2022年2月10日，国家发改委、国家能源局联合下发了《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（下称《意见》），这是国家碳达峰与碳中和顶层设计的重要组成部分，也是“1+N”政策体系在能源领域的具体化，将在今后很长一段时间内指导相关各方推进中国的能源绿色低碳转型。
《意见》有35项具体措施，分为制度建设、机制创新、深化改革、强化政策四大类，总体思路是统筹协同推进能源战略规划、统筹能源转型与安全、统筹生产与消费协同转型、统筹各类市场主体协同转型。
通过这四大类措施，推动“到2030年，形成非化石能源既基本满足能源需求增量又规模化替代化石能源存量、能源安全保障能力得到全面增强的能源生产消费格局。”
自2021年3月中央提出加快构建以新能源为主体的新型电力系统后，电力行业呈现出百家争鸣的态势，专家学者从各自角度对新型电力系统的内涵、特征、实现路径等做了阐述和解读。
《意见》通过“完善新型电力系统建设和运行机制”这一细化章节，首次以官方角度对如何构建新型电力系统指明了具体方向，这将大大推动中国构建新型电力系统的进程。
本文将详细解读《意见》中的相关条文，并对未来需要进一步完善和细化的三个方面，给出我们的建议。
对顶层设计与全社会共同参与同等重视
政策原文
自上而下方面：“加强新型电力系统的顶层设计、制定新型电力系统发展战略和总体规划、研究制定新型电力系统相关标准。”
自下而上方面：“鼓励各类企业等主体积极参与新型电力系统建设、支持行业龙头企业联合高等院校、科研院所和行业上下游企业共建国家能源领域研发创新平台。”
解读
考虑到电力行业是中国碳排放最大的单一行业，构建新型电力系统也就成为中国实现双碳目标最重要的举措。这意味着中国将逐步形成以新能源为主体的电力系统，绿电消费为主体的能源系统，并有效保障两个系统的安全稳定运行。
然而，新能源发电“靠天吃饭”的先天不足、通过电力电子装置并网导致系统转动惯量减少的基本特征，以及随着存量新能源不断增加带来的愈加昂贵的并网消纳成本都对中国电力与能源系统的安全性、可靠性和经济性构成了极大的威胁。
要突破“供给安全、环境友好、价格低廉”的不可能三角，中国电力系统源网荷储的各个环节势必重塑，并充分调动和发挥政策体制、市场机制与技术手段“三驾马车”的保驾护航作用。
完成这一系列目标，需要中国有强大基础理论研究、优良的顶层设计、能够及时反映最新情况的战略规划作为底层支撑。《意见》将对中国摸清构建新型电力系统的难点与挑战、寻找实现目标的最优路径、制定相关保障措施等方面发挥至关重要的作用。
此外，《意见》表明构建新型电力系统不仅是政府的任务，更需要全社会的力量共同参与。《意见》从“自上而下”和“自下而上”两个维度提出了构建新型电力系统的基本要求。表明政府会充分听取社会各界声音，调动一切积极因素，广泛加强各方协作，包括工商界、智库、高校、非盈利组织、基层工作人员等，共同探寻构建新型电力系统的最佳路径。
强化“大电网+大基地”与“微电网+分布式能源”并重的发展格局
政策原文
“完善适应可再生能源局域深度利用和广域输送的电网体系、加强省际、区域间的电网互联互通，大力推进高比例容纳分布式新能源电力的智能配电网建设，鼓励建设源网荷储一体化、多能互补的智能能源系统和微电网，探索建立区域综合能源服务机制。”
解读
由于中国能源资源禀赋与负荷呈现逆向分布，长期以来中国都通过“大电网+大基地”将西北地区富裕的风电、光伏和西南地区富裕的水电运送至东中部负荷中心。但在国土资源规划日趋加严、输电通道走廊资源愈加稀缺的情况下，这种“大电网+大基地”粗放的发展模式虽能满足新能源在全国范围内大规模开发、配置和利用，但已不符合构建新型电力系统的基本要求，且大电网的发展模式也对未来电力供应的安全稳定构成隐患。
《意见》表明，中国将加速构建“分布式能源+微电网”的能源利用模式（尤其是东中部等负荷地区）。在综合考虑供电范围、负荷特性、用户特点等情况下，形成包括分布式新能源、地热、新型储能、小型气电与氢电、沼气发电、电动汽车等各类微型电源组成的微电网，并能够在并网运行和孤岛运行两种模式之间切换。以此促进能源消费者转变为能源产销者，降低对外部资源的依赖，提高地区用电的可靠性，同时减少长距离输电带来的损耗和资本浪费。微电网试点地区还将因地制宜的开展综合能源服务，包括电热冷气一体化供应、能源梯级利用、能效诊断和能效提升，助力全社会提升终端用能效率。
《意见》还表明，中国将加强配电网的更新与改造，调动社会资本参与配电网建设的积极性，提升配电网的综合承载能力和实施感知能力，并积极孵化能源服务提供商、售电公司、地方政府等参与配电网的筹建、运行和管理，解决配电网薄弱带来的本地新能源无法有效开发利用的瓶颈。在经济欠发达地区，中国会结合“整县推进”政策，尝试通过政府、企业、银行、用户的四方合作，寻求可持续、可推广的商业模式，促进分布式能源的爆发式发展。
综合施策提升电力系统灵活性
政策原文
供给侧：“全面实施煤电机组灵活性改造、因地制宜建设天然气‘双调峰’电站”、加快建设抽水蓄能电站、发挥太阳能热发电的调节作用、逐步扩大新型储能应用。”
需求侧：“推动将需求侧可调节资源纳入电力电量平衡，拓宽电力需求响应实施范围，支持用户侧储能、电动汽车充电设施、分布式发电等用户侧可调节资源，以及负荷聚合商、虚拟电厂运营商、综合能源服务商等参与电力市场交易和系统运行调节。”
市场机制：“加快电力辅助服务市场建设、探索容量市场交易机制。”
解读
《意见》强调通过一揽子手段提升中国电力系统灵活性，为新能源大规模发展保驾护航。
当前中国电力系统灵活性调节能力欠缺，灵活煤电、气电、抽水蓄能的发展全部未完成“十三五”规划目标，在新能源大规模发展、负荷侧峰谷差不断拉大的情况下，这是中国电力系统的安全性和可靠性的巨大隐患。
过去，由于中国电力发展一直保留着较高的电力电量裕度，因此即使在“十三五”时期灵活性电源发展未及预期、随机性电源发展远超预期的情况下，中国电力系统仍保持着较高程度地安全稳定运行。但这种裕度将随着新能源规模的持续扩大、第三产业和居民用电量的快速提高、传统电源逐步加速退出而逐渐消耗殆尽，若不提前布局，未雨绸缪，中国电力系统未来将面临较大的运行安全风险。2021年9月底，由于可再生能源出力不足而加剧的波及二十余省“拉闸限电”现象也充分暴露了中国电力系统发展至今灵活调节能力不足的弊端。
灵活性资源未能得到有效开发利用，原因是市场机制建设滞后。辅助市场与备用市场缺位，直接导致各种灵活性资源在为新能源提供调峰调频、电压控制、非旋转备用和旋转备用、黑启动等服务时收益不佳，进而导致缺乏投资积极性，无法发挥支撑新能源大规模并网消纳的关键保障作用。
《意见》强调了中国将借助成熟完善的市场机制，通过大力发展供需两侧的灵活性资源，为新能源的长久稳定发展打下坚实基础，在保障电力安全的前提下，助力中国实现“十四五”时期年均1亿千瓦以上的新增风光发电装机。
加强跨部门跨区域能源安全联合监测预警机制
政策原文
“健全能源绿色低碳转型安全保供体系，建立健全和完善5个机制：一是能源预测预警机制，二是跨部门跨区域能源安全监测预警机制，三是涵盖能源、应急、气象、水利、地质等部门的极端天气联合应对机制，四是能源供应风险应对机制，五是极端情况下能源供应应急预案和应急状态下的协同调控机制。”
解读
对能源安全保供体系最大的威胁，是随着能源绿色低碳转型新出现的“极端天气”风险。暴雨、大风、雷电、低温、热浪等极端天气已被公众广泛认知，各行业也有比较完善的防御机制和措施，但近期中国北方地区出现的长时间、大范围的小风寡照天气，令风电光电出力剧降，随着新能源比例逐渐增高，这类“极端天气”对保证电力供应的威胁也越来越大。
《意见》表明，中国将通过建立健全的跨部门跨区域能源安全联合监测预警机制，摸清在中国能源绿色低碳转型的各个阶段、各类情景的极端天气特征和风险，为针对性的应对提供可靠依据，在实现低碳转型的同时，确保能源安全保供。
《意见》为中国加速构建新型电力系统指明了总体方向，与此同时，政策目标仍需进一步明确，政策措施也需要进一步细化，本文就此提出三点建议。
建议一：明确构建新型电力系统的阶段性目标
中国未来应明确构建新型电力系统的阶段性关键目标，并推动电力行业提前实现碳排放达峰。阶段性目标的缺失，导致构建新型电力系统的动力不足，无法有效发挥中央文件对地方层面的引导约束作用。
电力行业相较于工业、建筑、交通等行业，减排技术最为成熟，提前达峰的可能性最大。电力行业作为全国最大的碳排放行业，需充分发挥起担当和引领作用，加速煤电的角色转变，推动风光储的跨越式发展。电力行业的提前达峰，不仅将为其他难以脱碳的部门留出更多减排时间，还将充分发挥其他行业电气化过程中的减排效益。
2021年，全国核准了超过500万千瓦的煤电机组（以安徽、湖北、福建等省为主），全年的煤炭消费也同比增长4.6%，达历史新高的29.3亿吨标准煤，超越之前众多行业专家所判断的中国煤炭消费的峰值年2013年的煤炭消费总量。而这一切都是在2020年9月中央提出要实现双碳目标、2021年4月提出严控煤电项目、严控煤炭消费增长的情况下发生的。
因此，在《意见》明确提出能源转型2030年阶段性目标的基础上，后续政策应明确构建新型电力系统的阶段性目标。这些目标应包括：在“十四五”时期严控煤电项目，收回地方煤电项目核准权，不再核准新的商用煤电机组，促进煤电装机在“十四五”末达到峰值，实现新增电力需求绝大部分由非化石能源满足；在“十五五”时期，推动风光水火储氢车一体化的跨越式发展，加速实现煤电角色定位的转变和结构优化，大规模开发需求侧资源，力争实现新增电力需求全部由非化石能源满足。
建议二：妥善处理电力送受两端的矛盾
近年来中国跨省跨区电力快速攀升，2021年中国跨区和跨省输送电量分别达6876亿千瓦时和1.6亿千瓦时，分别同比增长6.2%和4.8%。这虽然表明了中国电力资源在全国范围内的优化配置，但实际上却暗藏了送受两端之间的博弈和矛盾。
一方面，中国送端电源多布局在西北部和西南部等经济欠发达地区，在党中央全面贯彻新发展理念、构建新发展格局的引导下，这些地区都在努力推动经济高质量发展，电力需求也与日俱增。送端地区愈加不愿将宝贵的电力资源进行简单外送处理，而是倾向于本地消纳，发展本地产业经济。内蒙古上海庙经济开发区大力发展装备制造业带来的外送山东电力意愿不足，以及云南省大力发展本地电解铝产业带来的外送广东电力意愿不足，都是典型案例。
另一方面，在新能源大规模发展的情况下，送端地区对备用电源的需求逐渐增大，受端地区则对外送电力的调峰能力需求逐渐增大。在这种情况下，送端地区希望在用电高峰时期减少电力外送，保留这部分电力作为备用电源，解决新能源出力不足时出现的电力短缺情况。
以西北地区和山东省为例，2021年西北地区大幅削减晚高峰时段的电力外送，致使银东直流送山东的电力成交量骤减，对山东省电力系统的安全稳定运行以及售电公司的企业经营造成了严重冲击。而对于受端地区山东省来说，随着本省光伏的大规模发展，负荷曲线“鸭型”特征愈加明显，需要外来电有较强的调峰能力，这反过来又对送端电源的启停能力、爬坡能力提出了新的挑战，加剧了送受两端的矛盾。
因此，中国应加快构建区域性和全国性的电力市场，推动优先发电和优先购电等“计划电”逐步全部转为“市场电”，并参与更大范围内的日前市场、实时市场、辅助市场交易，反映电力的时间价值和空间价值，还原电力的商品属性。
未来，中国电力市场还需逐步打破电网统购统销的局面，发挥电网公共服务平台的功能，打造“X+1+X”的发展格局，实现上游发电厂在批发市场上提供多种不同类型的电力商品，中游电网实现资源的优化配置和共享互济、下游售电公司充分竞争并承担向终端用户售电和向上游电厂购买电力和辅助服务的义务主体。政府则应建立起良好的成本分摊机制，确保新能源的开发消纳成本能够有效的向工商业用户乃至一定程度的向居民用户传导。
此外，由于在未来中国相当时间内仍难以摆脱“西电东送”的电力发展格局，中国要充分考虑电力送受两端经济发展的不均衡性，以及能源电力行业清洁转型对能源外送地区及经济欠发达地区的社会经济发展的影响和公平公正转型的迫切性。这些地区为保障国家能源供应做出了巨大贡献，国家层面应牵头加大对这些地区的生态补偿和转移支付，加大对基础设施、教育、医疗等领域的经济投资，推动创新活动，发展新兴产业，促进地区的新旧动能转换，最大程度地调和电力送受两端之间的矛盾。
建议三：加强风光出力预测，加快储能技术发展
准确的风光预测能最大限度的减少电力系统灵活性的需求，以成本最小化的方式保障电力系统运行的安全性和可靠性。与欧美发达国家相比，中国风光预测能力和水平均有不小差距，再加上中国气候条件和地形地貌更为复杂，提升风光预测水平的难度也更大，需要相关技术领域的协同和持续努力。
中国应通过开发基于神经网络预测分析算法和软件、打造小地域空间、多时间尺度的精细化预报系统、定期评估和调整预测机制等措施，实现对风光出力的精准预测，从源头上减少电力系统灵活性的的需求。这不仅包括集中式可再生能源，还包括分布式可再生能源。
在新能源大规模发展之后，不能再一味追求接近100%的新能源利用率，保持在5%左右的弃风弃光率，不仅能够大幅降低电力系统灵活性资源的投资成本，还能保证新能源能够为电力系统提供一定程度地向上爬坡能力。
此外，需要更加重视新型储能技术的发展/。中国一直把电化学储能的发展放在核心位置，其装机占新型储能总装机的比重在99%以上。但是，为了平抑新能源的波动性、随机性和间歇性，中国必须实现不同时间尺度的储能技术的创新与突破，包括电化学储能、飞轮储能、超导储能、压缩空气储能等分钟级和小时级的储能技术，以及满足中长周期储能需求的氢能储能和氢制衍生品储能等。尤其是中长期储能技术，在面对数周乃至数月风光出力不足或遇到极端天气的情况下，将起到让电力系统安全稳定运行的兜底保障作用。
氢能是中长期储能的核心技术之一，虽然“十四五”时期中国各地都将氢能作为产业发展的重点方向之一，但绝大多数都将氢能的应用局限于交通领域，对其在电力行业的推广和应用的重视程度相当不足。未来应督促各地方从全局规划出发，统筹考虑可再生能源消纳目标、不同储能技术类型特点和电力系统安全可靠性等因素，合理有序引导储能产业的发展。
构建新型电力系统是一项长期而艰巨的任务，需要政府、智库、企业乃至个人共同努力。总体来说，《意见》对中国构建新型电力系统有很好的推动作用，但相关条例的细化方案和具体政策还有待进一步落实。从近半年来中国针对电力市场建设、电价改革、煤电优化与转型、源网荷储协同发展等领域颁布政策的密度来看，尚存问题会在不久的将来逐步得到解决。
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