eo记者 何诺书
编辑 姜黎
审核 冯洁
当前，新能源正在以前所未有的速度发展，电力生产结构加快调整，电力系统基础发生深刻变化，正处于由量变转入质变阶段。下一阶段，新型电力系统建设的重点是什么?展望“十五五”，电力消费需求将呈现怎样的发展趋势?新能源发展又将如何突破瓶颈，实现高质量发展?
针对这些问题，《南方能源观察》(以下简称“eo”)专访了中国能源建设集团有限公司党委常委、副总经理吴云。他认为，构建以新能源为主体的新型电力系统面临形势艰巨而复杂，电力系统转型须实现“五个转变”。
eo：新型电力系统背景下，您认为我国电力系统转型发展的总体趋势如何?
吴云：当今世界，百年未有之大变局加速演进，新一轮科技革命和产业变革深入发展，全球范围内新能源和信息技术紧密融合，全球能源供需版图深刻变革，生产生活方式加快转向低碳化、智能化。在规划建设新型能源体系、推动能源革命、建设能源强国的进程中，电力占据着能源体系的主导地位，大力发展新能源是必由之路，推动构建以新能源为主体的新型电力系统面临的形势艰巨而复杂。
电力系统须立足新发展阶段、贯彻新发展理念，在功能定位、供给结构、系统形态、调控体系等领域顺应发展形势、响应变革要求，主动实现“五个转变”：一是功能定位由服务经济社会发展向保障经济社会发展和引领产业升级转变;二是供给结构由化石能源发电为主体向新能源提供可靠电力支撑转变;三是系统形态由“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素转变;四是调控运行模式由“源随荷动”向“源网荷储多元智能互动”转变;五是电网形态由交直流区域互联大电网向“大电网”与“分布式”兼容并存格局转变。
eo：这些转变将为电网企业带来哪些挑战?PG电子应如何应对?
吴云：我国资源禀赋与能源需求逆向分布的特点决定了“大电源、大电网”仍是未来电力系统的基本形态，西电东送规模仍将持续扩大，中长期将重点依托西北沙漠、戈壁、荒漠大型风光电基地和西南大型水电基地开发建设，推动谋划新一批大型风光基地跨省跨区输电通道，并结合东部沿海的海上风电与核电基地，共同支撑中东部经济发达地区电力绿色低碳转型。同时，作为电网发展重要一环的分布式电网将重点依托源网荷储一体化，通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源要素，以构网型储能等先进技术和能源电力体制机制创新为支撑，以安全、绿色、高效为目标，创新电力生产和消费模式，实现源、网、荷、储的深度协同。
PG电子应在国家能源战略总体布局的统筹指导下，全面融入全国电力发展布局和要求，持续推动电网结构与形态的优化，为推动南方地区新型电力系统构建提供坚强平台支撑。具体来说，可以从以下几个方面重点发力：
一是构建多元充裕供给保障体系。充分发挥电网基础设施平台牵引作用，推动南方区域源网荷储协同发力，依托技术创新大力提升新能源可靠替代水平。
二是推动西电东送可持续发展。将南方区域的发展积极融入全国电力发展格局，持续提升跨省区电力互济能力;加快推动区内新能源多元化发展，大幅提升区内能源保供自给能力和促进区内能源绿色低碳转型。此外，还须优化完善“西电东送”价格机制，进一步发挥输配电价信号在资源优化配置方面的作用。
三是推动源网荷储协同优化发展。大力实施新能源替代，构建新能源多元化利用新局面;加快推动主干电网提质升级，主动适应大规模高比例新能源发展;打造分布式电网，推动与大电网兼容互补，推动配电网与“云大物移智”等数字化技术深度融合;推动储能规模化发展，增强电力系统灵活调节能力;推动电力系统调度体系革新升级，增强电力系统协调优化运行能力。
四是整合电力行业产业链，打造安全电力供应体系。建立贯穿源网荷储各环节的多元综合保障体系，推动打造产业链安全保障。推动电力行业向低碳、高效、智慧、灵活四大方向升级，加强创新链与产业链的融合对接，补齐产业链短板，抢占大规模、长周期储能和氢能等领域先机，力争弯道超车、换道领跑。
五是推动加强体制机制构建。推动完善有效引导煤电发挥调节作用的政策机制，探索建立灵活调节容量市场，充分体现煤电在系统中可靠容量支撑的经济价值。针对沙戈荒大型新能源外送基地，引导出台综合上网电价政策及输配电价分摊机制。针对深远海海上风电，推动调整电源电网企业投资界面及相应电价政策。积极推动建立新型储能电价机制，引导形成多元化收益方式，促进各环节新型储能规模化应用，支撑新型电力系统建设。
eo：“十五五”及中长期电力消费需求发展趋势如何?
吴云：为支撑中国式现代化建设，同步推进新型工业化、信息化、城镇化和农业现代化，我国电力需求仍将保持旺盛的增长态势，预计未来十年平均每年的用电增量保持在5000亿千瓦时左右，2035年前后我国人均年用电量有望突破10000千瓦时/人。战略新兴产业和未来产业将拉动第二产业保持较高占比，第三产业和居民用电占比持续增长。
eo：新质生产力培育对电力消费规模和特性有何影响?
吴云：新质生产力加速培育将成为用电增长重要驱动力。在坚持把发展经济着力点放在实体经济上的总方略下，我国将坚持发展完整的制造业体系，加快建设制造强国。一方面，传统高载能行业逐步由高能耗低附加值向低能耗高附加值方向转型。另一方面，新能源汽车、光伏组件、锂离子电池行业加快发展，产量占全球比重均已超过70%，其对我国上下游产业链的拉动潜力巨大，是我国工业用电的新增长极。同时，以5G基站服务、人工智能大数据为代表的数字经济将推动我国服务业用电保持快速增长，预计到2030年，我国数据中心用电量为1.1万亿千瓦时，基站用电量为0.2万亿千瓦时，预计中长期上述行业合计用电量占三产用电量的比重将超过50%。此外，随着制氢技术进步和成本下降，电解水制氢将迎来规模化发展，带动制氢电量大幅增长。
eo：新能源大量替代常规机组，电力系统呈现高比例可再生能源、高比例电力电子设备的“双高”特征。新能源的快速发展，对电力保供、电网安全运行等有何影响?
吴云：随着新能源大规模发展，我国电力供需的时空匹配难度日益增大。电力供应保障和新能源消纳压力并存，高比例可再生能源和高比例电力电子设备“双高”带来的安全稳定运行难度显著增加。这主要体现在三个方面：一是电力需求矛盾加剧。大规模新能源接入电网后，电力系统电力电量在空间和时间上的平衡难度将显著加大。新能源发电的随机性、波动性、间歇性导致难以稳定可靠供电，极端天气下可能长时间停摆，在电力系统中尚难以形成可靠的电力替代能力。在新能源高占比情景下，由于现有的储能技术只能满足日内调节需求，新能源出力与用电需求季节性不匹配导致的系统跨季节供需矛盾更加突出。二是电力系统安全稳定运行面临新挑战。随着新能源装机占比不断提升，电力系统呈现高比例电力电子化，同步电源占比下降、电力电子设备支撑能力不足又将导致电网宽频振荡等新形态稳定问题出现。而且，现有的“源随荷动”的调度运行模式，无法适应高比例新能源并网条件下源网荷储“多向互动”的灵活变化需求，调度体系亟待革新升级。三是电力总成本持续提升。新能源相对常规煤电而言只有电量替代效益、没有容量替代效益，需要同步建设提供保障容量的备用机组和调节电源，系统冗余度和电力生产成本将上升，需通过技术创新实现“新能源+调节电源”的平价上网。
当前，能源系统亟需转变规划思路，坚持电力安全底线思维，推动电源电网最优规划，加快形成多元充裕的电力供给保障新体系，打造兼容并举的电网新形态。具体来说，需要做到以下五点：一是大力推动新能源可靠替代，构建新能源多元化利用新局面。积极推动粤东、北部湾海上风电集群化开发，推广新能源“源网荷储”一体化就地开发利用模式，创新分布式新能源利用场景和商业模式。二是推动主干电网提质升级，主动适应大规模高比例新能源发展。随着后续广东规划新增煤电、藏粤直流以及大规模海上风电的接入，广东省内传统的西电东送格局有可能转变为阶段性的东电西送，规划目标网架与新形势下的东西断面交换和各分区间交换能力不尽协调，建议进一步推动珠三角负荷中心目标网架优化。三是推动储能规模化发展，增强电力系统灵活调节能力。在各省(区)重点布局一定规模抽蓄和压缩空气储能电站，服务区内核电和新能源大规模发展，以及接受大规模区外电力需要，提供电力保供顶峰能力和系统调节能力。四是打造分布式电网，推动与大电网兼容互补。推动配电网与“云大物移智”等数字化技术深度融合，打造高度集成的智慧配电系统，满足用户多样化需求，实现智能友好。五是推动电力系统调度体系革新升级，增强电力系统协调优化运行能力。推动“云大物移智”技术与传统调控技术相结合，升级现有调控系统平台，大幅提升新能源发电预测精度，推动调度模式向智能化调度转变，适应电力市场规范运行需要。
