如何构建匹配“双碳”目标的新型电力系统(3)

第一，不断完善和调整碳市场的顶层设计。

碳市场的碳排放总量应从相对总量控制逐步过渡到绝对总量控制，碳配额应从免费发放为主逐步过渡到拍卖发放为主，碳市场覆盖范围应从电力行业逐步扩大到工业与交通行业，覆盖的温室气体应从二氧化碳逐步扩大到甲烷、氢氟碳化物等，参与主体也应从高耗能行业逐步扩大到银行、基金等金融行业。

交易活跃、设计完善的碳市场不仅能强化传统能源企业的减排压力与动力，还能为新能源企业提供新的收益手段。未来配额的拍卖所得收益应设立相关基金，投入可再生能源和其他低碳减排项目或用来降低特定税种的税率，以降低企业和用户的负担，进而充分发挥碳市场“双重红利”的作用。

第二，对可再生能源电力消纳责任权重进行动态调整。

目前中国仅设定了各地区可再生能源和非水可再生能源电力消纳责任权重指标，2020年作为正式考核的第一年，对电网企业、发电企业、地方政府等义务主体增加的消纳压力的作用已经初现。

近中期，可再生能源电力消纳责任权重指标应在分区设定的原则上，分省份、分年度逐年提升。中远期，为了解决技术中立的消纳责任权重对可再生能源技术全面多样化发展造成的不利影响，为特定鼓励某一类型的可再生能源发展（如地热能、海洋能等），相关部门应考虑特别规定某一类型的可再生能源消纳电量在某一省份总电量中的比例。

同时，为了防范本省义务主体选择从其他省份过多购买绿证和外来绿电而不选择大规模发展本省可再生能源的情况，中国也应适时考虑本省最多向其他超额完成指标任务的省份购买绿证和外来绿电的比重，以防止“碳泄漏”现象，促进可再生能源在全国层面的均衡发展。

高度重视新技术

构建以新能源为主体的新型电力系统还需要高效储能技术、氢能技术、新一代信息技术等多种技术工具的保障。

首先，中国应大力发展包括电化学储能在内的新型储能技术。

截至2020年，中国已累计投运储能项目装机达3560万千瓦，但其中绝大部分为抽水储能，电化学储能等新型储能不足总装机的10％。顶层设计的缺失，给储能项目的规模化发展造成了严重不利影响，甚至还埋下了重大安全隐患。

未来，中国一要尽快制定与健全储能项目的技术标准、监管体系、安全制度和激励机制，明确其独立的市场主体地位，形成规模化发展的长效机制。

二要督促各地方从全局规划出发，统筹考虑可再生能源消纳目标、不同储能技术类型特点和电力系统安全可靠性等因素，合理有序引导储能发展，原则上不得以新建新能源电站前配置相应比例的储能装置作为硬性并网要求。

储能开发要做到“因地制宜”，实现“物尽其用”。在内蒙古、新疆、青海等可再生能源资源禀赋较高但负荷较小的地区，应在电源侧布局一批新型储能，而在东南沿海、京津冀，以及“两湖一江”等电量充裕、电力紧平衡的负荷密集地区应重点部署用户侧储能。

三要加大科技创新力度，加快新型电解液添加剂、高性能材料等方面的技术进步，进一步降低新型储能项目的使用成本，并在土地、并网等方面提供便利，推动“新能源+储能”的平价上网。

其次，大规模发展电制氢，跟踪新能源波动性出力，助力新能源消纳。

中国目前的氢气产量2500万吨，是世界第一大产氢国，但由于低碳制氢成本高昂，关键材料和核心技术尚未取得突破，目前煤制氢的比重高达60％以上。

中国氢能的发展，同样面临缺乏顶层设计和市场机制等难题，造成输氢、储氢、加氢等基础设施发展缓慢，制约了氢能的规模化发展。

未来一要科学规划氢能发展路径，加大氢能产业链各个环节关键材料和关键技术的研发，实现技术自主可控，大幅降低氢能使用成本，在2035年左右实现绿氢的热当量成本与油气相当，到2060年将氢能在中国终端能源消费中占比提升至15％以上。

二要大规模发展新能源发电制氢，发挥绿氢快速功率调节特性和长周期储能特性，为电力系统“削峰平谷”。已在商业化前期的质子交换膜电解水制氢可以承受0％－160％的负荷波动范围，能够有效打破新能源的发展瓶颈。

三要发挥氢能作为实现化石能源深度替代的重要载体和工业领域的重要原料作用，对钢铁、化工、船舶、航天等难以电气化的部门进行深度脱碳，与新能源为主体的新型电力系统一同支撑中国实现“双碳”目标。

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