中國網/中國發展門戶網訊 目前，我國已建成了全球規模最大的電力系統，2020年全社會用電量7.5萬億千瓦時，裝機容量達到22億千瓦。未來我國電力系統供需規模將持續擴大，電網保障供需平衡的作用將更加突出。具體體現在：① 用電需求持續增長。隨著經濟增長、産業升級和人民生活水準提高，每人平均用電量水準也會隨之升高。同時，碳達峰、碳中和（以下簡稱“雙碳”）戰略下，為支撐煤炭、石油、天然氣消費達峰，我國需要在工業、建築、交通等領域實施電能替代，實現更高水準的電氣化。上述因素共同作用下，未來我國用電量將持續增長（圖1）。預計2060年，我國全社會用電量將達到15萬億千瓦時以上，比2020年增長1倍。②發電裝機規模持續擴大。預計2060年我國發電裝機容量將達到60億—80億千瓦，達到2020年裝機容量的3倍左右。
碳中和目標下我國電網體系總體分析
近年來，我國大力發展非化石能源，特別是風電、太陽能發電等新能源。2020年，我國風電和太陽能發電裝機規模合計5.35億千瓦，佔總裝機容量的24.3%；風電和太陽能發電量合計7 275億千瓦時，佔總發電量的9.5%。遠期在碳中和情景目標下，風電和太陽能發電將逐步成為主體電源，電網消納新能源的任務將更加艱巨。預計2060年，風電和太陽能發電裝機合計將達到40億千瓦以上，常規水電裝機5億千瓦，核電裝機3億千瓦，非碳電力裝機將佔總裝機容量的90%左右，發電量將達到總發電量的85%以上。
我國能源資源分佈不均，北方和西北地區煤炭、風能、太陽能等資源豐富，西南地區水電資源比較豐富，形成了“西電東送、北電南送”的電力資源配置基本格局，2020年西電東送能力達到2.7億千瓦。據測算，我國81%的水能資源、86%的風能資源、96%的太陽能資源分佈在西部地區和東北地區，未來全國約2/3的用電量分佈在東部地區和中部地區。考慮分佈式新能源發展，中短期內中部和東部地區仍然難以實現電力自給自足，電源與負荷逆向分佈的特徵不會發生根本性變化，中短期內電網遠距離輸送能源的功能將進一步強化。但是長期來看，東、西部發展差異將逐漸均衡，尤其新疆等西北地區作為“一帶一路”連接歐亞大陸的陸上通道，預期將會出現若干都市群，使得西部能源輸送需求有所減弱。
構建新型電力系統的總體思路和建設原則
總體思路。深入貫徹創新、協調、綠色、開放、共用的新發展理念，以“雙碳”為總體目標，積極構建新型電力系統。充分發揮電網優化能源資源配置的樞紐平臺作用，統籌推進源網荷儲協調發展，提高電網接納新能源和多元化負荷的承載力和靈活性，穩步推進跨省區遠距離清潔電力輸送，構建規模合理、結構清晰、安全可靠的交流同步電網，提升電網數字化智慧化調度運作水準，積極發展源網荷儲一體化、微電網、直流配電網等新模式新業態，為保障經濟社會發展和推動能源綠色低碳轉型提供有力支撐。
發展原則。①堅持系統觀念，整體優化。堅持系統思維，堅持全國一盤棋，通過大範圍優化配置資源，推動源網荷儲協調發展，提高電力系統整體效率和經濟性。②堅持安全可靠，結構合理。堅守安全底線，構建規模合理、分層分區、安全可靠的電網，提高電力抗災和應急保障能力，重點提高應對高比例新能源不穩定性和網路攻擊等新型風險的能力。③堅持清潔低碳，綠色優先。堅持生態環境保護優先，激發負荷側和新型儲能技術等潛力，形成源網荷儲協同消納新能源的格局，適應碳中和情景下大規模、高比例新能源的持續開發利用需求。④堅持創新驅動，數字升級。大力推進科技創新，促進轉型升級，提高電網數字化水準，構建“網際網路+”智慧電網，加強系統整合優化，改進調度運作方式，提高電力系統效率。⑤堅持遠近結合，先立後破。杜絕脫離實際的“運動式”減碳，充分認識碳達峰、碳中和的複雜性、長期性和系統性，循序漸進、穩中求進，在現代電力系統基礎上逐步升級換代。
未來電力系統的基本結構和形態
未來遠距離輸電規模將持續擴大
隨著化石能源發電機組大量退出，發電資源與負荷中心呈逆向分佈的問題將凸顯，東部地區面臨較大的電量缺口，必須要進行大規模跨區電力調配。
面向碳中和情景的電網體系下，跨省跨區大型輸電通道進一步增加。預計 2060 年全國跨省區輸電通道規模將達到 7 億—8 億千瓦，比 2020 年的 2.7 億千瓦增加 1 倍以上。跨省區輸電量約 3 萬億千瓦時，基本全部為非化石能源電力。主要電力流方向為東北地區、西北地區、西南地區向東中部地區輸電。
大電網仍將是電力系統基本結構形式
新能源發電出力與氣象條件密切相關。我國各地區存在地理差異，通過大電網互聯可以促進資源共用能力提升。同時，未來隨著新能源成為主體電源，在持續多天陰雨等不利天氣下局部電力供應安全保障難度較大，需要通過大電網實現更大範圍內的互濟，可以提高系統可靠性，保障供電安全。
面向碳中和情景的電網體系下，大電網仍是電力系統的基本形態。通過大電網和大市場，可以在全國範圍統籌資源配置，實現跨區域互濟，提高供電可靠性；同時，還能獲取時間差季節互補，風、光、水、火能相調劑和跨區域流域補償調節等效益，實現各類發電資源充分共用、互為備用。
分佈式電力系統將形成有效補充，同大電網結合構成電力系統基本形態
風能、太陽能密度低，分佈廣泛，適合分佈式開發利用。未來，隨著風電、光伏、儲能、靈活性負荷等大規模、分散式接入，電力市場主體將從單一化向多元化轉變，電力輸送將從發配用單向傳輸向源網荷儲多互動靈活傳輸轉變。傳統電力系統的調度運作方式也需要相應做出改變。
面向碳中和情景的電網體系下（圖 2），分佈式系統與大電網相容並舉、相互支撐，互為補充備用，以保障電網安全穩定運作。分佈式系統貼近終端用戶，在保障中心城市重要負荷供電、支撐縣域經濟高品質發展、服務工業園區綠色發展、解決偏遠地區用電等領域作用尤為突出。分佈式系統具備靈活性與主動性，支援多元化電源、負荷開放接入和雙向互動，促進分佈式新能源高效就地消納。依託先進量測技術、現代資訊通信、大數據、物聯網技術等，分佈式系統將擁有全景感知能力；基於大規模超算能力和人工智慧技術，分佈式系統可以智慧化調控運作，實現提升系統運作效率、優化配置資源的目標。
電力系統靈活調節能力大幅提高
碳中和情景下，極高比例新能源發電裝機接入電網，對電網的運作提出了巨大挑戰。新能源發電出力波動性大，且發電出力與用電負荷曲線匹配度較低，甚至某些時段完全相反。風電在負荷高峰時刻發電出力處於較低水準，光伏對晚高峰時發電出力基本為零。新能源大規模發展增加了電網平衡調節調峰壓力，傳統電力系統無法滿足實時平衡需要，需要各方共同努力提高調節能力。
面向碳中和情景的電網體系，源網荷儲融合互動，靈活調節。電源側，抽蓄、儲能等靈活調節電源提供調節服務；新能源發電通過配置儲能、提升功率預測水準、智慧化調度運作等手段，成為新型“系統友好型”新能源電站，提升電力支撐水準，平抑新能源間歇性、波動性對電力系統帶來的衝擊。電網側，充分考慮省間資源互濟，共用系統調節資源，發揮大電網的聯網效益，平抑不同區域的新能源出力波動。負荷側，電供暖、電制氫、數據中心、電動汽車充電設施等新型靈活負荷成為電力系統的重要組成部分。通過市場機制改變傳統“源隨荷動”的模式，實現源網荷儲深度融合，靈活互動。
形成支撐電力市場化運作的服務平臺
電力市場可以最大限度還原電力商品屬性，實現市場配置資源、釋放價格信號、反映成本特性、增強需求彈性、引導電力投資、調動系統靈活性資源、促進源網荷儲有效互動、引導多元主體參與系統運作決策的多重功能。面向碳中和情景的電網體系下，我國將擁有以中長期市場為主體、現貨市場為補充，涵蓋電能量、輔助服務、發電權、輸電權和容量補償等多交易品種高標準市場體系。
新型電力系統分階段實施策略
控碳階段（2021—2030年）
此階段為青海、寧夏、新疆等西部地區可再生能源快速建設和增長時期，遠距離特高壓直流技術已經基本成熟，而儲能技術尚未成熟，電力系統靈活調節能力仍然不足，因此可再生能源的輸送和消納依然重點依賴於跨地區的遠距離輸電建設。此階段主要以平衡東、西部資源不平衡，同時積極建設分佈式微網在用戶側整合為目標，併為電力系統靈活性調節能力建設奠定基礎。建議：重點建設哈密—重慶、隴東—山東、金上—湖北、蒙西—河北、寧夏—湖南、四川—湖南等跨區輸電通道，預計全國跨省區遠距離輸電通道規模達到4億千瓦，比2020年增長1.3億千瓦。預計實現新能源跨省區輸送新能源規模達到1.5億千瓦，輸電電量超過3 000億千瓦時。
隨著港口、鐵路、公路、油田等各行業分佈式可再生能源建設逐步進入高峰，原有較為落後的配電網迫切需要提升感知、控制和智慧化水準。此外，交-直流微網需要大規模發展，以能夠接受和消納分佈式可再生能源。
減碳階段（2031—2040年）
我國將逐步實現社會主義現代化，並向社會主義現代化強國邁進，預期用電負荷相比目前狀態將增加1.5倍，而且負荷仍將集中在中部和東部地區。而在此階段，一方面，受東部地區可再生能源建設容量制約，新增大部分負荷依然需要遠距離跨省區輸送，預期輸電通道建設壓力仍然較大。另一方面，河西走廊通道受制于地理條件，輸電建設在此階段將趨向飽和，難以再向中部和東部地區新建輸電走廊。總體預計跨省區遠距離輸電通道規模將需要達到6億—7億千瓦，需要新建跨省區遠距離輸電通道2億—3億千瓦。
隨著全國各地可再生能源發電數據和氣象數據在2020—2040年中積累逐漸完善，可預期可再生能源發電預測精度將大幅提升。一方面，隨著分佈式用戶側市場機制逐漸改變和完善，源網荷儲將深度融合，靈活互動，尤其是電供暖、電制氫、數據中心、電動汽車充電設施等新型靈活負荷在此階段將成為電力系統調節的重要組成部分。因此，在同樣的輸電容量下，新能源輸電電量將得到大幅提升，預計新能源跨省區輸送電量超過1.5萬億千瓦時。另一方面，分佈式可再生能源將逐漸與城鄉居民、工業生産融為一體，網路呈現交流為主，直流為輔的格局，同時配用電智慧化建設也將進一步加強。
低碳階段（2041—2050年）
預期儲能等技術將逐漸有所突破，各類型電池成本也將大幅下降，鋰電池、液流電池等儲能系統的平準化成本可以降到0.1—0.2元/千瓦時，建設規模也將大幅增長。這使得新能源能夠平穩跨區輸送，現有輸電通道利用率將會得到進一步大幅提升。
在此階段，由於儲能技術日趨成熟，成本大幅下降，新建輸電通道壓力逐步降低。預期在此階段的10年中，跨省區遠距離輸電通道規模將維持在6億—7億千瓦，新增跨省區遠距離輸電通道規模將在5 000萬千瓦以下，跨區遠距離輸電通道利用率在技術進步下將接近極限，從而預期新能源輸電電量超過3萬億千瓦時。
碳中和階段（2051—2060年）
在此階段，社會主義現代化強國已基本建成，東、西部發展差異將逐漸均衡。尤其新疆等西北地區作為“一帶一路”中連接歐亞大陸的陸上通道，預期將逐漸從物流轉机發展出若干都市群，使得西北地區向中部和東部輸電需求和動力進一步減弱，甚至西北部分地區將逐漸自我平衡。這將會導致中部和東部地區增長的綠色電力需求將逐步轉向由東北區域供給，甚至可以發展出若干由蒙古國、俄羅斯向我國中東部地區的輸電通道。預期此階段新增輸電通道規模1億—2億千瓦，其中主要以跨國通道為主，最終跨區遠距離輸電通道規模將達到7億—8億千瓦，新能源輸電電量達到4萬億千瓦時。
（作者：孔力，中國科學院電工研究所、中國科學技術大學碳中和研究院；裴瑋，中國科學院電工研究所； 饒建業、徐英新，電力規劃設計總院。《中國科學院院刊》供稿）