自从国家层面提出构建新型电力系统后，电网、传统电源、新能源、装备等多行业均在探索如何构建新型电力系统。围绕新型电力系统构建的前景、挑战、发展侧重点以及如何应对电力系统成本攀升等热点问题，全联新能源商会秘书长曾少军日前向本报记者阐述了他的独到见解。

■■以储能为核心多能互补

中国能源报：“十四五”时期，我国新能源发展内生动力强劲，并网规模有望翻番,您觉得高比例新能源并网对现有电力系统带来哪些挑战？

(资料图片仅供参考)

曾少军：可以从宏观和微观两个领域分析。从宏观角度看，所谓对电网的挑战无非就两个：一是本地消纳，二是异地输送。我国正大力推进大型风光基地的建设，亟需解决电力消纳难题。风光大基地集中在远离负荷中心的西北地区，而目前我国特高压等远距离输电设施尚不完善，电力供需不匹配，某些地区还出现无法并网、利用小时数持续降低等“弃风”“弃光”现象，调峰能力不足已成为限电的最核心问题。

从微观技术层面看，高比例新能源并网给电力系统灵活性及安全性带来巨大挑战。新能源新增装机量增长迅猛，给电力系统安全稳定运行带来压力。在碳达峰、碳中和目标下，我国电源结构由可控连续出力的煤电装机占主导向不确定性强、可控出力较弱的新能源发电装机占主导转变，电网运行更加复杂，电力系统对调频、调峰资源的需求将大大增加。另外，风光呈现出批量分散式供给，无形中提升了电网的管理成本。因为新能源高比例接入，配套电网建设、调度运行优化、备用服务、容量补偿等辅助性投资会不断增加。

中国能源报：国家提出大型风光基地建设，您觉得其消纳问题如何破解？

曾少军：解决大型风光基地建设带来的新能源电力消纳问题，我们认为重点是要加快构建以储能为核心的多能互补新能源体系。首先，我们要推动电化学储能、热储能、氢储能等各类储能形式的多元发展，支撑多能互补能源体系建设。发电侧，大力推进新能源电站配置新型储能，进一步推广光热发电熔盐储能，在西北风光资源丰富地区，光热型熔盐储能电站效率最高可达到80%，对风电、光伏发电的消纳作用明显；电网侧，合理布局电网侧新型储能，提升电力安全保障水平和系统综合效率。其次，优化整合电源侧、电网侧、负荷侧资源，以先进技术突破和体制机制创新为支撑，探索区域省级、市县级、园区级“源网荷储一体化”等具体模式。再次，大力发展以电力为核心的综合能源服务，培育发展新动能，促进新能源发电与供热、供气等能源品种协同发展，同时推进电力系统与互联网、人工智能、大数据等新兴技术的深度融合。

■■农村将成为新能源发展新阵地

中国能源报：分布式光伏在构建新型电力系统中处于什么地位？

曾少军：我国的能源生产中心与消费中心是天然脱离的。能源生产和消费中心的不匹配，决定了发展分布式能源的重要性。从经济学来讲，能源生产和消费最优匹配选择是分布式能源。分布式发电已成为新能源发展的重要形式，国家能源局发布的数据显示，截至今年6月底，我国分布式光伏新增装机同比增长125%，在今年光伏发电新增装机中占比约2/3，在光伏发电总装机中的占比超过1/3，已成为行业发展的重要力量。

通过研究，我们认为农村将成为分布式新能源发展的新阵地和主战场。在碳中和约束下，我国农村能源消费将在2025年左右达到碳排放峰值，新能源将成为落实乡村振兴战略、建设美丽乡村的重要举措。分布式新能源快速发展还将转变农网发展模式，分布式新能源不仅可以减少农网改造投入成本，还将提高农村农民收入，在新农村建设中大有可为。

我们经过测算发现，光伏产业扶贫可发挥出内生的生产力，以村级为单位，村年均收益20万元左右。随着分散式风电、分布式光伏的快速发展，风、光将逐步成为我国农村电力系统的主力电源，农村用电方式也将出现巨大转变，“光伏+储能”“风电+储能”等多种方式将为农村提供成本更为低廉的电力供应，同时伴随大数据、人工智能等技术的广泛应用，农网将朝着分片自平衡、片区互联的新模式发展，大电网将作为农网片区保供的重要支撑。

另外，多能互补、“互联网+”等综合能源一体化解决方案也将得到广泛应用，形成横向“电、热、冷、气、水”能源多品种之间的互联互通、协同供应，纵向“源、网、荷、控”能源多供应环节之间的协调发展、集成互补，建成能源与信息高度融合的新型生态化综合能源系统。

中国能源报：分布式能源高质量发展需解决哪些问题？

曾少军：现阶段，我国分布式发电高质量发展仍存在诸多问题：一是分布式可再生能源项目系统电能质量亟待提高；二是高比例分布式可再生能源发展所需的配电网接入能力不足；三是分布式发电市场化交易仍面临阻力，经济性优势难以充分发挥。

最不容忽视的是，分布式能源电能质量稳定性比较差，在加强储能系统的技术进步和改善的同时，还要探索小型化分布式光热发电。

■■回归电力的商品属性

中国能源报：您刚提到分布式发电市场化交易仍面临阻力，随着电力系统成本不断上升，如何兼顾平衡、安全和经济性的挑战？

曾少军：随着新能源逐渐成为主体电源，系统性成本上升已成为业界共识。要兼顾平衡、安全和经济性的挑战，就要准确把握电力市场发展规律，回归能源电力的商品属性，通过市场化的规则来形成竞价机制。

所以，我们需要加快构建适应新能源优先发展的电力市场顶层设计。在建设目标方面，要促进新能源发展和新型电力系统的市场机制建设，以市场竞争方式形成新能源上网价格，降低能源绿色低碳转型成本。

另外，我们还需要大力推进各类市场主体协同。建立规范统一的电力市场基本交易规则和技术标准，推动实现全国电力市场和地方各级电力市场统一规范运营和有效衔接，降低市场主体制度性交易成本，打破省间壁垒。在电、碳、绿证等多元市场体系中也要实现协同、融合发展。一方面通过电力市场来促进化工、电力等重点领域节能降耗与转型发展；另一方面，通过多元市场体系的协同，溯源、认证绿色消费行为和可再生能源消纳，共同促进形成全社会推动“双碳”目标的格局。

兼顾三者关系需要企业创新产业模式，培育发展新动能。例如，创新多种能源互补供应模式，大力发展分布式能源和以电力为核心的综合能源服务，促进新能源发电与供热、供气等能源品种协同发展。目前，需加强储能与源网荷协调规划研究，明确储能发展规模和布局，完善储能参与电力市场的市场化成本疏导机制和价格机制，积极探索共享储能运营模式，促进电源侧、电网侧和用户侧的储能项目落地，发挥储能在电力系统安全稳定运行的支撑作用。

中国能源报：众所周知，新能源平价上网不等于平价利用，在疏导系统成本方面，您有什么建议吗？

曾少军：技术进步正推动新能源度电成本不断走低，然而，上网侧的低电价不等于用户侧的低电价。研究显示，随着新能源装机规模和电量渗透率的提升，新能源承担的功率预测、自动电压控制、自动发电控制等考核费用增加，常规电源为平抑新能源波动性提供的辅助服务成本增加，电网服务新能源接网及消纳的投资也将不断增加。这表明，能源转型也是有成本的，要疏导系统成本，就要完善电价市场化形成机制，推进电力市场化交易。