导语：建设新型电力系统、实现“双碳”目标，是一场全方位变革，是极具挑战性、开创性的战略性工程，涉及能源电力生产、传输、存储、消费全链条，需要产业链上下游企业发挥自身优势、主动变革突破，需要政府部门、行业组织、广大用户和社会各方面积极支持参与、共同发力。
3月7日，从全国人大代表、国网冀北电力唐山供电公司四级职员兼二次运检一班副班长李征处获悉，他今年的建议主要是关注如何推动新型电力系统建设，支撑服务“双碳”目标落地。
李征向表示，伴随着中国新能源产业的快速发展和能源转型的不断深化，电力发展正面临以下四个方面的问题：
一是电网安全面临挑战。新能源大量替代常规电源，“双高”、“双峰”问题突出。中东部支撑电源“空心化”、跨区直流集中落点，电网“强直弱交”依然存在，交直流相互影响，频率电压稳定问题相互交织。现有跨区直流已形成多个密集通道，后续直流大规模建设，还将增加现有密集通道直流规模或产生新的密集通道，多回直流同时故障概率将大大增加。新能源电力的波动性、随机性，决定了其不能提供常规调峰、调频、调压服务。同时叠加大量电力电子设备，导致电能质量问题突出。未来新能源汽车、储能系统等具备双向能量流动特性的新型负荷占比将大幅提升，但受到市场、政策、技术等多方面约束，难以形成稳定的负荷与电网协调互动能力。
二是新能源发展形势复杂。新能源电力规划和其他专项规划统筹不够，各省规模和利用率目标不明确，保障性项目规模大，市场化项目规模和政策敞口。初步统计，国家电网经营区各省规划的“十四五”新能源总规模已达13亿千瓦，部分地区远超消纳能力，量率协同面临巨大挑战。煤电灵活性改造、新型储能等规划未落到具体项目，建设时序不明确。青海、甘肃等地区规划规模大、消纳能力有限，未来新能源利用率可能持续跌破80%甚至更低。储能作为提升新能源消纳能力优质调节资源，目前面临电价与补贴等政策不完善、投资回报机制不健全等问题
三是系统发展成本不断上升。新能源平价上网不等于平价利用，为适应“双高”“双峰”形势下新能源并网和消纳趋势，电力系统源网荷储各环节建设和运营成本都要增加，新能源发电成本下降不能完全对冲新增成本。德国近20年居民电价上涨90%，平均销售电价上涨23%，英国近15年居民电价上涨60%，平均销售电价上涨51%。我国新能源资源与需求逆向分布，西部北部集中开发、远距离大规模输送，成本更高。
四是技术研发亟待突破。随着新型电力系统加快建设，有很多技术难题亟待解决，一些技术领域进入“无人区”。新能源主动支撑、友好并网技术，大规模长时间储能技术尚未突破，以输送新能源为主的特高压输电、柔性直流输电等技术装备正在研发，氢能利用，碳捕集、利用和封存等颠覆性技术前景尚未明朗。新能源接入及并网标准尚不完善，难以保障规模化接入后的安全运行和可靠供应。
针对上述现象，李征提出了四条建议：
一是加强顶层设计。建立电力行业协同工作机制，统筹研究制定新型电力系统建设实施路径。坚持电网“统一规划、统一调度、统一管理”体制优势，健全政府主导、企业实施、各方参与的能源电力规划体系，推动电力生产、传输、消费、储能各环节协同联动、有效衔接。将电力系统全环节促进能源转型的重大举措、重点工程纳入国家规划，加快落地实施。
二是推动新能源有序发展。统筹常规新能源、沙漠戈壁荒漠大型基地、分布式光伏等各类项目，在国家层面明确分省新能源规划目标，实现各专项规划、国家和各省规划间横向协同、上下衔接。集中开发和分布式并举，坚持大型风光电基地、先进煤电、特高压通道“三位一体”，加强新能源、常规电源、输电通道统一规划，同步开展前期工作，确保同步投运；以公共电网为平台，推动分布式电源就近就地消纳和平衡。推进煤电灵活性改造，加快抽水蓄能电站建设，明确新能源配置储能相关要求、电网侧独立储能市场主体地位，持续增强系统调节能力。
三是进一步完善价格财税政策和市场机制。加快健全完善能源电力价格形成机制和辅助服务成本疏导机制，进一步理顺输配电价，由全社会共担能源清洁低碳转型和绿色发展的责任。加快建立统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系，进一步完善煤电价格市场化形成机制，建立电煤价格－上网电价－销售电价的联动机制。积极探索建立容量市场，有序平衡电力供需。
四是积极支持技术创新和示范应用。国家层面安排部署一批重大项目，加强清洁能源发电、先进输电、高效碳捕集利用等领域基础理论和关键核心技术攻关。出台政策、完善机制，支持企业开展技术创新，推进新技术示范应用，将新型电力系统示范区和示范工程纳入国家试点。推广应用新能源云平台，依托新能源云建设国家碳中和支撑服务平台。
李征认为，建设新型电力系统、实现“双碳”目标，是一场全方位变革，是极具挑战性、开创性的战略性工程，涉及能源电力生产、传输、存储、消费全链条，需要产业链上下游企业发挥自身优势、主动变革突破，需要政府部门、行业组织、广大用户和社会各方面积极支持参与、共同发力。
