始于9月中旬的一场全国大范围限电，令煤炭和电力受到来自行业外的罕见高度聚焦。此后两个月间，国家发改委出手、多部门配合，接连推出一系列限煤价、允许电价上浮等举措，保供稳价成效显著。回顾限电的成因，并非国内电力装机不足导致的“硬缺口”，而是由于煤价高企、电厂存煤告急、电价联动受限、新能源在负荷高峰时段出力偏低等多重因素叠加所致。
对于煤电在未来电力系统中的地位，近年来业内不乏争议。限电风波在一定意义上敲响了警钟：短期内，煤电仍是中国电力系统的压舱石。但长期来看，要实现碳达峰碳中和，能源是主战场，电力是主力军。在构建面向碳中和的新型电力系统进程中，减煤降碳、煤电的灵活性改造与新能源发电量占比提升是同时进行的，处理好清洁低碳发展、电力供应安全和系统转型成本三者之间的平衡关系是摆在眼前的现实挑战。在近日举行的“新型电力系统底层逻辑思考——双碳目标下如何实现低碳保供”研讨会上，多位电力专家对上述新形势予以剖析，澎湃新闻（www.thepaper.cn）对此进行了梳理。
“经过几十年的努力，中国电力系统由小到大、由弱到强，我们已经建成了世界上规模最大的电力系统，无论从装机规模、用电量还是电网规模来说，均居世界第一。”电力规划设计总院高级顾问徐小东在会上说道，这个系统是什么系统呢？以火力发电为主，再加上一部分水电、核电、新能源，通过坚强电网向千家万户输送高质量的电力，为中国经济高速发展提供了有力的能源保障。“这个系统的优点很突出，缺点也很突出：二氧化碳排放较高，某种程度上这是一个高碳系统。很明显它不能适应碳中和的发展目标，必须对其进行重构和再造。”
大规模发展新能源是重构电力系统的必由之路，但新能源发电天生具有随机性、波动性、间歇性，传统电力系统如何适应高比例的新能源接入？目前仍挑战重重。与会人士认为，要让新能源在新型电力系统中“挑大梁”，无论是体制机制上还是电力市场建设上，都须作出与之相适应的变革。
安全保供始终是首要目标
新型电力系统下，新旧能源在电力系统中的角色将彻底转变。但无论是新系统还是旧系统，电力的安全稳定供应始终是最重要的底层逻辑。
徐小东介绍道，“十四五”能源规划在编制过程中坚持三个方向：第一是安全保供，在装机安排中优先考虑新能源、水电和核电发展，煤电作为托底保供；第二是清洁低碳，第三是多方面提高效率。“我们始终把电力保供放在第一位，不管新能源怎么发展、如何清洁、如何提高效率，但首先要保证安全供应。”
随着新能源的渗透率逐步提升，当其发展成为主体能源时，所应承担的责任也会增加，应更多考虑让新能源在保系统安全和保供应中发挥更大作用。徐小东说，每当电力供应紧张，我们想到的是煤电托底保供的作用，千方百计要发挥燃煤发电的支撑作用。“当新能源成为主体的时候，托底保供应该由新能源来支撑，这是根本的，也是脱碳的根本所在。”
中国能源研究会理事陈宗法分析称，“十四五”的电力行业，不仅电力系统的发、用电端“双随机性特征”明显增加，电力供需格局也发生了新的变化，由过去的“总体过剩、局部紧张”，转向“全局平衡、局部缺口与局部过剩”并存。特别是今年出现了罕见的拉闸限电现象，主要原因是煤炭供应缺口、煤价暴涨、煤电亏损发电，再加上今年突出的电力需求增长，本质上是煤电体制机制矛盾造成的。“总体上讲，我国基本不缺电力装机，只是在高峰、尖峰时段或者极端天气下新能源出力不足时，会出现用电紧张现象。”他认为，这将是未来用电的新常态。
“前段时间部分地区的缺限电突如其来、始料未及。但我认为这并不是一个必然的趋势或者说常态。”中国能源研究会研究员黄少中认为，从限电成因上而言，该事件不会对“十四五”规划、乃至能源转型和“双碳”目标构成影响。
国网能源研究院副院长蒋莉萍表示，区域短时电力缺口对“十四五”能源电力规划方案本身不会有太大影响，因为在做规划方案编制时，已经考虑并包含了低碳转型的要求。但她同时认为，今年发生的拉闸限电是一个很有价值、带有警示意味的教训。“这个教训带给我们两个启示，第一个是关于生产力和生产关系。生产力很重要，但是生产关系也很重要，如果生产关系没处理好，即使有生产力也会出现问题。第二个启示是电力供应问题，或者说是新型电力系统建设问题。这不仅是电力行业自己的事，而是需要整个能源体系重构，实现协同。”
清华大学能源互联网智库研究中心主任夏清强调，首先不应该过于夸大区域缺电对于绿色低碳转型信心的影响，“不要怪罪于绿色转型，造成这次问题是两方面的——计划失灵，市场失灵。我们要进一步思考现有的体制机制存在哪些不足，怎么防患于未然。”
如何通往新型电力系统
根据国家能源局新能源司的数据，2020年我国风电、光伏发电量占全社会用电量的比例为9.67％。而新能源成为主体能源的目标，意味着上述比例将逐步上升至50%以上。
“喜欢它也好，不喜欢它也好，煤电机组在相当长一段时间内仍将托底保供，我们还离不开它。我们希望这个时间尽可能缩短，但也要面对现实。”徐小东在研讨会上表示。
他说，新型电力系统建设是一个长期过程，参与方不光是能源企业，是全社会的系统性工程。2030年之前，现有的煤电装机要替代掉非常困难，这其实是在增量里面做文章：每年用电量增长3000亿至4000亿千瓦时，“十四五”期间尽可能做到超过50%增量由新能源来提供，到了“十五五”大部分增量由新能源提供，存量还是由现有系统提供。2030年之后，考虑替代存量煤电机组。
关于煤电退出，蒋莉萍提醒称，在讨论退煤问题时一定要搞清楚几个概念，把煤电装机容量与煤电电量分开。煤电的电量比重要下降，到了一定程度、碳达峰之后，绝对量要下降，这是两个基本原则，但是跟煤电装机不一定直接挂钩。“这些问题如果不解扣，纠缠在一起，对问题的认识永远是混乱的。”
陈宗法表示，煤电退出是必然的，但怎么退出、何时退出，取决于以新能源为主体的新型电力系统的构建进程。煤电定位将发生变化，过去是主流电源、基荷电源，未来是托底保供和灵活性调节，利用小时数会逐步下降。与此同时，煤电面临兜底保供、升级改造、扭亏减亏、增量发展等多重压力，希望推出煤电新政，确保平稳过渡。
北京大学能源研究院副院长杨雷在发言中提及，有相关研究提出了“十四五”期间的煤电装机变化路线图，虽然说是严控，但“十四五”煤电装机仍有增加空间。然而，增容不等于增量，发电小时数会有所下降，“十五五”之后步入“控容减量”，并进一步实现“减容减量”。“在未来的转型过程中会有很多的挑战变化，最重要的是要改变思维定式，用新的模式构建新型电力系统。这是个革命性的过程，不是对老系统的修修补补，而是系统的优化和升级。”
传统电力系统在适应新能源大规模发展和高比例的接入方面目前仍存在很多的“不适应”。徐小东剖析道，首先在安全保障方面，随着波动性较大、抗扰动能力比较低的新能源发电持续接入电网，以及直流输电、电动汽车负荷等广泛应用，传统电力系统在运行规律、特性方面发生了极大的改变。目前的系统在理论分析、控制方法、调节手段，都难以适应，电力系统安全稳定的风险日益加大。
杨雷援引国际能源署的相关研究称，高比例、波动性可再生能源并网对系统的影响可分为几个阶段：当可再生能源发电量在电网占比为5%以内时，通过电网调度基本可以解决；当它处于5%-10%区间时，要增加备用容量，通过抽水蓄能、火电的灵活性改造等来解决；当可再生能源发电量占比超过10%之后，系统成本越来越高，老的调节方式已经难以为继，必须进行整体系统的优化，提高整个源网荷储在内的系统灵活性，会有一个转换的阵痛期。
蒋莉萍表示，如果用一个词描述新型电力系统的特点，那一定是“多元化”，“技术、设施、参与主体，以及主体之间的关系等都将是多元化的，主体之间关系的建立或是通过政策性要求，或是通过市场行为。市场模式里有中长期、现货甚至期货等，用户需求方面也是多元化的，除传统意义上的供电外，还会有诉求绿色电力的，有诉求更高供电可靠性的等等。”
陈宗法总结了新型电力系统的五大特点。第一是绿色低碳，新能源成为电量供应的主体；第二，多能互补，实现风光水火储一体化发展，冷热电气水多能联供，开展综合能源服务；第三，源网荷储高度融合；第四，建立起一个有效竞争的市场体系。最后是建立智慧高效的电力系统。
有为政府+有效市场，让价格发挥引导作用
多位与会专家均强调，要让新能源在电力系统中唱主角，必须让市场和价格发挥作用。
夏清认为，在推进新型电力系统时，除了重视物理形态的变化之外，要注重体制机制的建设。他表示，“当前的电力市场机制面对新能源为主体的电力系统存在三方面的问题：一是新能源几乎是零边际成本，难以形成分时价格来引导储能行为、与新能源互动的用电行为；二是新能源容量定价困难，新能源发电取决于当时的气象条件，其有效容量与用户需求最大负荷是不匹配的；三是缺少激励新能源主动降低自身波动性的价格信号，只有价格的激励才能促进源网荷储高效、精准的互动。”在这样的机制下，用户或新能源企业将自主决策储能的投资行为，而不是发改委直接的微观管制，要求新能源企业直接配比储能。所以当前的现货市场需要与时俱进，适应新能源主体新型电力系统的颠覆性变革。
基于上述分析，他认为，在新能源为主体的新型电力市场下，要组建新能源市场和灵活性市场，所有常规能源放到灵活性市场中，在新能源市场设计分时容量定价机制。“分时价格的根本目的，是要让正向调峰与反向调峰获得不一样的收益，用价格机制引导，激励新能源和电力用户安装储能，而不是强制要求新能源项目配储能。”在灵活性市场，市场机制的设计要体现出为新能源提供支撑的成本和代价，“新能源不是没有成本，新能源的外在成本就是别人给它提供的灵活性。
蒋莉萍表示，在能源低碳转型的背景下，能源发展“三难选择”的命题沉甸甸地落在电力系统身上，尤其体现在电力安全可靠供应保障和经济性这两大主题上。“在保障电力可靠供应与安全稳定运行问题上，除了要加强科技创新与新技术应用，行业生态格局培育也非常必要，必须要从调动市场主体主观能动性的视角，来讨论未来行业管理与市场机制安排。必须高度重视并做好能源经济大文章。高质量发展的基本内涵是以更低的成本和代价实现转型与发展目标。要构建既能保障电力安全可靠供应和系统稳定运行，又能贡献电力‘产品特性’的多元化电力市场产品和交易体系。电力行业不能只是能量市场，辅助服务也是有价值的，所以必须通过特定的市场机制设计让相关市场主体的投入能够得以兑现。另外，建立碳交易、绿证交易等政策性市场也有利于兑现市场主体在温室气体和污染物减排等方面的环保价值与贡献。”
华北电力大学国家能源发展战略研究院执行院长王鹏在发言中称，入夏以来多地用电紧张，有关部门借势而为，电价机制改革得以进一步深化。价格改革是生产关系的调整，判断未来电价改革趋势需要深刻理解实现双碳目标的生产力变革，电价机制必须要适应生产力的变革。
对于未来，无论是电力市场建设，还是电力价格改革，王鹏提出要理清两个关系。第一是市场和政府的关系，要坚持市场化方向，让市场在资源配置中起决定性作用，但同时也要有效发挥政府作用，政府必须要在大的外部框架上做整体设计。他表示，应强调“能源民主集中制”的概念，既要有民主，也要集中，大家各有分工才能实现目标。第二个关系就是体制与机制之间的互动。体制改革方面，一个是电网体制，另一个是行政管理体制，要深入考量央地关系。在机制实施的过程中，需要大家深入调研，站在市场参与者的视角，共同发掘问题，从而提出系统性的解决方案。
