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在“碳达峰、碳中和”目标的引领下，我国电力系统进入了构建以新能源为主体的新型电力系统的发展阶段，将面临一系列新问题、新挑战。从国际上看，丹麦作为实现高比例新能源电力系统的“先行者”，实现了将近60%的发电量来自风电和光伏。德国、英国、葡萄牙、西班牙、意大利、希腊都实现了新能源发电量超过20%。虽然我国风电、光伏并网装机容量位居世界首位，但从发电量来看，风电、光伏年发电量占总发电量的比重分别为5.5%和3.1%，还处于中低比例新能源发展阶段。作为“后来者”，“先行者”的先进经验值得我国借鉴，同时其在发展中暴露出来的问题更值得我们深思。要在充分汲取国际经验教训的基础上，发现和解决现有问题，识别和防范潜在风险，助力我国“碳达峰、碳中和”目标顺利实现。
一、以国际经验对照我国存在的问题
（一）完善配套政策：健全法律政策体系，提供制度保障
欧美国家在推进新能源发展过程中，不仅规定了中长期战略目标，还重视能源立法及体制机制设计。在立法方面，英国出台《能源法案》及《电力市场改革》，德国不断修订《可再生能源法》等，以完整的法律框架保证了能源政策的前瞻性、连续性、可操作性。在市场机制方面，英国的双向付费差价合约制度通过合同价格信号引导低碳电力投资，保障可再生能源发电企业收益。在财政激励政策方面，德国在可再生能源发展的不同阶段，灵活制定包括固定上网电价、溢价补贴和发电招标制度在内的财政激励政策。在配套市场体系方面，英国设置包括碳排放税和配套碳价政策以限制燃煤发电；美国基于可再生能源配额制建立配套的绿色证书市场，强制性可再生能源发展目标与绿证市场相互配合、协调运行。
目前，我国的电力系统和电力市场建立在传统化石能源发电可控性和灵活性的基础之上，仍主要采用发电计划管理、政府定价等计划性手段，缺少灵活的交易和价格机制，可再生能源发电全额保障性收购制度难以落实。发电侧“零和游戏”的电力辅助服务市场，使煤电处于付出与回报、责任与获利不对等的困境中，调峰能力得不到充分调用。财政补贴资金来源不足，补贴发放不及时，影响新能源企业正常经营和发展。长期以来以省为实体推进的电力市场建设，形成了独立体系、自我平衡、相对封闭的省级市场，不利于全国范围的系统规划、电源结构优化、跨省调度和交易。《能源法》长期缺位，《可再生能源法》可操作性相对较差，实施细则及配套法规有待完善。
（二）提升调节能力：挖掘灵活性资源潜力，提高电力系统可靠性
目前国际上新能源发展较好的国家，具有灵活调节性能的机组装机比重普遍较高。其中，西班牙、德国、美国占比分别为34%、18%、49%。德国主要以占总装机37.3%的火电机组作为灵活性电源，包括硬煤发电机组、褐煤发电机组、单循环燃气发电机组以及联合循环燃气发电机组。德国的经验表明，在充分挖掘火电厂潜力的情况下，燃煤机组的最小出力可以从50%～60%下降到35%～50%，爬坡速度可以提升到原来的3倍，冷启动时间缩短5%。随着欧洲各国陆续实施“退煤”计划，未来抽水蓄能电站、天然气发电、储能、电网互济将发挥更大的调节作用，预计上述灵活性资源装机将从2020年的1.22亿千瓦增加到2030年的2.02亿千瓦、2040年的2.6亿千瓦。各国的电力需求侧产品种类繁多，负荷集成商将需求侧资源作为产品在容量市场、辅助服务市场、零售市场上参与竞价交易。
我国灵活电源装机比重远低于发达国家水平，电力系统仍然以煤电为主体电源，抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机比重较低，不足6%。其中，“三北”地区新能源富集，风电、太阳能发电装机分别占全国的72%、61%，但灵活调节电源却不足3%。由于改造技术和补偿机制的原因，“十三五”期间，我国2.2亿千瓦煤电灵活性改造规划目标仅完成了四分之一。储能产业发展仍然面临政策体系不完善、投资回报机制不健全、关键核心技术有待突破等问题。需求侧响应多数仍然通过“有序用电”的行政型手段开展，不能灵活跟踪负荷变化。按照“十四五”“十五五”年均新增风光装机1.1亿千瓦测算，2025年全国电力系统调节能力缺口将达到2亿千瓦，2030年进一步增至6.6亿千瓦，调节能力不足将成为制约新能源发展的重要因素。
（三）做好技术保障：应用先进的发电预测及调度运行技术，提高新能源接入系统运行水平
电力系统消纳新能源的基础是新能源功率预测。德国基于天气预报的新能源功率预测属于商业领域，电网公司以及电力供求各方购买来自专业机构的预测服务。目前，德国风电功率预测误差可达到2%～4%，太阳能发电可达到5%～7%。新能源大规模发展后，数量多、规模小、随机性强的新能源机组个体给电网调度模式带来很大压力。德国电网通过各输电网控制中心和上百个配电网控制中心实现对风电场的实时调度。德国《可再生能源法》规定，所有容量大于100千瓦的可再生能源发电设备必须具备遥测和遥调的技术条件，才允许并入电网，风电场实时数据直接上传至配电网控制中心。
我国可再生能源发展时间短、速度快、数据积累少、机组数量庞大，全国目前有超过6000座大型新能源电站和几百万个低压接入的分布式发电系统，在应对复杂多变的资源气候条件、大规模新能源集群发电、极端天气事件的情况下功率预测的准确度不高。我国风电功率短期预测的平均绝对误差多在6%～18%之间，其中西北内陆地区风电功率预测误差较大。适应新能源消纳需要的电网调度运行新机制尚未建立，现有信息化手段不能充分满足新能源功率预测与控制、可控负荷与新能源互动等需要，多能协调控制技术、新能源实时调度技术、送电功率灵活调节技术等新能源消纳平衡技术亟待加强。
（四）统一电力市场：跨国电力互联互济，促进电力资源优化配置
欧洲已建成统一互联电网，并且依托统一电力市场，建立了较为完善的市场机制，新能源在各国之间能够基本上实现自由流通。丹麦与周边国家跨国输电线路输电容量达到800万千瓦，是风电装机容量的1.6倍。2019年丹麦全国总用电量中有46.9%来自风力发电，这主要得益于北欧电力市场和挪威水电的互联互济。德国与周边9国的电力交换能力已经达到2500万千瓦，占其总装机容量的12%、冬季最高负荷的30%。葡萄牙与西班牙电网相联，最大功率交换能力310万千瓦，占风电装机的65%。为了增加电网互联容量，欧盟提出2020年各成员国跨国输电能力至少达到本国装机容量的10%，2030年要达到15%。
我国当前呈现七大区域电网供电格局，区域电网内部构架清晰、分层分区。“十三五”期间，全国建成投运跨省跨区重要输电通道23条，国家电网形成“十三交十二直”特高压电网，南方电网形成“八交十一直”的西电东送大通道，全国大电网基本实现联通，西电东送能力达到2.6亿千瓦。各区电源、负荷的时空互补特性为开展跨区跨省水火互济、打捆外送提供了物理基础。然而电力交易的省间壁垒依然存在，近年来电力供需形势宽松，部分省份宁可用本地煤电也不愿用外来清洁电，甚至限制和干预省间电力交易，一定程度上阻碍了跨区资源优化配置。
二、以国际教训预判我国潜在的风险
（一）源网脱节风险：电源电网发展不协调，导致新能源电力相对过剩
在能源转型初期，德国对新能源发电实施了大规模补贴措施，导致新能源发电量飙升，而配套电网建设和改造没有得到重视。2000年至2019年，德国的可再生能源发电量从7%增加到35%，而用于输送可再生能源电力的7700公里规划输电线路却只建成8%，两者速度的“一快一慢”反映了德国风电和电网发展的不协调。电网建设滞后于新能源电力生产，造成大量的风电浪费。随后，德国通过修订《可再生能源法》，限制陆上风电扩建速度，以适应电网扩建滞后的现状，对能源转型节奏进行适当调整。
“十二五”末，在电力需求增长放缓的发展形势下，由于电源电网发展不协调、跨省跨区可再生能源消纳机制不健全、国家与地方可再生能源发展规划统筹不够等原因，我国可再生能源发展出现了“边建边弃”、“窝电”与“弃电”并存的情况，弃风、弃光率高达15%、11%，甘肃、新疆、吉林三地弃风率更是超过了30%。“十三五”期间，通过加强输电通道建设、完善机制、提升灵活性等手段，弃电率明显下降，2020年弃风、弃光率降至3.5%和2%。在2030年风电、光伏装机达到12亿千瓦以上的目标引导下，新能源产业将迎来新一轮爆发式增长，在资本狂热以及后疫情时代地方投资拉动驱使下，若相关管理监管不到位，可能会再次出现快审批、抢规模、占份额的现象，造成项目盲目布局甚至无序发展，电网无法消纳，弃电率再次攀升。据统计，目前14家能源电力央企“十四五”规划的新能源装机数据已经超过6亿千瓦，若全部投产，2025年全国新能源装机将达12亿千瓦。
（二）生态环境风险：火电一度逆势增长，加大碳减排目标完成难度
2011年日本福岛核电事故后，德国因“安全原因”宣布逐步退出核电。为弥补核电退出带来的电力空缺，同时也为高比例可再生能源电力提供调峰电源和备用容量，德国天然气发电占比逐年提高，淘汰煤电进程相对欧洲其他国家较为缓慢。据统计，2020年德国天然气发电量同比增加12%，煤电占比约为24%，远高于11%的核电占比。德国可再生能源发电量占比的大幅提高并未使碳排放显著下降甚至出现反弹。德国原计划在2020年前实现温室气体排放较1990年减少40%，鉴于这一目标很可能无法实现，德国于2019年又制定了《气候保护计划2030》，寄希望于新计划能够推动德国实现2030年减排目标。
尽管近年来我国煤电的清洁化发展，使得各项污染物排放量都下降90%以上，但是煤电的高碳排放特征没有改变。因此，为实现“碳达峰、碳中和”目标，解决高碳煤电的利用问题是低碳电力发展的核心。为拉动地方经济、应对新冠肺炎疫情冲击，一些地方新核准建设了一批煤电项目。据统计，2020年全国新增煤电装机约4000万千瓦，累计装机容量达10.8亿千瓦，同比增长3.8%。2020年煤电发电量超过4.6万亿千瓦时，比2015年增加了7000亿千瓦时，相应的二氧化碳排放增量为5.6亿吨左右，占“十三五”期间二氧化碳排放增量80%以上。如果“十四五”仍然大幅建设煤电来填补短时尖峰负荷缺口，有可能造成电力高碳路径锁定、煤电资产搁浅、碳排放“高位达峰”，为实现碳中和目标带来巨大压力，贻误碳达峰“关键期”“窗口期”的有利时机。
（三）安全运行风险：高比例新能源接入，电力系统抗干扰能力下降
随着新能源的不断接入，传统电力系统以火力同步发电机为主的运行方式随之改变，发生连锁故障、大面积停电的风险也日益加大。一是新能源机组的频率/电压支撑能力弱。新能源大规模接入导致电力系统转动惯量下降，当负荷变化导致系统频率快速变化时，新能源机组无法提供惯量支撑以减小电网频率变化。2016年9月28日，新能源发电占比高达48%的南澳大利亚州，受强台风和暴雨等极端天气影响，88秒之内遭受5次系统故障，引起6次电压跌落，导致9座风机场脱网，最终演变成持续50小时的全州大停电。二是新能源机组抗干扰能力弱。受限于电力电子器件的电压、电流耐受能力，新能源机组在电网发生扰动时存在一定的脱网概率。2019年英国8?9大停电中，雷击导致线路故障，由于海上风电场涉网性能不足，引发海上风电场次同步振荡，导致737兆瓦海上风电机组脱网，之后相继引发244兆瓦燃气机组、500兆瓦分布式电源跳闸，最终造成英格兰与威尔士大部分地区停电，约有100万人受到停电影响。
我国电网中局部的新能源电站脱网问题也时有发生，2015年1月，新疆哈密山北地区风电机组持续产生次同步振荡，导致风电场附近3台66万千瓦火电机组跳闸，同时造成该地区电网频率下降。过电压、谐振、电压稳定、次同步振荡等一系列问题，都和我国新能源装机比例快速攀升直接相关。由于我国的资源禀赋特性，目前主要以大规模集中开发、远距离送出的发展模式为主，风电场普遍位于电网末端，当地电网结构普遍比较薄弱。随着未来集中送出的风电总装机容量越来越大，接入电力系统的电压等级越来越高，风电场发生事故对电网的影响程度也将增大。
（四）电价上涨风险：系统性成本上升，引起终端电价上涨
全球已有超过30个国家的风电和光伏成本低于化石燃料发电。但从系统整体来看，新能源并没有实现真正意义上的“平价”，配套电网建设、调度运行优化、备用服务、容量补偿等辅助性的投资不断增加，整个电力系统成本随之增加，最终由终端用户买单。德国的电力调度机构每年为平衡系统付出的成本已超过15亿欧元并呈上涨趋势，输配费用较2009年上涨接近30%，可再生能源附加费占电价比例由5%上涨至21%。为了确保德国工业竞争力，德国法律允许工业用户不承担分摊可再生能源附加费义务，高耗能大企业也获得减少缴纳可再生能源附加费的“豁免权”。因此，可再生能源附加费主要由居民用户来分摊。2019年，德国可再生能源装机占比接近40%，十年提高了24个百分点，而电价上涨了30%。电力开支甚至达到了普通家庭年收入的十分之一。近十年以来，澳大利亚电力价格指数已飙升117%，远高于同期CPI。其中，南澳州电价更是高居全球度电税后价格第三，仅次于丹麦、德国。
我国电价改革40多年来，以明显低于发达国家的电价确保了接近发达国家的供电保障能力、电力普遍服务水平和清洁能源供给能力。过去三年，我国一般工商业电价实现了10%、10%、5%的“三连降”，企业获得了真金白银的降价红利。近年来，国家降电价的宏观政策，常常被简单理解为电力市场改革的前提，导致社会上普遍存在“电力改革降价为先”的误区，拿“电价降了多少”作为改革成功与否的重要评判标准，对能源转型应付出的成本代价没有做好充分的思想准备。随着新能源装机比例的提高，降电价的预期与系统成本上涨之间的矛盾会愈发突出。一方面，不断降低的电价上限，不利于合理反映电力的商品价值，不利于辅助服务市场和其他配套市场机制发挥作用、引导灵活性资源等辅助性投资。另一方面，发展新能源带来的全系统、全社会成本的显著上升，若任由市场传导至消费端，不利于实体经济产业竞争力提升，不利于社会和谐稳定。
三、对策与建议
国际经验教训表明，在发展高比例新能源的过程中，一些国家不同程度地遇到了“安全、经济、清洁”方面的风险挑战，面临难以破解的“既要、又要、还要”的三难乃至多难问题。与一些发达国家早已实现碳达峰、再经历60～70年时间从碳达峰向碳中和过渡相比，我国碳达峰、碳中和的速度更快、力度更大、任务更艰巨。因此，要保持战略定力和稳健节奏，充分吸取国际经验教训，未雨绸缪，周密谋划，努力破解问题、避免风险，走出一条适合我国国情的、以新能源为主体的新型电力系统发展之路。
（一）把握“双碳”目标“窗口期”，避免电力行业高位达峰
“十四五”是碳达峰的“关键期、窗口期”，达峰时间的早晚和峰值的高低直接影响碳中和实现的时长和实现的难度。“碳达峰”不是“攀高峰”，“窗口期”不是继续扩大煤电的“窗口期”，要做好内外两方面的准备，推动煤电转型发展。从外部看，电力市场建设要为推动煤电由主体性电源转变为基础性调节性电源提供制度保障，遵循“谁受益、谁承担”的原则，建立健全煤电机组容量补偿机制和辅助服务分担机制。从内部看，煤电企业要做好节能减排工作，持续降低二氧化碳排放水平，探索提高二氧化碳捕集、利用与封存技术水平。在“十四五”这个关键的“窗口期”，能否做好技术和市场准备，实现转型发展，对于煤电行业来讲，具有决定性影响。抓住了这个“窗口期”机遇，就可以从越走越窄的“以量保利”的老路子转换到“电量兜底+电力调峰+容量备用”多功能发展的新路子；错过了这个关键期，不仅会丧失“窗口期”伴随的宝贵机遇，而且还将面临更加严峻的生存压力。
（二）推动源网荷储“一体化”，提升电力系统灵活性
源网荷储一体化发展是电力行业坚持系统观念的内在要求，是构建新型电力系统的重要手段。推动“源与源协同”，注重稳定电源与非稳定电源的协同，推动风光互补、水火互济等，实现出力平稳。优化各类电源规模配比，在确保安全的前提下，稳步提升输电通道输送可再生能源电量比重。推动“网与源协同”，加强国家与地方规划衔接、电源电网规划衔接、电源电网管理衔接，防止网源建设脱节。要“以网引源”促协同，优先在电网接入条件较好的地区开发新能源项目。建设好配套电源，提高跨区跨省输电通道利用率。推动“网与荷协同”，积极推动用户侧负荷管理从行政化的有序用电方式向市场化的需求侧响应方式转变。通过价格信号调配负荷需求，引导各类用户主动参与电力需求侧响应。提高用户侧的智能化水平和高载能负荷灵活性，大力发展用户聚合服务，促进源荷双向的智能互动。推动“储与源网荷协同”，充分发挥储能系统的双向调节作用，将储能纳入电源电网发展统筹规划。建立储能产业发展成本疏导和投资回报机制，完善抽水蓄能电价形成和容量电费分摊机制。
（三）算好经济民生“两本账”，用好市场和政府“两只手”
电价问题牵一发而动全身，且与其他能源价格紧密相关，甚至关系到社会稳定问题。要充分认识我国仍然是世界上最大的发展中国家、仍然处于社会主义初级阶段、仍然处于工业化进程中的基本国情，在构建新型电力系统的过程中，注重经济效益与社会效益协同，既要算好“经济账”，也要算好“民生账”。一方面，在政府的有效监管下，建设适应我国国情的电力市场化价格形成机制，还原电力的商品属性，发挥市场对价格的调节功能，体现市场价格正常波动，提高电力资源配置效率。深化辅助服务市场建设，明确辅助服务成本向终端用户传导。另一方面，也要兼顾公平满足兜底，保障基本公共服务供给，妥善处理电价交叉补贴，确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电价格相对平稳。电价调整要充分考虑社会各方面承受能力，“小步慢跑”。持续健全价格监管体系，既要防止价格偏低影响电力安全，又要防止价格偏高影响实体经济竞争力。提高价格透明度，向公众普及低碳绿色转型成本，增进社会各方对价格改革的理解支持，形成共同推动实现“碳达峰、碳中和”的全社会合力。
（四）坚持全国上下“一盘棋”，实现电力资源优化配置
我国拥有全球最大规模的大电网系统，具备大范围电源互济、负荷互补的基础条件，要树立全国“一盘棋”思维，推动新能源在全国电网格局下优化配置。在电网结构上，完善送受端网架，持续提升已建输电通道利用效率，新增跨区输电通道以输送清洁能源为主。推进国网和南网继续加强联网工作，实现电力互补余缺、互为备用，提高电网安全保障能力。在市场设计上，以建设跨省、跨区电力市场起步，逐步推进全国统一电力市场建设，实现电力资源自由流通和优化配置。完善跨省区电力市场交易体制，探索跨省区辅助服务市场、跨省区可再生能源增量现货市场。在思想理念上，地方政府要自觉从实现“碳达峰、碳中和”大局出发，形成整体合力，打破省间电力交易壁垒，确保省间清洁能源电力送电协议的执行。
（五）强化政策科技“驱动力”，加快构建新型电力系统
构建新型电力系统，既要在技术层面做好关键核心技术的突破，也要在机制层面做好政策创新的设计。发挥宏观政策的“拉动力”作用。坚持立法先行，加快《能源法》出台，修订完善《电力法》和《可再生能源法》，形成促进可再生能源发展的法治保障和法律秩序。加快完善有利于绿色低碳发展的价格、财税、金融等经济政策，以电价补贴确权及相关金融配套政策，促进新能源行业健康有序发展。推动碳市场和电力市场协同发展，将电能价格与碳排放成本有机结合，发挥两个市场相互促进、协同互补作用。发挥科技创新的“推动力”作用。加快电力系统构建和安全稳定运行控制等技术研发，加强特高压和柔性交直流输电技术的研究和推广应用。探索各种方式的碳捕捉封存和利用技术，寻找合适的技术路线，不断降低碳封存利用成本。完善新能源并网等相关技术标准，提高新能源发电机组涉网性能。利用大数据、云计算、“互联网+”等先进技术，提升新能源功率预测精准度，加强电网调度机构与发电企业在可再生能源发电功率预测方面的衔接协同。针对气候变化这一全球性挑战，组织开展极端气候条件下电网安全防控体系的理论研究和实践探索。
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