【管理前沿】能源电力如何实现“十四五”良好开局？
“十四五”是我国实现碳达峰的关键窗口期
中国电力报：党的十八大以来，我国能源电力取得了前所未有的大发展，同时也面临着严峻的挑战。您认为“十四五”时期我国能源电力发展面临的最大挑战是什么？
张运洲：“十四五”是我国实现碳达峰的关键窗口期，我国能源电力发展面临的最大挑战是控总量、调结构、攻技术，统筹处理好低碳转型与满足经济社会发展需求、保障安全、经济性代价的关系，具体包括：
一是面临控制能源消费总量和技术储备不足的挑战。要及早实现碳达峰，必须控制一次能源消费总量。为此，必须加快产业结构调整，落实好能耗强度、碳强度控制等分年度任务，加大投入推进关键技术布局与突破，为远期实现“双碳”目标打好坚实基础。
二是面临新能源高速发展带来电力平衡挑战。随着高比例新能源接入，电力系统运行特性、稳定机理等发生显著变化，必须加快理论建模和仿真分析，推动理论创新和实践部署。“十四五”时期，应采取源网荷储协同互动和智慧运行等举措满足高峰时段电力平衡的需要。
三是煤电发展面临不确定性的挑战。应根据我国国情对煤电未来合理定位，在未来较长一段时间里，煤电仍是保障我国电力供应安全不可或缺的组成部分，需要按照增容减量的原则，合理统筹煤电新增和退役，避免大起大落，充分发挥其托底保障和系统调节作用。
四是面临系统成本上升的挑战。国网能源研究院初步测算表明，新能源电量渗透率超过15%后，系统成本进入快速增长临界点，2025年预计是2020年的2.3倍。借鉴德国的经验，能源转型的成本需要全社会形成共识和共同分担。
中国电力报：应如何把握“十四五”碳达峰的关键期、窗口期，推动构建以新能源为主体的新型电力系统？对于发展的重点、方向和路径您有何建议？
张运洲：实现“30·60”目标，“十四五”要迈出坚实步伐，当务之急是明确构建新型电力系统要干什么、重点要突破什么，需要重点抓哪几件事。
一是国家要做好新能源规模布局的规划。着眼“30·60”目标，结合各个地区新能源资源条件，统筹优化新能源开发布局，合理安排新能源发展规模、布局和时序。
二是加强“源网荷储”协同互动提升电力系统对高比例新能源接入的适应能力。在发电侧加强火电灵活性改造，激发多元电源的协同调节潜能；在电网侧广泛部署有功和无功补偿装置，实现更加灵活优化的运行方式；在负荷侧推动需求响应常态化和增大响应负荷比例；在储能环节加快抽蓄发展，以及扩大储能装置规模并参与系统调节。
三是超前部署，加大关键低碳技术攻关。坚持创新驱动发展战略，集中力量攻克新能源大容量低成本发电技术、柔性大容量直流输电和组网技术、电工新材料、新能源并网与运行控制系统集成技术、源网荷储协调控制集成技术等重大核心技术研发攻关，超前部署储能、氢能、碳捕集（CCUS）等前沿技术。
四是加快完善适应新能源大范围优化配置的市场化机制。创新完善新能源并网量价收购方式和交易模式，近期重点聚焦辅助服务市场、现货市场、中长期交易等加快健全电力市场机制，保障新能源在有效竞争条件下的消纳利用；远期形成省间、省内交易协同开展、统一运作的全国电力市场。
五是大力扶持新型电力系统建设相关产业发展。加快节能环保、综合能源产业提质升级，积极培育氢能等新兴能源产业，稳妥推动碳循环经济等产业发展，加速数字能源产业发展。
新型电力系统将带来革命性影响
中国电力报：您如何理解“构建以新能源为主体的新型电力系统”，在您看来，这是怎样的一个电力系统，与目前的电力系统有何区别？
张运洲：第一，构建以新能源为主体的新型电力系统，顾名思义，核心是新能源实现跨越式增长，发电量占比先从增量占主体地位逐步过渡到替代存量占主体地位。预计以新能源为主的非化石能源发电可全部满足2030年后新增电能需求，同时逐步替代存量化石能源发电，2060年新能源发电量占比将达到53%~60%。
第二，从电网形态看，未来的电网将呈现大电网和微电网融合发展的新形态。未来大电网仍然是绿色低碳能源资源配置的主要平台；与此同时，随着风电、太阳能发电的高速发展，将以海量发电单元形式下沉分散接入配电网，配电网承载的电源比重越来越大，一部分新能源发电和储能结合可构成自我控制和自治管理的微电网，将与大电网融合发展。
第三，源网荷各环节关系更具整体性，均要着眼系统全局做出适应性和主动性改变。电源侧的新能源发电要升级为并网友好型电源，确保新能源新增容量布局与电网以及灵活调节电源协调发展，电网侧要打造坚强智能电网，提高灵活性资源大范围优化配置能力，负荷侧要构建可调节多元负荷，主动参与需求响应，实现电力系统源网荷储协同互动。
第四，对数字化、智能化的升级要求比以往更高。构建新型电力系统是数字技术加速与电力系统深度融合的过程，是数字新基建与电力基础设施融合发展形成智慧电力系统的过程，是传统电网向能源互联网演进的过程。
第五，电力系统运行机理发生深刻变化，电力平衡模式将面临深度调整。高比例的新能源产生的随机性波动性将带来电力系统运行特性、稳定机理、平衡控制等发生一系列变化，需要大量的储能等灵活性资源实现多元化发展，保障电力供应可靠性和系统安全。
张运洲：推动碳达峰、碳中和，要求能源电力领域加快清洁低碳化转型，带来的革命性影响体现在以下几点：
一是能源革命目标进一步明确，转型力度加深、节奏加快。初步估计，我国化石能源燃烧产生的二氧化碳大约百亿吨，从碳达峰到碳中和时限仅约30年，时间紧、任务重、压力大。
二是能源发展的电气化特征更加凸显。源端加速清洁化，非化石能源消费占比快速提升。国网能源研究院量化分析表明，到2030、2060年，非化石能源发电量占比分别达到45%～52%、83%～94%，非化石能源占一次能源消费比重达到27.5%～32%、80%～89%。终端用能更加多元化，低碳电气化水平持续提高。其他行业的化石能源消费势必转移至电能消费，推动终端电气化水平持续上涨，预计到2030、2060年，终端电气化水平分别达到38%、74%。氢能远期有望填补电能不足，助力能源消费侧深度脱碳。
三是能源电力关键低碳技术加速突破。技术进步与能源转型相互促进，能源加速低碳转型也将成为能源科技进步的重要驱动力，碳捕集、封存与利用技术（CCUS）、制氢、电化学储能等关键低碳技术作为能源电力转型的手段和路径依赖未来有望加速突破。
四是新模式新业态涌现，产业链供应链全面升级。我国新能源产业链完整、产能充足，“双碳”发展目标下能够带动储能、综合能源、电氢碳协同转换、分布式交易等新模式新业态蓬勃发展，并推动产业整体向中高端和绿色低碳方向持续升级。
五是能源治理水平达到新高度。实现“双碳”发展目标，迫切需要深化能源管理体制机制变革，以创新的思维和技术为先导构建新型电力系统，实现跨品种、跨环节的深度融合，不断提升能源发展质量效率和能源安全水平。
能源安全保障的重心向电力系统转移
中国电力报：怎样在绿色发展过程中加强风险识别和管控？如何处理好减污降碳和能源安全两者之间的关系？
张运洲：绿色发展过程中，能源安全挑战将从传统油气对外依存度高的资源安全问题逐渐演变为电力系统的供应保障安全问题，能源安全保障的重心逐渐将向电力系统转移，应重点关注电力系统出现的新风险点：
一是电网安全运行压力显著增加。新能源出力随机性和波动性使电力系统供需平衡难度显著增大，尤其在极端气象条件下会造成供电可靠性明显下降，此外，新能源高比例发展对系统的支撑性和抗扰性较差，容易引发系统连锁反应故障。
二是电力产业链、供应链面临的安全风险不断增大。整体来看电力产业链、供应链相对稳定，但在复杂多变的国际环境下，由于存在关键设备及零部件依赖进口等短板弱项，相关安全风险不断增大。
三是信息网络安全逐渐成为防控新的风险点。电力系统网络终端多、涉及范围广，随着先进信息通信技术的广泛应用，电网与新能源等各类终端的信息交互愈发频繁，致使电力系统受网络攻击威胁程度大幅上升。
处理好减污降碳和能源安全两者之间的关系，应做到以下三点：
一是始终保证能源供应安全稳定充裕，在此基础上加快能源结构调整步伐。防止出现以降低能源安全为代价推进低碳的偏差，积极引导煤电由“电量”供应主体向“电力”供应主体转变，科学把握减污降碳和安全并行发展的关系，防范因缺乏统筹下的急转弯而引发能源系统性风险。
二是因地制宜、实事求是探索减污降碳实现路径。各地资源禀赋、产业结构不尽相同，要警惕片面抓减污降碳而忽视化石能源保障能力下降，走出一条减污降碳和能源电力可持续供应双赢的路子。
三是统筹处理好能源技术产业引进与自主创新的关系。积极推进气候变化、能源转型等领域国际科技合作，不断加强能源电力产业基础能力建设，围绕减污降碳要求调整技术路线，补齐核心材料、关键设备及零部件供应受制于人的短板，加快攻克具有自主知识产权的关键核心技术。确保我国能源安全，特别是电力供应安全更多地依靠科技创新的自立自强。
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