构建新型电力系统，进而实现“双碳”目标，首先应该在哪些方面达成共识？将给发电侧、电网侧、用户侧带来哪些变化？新型电力系统的构建应该如何分步进行？近日，本报记者就这些问题采访了中国工程院院士、全球能源互联网研究院院长汤广福。
《国家电网》：要实现我国“双碳”目标和构建新型电力系统，业界首先应该达成哪些共识？
汤广福：关于我国“双碳”目标的具体实现路径，国家相关部委、中国工程院、中国科学院以及国务院发展研究中心等机构都在加紧开展研究。
首先，从宏观要求来看，中国目前的碳排放占全世界的29%，碳减排的压力很大。同时，由于我国能源结构以煤炭为主，而发达国家则以碳排放相对较低的油气为主，所以我国减碳面临的挑战更大。
其次，减碳是一个综合性的任务，不是从哪个单一方面着手就能解决的。无论科技界、产业界还是企业界，都应该提高政治站位，制订相应措施，为我国“双碳”目标的实现作出贡献。
再次，从减碳的实施路径上看，有一种比较激进的观点认为，我国能源可以从以煤炭为主，越过油气直接过渡到以新能源为主的零碳系统。我个人认为这种观点是不合适的。一是目前我国的电力系统尚不具备以新能源为主的支撑能力。二是这种能源转型的代价太大。要构建新型电力系统，我认为应该走能源结构调整和可再生能源发展的并行之路，即低碳和零碳并行。欧盟的清洁能源低碳发展之路给了我们很多启示。要调整能源结构，把煤炭的使用量降下来，把油气的使用量升上去。虽然我国油气对外依存度较高，不可能像欧洲那样大量采用天然气，但我们也应该适度发展油气资源，特别是发展天然气发电调峰，以配合波动性、间歇性可再生能源的大规模开发利用。如果忽视电网调峰资源的发展，将会给新型电力系统构建带来巨大的不可逾越的技术鸿沟。
《国家电网》：从发电侧来看，构建新型电力系统对发电企业提出了哪些要求？
汤广福：我国的“双碳”目标是构建以新能源为主体的新型电力系统的主要驱动力。习近平总书记提出，到2030年，我国风电、太阳能发电总装机容量将达12亿千瓦以上。新能源大发展的时代已经到来。
截至2020年年底，我国风电、太阳能发电的总装机容量约5.3亿千瓦，占比约为24%。按照最新估算，到2030年，我国风电和太阳能发电总装机容量可能会达到16亿千瓦左右，占比约为40%，价格也逐步走向平价。这意味着在10年时间里，我国要新增风电、太阳能发电装机容量10亿千瓦以上，总占比提升近一倍。
在新能源发电快速增加和占比急速扩大的情况下，构建新型电力系统不能仅仅依赖电网。目前，我国的风电和太阳能发电仍是一种粗放式的发展，低电压穿越能力等方面都比较脆弱。未来，风电和太阳能发电的支撑能力标准必须要提高，风电和太阳能发电的变流器要具备自主支撑运行的能力。如果不具备该能力，将来在应对低电压穿越和大规模脱网时，把所有问题都留给电网解决，电网将不可承受。这就需要国家提高对风电和太阳能发电企业的各项要求。希望国家能出台相关政策，缓解未来电网的压力。
《国家电网》：关于新型电力系统的构建，您认为应该如何分步进行？
汤广福：新型电力系统的构建，我个人认为要分两个阶段。第一个阶段是对现有电力系统进行改造升级。目前业界有一个误解，认为只要解决了储能问题就会解决一切问题。当然，储能是我们要大力发展的。储能也能够满足一部分削峰填谷的需求，但储能并不能完全代替灵活电源。
我国发电装机容量巨大，化学储能的原料还有一定欠缺，加上技术尚不太成熟，全面采用化学储能作为调峰电源的时机还未到来。而在储能成为大规模灵活电源之前，必须依靠天然气发电或者经过灵活性改造的煤电作为灵活电源。
美国、欧洲转型之所以比较成功，是因为有大量的天然气发电作为灵活电源用来调峰。目前我国的灵活电源占比不到3.5%，规模还远远不够。同时，我国天然气对外依存度较高。要想使天然气发电成为灵活电源，首先要加大开采量。有研究表明，到2030年，我国天然气年供给量可以增加2000亿立方米。如果都用于发电，就可以将我国的灵活电源占比提升到14%。这就相当于目前德国的灵活电源规模。
到2030年，我国非化石能源的一次消费比重将达到25%。在储能没有大规模发展的前提下，如果2030年我国的灵活电源占比能达到14%左右，电力系统就可以支撑非化石能源的一次消费比重占比25%的目标。
到了第二个阶段，如果多种类型的大规模储能和氢能等技术发展迅速，并用作灵活电源，可以在一定程度上抵消规模化天然气发电。当然，届时要充分研究规模化储能和氢能全寿命周期成本。还有一种可能就是电力系统还有一定比例的灵活调峰火电和天然气，并辅助CCUS（碳捕获、利用与封存）技术，满足碳中和条件。
《国家电网》：构建新型电力系统，电网企业应该作出哪些改变？
汤广福：从发电侧发展来看，未来将有60%以上的发电量为风电和太阳能发电，10%以上为核电，10%以上为水电，还要有10%以上的燃气、煤电灵活调峰机组（辅助CCUS技术）以及氢燃料电池发电。在没有出现特别大变革性技术的前提下，未来这个发电结构将是可预测的“终极”形式。而在负荷侧，电能替代规模也会越来越大。
在这种情况下，电网企业必须解放思想，主动变革。目前，我国的电网由几个特大型的同步电网构成。未来，我们的电网一定要柔性化，实现风电光伏基地和负荷中心的柔性互联。
比如一个区域有大规模风电，而几十或几百公里外有大量光伏发电，中间要能实现时空互补，充分发挥柔性电网的间接储能作用。因此，电网的柔性互联互通是波动性新能源实现相对平稳的重要手段。以柔性直流为代表的新型输电技术，具备上千公里的新能源电力输送能力。将来，在以新能源为主体的新型电力系统中，必然会有以柔性直流为主导的先进输电技术的大量应用。将来的电网形态应该是以柔性输电占据重要地位的新一代电网。
许多业内人士认为将来电网的电压稳定、频率稳定和功角稳定是一个大问题。可以设想，将来的电网可以分区网格化。比如像“背靠背”柔性直流技术的应用，既能实现互联互通，又能缩小同步电网的范围。随着技术的快速发展，办法总比困难多。现在亟须开展未来电网形态的战略研究。
目前欧洲建设的SuperGrid（超级电网）注重跨国之间的电力互联互通，且都是通过柔性直流技术来解决。这样一来，区域之间就可以实现能量时空互补，发挥互联电网的间接储能作用。电网企业应该从战略规划的角度来考虑新能源发电中心之间的柔性互联互通以及大电网的柔性传输问题。
未来的电网形态变化，要经历从量变到质变的过程，逐步变成新型电网的结构形态。当然，我们也不能忽略电网转型带来的用能成本提高等问题，这也是世界惯例。能源转型绝不是轻轻松松、敲锣打鼓就能实现的。用能成本可能在一定程度上会拉高。政府部门在这个方面应该有相应的思想准备。
虽然“双碳”目标的实现和新型电力系统的构建不是一蹴而就的事，必须经历一个渐变的过程，但电网企业要尽快启动战略规划和专题研究，使新型电力系统的构建在战略的前提下渐变。在新型电力系统构建的大背景下，原来电网规划的发展思路将不可持续。如果依靠顺其自然的渐变，许多建设将来可能要推倒重来，那样代价会非常大，是不合适的。
可再生能源的大发展和电力系统电力电子化是未来趋势，我国的电力从业者必须不断转变观念，更新知识储备，跟上快速发展形势。
关于新型电力系统的构建路径，必须以战略引领，分步实施，制订好规划，尽快实现柔性化、电力电子化，且保证可控、安全。在构建新型电力系统的过程中，许多新型电力设备会出现。新型区域型的直流网络嵌入交流网络、交流网络嵌入直流网络、直流交流混联的保护技术和设备等，都要去研究。
《国家电网》：构建新型电力系统，用户侧会有哪些变化？
汤广福：新型电力系统的实质就是以可再生能源为主的电力系统，需要打通各个环节，实现源网荷储互动。发电侧参与全网调度，实现纵向贯通。在用户侧，一个是要解决供需互动，另一个是要实现多能协同。
供需互动就是结合能源数字化技术，做到精准的需求侧管理，然后参与局域电网互动。供需互动是电力市场机制、数字化技术与电网的深度融合，用户侧积极参与，目的就是消纳新能源。许多现在的示范项目将来都会变成现实，形成新型电力系统的有机组成部分。比如随着新能源汽车越来越多，大规模新能源汽车充放电设施参与供需互动以及地区性的调峰调频就有可能实现。
在用户侧，还要打通电和其他能源的协同。比如车联网已让电和交通领域实现协同。另外，将来峰谷电价可能会差别很大。通过一些手段，家庭可以采用多种措施多用谷电；在工业园区，晚上可以利用低谷电制热制冷储存起来，白天再加以利用。这样一方面可以实现削峰填谷，另一方面又有利于新能源的消纳。
（转载自《国家电网》杂志2021年第5期）
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