文|华夏能源网

新型电力系统已在官方文件中提出近两年了，但围绕到底何谓新型电力系统，新型电力系统要怎么建设等问题，却一直是模糊不清的，更有人简单地将新型电力系统和“去煤电化”画等号。如今，随着国家能源局的进一步明确，新型电力系统“路线图”终于来了！

华夏能源网注意到，1月6日，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》（下称《蓝皮书》），公开征求意见。

《蓝皮书》以2030年、2045年、2060年为重要时间节点，制定了新型电力系统“三步走”发展路径。第一阶段：当前至2030年为加速转型期，第二阶段：2030年至2045年为总体形成期，第三阶段：2045年至2060年为巩固完善期。

具有廓清迷雾效果的是，就电源、电网、储能在“三步走”中要完成什么样的阶段性任务，《蓝皮书》分别给出了总括性质的落地方案。

电源侧：煤电仍是“压舱石”

近两年来，外界对新型电力系统的管中窥豹，主要集中在“以新能源为主体”上面，认为新型电力系统就是“去煤”和上马新能源。但是《蓝皮书》明确，至少在2030年前的第一阶段，“煤电仍是电力安全保障的‘压舱石’”。

具体来看发电侧的“三步走”，第一阶段先让新能源成为发电量的增量主体，第二阶段是新能源成为发电装机的主体，第三阶段让新能源成为发电量结构中的主体电源。

让新能源成为发电量的增量主体，既意味着新能源的装机量快速上升，同时也需要发挥煤电在电力保障中的“压舱石”作用，防止新能源的波动性对电力保供带来冲击。

以2022年为例，新能源装机取得了爆发式增长。截至2022年11月底，我国风电装机达到3.6亿千瓦、光伏装机达到3.7亿千瓦，据国家能源局预计，2022年全年风光装机量或将达到1.2亿千瓦，以此计算，同比增速或将达到20%。

同时，2022年我国的煤电建设计划也在大幅增长。北京大学能源研究院发布的《中国典型五省煤电发展现状与转型优化潜力研究》显示，2022年前11个月，中国新核准的煤电装机容量已超过6500万千瓦，达到2021全年的核准量2136万千瓦的三倍之多。

当然，从现在到2030年实现碳达峰这一段时间，煤电不可能一直保持2022年的增长势头，而新能源装机却要每年增长1亿千瓦甚至更多。随着新能源装机的持续放量增长，到2030年，新能源装机将超过火电，成为发电装机主体。进入第二阶段，新能源装机仍将持续大幅增长，以巩固和扩大其装机主体地位。

发电侧的“三步走”的最后一个阶段，是新能源电量占比超过火电。而目前，新能源从发电量来看还难当大任。全国新能源消纳监测预警中心数据显示，2022年前三季度，全国风电、光伏发电量达到8727亿千瓦时，同比增长21.5%；占全部发电量比重约14%。到2030年，《蓝皮书》提出的目标是新能源发电量占比超过20%。2045年至2060年，新能源若欲成为发电量主体，则须占比过半。

而据测算，煤电的年利用小时数为4500小时左右，风电光电的年均利用小时数平均在1500小时左右。这也意味着如果利用小时数大致保持不变的话，若要新能源电量超过煤电电量，新能源装机要达到煤电装机的三倍以上。这意味着，新型电力系统的建设过程就是新能源的持续增长过程。

当然，新能源增长除了要平衡好煤电，还有一个接网消纳问题，新型电力系统要想消纳那么大规模的新能源电力，电网建设是必要条件。

电网侧：应对高比例新能源带来的挑战

随着风光大基地项目密集上马、竣工，新能源接网消纳矛盾日益突出，电网侧的建设成为“解套”关键。相应地，《蓝皮书》也在电网侧提出了“三步走”的分阶段目标。

当前至2030年，以“西电东送”为代表的大电网形态还将进一步扩大，分布式智能电网进入发展起步期；2030年至2045年，大电网、分布式智能电网等形态融合发展；到2060年，电力与能源输送将深度耦合协同。

扩大以“西电东送”为代表的大电网，其中的主力就是特高压通道的建设。

截至2021年底，我国共有33条特高压线路投入使用，不过在大幅提升的可再生能源装机面前依然显得拙荆见肘。由于特高压外送通道建设周期相对较长，需要一定程度的超前建设，因此，“十四五”期间，国家电网规划建设特高压工程“24交14直”，涉及线路3万余公里，总投资约3800亿元，较“十三五”特高压投资2800亿元大幅增长35.7%。

然而，光有特高压还不够，电网公司当前输电网仍需要投资改造。因而，《蓝皮书》提出“大电网、分布式智能电网等形态融合发展”。

此前，市场逐步形成的一种趋势性判断是，除了特高压，新一轮能源革命的主要载体，更重要的是省级、小区域等中型电网以及末端配电网。

作出这种判断的原因，是远距离骨干输电网将会是区域或省级电网调剂余缺的手段，难以独自扛起保供大梁；“源网荷储”的电能新生态链与中型电网将真正重构电力系统，特别是以配电网内电力交易频次大规模增加，更加灵活地发现价格、更高效地匹配供需，保障电力系统安全稳定，如此才能应对未来可能更大范围、更深程度的缺电考验。

对于新型电力系统的电网侧，西南电力设计院原副总工程师吴安平勾勒出这样一幅图景：分布式小型网络与大电网并存，储能系统遍及电网各环节；输电网处于中心枢纽地位，像一个“大蓄水池”，配电网在四周，像无数“小蓄水池”；输电网随时吸收或补充配电网的盈余或缺额，为配电网提供可靠供电保障，配电网为用户提供服务的同时，积极实施需求响应；输配电网间形成双向互助、协同共生关系，同时大电网具备柔性化和数字化的特征，以支持波动性的可再生能源得以很好利用。

储能侧：新型电力系统的“必答题”

当然，在发电和电网侧的进步之外，新型电力系统也需要储能支撑。新能源的良好发展需要灵活性资源的支撑和保障，灵活性资源中，储能是构建新型电力系统的关键环节和重要推手。

《蓝皮书》认为，电力系统形态将由“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素转变，以解决新能源发电随机性、波动性、季节不均衡性带来的系统平衡问题。

“源网荷储”并不是一个新概念，曾屡次出现在各个有关部门的公开文件中。但是在此次发布的《蓝皮书》中，储能首次以新型电力系统的“四要素”面目出现。这意味着，在新型电力系统建设中，储能未来将从“选答题”升格为“必答题”。

以三峡集团新近开工的库布齐沙漠鄂尔多斯中北部新能源基地项目为例，华夏能源网（公众号hxny3060）注意到，储能项目已经成为了标配。该项目总投资超800亿元，总装机规模1600万千瓦，包括光伏800万千瓦、风电400万千瓦，配套改扩建煤电装机400万千瓦，并配置储能约400万-600万千瓦时。

对于新型电力系统中的储能侧发展，《蓝皮书》同样提出了“三步走”的目标。第一阶段，主要推动储能多应用场景多技术路线规模化发展，满足系统日内平衡调节需求；第二阶段，长时储能如机械储能、热储能、氢能等为代表的10小时以上的储能技术攻关取得突破；第三阶段，覆盖全周期的多类型储能协同运行，电力系统实现动态平衡。

相比新能源和特高压技术，储能技术目前仍有不少待攻克的难题。简而言之，新型电力系统储能“三步走”目标，就是通过多技术突破实现从短时储能到长时储能的迈进。

在中国已投运电力储能项目中，抽水蓄能占比近九成，抽水蓄能一般能实现四至八小时的长周期充放电。但是，抽水储能需要一定的地理条件，并不是所有区域都有大规模建设的条件。

而被视为储能未来主要增长点的电化学储能，目前仅能实现一到两个小时的短时储能，虽然发展很快，但是占比还相当低，同时在经济性和安全性上的一系列难题目前尚未解决。氢储能方面，平时有多余的电用做电解氢，缺电时再用储藏的氢发电并传输，也是储能的一种办法。

但是，在目前整个电量供应中，这些储能技术所能提供的电量仍旧相当小，需要通过持续的技术研发降本增效，并为储能设计出有效的商业模式，才能真正发挥储能应有的作用。