“双碳”目标下构建新型能源体系的认识和思考

■中国三峡新能源（集团）股份有限公司 雒德宏 窦大伟

党的二十大报告中指出，要积极稳妥推进碳达峰碳中和，立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破，有计划分步骤实施碳达峰行动，深入推进能源革命，加强煤炭清洁高效利用，加快规划建设新型能源体系，积极参与应对气候变化全球治理。

目前，围绕“双碳”目标，我国已经确定了“1+N”政策体系。2021 年10 月发布的《中共中央 国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，与国务院发布的《2030 年前碳达峰行动方案》、九部门印发的《“十四五”可再生能源发展规划》等共同构成贯穿“双碳”目标的政策体系。“双碳”目标锚定了我国能源革命以低碳为主线的新发展路径，促进新能源行业差异化、高质量、可持续发展，构建新型能源体系已成为国民经济工作的重要任务。

能源是国民经济发展的重要物质基础和推动力，构建新型能源体系对于我国应对国际国内风险挑战和建设现代化强国具有十分重要的战略意义。实现“双碳”目标，能源清洁低碳转型是关键，电力在能源转型中处于关键环节。

（一）电力绿色友好转型成效显现

近年来，我国电力行业绿色转型成效显现，清洁能源快速发展，煤炭消费占比持续下降。截至2021年底，从装机规模看，全口径非化石能源发电装机规模达到11.2 亿千瓦、煤电装机容量达到11.1 亿千瓦，占总发电装机规模的比重分别为47%、46.7%，非化石能源发电装机规模首次超过煤电。水电、风电、太阳能发电、生物质发电等可再生能源发电装机规模突破10 亿千瓦、稳居世界第一。从消费结构看，我国能源消费总量52.4 亿吨标准煤、一次能源生产总量43.3亿吨标准煤，单位GDP 煤炭消耗显著降低，煤炭消费比重下降至56%；
非化石能源占一次能源消费比重达到16.6%，能源结构持续优化。

（二）电力供应保障能力稳步提高

截至2021 年底，我国发电装机达23.8 亿千瓦，人均装机约1.68 千瓦，能源自给率82.63%，能源供应保障基础不断夯实。我国在运“15 交18直”、在建“4交2直”共39个特高压工程，在运在建特高压线路总长度超5万千米。特高压输电通道作为新能源外送的重要支撑，有力推动能源从就地平衡到大范围配置的根本性转变。整体来看，全国联网范围向西延伸，各区域级电网网架持续优化。

（三）电力系统调节能力和运行效率全面提升

截至2021 年底，全国抽水蓄能装机规模达到3639万千瓦，完成煤电灵活性改造超过1 亿千瓦，电化学储能累计装机550 万千瓦。风电、光伏和主要流域水能利用率分别达到96.9%、98.2%和97.9%，电力系统效率持续提升。电网综合线损率约5.26%，6000 千瓦及以上电厂供电标准煤耗降至302.5克/千瓦时。

值得关注的是，电力行业快速发展仍面临诸多问题和挑战：

一是电力供应保障压力持续增加。“十三五”以来，电力需求超预期增长，尖峰负荷特性日益突出，保障性电源建设进度滞后，有序用电范围扩大、规模增加。简单来说，电力并不是24 小时随时可取的便利品。如2021、2022 连续两年在夏、冬高峰均出现电力供应偏紧现象，局部地区甚至出现了较为严峻的电力供应紧张局面，对工业生产、居民生活造成了重大影响。

二是新能源消纳有待加强。一方面，由于新能源发展速度明显快于电网建设和用电增长速度，电网面临较大调峰和消纳压力，局部地区新能源项目并网慢、消纳难等问题突出；
另一方面，保障新能源开发和消纳的机制和基础有待建立健全，随着新能源持续大规模布局，国土空间规划和生态环境机制等对新能源开发的约束也逐步加大，制约新能源行业发展。

三是能源利用效率有待提升。发电侧的可再生能源利用率尚未得到百分百利用。电网侧的设备利用率有待提升，已建特高压直流输电工程中尚有多回未达到设计输电能力，跨省区输电通道利用率亟待提升，电网发展模式仍需进一步优化。用户侧的负荷率也有待进一步提高。整体来看，我国电力系统利用效率有待提升。

（一）新型能源体系的基本内涵

新型能源体系有别于以往的现代能源体系，“新型”比“现代”更精准，是在“双碳”新形势下，对“清洁低碳、安全高效”能源体系的新升华，与能源强国、能源安全新战略的内涵实质相传承。新型能源体系将实现源网荷融合互动、“大电源大电网”与“分布式多元化”的电网形态相互支撑。

（二）新型能源体系的基本特征

1.绿色电源高质发展。在安全经济目标下，电源结构以新能源为主体，逐步提高光伏、风电等新能源装机比例。在电源发展方面，不断提高可再生能源发电量比重，实现可再生能源发电与化石能源发电的协调发展和运行。

2.系统电网安全互联。发挥电网的能源转换枢纽和基础平台作用，满足清洁电力的大规模、大范围、灵活性输送配置需要，大电网、微电网和局部电网有效互联，以应对复杂非传统电力安全挑战的需求。

3.需求响应及时有效。相较于传统“源随荷动”的运作模式，新型能源体系应建立“源网荷储”的运作模式，充分挖掘需求响应能力，提升传统工业负荷灵活性，实现电源、电网、负荷、储能各环节协调互动，确保电力运行安全可控。

4.调控运行高效智能。创新电网友好型新能源电站运行模式，实现电站与电网的友好交互和协调运行，提升调度运行的信息化、智能化、自动化水平。

5.电力市场多元开放。发挥市场在资源配置中的决定性作用，构建有效竞争的市场结构和市场体系。实现各类电源、用户侧、独立储能、分布式能源、新能源车等市场主体公平参与市场交易，形成长期稳定运行的电力现货市场。

（一）高质量开发可再生能源

1.推动风电协调快速发展。创新风电土地利用模式，推动陆上风电与生态文明建设协调发展。落实千乡万村驭风行动，加快推进分散式风电开发。优化近海风电布局，积极推动深远海风电建设，加快推动海上风电成本降低与技术进步。

2.促进太阳能多场景融合开发。创新集中式光伏土地利用模式，推动光伏开发与新基建、新技术融合发展。落实千家万户沐光行动，探索分布式光伏发电市场化发展模式，提升光伏发电就地平衡能力。因地制宜发展光热发电，发挥其在电源侧的储热、储能作用。

3.积极发展生物质能。我国农林资源丰富，发展生物质发电产业前景广阔。生物质发电替代煤炭，可显著减少碳排放和硫化物排放，产生良好的经济效益和环境效益。

4.科学有序推动水电开发与外送。在保护生态的前提下，进一步提升水电灵活调节能力，支持水风光综合基地一体化开发。

（二）高比例消纳可再生能源

1.促进可再生能源就地消纳。优化电力调度方式，动态调整各类电源发电计划，优先调度区域电网内的可再生能源，促进可再生能源在区域电网内就地消纳。

2.推动可再生能源外送消纳。对于存量输电通道，持续提升跨省区送电的输电能力和新能源电力占比，扩大跨省跨区可再生能源消纳规模。对于新建的输电通道，可通过“源网荷储一体化”和“多能互补”等模式，提高可再生能源电量占比，并探索纯可再生能源的外送模式。

3.完善可再生能源消纳机制。激励加大开发利用可再生能源的力度，促使优先消纳可再生能源，加快解决弃水弃风弃光问题。

（三）加快关键技术研发应用

加大新型能源体系科学问题的集中研究及推广应用，促进新能源与交通、工业、建筑等行业融合发展，促进物联网、大数据、人工智能等信息技术与电力技术深度结合，研究多能变换、汇集送出、并网消纳等技术，实现电力系统的灵活高效、安全稳定运行。

（四）提升系统支撑保障能力

新能源发电出力的间歇性、波动性、随机性特点，会对电力系统运行与电力供应保障产生影响。现存规模的常规电源，无法保障电力安全可靠供应。因此，亟须研究并应用相关领域新技术，使新能源电站具备稳定出力、高效灵活、友好并网等功能，提升新能源发电项目的系统友好特性，进而提升电力支撑保障能力。

（五）加快建立全国统一电力现货市场

推动电力系统供给侧、电网侧和用电侧共同参与现货市场，逐步构建适应高比例可再生能源、储能、灵活负荷接入的电力市场体系，实现电力资源在更大范围内共享互济和优化配置。

（六）完善保障可再生能源高质量发展的体制机制

1.综合分析大规模高比例新能源发展带来的系统成本上升问题，科学合理制定电价。

2.新增新能源项目配置一定比例的储能设施，健全储能配置激励及保障机制。

3.监督和考核跨省跨区通道送端省份的配套新能源项目建设，确保跨省跨区的绿电占比满足要求。

4.做好可再生能源消纳责任权重、绿证、碳排放权、跨省跨区富余可再生能源现货交易以及应急调度交易的衔接，多措并举促进新能源消纳和更大范围资源优化配置。

构建新型能源体系，必须坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，完整、准确、全面贯彻新发展理念，深入实施能源安全新战略，锚定“双碳”目标，促进可再生能源高规模、高比例、高质量发展，支撑清洁低碳、安全高效的能源体系建设。■

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