eo封面 | 新型电力系统如何“辞旧迎新”

eo记者  姜黎

编辑  周慧之  冯洁

2021年4月22日，国家主席习近平在“领导人气候峰会”上的讲话明确，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。

这是继3月15日中央财经委员会第九次会议提出“构建以新能源为主体的新型电力系统”要求后，对能源电力系统提出的又一具体要求。

数十年以来，以煤电为主体，结合跨省区输电的大规模投资形成了当前国内数十万亿元的电力基础设施体系。中电联数据显示，截至2020年底，全国全口径发电装机容量22亿千瓦。其中，全口径煤电装机容量10.8亿千瓦，占总装机容量的比重为49.1%。

随着近十年来可再生能源的发展，国内电力系统对“高比例可再生能源”的提法并不陌生，但“以新能源为主体”的要求，赋予了“高比例”更为明确的含义，即新能源的装机或电量要超过一半。这也意味着煤电将逐渐退出主体地位。

多位业内人士表示，变化比预期来得更快了一些。

中国人民大学应用经济学院院长郑新业在接受eo专访时提到，能源投资规模大、持续时间长，让能源市场主体预先认识到双碳承诺的意义，可以从现在就调整投资行为。

以新能源为主体的电力系统意味着，一边要对化石能源投资“踩点刹”，另一边要对支持绿色发展的供需两侧灵活性资源和运行模式“踩油门”。而这种转变，或许是电力领域数十年来遇到的最为复杂的系统工程。

“十三五”时期，全国全口径发电装机容量年均增长7.6%，其中非化石能源装机年均增长13.1%，占总装机容量比重从2015年底的34.8%上升至2020年底的44.8%，提升10个百分点；煤电装机容量年均增速为3.7%，占总装机容量比重从2015年底的59%下降至2020年底的49.1%。

香港中文大学（深圳）高等金融研究院能源市场与金融实验室主任赵俊华指出，从目前的情况来看，到2030年，煤电装机总量将没有太大的增长空间。而风、光装机总量则会很快“赶上”并超越煤电，进而实现占总装机容量比重过半，逐渐成为“主体”电源。

为了应对风、光的间歇性特质，电力供应侧对灵活性资源的需求将越来越大。

从2021年初各省区政府工作报告看，能源领域的抽水蓄能电站项目是其中一大“亮点”：江西将开工建设南昌至长沙特高压交流工程、奉新抽水蓄能电站；山东提到抓好沂蒙、文登、潍坊、泰安二期抽水蓄能电站建设；山西推动垣曲、浑源抽水蓄能电站建设；重庆加快栗子湾抽水蓄能电站等项目前期工作；新疆推进阜康、哈密抽水蓄能电站建设。

沉寂多年的抽蓄重新“活”了起来，而上一次规模化投资还要追溯到5号文“厂网分开”改革，抽蓄划归电网之后。

根据《水电发展“十二五”规划》披露的数据，“十一五”期间，全国新增抽水蓄能电站994.5万千瓦，截至2010年底，抽水蓄能装机容量达到1694.5万千瓦。多个百万千瓦级别的大型抽水蓄能电站都在这一时期投产。

即便如此，根据《可再生能源发展“十一五”规划》，抽水蓄能的发展目标是2000万千瓦，到2010年时规划目标并没有完成。“十二五”时期，国家又为抽水蓄能定下装机容量达到3000万千瓦、开工4000万千瓦的目标，但依旧没有完成。到2015年底，抽水蓄能电站装机容量数据为2303万千瓦，开工规模也只达到规划目标一半左右。

水电水利规划设计总院副总工程师王化中曾告诉eo，造成这一现象的因素是多方面的，其中电价机制是最主要的因素。

此前，抽水蓄能电站曾采用“一站一价”“单一制电价”“两部制电价”等多种定价方式，但费用疏导机制一直没有完全理顺。随着输配电价和电力市场化改革的不断推进，两轮输配电价定价均将抽蓄电站的资产、成本费用剔除在有效资产和定价输配电成本的范围之外。

抽蓄电价执行一度“无路可走”。

据悉，国家发改委近日已出台相关意见，进一步完善抽蓄价格机制，明确将容量电费纳入输配电价回收。

除抽蓄以外的新型储能发展指导意见也呼之欲出。2021年4月21日，国家发改委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》提到，建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场；研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。完善峰谷电价政策，为用户侧储能发展创造更大空间。

“最大的突破，也可能是隐忧，是输配电价对储能的‘锁’打开了。”一位电力研究人士指出：“一方面的确利好储能发展，另一方面，在主管部门或监管机构尚未形成评估标准体系前，未来可能过度激发电网侧储能的投资冲动。”

多位业内人士认为，这是“双碳”压力下，市场化改革过渡期做出的选择。

一位长期从事储能业务的专家认为，在电力市场成熟的情况下，制定储能的价格机制不能只算总账，要让储能的每一种应用都有对应的付费机制，实现按效果付费。

大规模风、光的到来，将打破“四平八稳”的电力系统。在大容量、长时间电化学储能实现技术突破并具备经济性之前，单靠储能来应对可再生能源的波动性成本高昂且不易实现。随着不确定性随机波动电源的海量接入，“源网荷储”的智能调控需求也对电力系统的快速响应和运算能力提出严峻挑战，搭建基于数字技术的底层基础设施支撑愈显重要。

早在2001年，智能电网的概念便被较为明确地提出来。20年来，美国、欧洲、日本、韩国、中国等国家和地区开展了大量智能电网的研究工作。

2018年，南方电网公司、中国移动、华为联合发布的《5G助力智能电网应用白皮书》介绍，南方电网公司以促进电网向更加智能、高效、可靠、绿色的方向转变为目标，以应用先进计算机、通信和控制技术升级改造电网为发展主线，在大电网安全稳定运行、分布式能源耦合系统、新能源并网、输变电智能化、配电智能化、智能用电等领域开展了广泛的技术研究和诸多示范工程建设。

2021年4月24日，南方电网发布的《数字电网推动构建以新能源为主体的新型电力系统白皮书》指出，绿色高效、柔性开放、数字赋能是新型电力系统的三个显著特征。新型电力系统将呈现数字与物理系统深度融合，以数据流引领和优化能量流、业务流。

“从信息化到数字化，电力行业打下了一定基础，也做了很多试点项目，但要达到真正大规模应用，发挥效能，还有很长的距离。”赵俊华说。

他认为，在“双碳”目标下，从“以新能源为主体”的角度考虑数字化转型，接下来的工作重点在用户侧，即如何进一步打通用户之间的渠道，实现对负荷的调控，在系统需要时，改变其运行状态。

中国人民大学应用经济学院副教授张晓兵介绍说，数字化重塑了整个电力行业。发电企业的数字化可以降低运营成本，提高效率，减少计划外停电，提高设备寿命；电网方面，传感器的广泛应用，可以实时检测各个节点的输电和配电状态，提高管理的效率和电网的稳定性。数字化转型提高了电力系统的灵活性，通过把用户端和供应侧互联互通，更好地匹配用能和供能，有助于高比例可再生能源下电网的稳定。

“通过应用数字技术，用户侧的智能电器在电力短缺（因发电不足或局部电网拥塞）时，智能设备可以降低能源消耗甚至关闭，以降低网络负载、从而帮助系统保持稳定运行。”

不过，张晓兵提到，目前用户侧可供智能调控的数字化设备还不够广泛。以家用电器为例，生产可供智能调控的空调品牌屈指可数。目前，电动汽车是少数具备潜力的、通过储能与供应侧互动的负荷之一，但也存在电池损耗，经济激励等多重瓶颈。

而清华大学电机系教授慈松、康重庆等曾撰文指出，数据中心也形成了一个相互之间可以通信并且转移计算任务的网络。计算任务作为一种消耗电能的信息系统负荷，正逐渐成为电力系统的重要负荷。不同于传统的电力负荷，由于计算任务可以在不同数据中心之间转移，同时随着高可靠低时延传输技术的发展，数据中心的计算任务也将在未来接受电力系统的调度，为电力系统的调度提供灵活性。

一位长期研究需求响应的业内人士说：“围绕可调负荷有多少，如何实现有效调控，在系统需要时能够起到多大作用等，研究和实践才刚刚开始。”

从供应侧到消费侧应用数字技术，也意味着预测型的运营管理模式，对数据分析处理的需求很大，要与系统的各方各面进行接触，而要成立这样高效运作的部门，管理应当趋于扁平化。

除了管理模式变化的挑战外，数字技术及设备的投资成本回收机制也并不明朗。国务院发展研究中心的一份调研报告指出，部分企业没有充分理解数字化转型的内涵，存在“重硬件、轻软件”“抢项目、上资产”的惯性思维。

“在当前‘双碳’目标的要求下，电力央企将雷厉风行地采取行动，但如何促使企业在数字化方面进行可持续的投入，则是监管面临的新课题。”张晓兵说。

他指出，对于电力行业，通行的管制方法较为有限，如果电力投资从以往以重资产为主的模式转向重资产与数字技术轻资产结合的模式，监管及定价机制需要随之适应。“在目前的成本监审框架下，投入数字技术或数字设备，依然不如多建一条线，或多建一个电站获得的收益大。”

此外，新型电力系统日益凸显的数字化特征，还对传统的安全观提出了观念更新要求。有业内人士撰文表示，“构建新型电力系统，不能以旧的安全观应对新的安全挑战。电力设备网络化、数字化特征愈发明显，电力安全风险将更多体现在金融、技术等非传统安全方面。”

根据环保部数据，2014年的现役煤电机组若能持续运行到2040年，其平均服役时长大概为37年。

“如果2040年前把煤机全部退出，意味着接近50%的煤电机组在正常寿命内会被拆除或停产，这将形成一大笔搁浅资产，而且这一数字还没有将2014年（火电建设密集期）之后新建的机组过早退役带来的成本计算进来。”中国人民大学应用经济学院相晨曦博士此前在接受eo采访时指出。

实际上，搁浅资产的效应已经开始。近年来新能源发电量的增加，挤压了煤电的发展空间，在以电量为成本回收基础的价格机制下，煤电企业的贷款偿还能力开始受到影响。

2021年1月18日，中国人民银行货币政策委员会委员、中国金融学会绿色金融专业委员会主任马骏发表《以碳中和为目标完善绿色金融体系》一文指出，在碳中和目标背景下，煤电企业贷款的违约率可能在10年内会上升到20%以上。其他高碳行业的贷款违约率也可能大幅上升。气候转型所带来的金融风险可能成为系统性金融风险的来源。

他透露，过去几年，一些国外的央行和监管机构(如英格兰银行、荷兰央行、法国央行、欧央行等)、国际组织和合作机制（如央行绿色金融网络，即NGFS）已经开始强调金融业开展环境和气候风险分析的重要性。但是中国的多数金融机构尚未充分理解气候转型的相关风险，普遍缺乏对气候转型风险的前瞻性判断和风险防范机制。

中金公司首席经济学家、研究部负责人彭文生近日撰文指出，如何平衡金融体系的增量资产和存量资产，不仅涉及对绿色经济的支持，也关乎金融稳定。

彭文生提醒，金融工具一般用于建立新资产的投资，是做加法。但这不代表存量资产不重要，金融也有路径依赖，在经济转型过程中，与传统能源相联系的资产可能受到侵蚀，其对应的负债是金融机构的资产。

他认为，央行和监管机构应该要求金融机构及时充分披露棕色项目资产的风险，对相关的资产要求更严格的资本和流动性覆盖，从而鼓励金融机构降低对高碳排放相关投资的支持，促进绿色项目投资。另一方面，建立有关棕色资产的风险暴露和处置机制，有利于在绿色转型过程中维护金融稳定。

具体到煤电的违约风险应对，中国人民大学应用经济学院博士后刘阳提到，容量市场或容量补偿机制类似“系统待机费”，在一定程度上可以缓解煤电的困境。另外，从金融的角度看，可以引入相关保险及对冲产品。

“保险的特征是具有可追溯性，而这个特征刚好与碳减排的代际特征相匹配，比如保费可以设计成‘前多后少’，理赔标准‘前松后紧’等等。”刘阳介绍说：“而对冲产品则可以考虑如何把发展煤炭（煤电）的风险和未来新能源的收益对冲掉，以此帮助企业转型，也能在一定程度上缓解社会和企业发展新能源所需支付的巨大成本。”