院士、专家共话能源绿色低碳发展：建议可再生能源场站匹配5%储能

3月初，国家电网有限公司在能源央企中率先发布碳达峰、碳中和行动方案。西北地区资源储备好、发展潜力大，在国家推动实现碳达峰、碳中和目标的过程中将承担更大的责任，迎来更多的机遇。3月10日，国网西北分部组织召开西北电网碳达峰、碳中和目标院士专家研讨会。多位院士、专家凝聚智慧，围绕碳达峰、碳中和目标背景下电力系统的机遇和挑战展开深入探讨。

建立适应能源互联网的市场机制，推进能源绿色低碳转型

“十四五”期间，全国各区域、省级电网间互济能力、多资源协同能力均将得到进一步提升。参会院士、专家普遍认为，借助这一有利的基础条件，构建清洁低碳、安全高效的能源体系，推动形成完善的市场电价机制，可在保障能源电力供应安全的基础上有力助推碳达峰、碳中和目标达成。

中国工程院院士薛禹胜表示，从我国富煤缺油少气的资源禀赋来看，在火电加速退出的较长过程中，煤电仍将是我国能源安全的重要保障。但如果能源转型太慢，则会影响碳达峰、碳中和目标的实现。因此，必须开展量化分析，优化碳达峰、碳中和目标的实现路径。此外，政策、多市场协同，以及精准服务和民众行为等社会元素的辅助也十分重要。电力系统应做好主动支撑，通过“信息-物理-社会”的协同优化，提升能源产业链智能化水平，减少计入风险后的发展总成本。

中国工程院院士、国家电网公司副总工程师郭剑波分析了碳达峰、碳中和目标下电力系统的发展及挑战，提出需健全三个机制：一是健全平衡调控机制，提高系统灵活性，尤其要调动煤电增强灵活性的积极性；二是健全市场电价机制，合理传导新能源消纳成本和辅助服务成本；三是健全政策法规机制，统筹新能源装机规划、系统备用等问题。他认为电力行业应平稳、有序、科学、合理推进碳达峰、碳中和目标，并建议在2025年之前加快研究开发，开展系统性试验示范；2030年前加快推广应用，确保安全稳定运行。

近年来，西北电网绿色发展开创了新局面。研讨会上公布的数据显示，截至2020年年底，西北电网清洁能源发电装机达到1.57亿千瓦，装机占比超过50%，超过全国平均水平近10个百分点。其中，新能源发电装机容量超过1.2亿千瓦，新能源发电占比在国内区域电网中达到最高；新能源最大发电出力占比64%，达到国际领先水平；新能源年发电量1692亿千瓦时，占全年发电总量的18.2%，与欧盟水平相当，是全国平均水平的两倍。

研讨会上，国网西北分部总结分析了“十三五”期间电网运行实际情况，提出平衡安全将成为电网清洁转型过程中的主要矛盾之一；同时，随着全国互联大电网格局的形成，清洁发展由“区域统筹”逐步转变为“全国统筹”。

面对碳达峰、碳中和目标，以及西北地区新能源更大规模、更高质量发展的要求，国家电网公司副总工程师兼西北分部主任、党委书记王国春表示：“西北电网在推动绿色发展、服务能源转型方面，既有得天独厚的资源禀赋，又有先行先试的良好基础。”国网西北分部将认真落实公司党组决策部署，在实现新能源高效利用方面“当标杆”，在促进清洁发展方面“站排头”，在推动能源转型方面“作表率”，建设送端型、清洁型、智慧型、开放型、服务型的“五型”现代电网，努力将西北电网建成绿色发展的先行示范区，争取实现理念领先、技术领先、机制领先、服务领先、指标领先的“五个领先”。

从“保安全”和“促消纳”的角度出发，国网西北分部副主任、党委委员张振宇提出，单一电源侧调节无法同时兼顾大规模新能源并网后的平衡安全和新能源消纳，需求侧响应成为必然选择。在提升跨省跨区输送清洁能源占比方面，他建议结合清洁能源发电特性特别是新能源发电特性，制订与之相符的电力外送曲线。同时，受端电网消纳清洁电能所需的系统调节能力强于送端，且调节成本也低于送端，应统筹送受端，协同发力。此外，应建立适应能源互联网的市场机制，特别是能源全国互备机制，鼓励送端增加投入，保证发电冗余度，让西北成为全国安全、可靠的能源大后方。

华中科技大学电气学院院长文劲宇建议实行分档电价法，对各种可再生能源消纳手段的消纳贡献度实现量化评估，并以此为基础进行储能和各类辅助服务的成本核算和定价。同时，他建议加强西北新能源与华中抽水蓄能的互动，送受端协同提升能源资源配置能力。

“在碳中和进程中的不同阶段都需完善促进新能源消纳的电力市场，构建中长期与现货市场的衔接市场，不断分解中长期交易曲线至现货时间尺度，以提升中长期新能源交易量。”西安交通大学电气学院副院长郝治国表示。

打造适应碳达峰、碳中和目标的大电网立体防御体系

电力系统作为能源系统中的枢纽角色，其安全运行与健康发展将对碳达峰、碳中和目标的实现起到关键支撑作用。参会院士专家普遍认为，需要持续加强电力系统基础理论研究，提高大电网认知水平，研发适应交直流混联大电网运行特征的安全稳定控制技术，构建主动、精准、高效的大电网立体防御体系，夯实清洁发展基础。

薛禹胜分析，随着清洁能源的大规模替代，电力系统的枢纽角色将更为凸显。随着大规模交直流线路及电力电子设备入网，电力系统动态行为将愈加复杂。因而要充分发挥电力对能源转型的主动支撑作用，实现信息维度与物理维度的融合，通过电力充裕性的风险评估、电力安全性的风险评估等指标，以及对能源转型路径下电力约束风险成本的优化，找出能源转型最优路径。

郝治国认为，需要大力推进高比例新能源电力系统安全稳定运行关键技术研发，在系统仿真评估、故障防御方面取得重大突破。这是保障未来电力系统安全稳定运行的重要基础。

北京交通大学电气工程学院党委书记和敬涵强调了大电网故障演化机理与先进控制技术研究的重要性。特高压交直流的快速发展在增强电网资源配置能力的同时，也对故障防控提出了更高的要求。他强调，需要在深刻把握电力系统发展规律的基础上，通过保护与控制的高效协同，实现适应系统不同失稳形态的系统级协同控制，有效阻断交、直流间故障连锁反应，降低系统失稳风险。

建立友好互动的新型网源协调体系

为实现碳达峰、碳中和目标，新能源发电将逐步成为电力系统的主力电源。新能源出力的间歇性、波动性对传统“源随荷动”的大电网运行模式带来深刻影响，潮流控制、电压调整、调频调峰难度与日俱增。专家们建议研究适应碳达峰、碳中和目标的新型网源协调体系，为未来电力系统清洁低碳发展提供支撑。

西北电网大规模新能源智能管控与市场机制创新工作室技术负责人牛拴保认为，在源侧绿色转型的发展趋势下，一方面，新能源主动参与电网调频、调压是保障未来电网安全高效运行的基础，要研究挖掘新能源电力参与电压、频率调节的潜力，推动适应高占比新能源电网的频率、电压优化控制技术进步；另一方面，新能源稳定支撑技术的研发与应用将成为拓宽新能源消纳“天花板”的有效手段，要加快研发新能源抗扰及稳定支撑技术，拓展新能源控制策略、参数优化等涉网新技术应用范围，全面升级新能源对电网的支撑水平，促进新能源由并网向组网的转变。

文劲宇表示，储能技术作为解决大规模新能源并网问题的重要手段之一，能够在缓解新能源出力波动性和不确定性引发的供电充裕性不足的同时，改善新能源机组的弱致稳性和弱抗扰性，实现新能源与电网间的高效、友好互动。在储能配置比例方面，他建议可再生能源场站匹配储能容量应不小于发电容量的5%，以满足系统稳定控制的要求。

“在新能源送出与消纳方面，新能源设备弱支撑性制约其大规模输送的能力。”郝治国表示，需加速推进大规模新能源支撑与送出关键技术研发应用，攻克新能源主动支撑和远距离外送关键问题，提升新能源组网能力与运行风险感知防控水平。