有分布式能源、储能及可调节负荷能力的用户可以提供调频、调压、备用等多种功能，一些大工业用户如电解铝行业也能直接提供调频服务。开放有条件的小规模用户进入市场。允许一般工商业负荷、电动车等非基础性民用负荷以直接或间接（通过聚合）形式参与电力市场，是提高需求侧灵活性潜力的可行手段。

建立更通畅的价格传导机制。将实时价格信号反映到需求侧。从“十四五”后期开始，待现货市场运行更加成熟之后，售电公司可以根据用户行为偏好、负荷曲线、可调节能力及意愿等因素，提供高度定制化的零售电价套餐。

完善用户侧电价结构。在将电力安全生产的相应的成本传导到需求侧的同时，也应该允许需求侧提供辅助服务、容量备用等服务并获得相应补偿，从而形成“出力者获利、受益者承担”的格局

培育用户侧参与电力市场的能力。应该通过政府牵头、电网和电力交易中心统筹、用户及售电公司充分参与的模式，开展技术试点、深度调研、迭代模拟市场运行等方式加速技术共识的普及。应该通过电力交易中心、用户侧行业协会等渠道推广普及，才能充分挖掘用户主观能动性、自下而上提高用户侧对电力市场的参与度。

(责编：蒲江）

北京韬能咨询顾问有限公司