如何全面构建新型电力系统专家交流

一、主题交流

新型电力系统建设进展如何?去年至今,在概念层面出现了关于"以新能源 为主体"的争论,在实际运行层面出现了保供、新能源更大规模接入等多重 压力,那么建设思路是否有所调整?

新型电力系统与先前诸多关于电力系统的概念一脉相承,体现了电力系濮 型升级、进化演化的过程,所以建设方向是一以贯之的。新型电力系统是一 个概念,但是这个概念并不是一年前才提出的，在此之前也提出过新一代电 力系统、弹性电网等概念,其本质都是描述电力系统的转型升级、进化演化 过程,提出的目的更多的是为了凸显与传统电力系统的区别。新型电力系统 的发展是遵循行业发展的客观规律的,需要通过较长的时间来判断,短时间 内方向不会有明显变化。

保持稳定的电力供应和新能源的快速发展,本质上取决于我国碳达峰碳中和 的技术路径，即政府对电力系统内关键性技术参数的目标性导向将从根本性 影响整个电力系统的发展。从目前的技术路径看，保供和大力发展新能源间 的矛盾是长期存在的。

从技术角度看，传统电力系统下,发电侧和用户侧是相对可以预期的，但新 型电力系统更具随机性。其随机性主要体现在 一些结构性变化,如发电侧新能源占比的提升,负荷侧从无源变为有源,以 及氢能、储能、微电网等新要素所占比重的不断扩大。

从产业链角度看,新型电力系统会有巨大的变化。向上游,过去电力系统主 要延申到煤炭、天然气等化石能源,但是未来的电力行业可能会在上述基础 之上,进一步向上游金属矿产等方向延伸,其产业链的形态和内部结构将变 得更加复杂。向下游,新型电力系统呈现跨界融合的特点,即电力系统与工 业建筑、交通运输等产业深度融合,会产生一些电力系统基础理论、关键技 术的革新,并形成新型市场机制等。

从市场结构角度看，传统的电力系统,主要集中在少数几大发电集团当中, 但是对于新型电力系统,其市场化趋势更加明显，呈现出一种百花齐放的形

整体而言,新型电力系统建设并不会影响当前交流大电网的格局。特别是在 碳达峰的前十年,主要是以现有技术推动新型电力系统的发展。但是在碳达 峰之后,需要为碳减排储些颠覆性的技术来满足新型电力系统观

电源：如何平衡保供压力与绿色转型?各类电源的发展定位与装机预期?电 力保供需要同时考虑电量平衡与电力平衡。电量平衡是一段时间内累计发电 量和用电量的平衡，例如家庭用电中的各类用电设备，每天会用掉多少电量, 那么当天需要有这么多发电量来满足。电力平衡是指电力系统实时平衡的状 态,是一个功率的概念,就是在满足电量平衡的基础条件下,每一时刻供需 都要相等,较电量平衡要求更高。

所以从这两个角度而言,新能源发展与电力保供之间,存在着f相对复杂 的关系。从长时间尺度而言二者是契合的。新能源能够提供绿色电量,能够 降低我国的化石能源消费,进而降彳氐能源对夕嘛存度,能够提升国家能源电 力安全水平。短时间尺度上二者又是矛盾的。大规模新能源能够提供发电量、 解决电量问题’但是却难以解决电力问题。例如,在用电高峰,风电和光伏 经常出力不足,会造成电力供需紧张,很难媲美火电等可控电源进行顶峰出 力。

因此各类电源”谁都不能缺位”、应当"各居其位”,实现协同发展。具体 而言,一是在技术方面,新能源具有随机性、波动性、间歇性等特点,能够 提供电量支撑但是无法提供电力支撑,因此需要在电力系统内保证一定的火 电装机,在新能源出力不足时,顶峰而上。二是在经济性方面,新能源场站 成本随技术进步降低，但是系统成本增加,我们测算我国从新能源电量渗透 率达到10%开始,新能源的供电成本（场站成本+系统成本）就会开始逐步 上行,所以保持各类电源有序发展,才是最经济的选择。

分电源看,水电受限于资源,仅剩西南地区的部分优质水电尚未开发。核电 先开发沿海,每年有6-8台的规模。但核电的铀资源尚存挑战,会影响新增 装机速度。气电的碳排放是煤电的一半,而且灵活调节的能力比煤电更强, 所以在气源有保障的条件下,可积极发展气电。煤电的未来发展路径可能有三种：一是身份转变为灵活性机组；二是加上 ecus碳捕获技术,煤电就可以相当于一种清洁电源；三是机组延寿。预计 到2060年煤电的发展规模为4亿干瓦,其中1亿作为应急备用电源,3亿 作为灵活调节电源。抽水蓄能和新型储能也存在大力发展需求,前期抽水蓄 能的成本更优,且为系统级的调节手段,将全面加速发展,到2030年将达 到1.2亿干瓦的水平;新型储能在中远期会有跨越式的发展,预计2030年 将达到1亿以上。考虑到未来系统优化的需求,更需要大容量、长寿命、高 安全、低成本、元器件可回收的新型储能。

从全局的角度考虑，田可能源不可独立存在,需要协同互补。未来电力系统 的产业链与过去传统电力系统的产业链是不同的，但基本规律相似。电源之 间的关系是联动的,不是简单的此消彼长关系,而是彼此互补关系。

新能源配抽水蓄能或电化学储能的组合能否完全替代火电？

仅仅谈新能源加储能是否能替换掉煤电不够全面,还需要考虑碳排放问题, 这是”双碳”目标为电力系统增加的新约束。

未来是两种组合的竞争:火电+CCUS ,新能源+储能。

从当前技术性能看,新能源加储能还不具备可替代的能力。从技术发展趋势 看,未来”新能源+多种储能”具备替代潜力。目前没有任何一种储能能够 完全满足电力系统转型需求,在转型过程中需要多种储能协调发展。比如为 新能源配套不同时间尺度的储能,如飞轮储能、电化学储能、氢能等。

此外,新型储能应用场景广阔,如果能将其整合,加强利用,会更具优势。比如用户侧储能除了削峰填谷，降低用户电价，同时还能响应电网调度要求, 就能够扩大源,降低新能源+储能的综合供电成本。

电化学储能目前成本较高,是否存在刚性的应用场景,能够带动它发展?

刚性应用场景有两方面:一是技术要求下的刚性需求,包括海岛等独立电网 供电、负荷中心顶峰、调频等场景；二是政策要求下的刚性需求,如为提升 新能源消纳,多省要求新能源项目按一定比例配储,山东、湖北及青海等省 已开发共享储能；对于一些高可靠性的用能场景（如数据中心），叠加企业 对碳减排、实现零碳目标等需求,需要应用储能。

国家大力支持新型储能发展,现在是多点开花、广泛探索状态,而不只是刚 性应用场景发展的好。从十四五发展规划来看,对以电化学储能为代表的新 型储能政策支持力度大,电网公司及发电企业的态度积极。现阶段,是电化 学储能的发展初期，仍需要大量各类型、各领域示范项目的引导,这些项目 并非都是在满足当前的刚性需求,而是着眼于未来,为全场景应用做准备。

今年国家电网将需求侧管理提到了十大重点工作的第T立,非常重视。那么 负荷端灵活性资源未来发展趋势如何?

负荷端灵活性资源的开发非常必要。从电力保供角度看,经过2021年的缺 电,电力保供过程中需求端管理、需求侧灵活性资源调用发挥的重要作用愈 发凸显。从能源转型的经济性角度看,需求侧是良好的调节性资源,能够最 为经济地开展削峰填谷、甚至响应新能源波动带来的供需不平衡。全社会用 电中,最高5%负荷累计时间不超过24h ,为了这部分尖峰负荷投入大型机 组得不偿失,需求侧的实时响应是最经济的解决方案。预计十四五期间需求 侧响应规模达到最大负荷的3%-5%o目前国网也在着手建立需求侧资源库, 研究激励机制与方案。

开发需求侧资源,远期可能会形成微电网、虚拟电厂等新业态,如何看待其 发展？

从政策层面看,国家重视度很高,2022年4月召开的中央财经委员会第十 一次会议就强调了分布式智能电网的发展。

从电网角度看，微电网有利于降低电网进行电 能大范围资源配置的压力,如西电东送工程目前会受到输电通道的限制,若 中东部地区能够实现就地平衡,有利于降彳氐大电网配置电力资源与电力保供 的压力,同时也能够降低成本。因此大电网与微电网未来会融合发展,各自 发挥作用。

但需要注意的是,首先,微电网的就地平衡作用离不开大电网的支撑,如工 业园区微电网的新能源发电规模不足以支撑园区用电,还需要大电网供电；其次,微电网内部存在波动性，仍需要依托大电网进行调节。

微电网的大规模发展也需大电网的持续投入，在带来好处的同时也会新增成 本,需要辩证看待微电网与大电网的关系。

新能源加速发展,会对电网带来什么问题,电网将如何适应?

新能源带来的其实是系统性问题，但由于电网作为绿色转型和安全保供责任 主体，因此承担了大部分压力。一是新能源消纳压力，之前出现过弃风弃光、 利用率不高等问题，但目前消纳率已提高至97%以上。二是供电安全压力, 部分省风电瞬时出力在总量中占比不到1% ,这些平衡问题加大了电网安全 供电的难度。三是供电成本压力,新能源场站成本下降，但系统成本上升, 由于用户侧电价不能进一步上调,因而电网承担了大量系统成本。

面对新能源未来发展，电网将统筹安全、发展和减排关系，使得新能源布局、 规划、运行更有序和科学。科学是指源网荷储协同，如保持95%消纳率要求, 则需要发电和电网侧等需付出更多努力,且装机规模可能也达不到更高水平。我们测算过,如果适度放松利用率要求,会有诸多好处:新能源装机量将会 更多,新能源发电总量也会增加,且电网系统成本会降低。此外,通过优化 布局、集中式和分布式开发并举、提升电力系统调节能力、建立适应新能源 发展的市场机制、疏导机制等一系列组合拳,将有利于在不同环节解决限制 新能源发展的因素,实现源网荷储高质量发展。

二投资者提问

Q1 :目前诸多储能技术中,哪些技术在哪些应用场景中经济性比较好？

目前辅助服务市场较好,先进入的电站会有非常好的电价保障，但存在市场 饱和的风险。辅助服务市场是一个存量市场,市场空间有限。目前能看到调 频的价格也在下降,整体来看市场规模是存在天花板的。用户侧储能峰谷价 差模式，目前整体看大于0.7元/kWh才有效益。当前拉大峰谷价差对这一 场景会产生积极影响。电网侧储能主要是配合火电灵活性改造、抽蓄等调节 资源满足电网需求,很多项目处于示范性阶段,需要通过多种商业模式实现 成本的覆盖。对储能而言,最优的模式是配合电力系统整体调度,达到系统 成本最优,而不是单一应用场景寻优。

Q2 :电网侧储能中,电化学储能、抽蓄、压缩空气储能哪种更好?

从技术性的角度来说,抽蓄是最有用的调节方式,其他模式都比较分散、规 模较小、可控性较差。豳耕电化学储能、压缩空气储能存在f 规模化 的过程,技术经济特性可能会有有所变化。

Q3 :需求侧响应的推广进度?

江苏目前推广较好。需求侧响应主要涉及补贴来源、补贴机制等问题,目前 扶持力度仍然不够，激励措施与预期效果之间 存在差距。目前还处于推动阶段,以财政补贴为主,峰谷价差对改变用户用 电习惯仍然不够明显。