“双碳” 目标下如何构建新型电力系统？ | 专访国网经研院院长潘尔生

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 。

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、在政策法规方面，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。

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