积极地推进电力结构调整 加快建设新型电力系统

  北极星智能电网在线月习提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略以来，十年间，我国积极统筹开展能源消费革命、能源供给革命、能源技术革命、能源体制革命，全方位加强国际合作，并于2020年9月提出“双碳”目标，有效推动了我国能源绿色低碳转型。电力行业是我国能源转型的关键，是供给侧结构性改革的重点领域之一，本文基于能源安全新战略思想，分析和总结了我国电源结构转型的成效与挑战，并对未来发展提出相关建议。

  截至2023年底，全国全口径发电装机容量29.2亿千瓦，同比增长13.9%；人均发电装机容量自2014年底突破1千瓦后，2023年首次历史性突破2千瓦，达到2.1千瓦。其中，非化石能源发电装机在2023年首次超过火电装机规模，占总装机容量比重首次超过50%，煤电装机占比降至40%以下。这期间，电源投资规模持续提升，非化石能源投资力度不断加大。2023年，电源工程建设投资完成额达9675亿元，同比增长30.1%，占电力总投资的64.7%，较2022年增长4.8个百分点。其中，非化石能源投资力度加大，投资额同比增长31.5%，占电源工程建设总投资的89.2%。

  近十年来，煤电装机规模得到较好控制（见图1），虽然2014～2023年煤电装机容量逐年增长，但其装机容量占比却逐年降低，响应了“严控煤电装机规模”的要求，不盲目新增煤电机组装机容量，装机增长明显放缓。2023年，煤电装机116500万千瓦，占全国总装机容量的39.90%，与2014年相比，装机占比下降接近20个百分点，发电侧装机结构低碳化成效显著。

  煤电机组逐渐向基础保障性和系统调节性电源并重转型，并且节能升级改造和机组结构优化也取得良好成效。一是灵活性改造有序进行。为响应“存量煤电机组灵活性改造应改尽改”的政策，当前，全国煤电机组累计完成灵活性改造3亿千瓦以上，已提前超额完成“十四五”期间2亿千瓦灵活性改造的目标，其改造效果相当于释放了3000万千瓦以上的调节能力。二是“上大压小”、淘汰落后产能和节约能源改造持续推进。“十三五”期间，累计淘汰关停落后煤电产能4700万千瓦；进入“十四五”后，“上大压小”进一步落实，截至2022年底，淘汰关停煤电落后产能超过1亿千瓦，为大容量、高参数、低能耗的煤电机组腾出容量空间。在节能改造方面，全国供电标准煤耗持续下降，2022年，全国6000千瓦及以上电厂平均供电煤耗为300.7克标准煤/千瓦时，较2014年下降了18.2克标准煤/千瓦时，已达到世界领先水平。三是超低排放改造效果明显。截至2022年底，全国达到超低排放限值的煤电机组约10.5亿千瓦，约占煤电总装机容量比重的94%，建成全球最大的清洁煤电供应体系。2022年，全国电力烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量分别比2014年降低90%、92%、87%，极大地降低了煤电机组的大气污染物排放。

  十年来，我国以水电、风电、光伏发电为代表的可再次生产的能源实现跨越式发展，坚持集中式和分布式开发并举的发展模式，2014～2023年，可再次生产的能源装机容量保持高速增长态势，有力推动了我国电源结构加快向清洁低碳方向转型。2023年，全国可再次生产的能源装机容量达14.5亿千瓦，历史性超过煤电，装机占比提升至53.9%，与2014年相比增长20个百分点，装机容量占比首次过半；新增可再次生产的能源发电装机3.05亿千瓦，占全国电源装机新增规模的82.7%，自2017年以来持续保持新增电源装机主体地位。在全球能源转型的大背景下，我国可再次生产的能源装机约占全球可再次生产的能源总装机的40%，是推动全球可再次生产的能源持续、高水平发展的重要动力。

  分电源类型看，随着发电技术的慢慢的提升及成本的逐步降低，风电和太阳能装机容量涨势迅猛，分别从2014年的9637万千瓦、2486万千瓦上涨至2023年的44134万千瓦、60949万千瓦，风电和太阳能累计装机容量分别连续11年、8年居全球第一。水电装机容量稳步增长，截至2023年底，水电装机容量达到42154万千瓦（其中抽水蓄能5094万千瓦），较2014年增加了11668万千瓦，初步形成了黄河上游、长江上游、乌江、大渡河、雅砻江、红水河六大水电基地，水电资源得到规模化高效开发。生物质发电有序发展，截至2023年底，生物质发电装机容量达到4414万千瓦，较2014年增加了3464万千瓦，同时，生物质成型燃料、生物质液体燃料等利用方式的规模也在逐步扩大，年利用量分别超2000万吨、500万吨，成为解决我国农林剩余物和城镇垃圾的重要途径。

  发电量方面，我国可再次生产的能源发电量持续增长，成为中国新增发电量主体。2023年，全国可再次生产的能源年发电量接近3万亿千瓦时，较2014年的1.2万亿千瓦时增加150%。在可再次生产的能源发电量增长的推动下，2023年，全国清洁能源发电量31906亿千瓦时，占全部发电量的36.97%，与2014年相比增长约11个百分点（见图2）。水电受丰水期来水偏枯、主要水库蓄水不足及降水持续偏少等因素影响，近两年发电量占比略有下降，但水电仍然是贡献可再次生产的能源发电量的主要电源，其发电量从2014年的10661亿千瓦时增加到2023年的12774亿千瓦时，增加约20%。同时，太阳能发电和风力发电量增长迅速，2023年，太阳能和风力发电量分别为5833亿千瓦时、8090亿千瓦时，与2014年相比分别增长约22倍、4倍，二者发电量之和首次超过水电。

  为了更好地支撑和服务中国式现代化，能源电力行业需持续加快建设新型能源体系，提高电力资源安全保障能力。在能源电力供需格局一直在变化的新形势下，我国能源电力行业高水平发展仍面临挑战。

  经济社会的进步伴随着对清洁、经济、可靠供电服务的更加高的要求，而在电力系统结构转型的内因驱动和极端气候事件频发的外因刺激下，电力安全保供正成为社会热点线年东部省市夏季结构性尖峰电力缺口、2020年湖南与江西寒潮大范围缺电、2021年全国大范围缺煤限电，到2022年四川高温干旱严重缺电，电力安全的事态一直在升级，我国将电力安全保供的重要性提升到了新的高度。

  相比传统电力系统，新型电力系统中源荷双侧不确定性明显地增强。一方面，大规模新能源并网加速推动电源侧清洁化的同时，带来了多时间尺度出力的强随机特性，电力供应趋向随机化、概率化；另一方面，我国全社会电力需求持续不断的增加，电力需求增长重心正逐步向第三产业和居民用电转移，用电负荷尖峰化和双峰化愈发凸显，并对温度、天气状况变化更加敏感。新型电力系统平衡正由传统的“确定性发电跟踪不确定负荷”转变为“不确定发电与不确定负荷双向匹配”，电力可靠供应难度大幅增加。

  当前，煤电发电量占总发电量的比重接近六成，且承担了超七成的电力顶峰任务，仍然是电量供应和灵活性调节的主力电源。我国以煤为主的资源禀赋，决定了煤电在今后较长时期内仍将承担保障我国能源电力安全的及其重要的作用，短期内不可能被完全替代。自2021年多地区频繁出现电力供需紧张的情况，主管部门和地方政府出于对电力供应安全的担忧，放宽了煤电项目的审批限制。煤电装机规模预增较高，而碳达峰约束下电量增长受限，新建煤电的商业可行性将持续受到挑战。在我国“双碳”目标和全球摆脱化石能源的共识下，如何妥善处理好煤电容量、电量和排放的关系是目前电力行业面临的难题。

  此外，我国煤电机组调节能力和系统整体灵活性仍不足以满足迅速增加的新能源并网规模，煤电进一步清洁高效发展面临的困难较多，煤电和新能源融合式发展的技术储备也不充分。其中，新能源装机迅猛增长带来的消纳问题和保障电网安全运作之间的矛盾一天比一天突出，煤电承担频繁的调峰、调频，甚至是启停和应急服务，使得供电煤耗增加，设备可靠性、机组经济性下降。在保障电力系统安全稳定运行的前提下，煤电机组实现转变发展方式与经济转型和绿色低碳发展的任务艰巨。

  新能源以大基地和分布式并举的方式发展，在并网技术、市场机制和电力体制方面面临着以下三个方面的困难和挑战：

  一是新能源大基地跨区域远距离送电在技术层面和体制机制层面仍存在障碍。一方面，目前所有已投运的输送新能源为主的特高压直流工程，需要强有力的同步支撑能力才能正常运行，一旦直流未达到额定输电能力而新能源已全部同步并网，将造成大量的弃电和巨大的系统运行风险。另一方面，新能源大基地具有综合发电成本低的优势，但相关利益主体较多、协商困难，且大量的廉价电能并网接入会冲击送受两端省级电网原有的定价机制，大基地参与各级电力市场间的衔接关系及边界条件尚不明确。

  二是中东部地区分布式新能源的大规模并网受现有配电网网架约束。大量发电功率不稳定的分布式电源在缺乏微电网协同调度的情况下接入电网，会加大整个配电网的调频压力，为确保电网安全稳定运行和保障供电质量，配电网网架薄弱的地区难以大量接入分布式新能源。2023年，辽宁、湖北、河南等多个省份暂缓了低压配网接网预警等级为红色的县（市、区）的分布式光伏备案。

  三是可再次生产的能源全额保障性消纳转向多元主体共担，由计划向市场的平稳过渡面临挑战。为顺应新理念、新形势要求，国家发改委印发了《全额保障性收购可再次生产的能源电量监管办法》，对全额保障性收购范围来优化，提出全额保障性收购包括保障性收购电量和市场交易电量，可再次生产的能源电量收购主体由过去电网企业一家，转变为电网企业、售电企业、电力用户、电力调度机构和电力交易机构等多元主体。全额保障性消纳制度衔接全国统一电力市场建设，过程中会面临一些挑战，例如，各地的市场主体如何落实消纳责任，对电源投资、电网运行、负荷特性、技术基础、市场竞价等方面的影响，电力市场机制该怎么来适应调整，跨省跨区绿电交易如何推进等。

  党的二十大报告提出，深入推动能源革命，加快规划建设新型能源体系。围绕建设新型能源体系和新型电力系统的总目标，促进我国能源电力高水平质量的发展，本文提出以下三方面的对策建议：

  按照“增规模、提性能、理机制”的策略，加速新型电力系统灵活性资源部署，适配新型电力系统源荷特性变化

  一是“增规模”，重点是存量资源中火电灵活性改造、省间电网灵活互动、需求侧资源的规模化聚集响应，以及增量资源中抽水蓄能、新型储能和各类电能替代的主体；二是“提性能”，快速推进短时、极短时调节资源部署（如电化学储能、飞轮储能），稳步增加中时资源规模（如灵活煤电、需求响应），提早部署长时调节资源（如氢能、跨区输电），满足“尖峰顶得上、低谷压得下、爬坡跟得上、成本降下来、功能多样化”的更加高的要求；三是“理机制”，以经济手段加快现货电能量、辅助服务、容量机制等电力市场产品组合的灵活性资源部署，引导灵活调节资源在规模、性能、成本、运行策略等方面实现全面升级。

  深化煤电功能调整，有序推进煤电容量、电量与碳排放的脱钩，保障电力安全稳定供应和“双碳”目标的落实

  一是加快推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重为主转型，挖掘煤电机组的系统韧性价值，提升能源电力安全保障能力，应对极端天气频发导致新能源出力和用电负荷的大幅变化；二是尽快出台煤电发电量达峰的顶层设计，制定煤电电量占比约束性指标，推进煤电电量与容量脱钩；三是在“三改联动”基础上，逐步部署煤电机组脱碳改造，逐步降低煤电的碳排放强度，推进煤电碳排放与电量脱钩。

  适时调整新能源发展策略，稳步提升新能源的安全可靠替代能力，以新能源产业链激发电力新质生产力

  一是根据新型电力系统建设进程，修订《可再次生产的能源法》《电力法》等法律和法规对新能源的保障性消纳、发展方式、发展定位、发展基金、税收优惠等的规定，为新能源的持续发展提供立法保障；二是要从能源系统碳达峰、非化石能源消费占比25%的整体方面出发，合理评估水、核、风、光的增量空间；三是根据各地区建设新型电力系统的结构性特征和转型节奏，将新能源并网规模调控在电力系统经济消纳能力范围内，着力解决新能源大基地经济高效外送消纳、分布式电源安全稳定并网的技术难题；四是通过“补链、强链、延链、建链”的方式，强化新能源产业链的规模化优势和拉动效应，纵向拓展新能源的开发利用，横向促进新业态的创新应用，形成网络化、区域化、韧性化的发展态势。

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