在“碳達峰、碳中和”目標的引領下，我國電力系統進入了構建以新能源為主體的新型電力系統的發展階段，將面臨一系列新問題、新挑戰。從國際上看，丹麥作為實現高比例新能源電力系統的“先行者”，實現了將近60%的發電量來自風電和光伏。德國、英國、葡萄牙、西班牙、意大利、希臘都實現了新能源發電量超過20%。雖然我國風電、光伏并網裝機容量位居世界首位，但從發電量來看，風電、光伏年發電量占總發電量的比重分別為5.5%和3.1%，還處于中低比例新能源發展階段。作為“后來者”，“先行者”的先進經驗值得我國借鑒，同時其在發展中暴露出來的問題更值得我們深思。要在充分汲取國際經驗教訓的基礎上，發現和解決現有問題，識別和防范潛在風險，助力我國“碳達峰、碳中和”目標順利實現。
一、以國際經驗對照我國存在的問題
（一）完善配套政策：健全法律政策體系，提供制度保障
歐美國家在推進新能源發展過程中，不僅規定了中長期戰略目標，還重視能源立法及體制機制設計。在立法方面，英國出臺《能源法案》及《電力市場改革》，德國不斷修訂《可再生能源法》等，以完整的法律框架保證了能源政策的前瞻性、連續性、可操作性。在市場機制方面，英國的雙向付費差價合約制度通過合同價格信號引導低碳電力投資，保障可再生能源發電企業收益。在財政激勵政策方面，德國在可再生能源發展的不同階段，靈活制定包括固定上網電價、溢價補貼和發電招標制度在內的財政激勵政策。在配套市場體系方面，英國設置包括碳排放稅和配套碳價政策以限制燃煤發電；美國基于可再生能源配額制建立配套的綠色證書市場，強制性可再生能源發展目標與綠證市場相互配合、協調運行。
目前，我國的電力系統和電力市場建立在傳統化石能源發電可控性和靈活性的基礎之上，仍主要采用發電計劃管理、政府定價等計劃性手段，缺少靈活的交易和價格機制，可再生能源發電全額保障性收購制度難以落實。發電側“零和游戲”的電力輔助服務市場，使煤電處于付出與回報、責任與獲利不對等的困境中，調峰能力得不到充分調用。財政補貼資金來源不足，補貼發放不及時，影響新能源企業正常經營和發展。長期以來以省為實體推進的電力市場建設，形成了獨立體系、自我平衡、相對封閉的省級市場，不利于全國范圍的系統規劃、電源結構優化、跨省調度和交易。《能源法》長期缺位，《可再生能源法》可操作性相對較差，實施細則及配套法規有待完善。
（二）提升調節能力：挖掘靈活性資源潛力，提高電力系統可靠性
目前國際上新能源發展較好的國家，具有靈活調節性能的機組裝機比重普遍較高。其中，西班牙、德國、美國占比分別為34%、18%、49%。德國主要以占總裝機37.3%的火電機組作為靈活性電源，包括硬煤發電機組、褐煤發電機組、單循環燃氣發電機組以及聯合循環燃氣發電機組。德國的經驗表明，在充分挖掘火電廠潛力的情況下，燃煤機組的最小出力可以從50%～60%下降到35%～50%，爬坡速度可以提升到原來的3倍，冷啟動時間縮短5%。隨著歐洲各國陸續實施“退煤”計劃，未來抽水蓄能電站、天然氣發電、儲能、電網互濟將發揮更大的調節作用，預計上述靈活性資源裝機將從2020年的1.22億千瓦增加到2030年的2.02億千瓦、2040年的2.6億千瓦。各國的電力需求側產品種類繁多，負荷集成商將需求側資源作為產品在容量市場、輔助服務市場、零售市場上參與競價交易。
我國靈活電源裝機比重遠低于發達國家水平，電力系統仍然以煤電為主體電源，抽水蓄能、燃氣發電等靈活調節電源裝機比重較低，不足6%。其中，“三北”地區新能源富集，風電、太陽能發電裝機分別占全國的72%、61%，但靈活調節電源卻不足3%。由于改造技術和補償機制的原因，“十三五”期間，我國2.2億千瓦煤電靈活性改造規劃目標僅完成了四分之一。儲能產業發展仍然面臨政策體系不完善、投資回報機制不健全、關鍵核心技術有待突破等問題。需求側響應多數仍然通過“有序用電”的行政型手段開展，不能靈活跟蹤負荷變化。按照“十四五”“十五五”年均新增風光裝機1.1億千瓦測算，2025年全國電力系統調節能力缺口將達到2億千瓦，2030年進一步增至6.6億千瓦，調節能力不足將成為制約新能源發展的重要因素。
（三）做好技術保障：應用先進的發電預測及調度運行技術，提高新能源接入系統運行水平
電力系統消納新能源的基礎是新能源功率預測。德國基于天氣預報的新能源功率預測屬于商業領域，電網公司以及電力供求各方購買來自專業機構的預測服務。目前，德國風電功率預測誤差可達到2%～4%，太陽能發電可達到5%～7%。新能源大規模發展后，數量多、規模小、隨機性強的新能源機組個體給電網調度模式帶來很大壓力。德國電網通過各輸電網控制中心和上百個配電網控制中心實現對風電場的實時調度。德國《可再生能源法》規定，所有容量大于100千瓦的可再生能源發電設備必須具備遙測和遙調的技術條件，才允許并入電網，風電場實時數據直接上傳至配電網控制中心。
我國可再生能源發展時間短、速度快、數據積累少、機組數量龐大，全國目前有超過6000座大型新能源電站和幾百萬個低壓接入的分布式發電系統，在應對復雜多變的資源氣候條件、大規模新能源集群發電、極端天氣事件的情況下功率預測的準確度不高。我國風電功率短期預測的平均絕對誤差多在6%～18%之間，其中西北內陸地區風電功率預測誤差較大。適應新能源消納需要的電網調度運行新機制尚未建立，現有信息化手段不能充分滿足新能源功率預測與控制、可控負荷與新能源互動等需要，多能協調控制技術、新能源實時調度技術、送電功率靈活調節技術等新能源消納平衡技術亟待加強。
（四）統一電力市場：跨國電力互聯互濟，促進電力資源優化配置
歐洲已建成統一互聯電網，并且依托統一電力市場，建立了較為完善的市場機制，新能源在各國之間能夠基本上實現自由流通。丹麥與周邊國家跨國輸電線路輸電容量達到800萬千瓦，是風電裝機容量的1.6倍。2019年丹麥全國總用電量中有46.9%來自風力發電，這主要得益于北歐電力市場和挪威水電的互聯互濟。德國與周邊9國的電力交換能力已經達到2500萬千瓦，占其總裝機容量的12%、冬季最高負荷的30%。葡萄牙與西班牙電網相聯，最大功率交換能力310萬千瓦，占風電裝機的65%。為了增加電網互聯容量，歐盟提出2020年各成員國跨國輸電能力至少達到本國裝機容量的10%，2030年要達到15%。
我國當前呈現七大區域電網供電格局，區域電網內部構架清晰、分層分區。“十三五”期間，全國建成投運跨省跨區重要輸電通道23條，國家電網形成“十三交十二直”特高壓電網，南方電網形成“八交十一直”的西電東送大通道，全國大電網基本實現聯通，西電東送能力達到2.6億千瓦。各區電源、負荷的時空互補特性為開展跨區跨省水火互濟、打捆外送提供了物理基礎。然而電力交易的省間壁壘依然存在，近年來電力供需形勢寬松，部分省份寧可用本地煤電也不愿用外來清潔電，甚至限制和干預省間電力交易，一定程度上阻礙了跨區資源優化配置。
二、以國際教訓預判我國潛在的風險
（一）源網脫節風險：電源電網發展不協調，導致新能源電力相對過剩
在能源轉型初期，德國對新能源發電實施了大規模補貼措施，導致新能源發電量飆升，而配套電網建設和改造沒有得到重視。2000年至2019年，德國的可再生能源發電量從7%增加到35%，而用于輸送可再生能源電力的7700公里規劃輸電線路卻只建成8%，兩者速度的“一快一慢”反映了德國風電和電網發展的不協調。電網建設滯后于新能源電力生產，造成大量的風電浪費。隨后，德國通過修訂《可再生能源法》，限制陸上風電擴建速度，以適應電網擴建滯后的現狀，對能源轉型節奏進行適當調整。
“十二五”末，在電力需求增長放緩的發展形勢下，由于電源電網發展不協調、跨省跨區可再生能源消納機制不健全、國家與地方可再生能源發展規劃統籌不夠等原因，我國可再生能源發展出現了“邊建邊棄”、“窩電”與“棄電”并存的情況，棄風、棄光率高達15%、11%，甘肅、新疆、吉林三地棄風率更是超過了30%。“十三五”期間，通過加強輸電通道建設、完善機制、提升靈活性等手段，棄電率明顯下降，2020年棄風、棄光率降至3.5%和2%。在2030年風電、光伏裝機達到12億千瓦以上的目標引導下，新能源產業將迎來新一輪爆發式增長，在資本狂熱以及后疫情時代地方投資拉動驅使下，若相關管理監管不到位，可能會再次出現快審批、搶規模、占份額的現象，造成項目盲目布局甚至無序發展，電網無法消納，棄電率再次攀升。據統計，目前14家能源電力央企“十四五”規劃的新能源裝機數據已經超過6億千瓦，若全部投產，2025年全國新能源裝機將達12億千瓦。
（二）生態環境風險：火電一度逆勢增長，加大碳減排目標完成難度
2011年日本福島核電事故后，德國因“安全原因”宣布逐步退出核電。為彌補核電退出帶來的電力空缺，同時也為高比例可再生能源電力提供調峰電源和備用容量，德國天然氣發電占比逐年提高，淘汰煤電進程相對歐洲其他國家較為緩慢。據統計，2020年德國天然氣發電量同比增加12%，煤電占比約為24%，遠高于11%的核電占比。德國可再生能源發電量占比的大幅提高并未使碳排放顯著下降甚至出現反彈。德國原計劃在2020年前實現溫室氣體排放較1990年減少40%，鑒于這一目標很可能無法實現，德國于2019年又制定了《氣候保護計劃2030》，寄希望于新計劃能夠推動德國實現2030年減排目標。
盡管近年來我國煤電的清潔化發展，使得各項污染物排放量都下降90%以上，但是煤電的高碳排放特征沒有改變。因此，為實現“碳達峰、碳中和”目標，解決高碳煤電的利用問題是低碳電力發展的核心。為拉動地方經濟、應對新冠肺炎疫情沖擊，一些地方新核準建設了一批煤電項目。據統計，2020年全國新增煤電裝機約4000萬千瓦，累計裝機容量達10.8億千瓦，同比增長3.8%。2020年煤電發電量超過4.6萬億千瓦時，比2015年增加了7000億千瓦時，相應的二氧化碳排放增量為5.6億噸左右，占“十三五”期間二氧化碳排放增量80%以上。如果“十四五”仍然大幅建設煤電來填補短時尖峰負荷缺口，有可能造成電力高碳路徑鎖定、煤電資產擱淺、碳排放“高位達峰”，為實現碳中和目標帶來巨大壓力，貽誤碳達峰“關鍵期”“窗口期”的有利時機。
（三）安全運行風險：高比例新能源接入，電力系統抗干擾能力下降
隨著新能源的不斷接入，傳統電力系統以火力同步發電機為主的運行方式隨之改變，發生連鎖故障、大面積停電的風險也日益加大。一是新能源機組的頻率/電壓支撐能力弱。新能源大規模接入導致電力系統轉動慣量下降，當負荷變化導致系統頻率快速變化時，新能源機組無法提供慣量支撐以減小電網頻率變化。2016年9月28日，新能源發電占比高達48%的南澳大利亞州，受強臺風和暴雨等極端天氣影響，88秒之內遭受5次系統故障，引起6次電壓跌落，導致9座風機場脫網，最終演變成持續50小時的全州大停電。二是新能源機組抗干擾能力弱。受限于電力電子器件的電壓、電流耐受能力，新能源機組在電網發生擾動時存在一定的脫網概率。2019年英國8?9大停電中，雷擊導致線路故障，由于海上風電場涉網性能不足，引發海上風電場次同步振蕩，導致737兆瓦海上風電機組脫網，之后相繼引發244兆瓦燃氣機組、500兆瓦分布式電源跳閘，最終造成英格蘭與威爾士大部分地區停電，約有100萬人受到停電影響。
我國電網中局部的新能源電站脫網問題也時有發生，2015年1月，新疆哈密山北地區風電機組持續產生次同步振蕩，導致風電場附近3臺66萬千瓦火電機組跳閘，同時造成該地區電網頻率下降。過電壓、諧振、電壓穩定、次同步振蕩等一系列問題，都和我國新能源裝機比例快速攀升直接相關。由于我國的資源稟賦特性，目前主要以大規模集中開發、遠距離送出的發展模式為主，風電場普遍位于電網末端，當地電網結構普遍比較薄弱。隨著未來集中送出的風電總裝機容量越來越大，接入電力系統的電壓等級越來越高，風電場發生事故對電網的影響程度也將增大。
（四）電價上漲風險：系統性成本上升，引起終端電價上漲
全球已有超過30個國家的風電和光伏成本低于化石燃料發電。但從系統整體來看，新能源并沒有實現真正意義上的“平價”，配套電網建設、調度運行優化、備用服務、容量補償等輔助性的投資不斷增加，整個電力系統成本隨之增加，最終由終端用戶買單。德國的電力調度機構每年為平衡系統付出的成本已超過15億歐元并呈上漲趨勢，輸配費用較2009年上漲接近30%，可再生能源附加費占電價比例由5%上漲至21%。為了確保德國工業競爭力，德國法律允許工業用戶不承擔分攤可再生能源附加費義務，高耗能大企業也獲得減少繳納可再生能源附加費的“豁免權”。因此，可再生能源附加費主要由居民用戶來分攤。2019年，德國可再生能源裝機占比接近40%，十年提高了24個百分點，而電價上漲了30%。電力開支甚至達到了普通家庭年收入的十分之一。近十年以來，澳大利亞電力價格指數已飆升117%，遠高于同期CPI。其中，南澳州電價更是高居全球度電稅后價格第三，僅次于丹麥、德國。
我國電價改革40多年來，以明顯低于發達國家的電價確保了接近發達國家的供電保障能力、電力普遍服務水平和清潔能源供給能力。過去三年，我國一般工商業電價實現了10%、10%、5%的“三連降”，企業獲得了真金白銀的降價紅利。近年來，國家降電價的宏觀政策，常常被簡單理解為電力市場改革的前提，導致社會上普遍存在“電力改革降價為先”的誤區，拿“電價降了多少”作為改革成功與否的重要評判標準，對能源轉型應付出的成本代價沒有做好充分的思想準備。隨著新能源裝機比例的提高，降電價的預期與系統成本上漲之間的矛盾會愈發突出。一方面，不斷降低的電價上限，不利于合理反映電力的商品價值，不利于輔助服務市場和其他配套市場機制發揮作用、引導靈活性資源等輔助性投資。另一方面，發展新能源帶來的全系統、全社會成本的顯著上升，若任由市場傳導至消費端，不利于實體經濟產業競爭力提升，不利于社會和諧穩定。
三、對策與建議
國際經驗教訓表明，在發展高比例新能源的過程中，一些國家不同程度地遇到了“安全、經濟、清潔”方面的風險挑戰，面臨難以破解的“既要、又要、還要”的三難乃至多難問題。與一些發達國家早已實現碳達峰、再經歷60～70年時間從碳達峰向碳中和過渡相比，我國碳達峰、碳中和的速度更快、力度更大、任務更艱巨。因此，要保持戰略定力和穩健節奏，充分吸取國際經驗教訓，未雨綢繆，周密謀劃，努力破解問題、避免風險，走出一條適合我國國情的、以新能源為主體的新型電力系統發展之路。
（一）把握“雙碳”目標“窗口期”，避免電力行業高位達峰
“十四五”是碳達峰的“關鍵期、窗口期”，達峰時間的早晚和峰值的高低直接影響碳中和實現的時長和實現的難度。“碳達峰”不是“攀高峰”，“窗口期”不是繼續擴大煤電的“窗口期”，要做好內外兩方面的準備，推動煤電轉型發展。從外部看，電力市場建設要為推動煤電由主體性電源轉變為基礎性調節性電源提供制度保障，遵循“誰受益、誰承擔”的原則，建立健全煤電機組容量補償機制和輔助服務分擔機制。從內部看，煤電企業要做好節能減排工作，持續降低二氧化碳排放水平，探索提高二氧化碳捕集、利用與封存技術水平。在“十四五”這個關鍵的“窗口期”，能否做好技術和市場準備，實現轉型發展，對于煤電行業來講，具有決定性影響。抓住了這個“窗口期”機遇，就可以從越走越窄的“以量保利”的老路子轉換到“電量兜底+電力調峰+容量備用”多功能發展的新路子；錯過了這個關鍵期，不僅會喪失“窗口期”伴隨的寶貴機遇，而且還將面臨更加嚴峻的生存壓力。
（二）推動源網荷儲“一體化”，提升電力系統靈活性
源網荷儲一體化發展是電力行業堅持系統觀念的內在要求，是構建新型電力系統的重要手段。推動“源與源協同”，注重穩定電源與非穩定電源的協同，推動風光互補、水火互濟等，實現出力平穩。優化各類電源規模配比，在確保安全的前提下，穩步提升輸電通道輸送可再生能源電量比重。推動“網與源協同”，加強國家與地方規劃銜接、電源電網規劃銜接、電源電網管理銜接，防止網源建設脫節。要“以網引源”促協同，優先在電網接入條件較好的地區開發新能源項目。建設好配套電源，提高跨區跨省輸電通道利用率。推動“網與荷協同”，積極推動用戶側負荷管理從行政化的有序用電方式向市場化的需求側響應方式轉變。通過價格信號調配負荷需求，引導各類用戶主動參與電力需求側響應。提高用戶側的智能化水平和高載能負荷靈活性，大力發展用戶聚合服務，促進源荷雙向的智能互動。推動“儲與源網荷協同”，充分發揮儲能系統的雙向調節作用，將儲能納入電源電網發展統籌規劃。建立儲能產業發展成本疏導和投資回報機制，完善抽水蓄能電價形成和容量電費分攤機制。
（三）算好經濟民生“兩本賬”，用好市場和政府“兩只手”
電價問題牽一發而動全身，且與其他能源價格緊密相關，甚至關系到社會穩定問題。要充分認識我國仍然是世界上最大的發展中國家、仍然處于社會主義初級階段、仍然處于工業化進程中的基本國情，在構建新型電力系統的過程中，注重經濟效益與社會效益協同，既要算好“經濟賬”，也要算好“民生賬”。一方面，在政府的有效監管下，建設適應我國國情的電力市場化價格形成機制，還原電力的商品屬性，發揮市場對價格的調節功能，體現市場價格正常波動，提高電力資源配置效率。深化輔助服務市場建設，明確輔助服務成本向終端用戶傳導。另一方面，也要兼顧公平滿足兜底，保障基本公共服務供給，妥善處理電價交叉補貼，確保居民、農業、重要公用事業和公益性服務等用電價格相對平穩。電價調整要充分考慮社會各方面承受能力，“小步慢跑”。持續健全價格監管體系，既要防止價格偏低影響電力安全，又要防止價格偏高影響實體經濟競爭力。提高價格透明度，向公眾普及低碳綠色轉型成本，增進社會各方對價格改革的理解支持，形成共同推動實現“碳達峰、碳中和”的全社會合力。
（四）堅持全國上下“一盤棋”，實現電力資源優化配置
我國擁有全球最大規模的大電網系統，具備大范圍電源互濟、負荷互補的基礎條件，要樹立全國“一盤棋”思維，推動新能源在全國電網格局下優化配置。在電網結構上，完善送受端網架，持續提升已建輸電通道利用效率，新增跨區輸電通道以輸送清潔能源為主。推進國網和南網繼續加強聯網工作，實現電力互補余缺、互為備用，提高電網安全保障能力。在市場設計上，以建設跨省、跨區電力市場起步，逐步推進全國統一電力市場建設，實現電力資源自由流通和優化配置。完善跨省區電力市場交易體制，探索跨省區輔助服務市場、跨省區可再生能源增量現貨市場。在思想理念上，地方政府要自覺從實現“碳達峰、碳中和”大局出發，形成整體合力，打破省間電力交易壁壘，確保省間清潔能源電力送電協議的執行。
（五）強化政策科技“驅動力”，加快構建新型電力系統
構建新型電力系統，既要在技術層面做好關鍵核心技術的突破，也要在機制層面做好政策創新的設計。發揮宏觀政策的“拉動力”作用。堅持立法先行，加快《能源法》出臺，修訂完善《電力法》和《可再生能源法》，形成促進可再生能源發展的法治保障和法律秩序。加快完善有利于綠色低碳發展的價格、財稅、金融等經濟政策，以電價補貼確權及相關金融配套政策，促進新能源行業健康有序發展。推動碳市場和電力市場協同發展，將電能價格與碳排放成本有機結合，發揮兩個市場相互促進、協同互補作用。發揮科技創新的“推動力”作用。加快電力系統構建和安全穩定運行控制等技術研發，加強特高壓和柔性交直流輸電技術的研究和推廣應用。探索各種方式的碳捕捉封存和利用技術，尋找合適的技術路線，不斷降低碳封存利用成本。完善新能源并網等相關技術標準，提高新能源發電機組涉網性能。利用大數據、云計算、“互聯網+”等先進技術，提升新能源功率預測精準度，加強電網調度機構與發電企業在可再生能源發電功率預測方面的銜接協同。針對氣候變化這一全球性挑戰，組織開展極端氣候條件下電網安全防控體系的理論研究和實踐探索。
