本报记者 李元丽

在“双碳”目标引领下，中国经济正沿着绿色低碳之路前进。在此过程中，能源体系如何实现安全平稳转型是一大挑战。11月16日，在以“坚持双碳战略方向，确保能源体系安全平稳转型”为主题的国是论坛之“能源中国”上，与会的专家学者通过线上线下的方式，围绕新型电力系统的构建、电网互联互通的实施及煤炭转型路径等关键问题的破解，进行了深入探讨。

如何构建新型电力系统？

当前正处于能源绿色低碳转型发展的关键时期，风、光等新能源大规模高比例发展，新型电力系统对调节电源的需求更加迫切。如何构建以新能源为主体的新型电力系统？在三峡集团科学技术研究院院长孙长平看来，新型电力系统是一种具有高比例新能源、高比例电力电子化、负荷多样化以及集成储能技术的电力系统。相较传统电力系统，新型电力系统在不同时间尺度上面临系统稳定和功率平衡的新挑战，而风光水储一体化、源网荷储一体化是解决该问题的有效手段。

一体化有哪些优势？孙长平表示，具体来说，一是符合电力高质量发展要求；二是提升外送通道利用率；三是统筹有序开发送端新能源资源；四是提高送受端电力电量保障能力；五是电网及网源运行集约化；六是不同电源项目间调度扁平化；七是提升外送价格竞争力；八是鼓励存量电源进一步释放调峰资源；九是提升增量可调节电源投资意愿。

“此外，抽水蓄能电站是当下及未来一段时期满足电力系统调节需求的关键方式，是目前最经济的储能手段，具有平抑风光波动特性、反调峰特性的优势。对保障电力系统安全、促进新能源大规模发展和消纳利用具有重要作用。”孙长平如是说。

而在国网能源研究院有限公司总工程师李健看来，构建新型电力系统是分阶段的长期过程。能源结构变化过程中，电力系统中的电量、电力、调峰平衡都有可能出现缺口，进而影响电力系统的供应和安全性。在此过程中最需提升电力系统的灵活性和安全性，以应对能源结构变化对电力系统的安全稳定特性带来的潜在影响。他建议，一方面要通过新能源多级群的控制来提升安全性协同水平，另一方面要利用数字化和智能化技术以及市场化机制，发挥好电网枢纽平台作用，提升系统安全稳定水平。“此外，在构建新型电力系统过程中，保障电力供应是最大的安全。如果供应不充足或者供应紧平衡，这也意味着电力系统安全本身就存在隐患。对此需要建立系统安全观，统筹系统运作安全，只有‘手里有粮’，才能做到心中更有底气。”李健强调。

如何实施电网互联互通？

在水电水利规划设计总院高级工程师王虓看来，“双碳”目标下，我国新能源发展呈现三大趋势：一是新能源将实现跨越式发展。“十四五”和“十五五”期间，预计新能源年均增长1亿千瓦。到2025年，新能源发电累计装机容量有望突破10亿千瓦，装机占比达到30%；2030年新能源发电累计装机容量有望达到15亿千瓦，装机占比达到40%，超过煤电成为第一大电源。二是大型清洁能源基地将成为“十四五”时期新能源资源大范围优化配置的有力保障。“十四五”规划纲要提出，坚持集中式和分布式并举，大力提升风电、光伏发电规模，建设大型清洁能源基地。上月，我国在《生物多样性公约》第十五次缔约方大会上宣布，将持续推进产业结构和能源结构调整，大力发展可再生能源，在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目，第一期装机容量约1亿千瓦的项目已于近期有序开工。三是新能源有望大幅带动周边产业，提升大国竞争实力。新能源产业属于战略性新兴产业，具有规模投资大、产业链条长等特点，新能源的稳定持续发展可有效带动锂电池、硅材料、叶片等周边产业发展，不断演进的新兴信息技术与新能源的融合将形成更长的产业链，带来经济倍增效应，提升产品的国际竞争力。

今年3月，国家电网发布“碳达峰、碳中和”行动方案，提出到2025年，公司经营区跨省跨区输电能力达到3.0亿千瓦，输送清洁能源占比达到50%。我国新能源正借助电网互联互通大范围优化配置。

“电网互联互通，是新能源大规模开发利用和大范围优化配置的基础，也是能源转型的必由之路。”王虓表示，特高压输电将促进西部北部清洁能源集约化开发和高效利用，有效解决东中部用电紧张、碳排放集中、环境污染等问题，保障用电需求。截至2020年底，我国已建成“14交16直”共计30条在运特高压线路、5条在建特高压线路，在建在运特高压线总长度4.8万千米。

谈到发展特高压跨区输送面临的挑战，王虓表示，一是网源发展不协调，制约直流输电能力；二是输电价格不合理、不灵活，影响交易积极性；三是送电机制不完善，影响长期稳定送电。他建议，要尽快明确规划直流工程的配套电源方式，加快完善特高压送受电保障机制，推动送受端签订长期协议，加快发展特高压跨区输送，推动绿色低碳转型，实现绿色复苏发展。

如何实现煤电低碳转型？

在华北电力大学经济与管理学院教授袁家海看来，在协调保供和减排双重约束下，煤电的转型有几方面：一是由高碳电源向低碳电源转变。煤电将发展重点从提供电量电力转向灵活性服务、热电联产供热、耦合新能源发电。二是由主体基荷电源向调节型电源转变。近中期煤电主导地位缓慢弱化，煤电以稳定基荷为前提，从电量型电源转变为电力型电源，逐步实现新能源对煤电发电增量的替代。中长期煤电退出主体电源位置向调节电源和补充电源转变，重点转向补足短时尖峰资源不足和提供灵活性支撑，实现新能源对煤电发电存量的逐步替代，最终新能源成为主体电源。三是分区域设计煤电转型。由于我国地区间经济社会发展、电力资源禀赋的极大不均衡性，煤电转型还应考虑区域电力发展的差异化特征，制定区域化的煤电转型策略，以保障全国和各区域的电力供应安全和经济平稳发展。

“传统燃煤供热的退出应循序渐进，用大型电厂排放的余热去替代城市里的燃煤锅炉和小热电，要让燃煤锅炉和小热电逐步退出，在城市里边形成无碳无煤供热。”清华大学建筑学院建筑节能研究中心教授、博士生导师付林表示，要加快这一进程，还需要进一步明确有关政策机制，对此加以保障实施。近期可先将小机组和燃煤锅炉在10年之内逐步关停，未来在20年之内30万千瓦级的电厂机组逐步退出，在此基础上保留60万和100万的机组作为季节性调峰，以此逐渐为“双碳”目标作出贡献。

能源基金会低碳转型项目主任、战略规划主任傅莎表示，碳中和下，电力行业低碳转型预计到2050年减少用煤21亿吨。

具体实施路线是怎样的？傅莎指出，一方面，“十四五”期间要严控煤电新增。各省市应严控新增产能的核准和审批，部分高效运行机组延寿缓解用电缺口；煤电资产整合，提升发电小时数及机组运行效率。另一方面，需推进落后产能加快退出，重点关注300兆瓦以下包括工业自备电厂以及小型供热、供电机组。

此外，在加速推进技术孵化方面，傅莎强调，要推进CCUS技术在燃煤电厂的规模化应用。在激发市场活力方面，具体来说：一要提升可再生能源装机比例，因地制宜发展光伏和风电项目；二要全面提升电网灵活性，包括发展电网级储能、源网荷储技术提升就地消纳等；三要推动储能技术突破取得显著成本下降；四要推动电力市场改革，同时完善燃煤电厂碳排放的激励及约束机制。