“双碳”目标是一场广泛而深刻的经济社会系统变革，其中能源是主战场，而电力系统则是减碳的主力军。

我国电力系统低碳转型的实施路径在哪里？未来电力行业企业要如何实现绿色创新发展？又要怎样构建新型电力系统？

2022年8月2日，在中国能源研究会和中国电力企业联合会共同主办、自然资源保护协会（NRDC）支持的“中国电力低碳转型高峰论坛”上，多位专家学者就上述问题展开了讨论。

新型电力系统要保留20%到30%的灵活电源

中国工程院院士汤广福表示，我国是能源消费大国，占世界能源消费总量的四分之一，碳排放相当于美国、日本、欧盟碳排放的总和。我国必须主动进行能源转型，才能实现经济低碳发展。目前我国能源供应自主度在80%左右，对外依存度约20%，自主力不足。再加上能源结构不合理，化石能源占比过高，资源与负荷逆向分布，都给能源转型带来很大的压力。

能源转型背景下电力系统面临哪些挑战？汤广福说，新能源发电占比越来越大，电力供应的波动性就越大，他预计，2030年全国新能源日内最大波动有可能达到6亿千瓦以上。他指出，从储能上考虑平衡波动或是杯水车薪，必须从源头构建有柔性、市场化的新型电力系统，同时保留20%到30%的灵活电源。

对于新能源的供应波动，国家电力投资集团战略规划部副主任李鹏也有着相同的看法。他表示，未来随着风光电等电源和电动车等新型负荷的快速增长，2030年我国电源侧新能源日内最大波动有可能达到5亿千瓦以上，负荷最大峰谷差有可能超过4.4亿千瓦，届时系统调节的压力会越来越大。他同时指出，要确保电力系统的稳定运行，用户侧必须深度参与系统平衡，同时配电网进一步完善物理架构和运行逻辑。虚拟电厂将成为未来电力系统平衡的重要组成部分。

谈及构建以新能源为主体的新型电力系统，汤广福强调，必须认识到其内在本质特征与传统能源系统有很大差别，主要表现在电力电源清洁化、电力系统柔性化、电力系统数字化，电力系统电子化等四个方面，这些本质特征将改变传统电力系统原来的运行控制理论和规律。

汤广福表示，国际经验表明能源保供与能源转型并不矛盾，转型也是一种保供。需要改变过去100多年的电力系统理论，把传统刚性电力系统变得更为柔性一些，充分挖掘多种资源的灵活性，包括发电侧的灵活性运行、电网侧的时空互补、需求侧动态负荷的灵活性，支撑风电光伏的高比例发展，最终支持电力系统2025年碳达峰、2050年近零排放的目标。

CCUS不可或缺，需探索降低能耗与成本

中国华能集团有限公司科技部主任许世森表示，新型电力系统需要灵活性电源支撑，在我国需要煤电作为灵活电源进行支撑，否则很难实现能源安全供应。据预测，到2060年化石燃料发电还将每年排放20亿吨二氧化碳，要实现电力系统的碳中和，就需要通过CCUS（二氧化碳捕集、利用与封存）进行捕捉和封存。

“未来，CCUS是实现‘3060’双碳目标不可或缺的战略性技术。”许世森称，国际实践证明CCUS技术是可行的。国内研究和实践也显示，我国地质条件具备巨大的封存潜力，随着技术进步，未来CCUS将具备可接受的经济性，到2050年我国或将具有全面推广CCUS应用的条件。

我国的CCUS技术已有一定的基础，但在大规模全流程工程示范方面与国际先进水平还有差距。许世森指出，进一步降低能耗和成本是CCUS研发和工程化的重大课题。

许世森介绍道，当前燃烧前二氧化碳的捕集成本约为每吨150-200元，燃烧后大概约为每吨250-350元。根据国外CCUS全流程示范的成本分析，捕集成本约占CCUS总成本的70%，输送和封存成本约为30%。未来研发的目标是将燃烧后的二氧化碳捕集成本降至每吨200元以下，加上输送和封存的成本总价控制在250-300元，与风电光伏加储能电池的电价相比更有竞争力。

“CCUS是实现双碳目标不可或缺的托底技术，优先的选择，应该加快技术研究和全流程工程示范，通过示范验证技术，积累数据，为大规模推广应用和制定相关支持政策提供依据”许世森称。

我国电力传统调度运行体系亟须升级2022年6月1日，江苏无锡，在世界最高输电铁塔——江苏凤城至梅里500千伏输电线路工程现场，国网江苏电力施工人员正在百米高空跨越长江架设导线。

2022年6月1日，江苏无锡，在世界最高输电铁塔——江苏凤城至梅里500千伏输电线路工程现场，国网江苏电力施工人员正在百米高空跨越长江架设导线。

“新型电力系统的非传统要素包括电源的分散化、储能的要素化、配网的有源化、氢能的产业化以及交通的电动化。”三峡科技有限责任公司董事长江冰强调，配网侧和用户侧涌现了大量的新型主体，将发挥重要作用。海量小型、分散的分布式电源接入电力系统，正在改变传统电力系统“电从远方来”的既有格局，逐步实现“电从身边来”。配网侧电源也将参与电网的平衡与调度，输配电网的关系正在发生根本变化。

储能作为在电源与负荷之间转变的“自由人“，可增强电力系统的灵活性，成为电力系统平衡不可或缺的第四元素。

从电力系统改革发展的历史进程看，我国“十二五”时期解决了新能源并网送出问题，“十三五”初步解决了新能源消纳问题，“十四五”将重点解决新能源的可靠替代问题。电力规划设计总院高级顾问徐小东表示，在此背景下，我国亟须升级电力传统调度运行体系。传统调度无法适应源网荷储多项互动的运行需求，需要通过数字化技术提升调度的灵活性，以适应充分电力市场环境下电力系统运行方式的频繁变化。

中国电力企业联合会常务副理事长杨昆表示，新型电力系统是在传统电力系统的基础上，顺应碳达峰碳中和要求的系统高级形态，是以新能源发电为主体，以灵活性资源为支撑，具有交直混联和微电网并存的电网形态，应用先进前沿技术，依托统一电力市场，实现能源资源大范围优化配置的基础平台。新型电力系统具有绿色低碳、柔性灵活、互动融合、智能高效、安全稳定的显著特征。因此，新型电力系统建设是一项长期任务，要充分认识构建新型电力系统的长期性、差异性、灵活性和创新性依据各地资源禀赋，因地制宜构建新型电力系统，大力提升新型电力系统调节能力，保障新能源大规模开发和高效利用。

中国能源研究会理事长史玉波表示，电力绿色低碳转型大势所趋，势在必行。电力的绿色低碳转型主线还应该是发展，在发展中转型，转型中发展，并且在这个过程中要保持一个相对平衡的态势。要加强技术创新，目前我们已掌握的技术还不能完全支撑我国2060碳中和目标的实现，亟须实现重大技术的突破，甚至是一些颠覆性技术的突破。他强调，当前电力在我国经济社会终端用能地位十分关键，保持电力充足供应，涉及能源安全，涉及国计民生，必须牢牢把握住电力安全稳定充足供应的底线。

要探索建立跨省跨区辅助服务市场机制

会上，中国能源研究会和中国电力企业联合会分别发布了《构建新型电力系统研究》报告和《新型电力系统调节能力提升及政策研究》报告。

《构建新型电力系统研究》指出，要合理把握能源转型节奏，协同推进能源系统电气化和电力系统低碳化。新能源不能单边冒进，要与能源系统形态变革双轮驱动。未来构建新型电力系统需要分“三步走”：2020-2030年努力推进技术变革、体制机制创新，实现增量替代；2030-2040年初步形成以新能源为主体的新型电力系统，煤电逐渐退出主导地位，非化石能源发电逐渐成为主体能源；2040-2060年新型电力系统逐步成熟，新能源主体地位不断加强，煤电加快退出。

《新型电力系统调节能力提升及政策研究》指出，截至2020年底，全国灵活调节电源装机占比18.5%；预计到2025年，抽水蓄能电站装机需达到6200万千瓦，新增火电灵活性改造2亿千瓦，建设不少于3000万千瓦的新型储能，才能满足系统调节需求。

目前我国辅助服务成本主要由发电企业分摊，向用户疏导不畅。该研究建议，应尽快明确虚拟电厂等辅助服务市场主体地位和准入条件，设计合理的价格机制，探索建立跨省跨区辅助服务市场机制，推动送受两端辅助服务资源共享。此外，打破省间壁垒，可以充分发挥大电网互联错峰效益，发挥省市间调节资源互补互济优势。