不难看出，构建以新能源为主体的新型电力系统是实现碳达峰碳中和的基础，而新型电力系统是清洁低碳安全高效能源体系的重要组成部分，在新型电力系统中，要逐步实现可再生能源对化石能源的替代，而且要以化石能源效能为目标控制能源总量，以电力体制改革为动力，推动新型电力系统构建。

2021年4月22日，习近平主席出席领导人气候峰会并发表重要讲话，他提出：“中国将严控煤电项目，‘十四五’时期严控煤炭消费增长，‘十五五’时期逐步减少。”这为构建新型电力系统框架进一步指明了方向。

（一）能源消费在持续增长中改善结构

根据国家统计局数据，2020年中国能源消费总量为49.8亿吨标准煤，比上年增长2.2%；煤炭消费量增长0.6%，煤炭消费量占能源消费总量的56.8%，比上年下降0.9%；原油消费量增长3.3%；天然气消费量增长7.2%；电力消费量增长3.1%；天然气、水电、核电、风电等清洁能源消费量占能源消费总量的24.3%，上升1.0%。图1是1978年以来中国能源消费总量与结构的变化情况。

根据以上数据和图1发现：

第一，中国能源消费总量在改革开放以后持续增长，尤其是21世纪以来总量增加很快。

第二，能源结构以煤为主，但煤炭消费总量在2013年达到高值之后基本持平；煤炭消费所占比重逐步下降，但仍然占绝对主导地位。

第三，石油消费总量持续增长，但增长速度低于天然气。

第四，非化石能源消费持续增长，能源消费增量部分主要由清洁能源填补。总体来看，中国能源消费仍然以化石能源尤其是煤炭为主，正在向清洁能源消费转变。

（二）电力生产总量跨上新台阶，电力结构向绿色低碳方向快速转变

根据国家统计局和中国电力企业联合会(以下简称中电联)统计，2020年末，全国发电装机容量220058万千瓦，比上年末增长9.5%。其中，火电装机容量124517万千瓦，增长4.7%；水电装机容量37016万千瓦，增长3.4%；核电装机容量4989万千瓦，增长2.4%；并网风电装机容量28153万千瓦，增长34.6%；并网太阳能发电装机容量25343万千瓦，增长24.1%。

“十三五”时期，我国年均新增发电装机13507万千瓦，煤电年均新增装机3564万千瓦。截至2020年底，我国煤电装机容量10.8亿千瓦，占总装机比重49%，占总发电量比重60.8%，年装机容量增长趋势放缓，发电量缓慢增长。

1985年以来，我国电煤消费原煤占煤炭消费量的比重、电力消费能源在一次能源中的比重、电能在终端能源消费中的比重如图2所示。图3为2006—2020年太阳能发电、风力发电量及占总发电量的比重，图4为2000—2020年不同电源发电量及总发电量增速。

根据以上数据和图2、3、4可提出四点结论。

第一，电煤消费原煤在煤炭消费中的比重、电力消费能源在一次能源中的比重、电能在终端能源消费中的比重等三个重要正向指标都是持续增长的。

第二，全国发电量快速增长，但增速在波动中逐步下降。不论装机容量还是发电量，中国已连续多年稳居世界第一，其中发电装机已经连续9年居世界第一位。

第三，非化石能源发电量所占比重不断增加，煤电占比不断下降。与2010年相比，2020年我国煤电装机容量和发电量所占比重分别下降18个百分点和15个百分点。2020年，煤电装机占比首次下降到50%以下，但是发电量所占比重仍为60.8%；以2005年为基准，非化石能源发电量所占比重逐年提高，2020年非化石能源（含生物质发电）装机9.8亿千瓦，占45%，发电量7.6万亿千瓦，占34%，分别提升了21个百分点和16个百分点。

第四，与风电相比，太阳能发电大规模投入应用的起步时间晚了5年左右，目前风力和太阳能发电量都有大幅度增长，虽然发电量占总发电量的比重约10%，但是将会逐步成为主力电力、主力电量和主力能源。

（三）火电污染控制和碳减排成效显著

根据中电联统计分析，与2010年相比，2019年全国火电（其中煤电装机和发电量占比均为90%左右）颗粒物排放量由160万吨下降至18万吨，下降88.8%；二氧化硫排放量由926万吨下降至89万吨，下降90.4%，与2006年的峰值相比下降约93.4%；氮氧化物排放量由950万吨下降至93万吨，下降90.2%，与2011年的峰值相比下降约90.7%。

1978年，火电碳强度约1312克/千瓦时，2019年降到838克/千瓦时。以2005年为基准年，2006—2019年，通过发展非化石能源，降低供电煤耗和线损率等措施，电力行业累计减少二氧化碳排放约159.4亿吨。

（四）中国人均用电量和三大产业用电比重显示，我国仍处在现代化进程之中

2020年，中国人均用电量约5400千瓦时，略高于世界平均水平。2004年以来，我国第一产业、第二产业和第三产业的用电量及工业用电与生活用电的比重如图5所示。

从图5可以看出，中国第一、二、三产业的用电量都在持续增长。其中，第一产业用电所占比重很低；第二产业用电所占比重基本在70%左右，近年有所下降；第三产业和城乡居民生活用电所占比重基本相同，且近年来都有所上升。发达国家在完成工业化时，第二产业用电所占比重约60%；之后，第二产业用电所占比重下降到30%左右；同时，第二产业第三产业和居民用电“三分天下”各占其一。分析产业用电量和用电结构之后发现，近几年，我国第二产业用电所占比重约为70%,第三产业和居民用电所占比重均约占15%。这说明我国仍然处于发展中国家水平，正在为2035年基本实现社会主义现代化的目标而努力。

（五）能源转型涉及整个经济与社会系统的全面转型

以上四个方面简要分析了中国能源电力的发展过程、当前状态和主要特点，这是分析中国在碳达峰碳中和目标下构建新型电力系统的基础，不了解中国能源电力的基本情况就不能做到有的放矢。总体来讲，经过四十多年改革开放快速发展，中国能源结构不断改善，环境保护成效显著，不论发电产业还是电网，中国都已经达到世界先进水平，部分已达到世界领先水平；中国电力供需矛盾由长期的严重短缺进入总体供需平衡、局部地区短缺或有富余的阶段，破解了资金、技术、人才制约电力工业发展的基础性矛盾。

但是，能源转型不是某一品种的能源在经济上可以替代另一品种的能源时就能够实现的，而是涉及整个经济与社会系统的全面转型，生产方式和生活方式必须发生重大转变。我国仍处在社会主义初级阶段，经济社会发展还属于爬坡时期，不平衡不充分的问题仍然存在，高碳能源特性十分显著，国际环境存在不确定性。面对碳达峰碳中和目标，尤其是要在30年之内完成发达国家大约60年才完成的任务，必将是一场世纪大考。

（一）电力系统要素变化

第一，电力系统运行机制由“源随荷动”转变为“源荷互动”。新型电力系统是相对于传统的电力系统而言的。电力系统由发电、输电、变电、配电、用电等环节组成电能生产、传输、分配和消费的系统，其中，发电电源简称“源”，用电负荷简称“荷”。输电、变电、配电是电力系统中电能输送、变换和分配的部分，可分为输电网和配电网。

在传统的电力系统中，电能配置是按照发电、供电、用电的次序由电网进行配置，由于电能难以储存的特点，电能在发、输、变、配、用各环节中几乎同时发生。满足国民经济和社会发展对电力的需求，保持电力系统电量的瞬间平衡和稳定（涉及电压、频率、功角等参数）是电力系统规划、设计、运行的基本任务。为此，传统电力系统运行的逻辑是“源随荷动”，即根据用电负荷侧的变化，电源侧随时变化，而这些变化是由电网调控的。

这一特性决定了电源侧必须要有充足的、符合电网运行条件的各类不同电源，尤其是要有既稳定可靠又具有一定灵活性的电源，并配有少量储能设施，以备电源不足或者电源达不到电网稳定运行要求时作为补充。在传统电力系统中，主体电源（火电、水电等）在设计和建造时都充分考虑了“源随荷动”的需要，水电受气候影响有丰枯期的问题，水电与火电建设的合理布局可以解决这个问题。

第二，“源网荷”系统转变为“源网荷储”系统。在以新能源为主体的电力系统中，新能源的主要代表是太阳能和风能转换的电能。太阳能及风能是大自然无偿赐予的，但是具有波动性、随机性、间歇性的特点，且不以人的意志为转移。显然，风电、太阳能发电无法适应“源随荷动”的基本要求。

在中国的传统电力系统中，煤电、水电、核电的年均满负荷利用时间分别可达5500小时、3500小时、7000小时，而煤电、核电的年利用时间还可以更高一些。受风、光资源特点的限制，风力发电年利用时间平均为2200小时，光伏发电平均为1200小时。由于风、光发电的特性，一些地方会出现用电高峰时少风少光甚至无风无光，在用电低谷时发电量较高的情况，即风、光发电具有反调峰特性。

新能源发电还有能量密度低、分布广泛、便于分散使用的特点，有可能出现千家万户均可发电的状况。但是，自发自用的特点是有时电能富余，有时电能不足，而且自发自用难以保障用户的电能质量。因此，用户在电能富余时可以将电卖给电网，不足时由电网供电。

同时，随着更多的电能由分布式发电接入配电网，由分布式电源和相关储能、调控、保护设施构成的微电网和主动配电网逐渐增多。一方面，大量使用低碳能源有利于优化能源电力系统，对于维护大电网的安全性也有一定的好处。另一方面，原有电力的负荷特性发生改变，而且新能源的波动性、随机性、不稳定性等特点加大了电网安全稳定运行的难度。

“源”已经不是传统的“源”，“荷”也不是传统的“荷”，为了保障电力系统安全，“源”与“荷”之间必须协同互动。在“源”方面，尽可能提高预测的精度并加强调节性能；在“荷”方面，也应当提高调节能力或者需求响应能力。

与传统的电力系统运行逻辑相比，“源”与“荷”都出现了较大不同，储能（包括储电、储热等）成为新型电力系统的重要组成部分。为了适应不同地区、不同“源”与“荷”的特点以及电网的特点，储能将会以多种方式（化学或物理方式）在电网侧、“源”与“荷”侧进行配置，原有的“源、网、荷”系统将转变为“源、网、荷、储”系统。储能的大量使用和分布式电源的增多，传统单向电能配置模式将变成双向、多向的电能配置模式。过去，电力系统原有的各个环节区分明显，未来，相互融合的部分将不断扩大。

第三，“云、大、物、移、智”技术是支撑新型电力系统的基础。实际上，所谓传统的电力系统主要指当今的电力系统，而当今的电力系统也是经过多次升级才建成的。中国的电力系统经过了初期的分散式、小容量、低电压、小系统阶段，中期的大机组、大电厂、大系统、高电压、信息化阶段，逐步发展为当今的现代电力系统。

目前，我国的电力系统以特高压电网为骨干网架，不同等级电压协调、全国联网，以高效、环保型机组为主体，可大范围实现能源资源优化配置，已经高度自动化并向智能化过渡。在构建新型电力系统的过程中，为了适应以新能源为主体的目标，必须要全面采用现代科技创新成果，对电力系统进行升级。

新能源之所以“新”，是因为新技术赋予可再生能源新的生命力，使其能够经济地转换为电能（或商品热能）而为人类所用。同样，构建新型电力体系的“新”体现为用新技术改造现有的电力系统，使其适应不断变化的新要求。新技术，就是要充分运用“云、大、物、移、智”的技术，不断加强电网与信息网、交通网、能源网的融合，形成以智能电网为主体的能源互联网。

需要指出的是，以新能源为主体并不是说全部能源都是新能源，而是要根据能源电力安全及经济运行需要配置必要的其他电源，如水电、核电以及天然气燃机发电或燃煤发电等，而且应当优先考虑无碳、低碳能源的使用。在配置煤电的同时，要根据碳减排的需要逐步采取二氧化碳捕捉、利用、封存（CCUS）技术，且尽可能减少煤电机组运行或将煤电作为备用能源。未来，应当根据低碳发展阶段，平衡安全、经济等各方面的考虑，选择最佳的以新能源为主体的多元电源组合系统。

（二）改变传统的电力管理运行机制

从物理形态上看，新型电力系统“发、输、变、配、用、储”等设备的系统变化和功能调整体现为电力流、信息流、价值流的重新分配，由此推动能源、经济、社会的全面转型。要达到这样的目标，深化电力体制改革将起引领性、关键性甚至决定性作用。新型电力系统的构建涉及法律、规划、政策、标准、技术、规范、人才等全方位、整体性的改变，不仅需要深化电力体制改革，还需要开展相关领域的改革，通过各方协调推进才能成功。

中国电力体制改革一直没有停止，当前的改革已经为构建新型电力系统奠定了良好的基础。但是，当前的改革主体思路是在2015年以前形成的，代表了当时的改革精神和实际情况，与碳达峰碳中和目标的要求还有一定的差距。

所以，中央财经委员会第九次会议提出了深化电力体制改革的要求。

其一，建立快速、大规模新能源进入电力系统之后保持电力系统安全稳定运行的机制；其二，重新考量电网企业（或者主体）在新能源系统中的作用；其三，在大量新业态如储能、分布式能源系统、电动汽车与电力系统融合之后，构建新的商业模式；其四，低碳电力既能在电价中体现出价值并使其价值顺畅地传导至全社会，又能支撑可负担得起的社会公平转型；其五，大量的支撑性技术标准快速有效地替代衔接；其六，在新情况下开展政府监管。

综上，新型电力系统包含了“发、输、变、配、用、储”各环节高度耦合的物理电力系统和与之相适应的科学化、制度化、规范化的新型管理系统。

（三）加快新型电力系统构建进程

新型电力系统构建是“十四五”时期的主要任务之一。但笔者认为，这个任务并不是要在“十四五”期间全面完成，而是贯穿实现碳达峰碳中和目标的全过程。新型电力系统不能够脱离“发、输、变、配、用、储”各环节的技术、设备、工程实体而独立存在，所以新能源成为主体能源必然是一个渐进的过程。随着新能源的发展，传统化石能源尤其是煤电必然要逐步退出，这需要一定的时间；同时，技术发展仍然处在非常活跃的阶段，在能源电力转型中必须高度关注各项技术的发展，防止技术锁定、投资锁定。

从宏观角度而言，新型电力系统的构建与中国碳达峰碳中和目标的实现路径具有方向的一致性，但是，新能源的发展是推动、引导、实现碳达峰碳中和目标的基本动力，是“先行官”，所以，新型电力系统的构建完成时间应适当超前于碳达峰碳中和目标。

笔者认为，初步分析从目前到实现碳中和目标的40年时间，大体可分为四个阶段：2020—2030年之前，碳排放总量缓慢上升到达顶峰；2030年以前—2040年，碳排放总量从波动下降进入较快下降阶段；2040—2050年以前，碳排放总量线性下降；2050—2060年以前，碳排放总量加速下降。这四个阶段与中国在2035年基本实现社会主义现代化和2050年建成社会主义现代化强国的进程是一致的，也与当前中国面临的能源电力形势、国际形势和我国的电力系统各要素、电价水平等相适应。这个路径体现出对未来技术创新的期待。

中国的碳中和战略是先树立减排里程碑，再用背水一战的决心和压缩型发展的理念来倒逼减排。中国与欧盟的减排路径不同。欧盟的二氧化碳排放在达峰以后，经历了一个长期波动的平台期（约30年），然后缓慢下降。尽管欧盟在碳达峰以后受到《京都议定书》的法律约束，但总体来看，欧盟的碳中和过程将是一个自然减排过程。

中国现在还处于二氧化碳排放上升阶段，尚未实现现代化，在发展的压力和高碳能源体系的压力下负重爬坡，因此，实现碳达峰碳中和必定非常艰难。我国既要按时实现高质量的现代化，也要按时实现碳中和目标；既不能期望在碳达峰之前冲高碳排放量以维持较高的经济增长，也不能单纯地为减轻碳中和压力而立即达峰、压低峰值，从而过多地影响经济发展。

构建新型电力系统的方向已经明确，关键是绘好蓝图和制定科学的施工方案。“十四五”期间，首要任务是加快以电网为核心的整体规划，这是构建新型电力系统的总纲，只有纲举才能目张。低碳电力转型不仅是一个理论问题，更是一个实践问题，“十四五”期间还要同步推动出台以解决问题为导向的规划和政策。近期，国家有关部门出台了关于分布式电源发展、抽水蓄能电站发展的政策，相信对构建新型电力系统将有很好的促进作用。

（一）保障电力安全

保障电力安全包括对电能在“量”和“质”两方面的要求。但是，从科学性和系统经济性来看，在任何时间、任何范围、任何条件、对任何对象都百分之百地保障电力供应，这是无法实现的。在低碳电力转型过程中，由于随机性高、波动性大的新能源发电大规模进入电力系统，电网、电力负荷、热电联产的热力供应等都将受到不同程度的影响，一些新型风险（如互联网黑客攻击等）对电力系统也会形成安全隐患，这些因素对电力安全提出了更为严峻的挑战，因此，需要针对电力安全的新特点，制定专门的量化指标和防范要求。

（二）大力支持新能源发展

首先，有效解决风力发电、光伏发电的补贴拖欠问题，缓解新能源企业的困难，增强新能源投资者的信心；同时，根据新能源的发展持续完善后续政策。其次，优先处理为消纳新能源而配套的电网输送、电源优化、省际联网等问题。再次，提高电力系统灵活性，如有序安排煤电机组的灵活性改造、燃气电厂的建设、发电侧和电网侧重大储能工程建设（如抽水蓄能电站）等。最后，强化需求响应措施。鼓励工业园区、公共机构、大型用电用能单位等建设冷热电联供及储能设施。

（三）持续完善智能电网建设，更加重视智能配电网建设

根据能源转型的要求，不断完善智能电网，并发挥智能电网的基础性、关键性、支撑性作用。分布式发电的发展和微网的不断扩大更加有利于就地利用和消纳可再生能源，因此，“十四五”时期应将智能配电网建设放到优先加强的位置。

（四）明确煤电定位，严格限制煤电建设

在保障能源安全和稳定供应方面，煤电是重要的负荷中心支撑性电源，应承担托底保供的角色，在促进新能源发展过程中要发挥灵活调节的主力电源作用，在能源资源大范围优化配置的过程中要发挥区域能源基地的作用。在严格限制新建燃煤电厂的同时，尽可能提高现有燃煤电厂的效率和效益；对于确需煤电支撑的电网区域，在满足节能、节水、环保等要求的前提下，对接近设计寿命的电厂，应开展有针对性的评估和技术改造，使其继续发挥作用。

（五）在保障安全的前提下启动核电建设，在维护生态的前提下启动大型水电建设

对于中国这样一个以煤为主的能源大国而言，离开核电和大型水电将难以完成碳中和任务。而且，对于一个以可再生能源为主体的巨型电力系统而言，没有一定的基础性高能量密度的电源作为支撑，将很难运行。因此，我国不能放弃核电和水电建设，而是要在保障安全的前提下启动核电建设，在维护生态的前提下启动大型水电建设。

（六）推动储能商业化发展

以可再生能源为主体的能源低碳转型，储能是“终极”性的支撑，决定了能源转型的方向和进程。但是，大规模的、安全性高、经济性好的储能技术和设备尚未达到商业规模，这是碳中和进程中的最大瓶颈。“十四五”时期，我国要有选择地尽快推动一批有前景的储能设备（模组）和技术实现商业化发展。

碳达峰碳中和的本质是以能源转型为基础、以电力转型为核心、以新电气化为引领的生产方式和生活方式的深刻变革，也是经济社会的巨大转型。在以新能源为主体的新型电力系统中，大范围能源资源配置与分散式配置并重，传统的“发→输→变→配→用”的单一方向的电能配置方式通过储能装置连接在一起，形成双向、多能互补的配置方式。

在电源侧，形成以可再生能源为主体的多元低碳体系；在负荷侧，工业园区、社区、小型区域等用能主体的主要供能形态将是综合能源服务；电力供需主体加大融合，源、网、荷、储高度耦合，智能化需求响应将成为常态。构建新型电力系统是一次根本性的大变革，必须科学安排，统筹规划，边干边改，久久为功。

来源：阅江学刊