如何构建匹配“双碳”目标的新型电力系统(2)

第五，适当促进产业结构向西北部转移，提高新能源就地消纳能力。中国西北地区土地资源丰富、能源资源丰富且年平均气温较低，应大力推动数字产业、制造业、高耗能产业向西北部转移，带动当地的经济发展、产业转型升级、本地新能源消纳。

在电网侧发挥大电网的资源配置优势，并将“分布式+微电网”置于同等重要的地位。

第一，构建特大型互联电网，推进特高压骨干网架建设，保障跨区直流输电的高效安全运行，满足新能源在全国范围内大规模开发、配置和使用的要求。而目前特高压输送可再生能源的利用率远不及预期，跨省区特高压输电通道及部分点对网通道，平均规划配套的可再生能源电量占比仅在30％左右。

第二，充分发挥大电网的优化和互济作用。中国新能源分布广，时空互补性强，应充分利用大电网发挥光与风、光与光、风与风之间的互济和支援能力，切实提高新能源出力的置信系数，平缓新能源的出力波动，提高系统安全水平。

根据中金公司的测算，风光互补可以有效降低一半以上的调峰需求。风光与典型负荷曲线匹配后，一天仅有13％的发电量需要被调峰，而光伏、风电独立则分别有44％和28％的电量需要被调峰。

第三，大力建设和改造微电网和配电网，实现与特高压主网的协同并重发展。微电网和配电网的建设与改造是提高用户供电可靠性、改善供应方式、提高供给效率的必然选择，能够有效满足新能源就地消纳、多元负荷差异化用能需求、网荷深度灵活互动的要求。

在国土资源规划日趋加严、输电通道走廊资源愈加稀缺情况下，中国无法全部依靠“大基地+大电网”的粗放方式支持新能源的发展与消纳。“分布式+微电网”将同等重要，这对减少特高压的生态环境影响、保护电网稳定安全运行、促进新能源就地开发利用等具有重要意义。

电力体制改革迫切需要转变思路

构建以新能源为主体的新型电力系统需要电力市场、碳市场、可再生能源电力消纳责任权重、电价机制等多种政策与市场工具的保障。

首先，电力体制改革迫切需要转变思路，转以应对气候变化和推动能源转型为主要驱动力。

纵观电改历史，2002年开始的“厂网分离”和2015年开始的“管住中间，放开两头”分别实现了缓解电力供需矛盾和减少企业用能成本的目标。但目前仍以“降电价”为主要目的的改革，已无法满足“双碳”目标下电力市场建设的如下新要求。

第一，不断提高新能源参与市场化交易的比重，利用现货市场充分发挥新能源边际成本低的优势，实现优先上网，并利用统一的市场出清价格保障“平价时代”的新能源能够获得合理收益。

第二，利用辅助服务市场有效保障源网荷各个环节的灵活性资源在提供调峰、调频、备用等服务时获得合理的投资回报和激励，促使其承担保障高比例新能源接入下电网系统安全稳定运行的主力作用。

第三，建立和完善高比例新能源消纳下合理的成本分摊机制。

新能源由于其出力的波动性、随机性和间歇性，短期内将推高电力系统的消纳成本。根据国网能源研究院的测算，2025年新能源电量渗透率超过15％后，系统的消纳成本预计将是2020年的2.3倍。

因此，中国应不断完善价格机制，推动新能源消纳成本在发电侧、电网侧和用户侧的合理分摊，最终形成“谁受益、谁买单”的市场化长效机制，进而引导新能源的长久稳定发展。

在用户侧，尤其应建立起包括阶梯电价、峰谷电价、尖峰电价、可中断负荷电价等一揽子电价政策，配合高比例新能源为主体的新型电力系统的电价传导，并引导用户科学用电、节约用电，提高能源利用效率，全力保障电力系统的安全稳定运行。

目前中国工业平均电价和居民平均电价分别仅为OECD国家平均水平的70％和40％,甚至低于新兴工业化国家的平均水平，未来中国终端用户电价应逐渐反映用电的真实成本，妥善处理好交叉补贴问题，既要防止电价过低阻碍能源转型进程，也要防止电价过高影响公共服务供给和实体经济竞争力。

其次，推动碳市场与可再生能源电力消纳责任权重发挥合力作用，降低新能源的绿色溢价，加速传统能源的退出。

经过近十年的地方试点工作，全国碳市场已在2021年正式启动，纳入了2225家电力行业的重点排放单位。作为全国碳市场开启的第一年，碳市场的相关管理框架、减排目标、交易办法等还不够明确。为充分发挥市场机制在碳减排中的作用，应沿着如下两个方向持续改进。

文章来源：《电力系统保护与控制》 网址: http://www.dlxtbhykzzz.cn/zonghexinwen/2021/0611/920.html