新型电力系统行动方案解读：大基地承压 新能源发展模式转变

近日，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局联合印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（发改能源〔2024〕1128号，以下简称《行动方案》）。

《行动方案》提出，2024—2027年重点开展9项专项行动，涵盖：主网架构、配电网、输电通道、微电网、调度、储能、充电桩、火电等多方面内容。这是自新型电力系统建设战略目标提出之后，最为系统的行动方案和具体行动部署。

电网投资需求进一步扩大

在9个专项行动中，涉及电网的比例最高。包括主网架构、涉网性能、新能源外送、配电网、智慧化调度、电动汽车充电网络等多个方面。

2月29日，中共中央政治局关于能源安全和新能源技术的集体学习也提到了电网的升级改造。习近平指出，要适应能源转型需要，进一步建设好新能源基础设施网络，推进电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，提高电网对清洁能源的接纳、配置和调控能力。加快构建充电基础设施网络体系，支撑新能源汽车快速发展。

据新华社7月19日报道，为加快构建新型电力系统，促进新能源高质量发展，推动大规模设备更新改造，国家电网公司2024年电网投资将完成6000亿元，首次超过6000亿元，同比新增711亿元。

而在今年年初，国网就公布了2024年的电网建设规模。根据国家电网的表述，2024年将继续加大数智化坚强电网的建设，促进能源绿色低碳转型，推动阿坝至成都东等特高压工程开工建设。围绕数字化配电网、新型储能调节控制、车网互动等应用场景，打造一批数智化坚强电网示范工程，预计电网建设投资总规模将超5000亿元。

在《行动方案》公布之后，可以想见，随着对新能源消纳、电动汽车充电、储能调度等方面的要求越来越高，电网的升级改造压力也越来越大。

更不要说电网投资本身有着巨大的经济拉动效应。

2020年，新冠疫情刚刚爆发，对社会经济发展造成了一定的影响。国家电网公司当年就初步安排电网投资4500亿元，可带动社会投资9000多亿元，整体规模将超过1.3万亿元。其中，特高压建设项目投资规模1811亿元，可有效带动社会投资3600亿元，整体规模5411亿元，对于拉动经济增长、扩大就业规模、推动产业转型升级、稳定社会发展预期等具有重要作用，将为经济社会发展注入强劲动力。

大基地外送承压

在涉及高比例新能源外送的时候，《行动方案》用了“攻坚”一词。侧面反映出当下以大基地为主的新能源投资，在电力外送方面存在巨大的压力。

从具体内容来看，主要有特高压线路新能源电力比例低、大基地煤电配比高等问题。这也是《能源》杂志在2023年《深度报道 | 激辩大基地》一文中重点提及的大基地挑战。

在“十四五”已经明确大基地支撑可再生能源发展的情况下，必须尽快解决大基地在绿电消纳和输送方面的一系列挑战。

此前根据媒体报道，国家电网“十四五”规划建设特高压工程“24交14直”，线路3万余公里，变电换流容量3.4亿千伏安，总投资3800亿元。2023年以来，已经有4条特高压直流项目获得核准。而仅2023年，就有4条特高压线路开工建设。

尽管特高压建设已经开始提速，但受限于技术和各类机制，大基地在外送方面依然存在灵活性不足、绿电比例低等问题。

《行动方案》中提出要“在保障送出通道电力供应能力的前提下，依托先进的发电、调节、控制技术，开展新型交直流输电技术应用，有效降低配套煤电比例，实现高比例或纯新能源外送。”这或许是大基地高质量发展的重要突破口。

新能源发展模式改变

无论是“智慧化调度体系建设行动”中的“有源配电网调度模式”，还是“新能源系统友好性能提升行动”都明白地反映出：在新型电力系统中，对新能源的评价不再是规模，而是质量。

截至目前，除了大基地类型的超大规模开发，新能源越来越多地向“小规模”“本地化”“智能化”等趋势转变。现在《行动方案》无疑具象化地明确了这一趋势。

不容忽视地，这些改变都建立在对现有调度机制重大变革的基础上。举例来说：既然不把新能源电量收购的职责一股脑地交给电网，那么电网势必要交出至少一部分配网的调度权力。这属于“权利和义务对等”。

如果真的能够实现这些系统性机制的变化。那么“隔墙售电”也好，真正的“自发自用余量上网”也好，新能源“就近消纳”也好，都不再只是空中楼阁。

不过，这样的未来看起来美好，实现起来并不容易。

首先，这需要更强力的配网支撑。一直以来，相比于主干坚强电网，配电网长期都是我国电网系统的主要薄弱环节之一。这具体表现在：地区发展不平衡、智能化较弱、对分布式电源承载有限、灵活性差、市场封闭等等。

今年的配电网新文件不仅要求加强配电网的投资、智能化，还支持多元化资本投资配电网。结合2015年新电改以来的增量配网改革政策，可以预见配电网的投资也将会迎来一波热潮。

其次，配网的所有权、运营权、调度权，都是电力系统中较为核心的权力范畴。《行动方案》中要求“全面推进调度方式、机制和管理的优化调整”，但并未涉及具体的权责归属问题。那么如何优化调度？优化有什么样的基础？什么样的原则？管控的前提是什么？这些细节问题，可能会有更多的讨论和反复。

煤电技改要求不断升级

就在7月15日，国家发改委印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》的通知，其中指出：利用风电、太阳能发电等可再生能源富余电力，通过电解水制绿氢并合成绿氨，实施燃煤机组掺烧绿氨发电，替代部分燃煤。改造建设后煤电机组应具备掺烧10%以上绿氨能力，燃煤消耗和碳排放水平显著降低。

现在《行动方案》中又提及了煤电的改造、掺烧等内容。显然，煤电已经到了非改不可的地步。这一点也无需更多解释。

难点在于投资、技术、燃料。

投资的难点是这一大笔费用需要发电企业支出。当然我相信是会存在一定的补贴的，但还是需要发电企业来作为支出主力。综合考虑发电企业负债率、现金流和新能源投资的压力。这笔钱恐怕没那么轻松。

技术的难点是锅炉改造。既然要掺烧生物质燃料或者氢，那么锅炉肯定要有变化。排除了投资的问题，技术安全性和稳定性挑战也是不得不面对的。

如果是生物质燃料，煤炭和生物质原材料在灰分、挥发分、含水量、碱金属含量等多方面存在明显差异，对混燃锅炉有明显的技术挑战。

掺烧氢氨对煤电设备的安全性和稳定性提出了更高的要求。氢气和氨气具有易燃易爆的特性，需要在设备设计、运行和维护过程中采取严格的安全措施。为此，煤电企业需要加强设备研发和技术创新，提高设备的抗爆性能和安全性，确保掺烧氢氨技术的稳定运行。

最后是燃料。无论是生物质燃料、还是氢氨，现在都不算供给丰富。而且氢，尤其是绿氢，还有价格昂贵的问题。

估计在2030年之前，这些改造还是会以示范为主，无法大规模铺开。

储能可不可以“挑大梁”？

在“电力系统调节能力优化行动”中全部都是储能内容，可见《行动方案》对于储能在电力系统调节中发挥作用，寄予厚望。

和新能源一样，《行动方案》没有在储能规模上做过多的设计。因此，如何很好地调用储能，实际上是更重要的作用。

而强调建设一批共享储能电站，显示出新能源配储这个模式，实际上在电力系统调节中，能够发挥的作用并没有得到充分肯定。而且《行动方案》中也提到了“改造是一批已配置新型储能但未有效利用的新能源电站”，也侧面证明了这一点。

今年5月，NYT曾深度报道了储能电站在加州电网中发挥重要作用。某一时段里，储能支撑了全网晚高峰五分之一的电力。保障了光伏发电出力全面消失之后的电网安全。

而在加州，乃至整个美国，储能的主要营收来自辅助服务市场——黑启动、调频、备用等。所以合理的市场机制让储能在达到一定规模之后，实现了电力系统有效地调节。

这大概可能会是中国储能未来要走的道路。

此外《行动方案》中还提及了不同场景储能的示范建设和市场机制引导。预计未来储能市场应当是百花齐放，而非一家独大。

负荷侧调节大变化

首先是电动汽车充电网络在多个部分都被提及。作为重要且全新的负荷侧参与方，充电桩首先面临着基础设施网络完善的问题。所以，加强投资覆盖，是充电桩的重要内容。其次，电动汽车和电网融合互动也被提及。不过相比于较为遥远的V2G，如何完善电动汽车分时电价政策更为急迫。

今年夏季，很多地方都出现了呼吁家用电动汽车晚1小时充电的新闻。但是在缺乏价格激励的情况下，这种呼吁能产生多大的效果，实在是让人生疑。或许应该尝试让家用充电桩也纳入市场化电价机制中，设立一定的保护机制的情况下进行市场化波动。这样才能真正地调动家用充电桩配合电网需求响应。

除电动汽车充电设施外，需求侧协同的内容更值得注意。在《行动方案》中，需求侧响应和虚拟电厂被分成了两种完全不同的概念。并且文件中对需求侧响应的最大极限比例也有了明确规定。这是否意味着超过了最大比例，就不能算需求侧响应，而是有序用电呢？

至于虚拟电厂，“利用当地源荷储资源，建设一批虚拟电厂”的表述明确了虚拟电厂要包含的资源类型。而且《行动方案》直接说明虚拟电厂应该进行市场化参与，提升的是电力保供的新能源消纳。