新型绿色电力系统最新解读 0809

新型绿色电力系统最新解读 0809

1.新型电力系统的定义和演变:

从最初的“以新能源为主体的新型电力系统”，到后来的“低碳高效”，再到现在的“安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合”，新型电力系统的定义经历了多次演变，但其核心始终围绕着适应新能源发展需求。

新型电力系统具有以下特征:

多元协调发展:促进多种电源协同发展，包括煤电、气电、水电、抽水蓄能、新型储能等，同时有效促进需求侧调节，发挥消峰填谷作用。

物理硬件条件升级:推进电气化，与供热、供冷、供气等系统形成区域性的综合能源系统。市场化机制建设:建立市场化交易机制，实现中长期、现货、辅助服务市场有机衔接，完善容量电价等市场交易机制，促进绿色低碳发展。

2.新型电力系统行动方案的背景和意义:

行动方案是在“双碳”目标背景下，针对新型电力系统建设亟待突破的关键领域制定的，聚焦于2024年至2027年的中期部署。行动方案强调务实性,针对具体问题，选取典型和代表性的方向开展研究，例如:

新能源系统友好型能力提升:提高风电和光伏发电的参与平衡能力，探索算力和电力协同项目，提高数据中心的绿电比例。

微电网、原网荷储一体化发展:提升新能源的自发自用比例，满足出口型企业对绿电直连和微电网供电的需求。

分布式绿电就近交易:增加消纳容量，为就近交易和用电企业开展创造条件。3．新型电力系统建设面临的挑战和瓶颈:

新能源消纳:虽然近年来新能源装机量快速增长，但消纳问题仍然存在，弃风弃光现象时有发生。

市场化机制建设:现货市场机制尚不完善，难以全面覆盖新能源发展特性，中长期市场机制需要进一步完善。

投资回报问题:新型电力系统建设需要大量资金投入，如何保证投资回报是面临的挑战。4.未来发展趋势和展望:

集中式和分布式并举:集中式风电光伏基地和分布式光伏将共同发展，集中式风电光伏基地将进入深远海开发阶段。

九大清洁能源基地:九大清洁能源基地将继续发挥重要作用，西南地区将重点发展水风光一体化项目。

市场化机制不断完善:现货市场机制将不断完善，中长期市场机制将覆盖更高比例的新能源电量。

环境价值实现:绿色证书、绿色电力将与碳市场、碳足迹和碳核算相结合，推动环境价值实现。

5.政策建议:

加强标准提升涉网性能:新能源企业应主动提升并网性能，降低弃风弃光率。

市场化交易机制建设:完善现货市场机制，推动中长期市场机制发展，实现市场化交易机制有机衔接。

保障性收购机制:在市场化交易机制中保留一定的保障性收购机制，并给予友好型新能源电站差异化的保障程度。

环境价值实现:推动绿色证书、绿色电力与碳市场、碳足迹和碳核算相结合，推动环境价值实现。

消纳责任考核:建立健全消纳责任考核机制，将消纳责任纳入政绩考核，并逐步向重点用能单位分解。总结:新型电力系统建设是推动能源绿色低碳转型的重要举措，也是实现“双碳”目标的重要支撑。未来，我国将坚定不移地推进新型电力系统建设，不断突破瓶颈，完善机制，推动能源高质量发展。

Q&A

Q:新型电力系统从双碳目标提出以来，其描述是否经历过多次变化?是的，自双碳目标提出以来，新型电力系统的确有过几次描述上的变化。最初是以新能源为主体，后来又调整为低碳高效的方向。

Q:如何准确定义新型电力系统并成为什么样的系统?

A:目前尚需继续探讨和精确定义新型电力系统的目标形态与特征。不过，在构建过程中，它将围绕着能源结构转型，优化资源配置,提高能源效率，并适应能源生产和消费的变化需求。

Q:本次行动方案出台的主要政策背景是什么?本次行动方案出台的具体背景有哪些内外因素?

A:主要政策背景来自中央层面的重要指示，例如中央财经委员会第九次会议和深化改革领导的深改委第二次会议，均强调了构建新型电力系统的重要性。此外，国务院还发布了关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见，推动相关工作的稳步展开。从外部因素来看，高层政治会议对构建新型电力系统提出了明确要求,并通过一系列政策文件推动了该领域的改革与发展。从内部因素而言，自2021年起，经过近三年的发展探索，尤其是近年来一系列配套政策的出台和实施成效显著，促使政府决定在此关键时刻加大力度，深化推动新型电力系统的构建工作。

Q:国内对新能源发展的支持力度及未来发展方向是什么?

A:在国内，政府将持续加大对新能源的支持力度，并朝着更高效、安全、智能的新型电力系统方向前进。未来，新能源将成为能源供应体系的重要组成部分，并将在经济社会发展中扮演越来越重要的角色。

Q新型电力系统是什么时候首次提出的，以及它与双碳目标有何关联?

A:新型电力系统首次是在2021年3月中央财经委员会第九次会议上被提出。这次会议不仅是首次系统性地部署双碳工作，而且将新型电力系统作为重要内容之一，并特别强调了加快可再生能源替代的重要性。

Q:如何理解构建以新能源为主体的新型电力系统这一概念?

A:构建以新能源为主体的新型电力系统是指新能源将在电力发展中占据主导地位，特别是在“两高”(高比例、高电力电子)的应用上，同时可能还会涉及综合能源服务的发展特征。

Q:2022年以后对新型电力系统的表述有哪些变化?

A:在2022年1月，发改委发布的加快建设全国统一电力市场指导意见中，将新型电力系统的表述调整为“推动形成适合中国国情、具有更强新能源消纳能力的新型电力系统”。此外，同年2月10日出台的完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见进一步明确了新型电力系统的内涵与发展方向。

Q新型电力系统应具备哪些关键特性?

A:新型电力系统首先要适应新能源的发展需求，其次在灵活性资源引入方面具有很强的包容性，能够促进多种电源协同发展，如网荷储一体化、风光水火储一体化等。同时，新型电力系统旨在与供热、供冷、供气等多种能源系统相结合，形成区域性的综合能源系统，并非仅局限于传统电力生产，而是涵盖了能源基础设施、能源品种及利用方式等方面的重大变革。

Q:新型电力系统在市场化方面的要求是什么?

A:新型电力系统不仅要在物理硬件条件上有所提升，更重要的是要建立市场化的机制,如实施中长期现货交易和辅助服务市场等，以促进绿色低碳的发展。另外，完善容量电价等市场交易机制也是推动新型电力系统市场化运作的关键环节。

Q:如何确保智能微电网、原网荷斯普等新型电力系统的落地实施?

A:过去江苏等地执行各强受限模式时遇到了很多基层落地难题，因此我们需要深入探讨如何在三年内将这些新兴事物真正转化为电力模式的一部分，并非停留在示范项目或试点工程阶段，而是成为普遍可见的商业模式。

Q:碳达峰碳中和政策体系的特点及设计意图是什么?

A:碳达峰碳中和政策体系经历了从提出到顶层设计文件再到细化至“一加N”的演变，这一系列行动计划具有高度确定性和可操作性，旨在解决前两年对新型电力系统构建的模糊认识，通过具体的行动方案落实建设原则、目标和任务，强化对未来三年工作的部署。

Q:针对当前新能源接入电网不平衡的问题，专项行动方案有何应对措施?

A:专项行动方案强调了提高风电和电力规划参与平衡的能力，计划从10%的信心率提升至更高比例,并推动风电参与夜间电力平衡，实现风、光等新能源更大程度地支持电力系统的稳定运行。此外，还提出探索算力与电力协同，尤其是提升数据中心使用绿电的比例以及推广微电网项目，以增强新能源自发自用的能力。

Q:为什么政策中提及的直供模式（如微网原网）具有很高的可行性，并且为何它是符合实际发展趋势的选择?

A:虽然直供模式在理论和实践中还未完全成熟，但在当前实际情况和发展需求下，诸如陕、晋、蒙、青、甘等地已明确相关政策文件，要求推进绿电经济、产业协同发展，其中包括实施绿电直连和微电网供电，以适应出口型企业对高质量电力资源的需求。此外，国际对绿电的要求也促使国内更多省份和地区采取相应措施，推动了微网原网直供电模式的发展。

Q:十四五规划中有哪些清洁能源基地?

A:在十四五规划中提出了九大清洁能源基地，并已有一些千万千瓦级别的基地建立起来，例如青海、海南州、海西州、新疆和甘肃等地。

Q:光伏在新能源发展中起到了什么作用?

A:光伏在整个新能源发展中的贡献显著，尤其是在疫情期间支撑起了新能源发展的半壁江山。不仅工商业和户用领域表现优异，还实施了一系列专项行动如整县推进等。此外，今年还推出了干乡万村驭风行动计划，结合乡村振兴问题推动了分散式风电的发展。

Q:风能行业如何实现平稳发展并避免大起大落?

A:风能行业通过设定合理的增长目标,成功实现了300个GW的装机规模，并预计今年下半年将超过此目标。其中，分散式风电依托“干元乡万村驭风行动”以及对未来发展潜力的展望，有望进一步稳定在8000甚至9000万千瓦的发展水平。

Q:分布式与集中式光伏发电在未来三年是否会持续双轮驱动?

A:未来三年，集中式和分布式光伏发电仍将继续沿用双轮驱动的方式,同时分布式光伏有可能在现有基础上获得更快的发展速度。然而，在大基数增长的情况下，集中式光伏对新增装机的贡献度可能会有所增加。

Q:如何平衡绿电上网后的投资回报与成本上升问题?

A:平衡绿电上网的投资回报与成本上升的关键在于提升新能源的并网性能，包括增强机组的功率预测能力和采用更灵活的能量调节措施（如配备储能电源)，从而减少调度工作量、提升安全裕度，并有助于降低弃风弃光电限电率，进而改善经济性。同时，通过市场化进程，鼓励企业主动提升系统友好性，以满足不同出力曲线的需求，降低双细则考核成本，增加利润。

Q:现货市场的发展是否加速以及价格上下限是否需打开?电网调度机构是否需要与电网分离?

A:目前来看，关于现货市场加速发展并开放价格上下限的问题正在积极推进。虽然已经有不少省份和地区开始了现货市场的实施,例如山东等地已经正式运行或正在进行结算，但这并不代表所有市场都在同步进行。目前的现货机制更多是在解决“有无”问题，尚未全面涵盖新能源尤其是较高比例新能源的特点。同时，随着现货市场的建立和完善，将会有更多的区域间现货市场出现。关于电网调度机构与电网分离的问题，目前在国内并未有明确的强制要求立即执行这一措施。在讨论解决方案时，首要任务是如何确保新能源的顺利入市，而非急于求成地进行调度系统的改革。虽然国际上有成功的案例表明电网调度分离可能带来某些优势，但在当前条件下，仍需进一步探索并在确保稳妥有序的前提下逐步推进。短期内，电网调度分离并非迫在眉睫的问题。

Q:现有的现货价格上线是否足以支持新能源市场的需求?

A:关于是否需要扩大现货价格上线的问题，虽然目前部分区域设有上限价格，但由于各地情况各异，如山东等地方设置了具体的价格机制导致市场能够保持正回报。不过，随着新能源市场的进一步发展，特别是光伏等新能源电量占比增加，有可能会考虑到对上限价格做出适当调整，以便更好地支持绿色电力入市。

Q:绿色电力能否与碳市场有效结合?

A:绿色电力与碳市场的结合是目前讨论的热点议题之一。自愿减排市场中的CCER已覆盖海上风电和太阳能热发电的部分项目，但随着第二批方法学的出台，可再生能源电力进一步融入CCER市场的可能性较小。不过，碳市场扩容后的焦点更多集中在直接碳排放方面，对于范围2的间接排放(如绿电）与碳市场的紧密程度相对较低。尽管如此，绿色电力与碳足迹、碳核算等方面的关联密切，如2021年发布的剩余碳排放因子为绿电对应的电力部分提供了零碳排放量的计算依据，有助于实现两者之间的有效衔接。

Q:当前海外的绿色贸易壁垒主要体现在哪些方面?

A:目前海外的绿色贸易壁垒主要包括要求企业展示其产品的碳足迹，并与海外认可的碳排放认证相结合。这种做法已经在一定程度上形成了突破，并且具有很高的确定性。

Q:当前是否有针对消纳责任的具体法律措施或政策要求?

A:是的，当前已经有政策文件明确指出要按照行业层面上的要求(如电解铝)，以及逐步扩大至更多重点用能单位和工商业用户，实现可再生能源电力消费的比例要求，并将其作为衡量地方政府政绩的重要依据。

Q:碳减排和可再生能源消纳的责任归属是什么?

A:碳减排由生产部门负责管理，而可再生能源消纳的责任则由发展改革委和能源局主管。尤其是最近几年，政府对消纳责任的考核更为严格，采取了物理电量考核的方式，并根据工业领域的碳达峰行动方案，提出了具体的目标如电解铝行业至2025年可再生能源占比需达到25%，2030年达到30%。

Q:投资者是否担心消纳责任缺乏足够的惩罚机制?

A:关于消纳责任，虽然没有直接提及惩罚机制，但未来有可能会更加细化并严格执行。例如，政府已通过相关政策文件明确了重点用能行业，如电解铝，必须满足可再生能源电力消费比例要求，并将其纳入地方政府政绩考核和生态文明建设评分中。

Q:面对新增项目及限电问题，您如何评价新能源行业的现状和发展潜力?

A:关于新能源行业的现状和发展潜力，存在两种不同的看法。一方面有人认为由于电力系统的负荷压力，已经接近极限;另一方面，也有观点认为随着技术进步和市场需求的增长，仍有一定发展空间。尽管去年新能源装机量创历史新高，但受限电量的定义及统计方式对实际情况造成了较大影响，因此需要深入探讨和解决这些问题，确保可持续发展。

Q:在电力系统中，有哪些因素会影响受限制的电量，并且是否会将其纳入气温气光等统计范围?

A:如果是电力系统自身原因导致电量受限，不会被计入气温气光等统计数据中。例如，在电力市场中，报价过高未能出清的情况与气温气光无关。

Q:为何去年尽管安装了大量的新能源设备，但在实际发电量上并未出现明显变化?

A:这是因为存在一定的滞后性问题，大部分新能源项目都是在四月底安装完毕的，所以去年的电量增长不如预期，但今年随着新设备的运行，光伏和风电发电量均有显著增长。

Q:未知如何解释感知上与国家发布的新能源发展数据存在差距的现象?

A:这种差距主要是由于不同地区间新能源发展速度和程度的不同造成的，比如西北地区（如新疆、甘肃)的气风率较高，而河北等地则接近或超过5个百分点。

Q:电网公司在新能源消纳方面起到了什么作用?

A:电网公司近年来做了大量工作来适应并接纳新能源的发展，如果没有他们的努力，新能源可能无法取得今天的成就。然而，在新增自然发展的多个维度中，既要考虑经济问题，也要关注未来的稳定性和综合平衡，因此不能等到所有新建电站完工后再去进行发展布局。

Q:根据国家政策，至2030年前需实现哪些碳达峰相关目标?

A:为了确保2030年前实现碳达峰，必须逐年提高非化石能源消费占比，并确保新增非化石能源电量超过5000亿千瓦时，这与每年电力消费增量相当，意味着煤电发电量不能再继续增长。