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以下是演讲全文：
文/舒印彪
气候变化已经成为不争的事实，中国高度重视气候变化议题，国家主席习近平提出了“2030年前实现碳达峰，力争在2060年前实现碳中和”的目标，这对全球应对气候变化、提高国家自主贡献度是一个巨大的贡献。同时习近平主席也指出，应对气候变化不仅关系到中华民族的发展和人类命运共同体，这对全球来讲，中国应对气候变化已经交出了很好的答卷，向世界展现了中国的决心和成果。
中国电力系统低碳转型取得显著成效
一是清洁能源的供应体系加速构建。电源结构在持续优化，到2023年底，中国的发电装机已达到29亿千瓦，超过七国集团（G7）的总和，清洁能源的发电装机占比已经达到了58.2%，2023年新增清洁能源发电量占全社会用电量一半以上，建成全球最大的新能源供应体系，中国新能源装机连续多年在全球位列第一，投资规模占全球三分之一以上。2023年新能源装机3亿千瓦，新增占总装机比例超过80%。新能源发电量占总发电量超过16%，利用率超过97%，截止到今年9月底，中国新能源发电装机规模已经达到了12.5亿千瓦，占总发电装机的比重超过40%。
二是电网资源优化配置等能力显著增强。中国形成了大电网互联的格局，建成以特高压为骨干网架，各级电网协调发展的全国联网格局，投运特高压直流输电20项工程，建成蒙西、西蒙、山西等特高压交流外送通道，年输送电量超过6000亿千瓦时，70%以上都是清洁能源，中国的电网保持了长期安全稳定运行的世界纪录，电力系统抵御重大自然灾害和事故风险能力显著增强，安全运行水平保持世界领先。进入新世纪以来，中国没有发生大面积停电事故，创造了特大规模电网安全运行的世界记录。电力市场化改革深入推进，统一市场两级运作的电力市场架构基本建立，交易量逐渐上升，发电侧、受电侧都形成了多元竞争的市场格局。2023年全国市场化的交易电量达到5.7万亿千瓦时，达到全社会用电量的61%。中国电价长期保持了较低水平，平均销售电价比美国低10%。
三是节能减排成效显著，综合能效提升。在过去的10年，中国单位GDP能耗累计下降27%，碳排放强度下降34%，单位发电量碳排放减少22%，电气化率快速提升。截止到2023年底，全社会终端用能的电气化率达到28%，2014年以来电气化水平提升了约7个百分点。煤电实现了清洁高效利用，95%以上的煤电机组都实现了超低排放，全国单位火电的发电量、烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量比2014年下降9成，污染物排放与燃气轮机发电达到同一水平。2023年火电供电标准煤耗302克千瓦时，2014年以来累计下降了每千瓦时近20克。
四是绿色低碳创新成果丰硕。风光产业研发制造能力世界领先，中国风电光伏产业占全球主导地位，陆风海风最大并网单机容量达到了7兆瓦和18兆瓦。多晶硅、硅片、组件产量分别占全球产量的76%、96%和76%，近十年分别陆风、光伏发电成本分别下降了60%和82%。水电、核电技术不断突破，投产全球最大单机容量百万千瓦水电机组，全球首座具有第四代安全特征的高温气冷堆核电站。电动汽车等新型产业领跑全球，连续九年世界第一，截至今年6月，保有量1800万辆，建成世界规模最大的充换电服务网络和智慧车联网平台，充电桩的保有量已经超过800万个。
构建新型电力系统的三个阶段
新型电力系统的目标就是要打造一个深度低碳或者零碳的电力系统，路径是能源生产侧逐步由新能源替代化石能源发电，能源消费侧逐步提高电气化率。具体看，我们大致实现这个目标分成三个阶段。
第一个阶段是碳达峰阶段。从目前到2030年，在这个阶段电力需求侧我们是这样考虑，十四五负荷增长超预期，超过原来我们预测的4.5%的增长率，以及十五五保持合理增长，预计到2030年全社会的用电量达到13万亿千瓦时，未来六年年均电量要增长5000亿千瓦时。在电力的供给侧，新能源装机达到25亿-30亿千瓦，煤电在这个期间还要进一步增容，但是我们提出来要控量，从电量提供主体向灵活调节和辅助服务的转变，新增用电需求的80%由清洁能源来满足，清洁能源发电量占比超过50%，煤电发电量占比降至40%。就是在达峰的时候，我们的发电结构，在这个期间最大的特征就是清洁能源的发电量要超过50%，煤电发电量要降低到40%。
第二阶段是快速降碳阶段。从2031年-2050年，综合考虑调整产业结构调整、技术进步与能效提升等因素，还有一些新的负荷增长的因素，比如AI大数据、全社会的数字化，这些用能的增长是很快的。综合考虑一增一减的因素，全社会用电量增速将放缓，但是由于总量的基数大，即使我们按照1%到2%的年均增长速度来估算的话，2050年全社会的用电量也将达到16万亿到19万亿千瓦时，也就是说到2050年的用电需求比现在还要翻番。新增电力需求在这个时期全部由清洁能源满足。清洁能源的发电量占比要超过80%，煤电发电量占比要降至20%左右。这个时期都是新增能源来满足电量的需求，同时还要替代我们已有的煤电大部分电量，现在煤电电量还在5万亿以上，至少要替换到3万亿以上。在这个时期新能源也将大规模发展。新增电力需求将进一步增加，随着碳排放双控制度的深入推进，我国经济发展将摆脱对化石能源的依赖。所以这个时期一个最显著的特征，GDP的增长不能够再推高碳排放的增加，就是要实现经济发展与碳的脱钩，这是经济增长方式的一个转折性的转变。
第三个阶段是碳中和阶段。就是2051年-2060年，这个电力需求趋于饱和，煤电承担着兜底保供和应急的作用，保持一定的装机规模，产生的碳排放采用生态碳汇和CCUS技术来予以移除。这时候的煤电大概保留多少，要和碳汇、氟碳技术、CCUS技术相挂钩。新能源装机到碳中和的时候至少是60亿千瓦以上，形成与之相适应的规模化的储能体系，建成零碳电力系统。建立零碳系统的三个阶段各有特点。
构建新型电力系统的三大挑战
构建新型电力系统过程中将面临三大技术经济挑战。
一是电力电量平衡问题。新能源出力由于受天气影响显著，不仅在日内具有显著的随机性和波动性，而且随着季节变化也呈现不同的间歇性，改变了传统电力系统的平衡机制。目前我们对气候气象和新能源出力的特性耦合机理还没有完全认识或者认识不到位，这是一个科学问题。现有的系统调节方法、机制和调峰能力都无法适应新能源大规模发展带来的电力系统的实时平衡问题。同时我们还认识到中国在全国范围内都存在着新能源区域性连续多日低出力的自然特性。中国江淮地区30年平均梅雨季长度达26天，最长达到52天，在新能源达到较高比例的时候，现有的新能源+日调节储能的方案还无法解决长周期的电力电量的平衡问题。
二是电力系统的安全稳定问题。构建新型电力系统源网合侧都将出现大量的电力电子装备，主导系统运行特性的物理基础发生根本性的变化，由此带来系统的频率稳定、电压稳定和供给稳定的问题突出。比如在频率稳定方面，传统电力系统的频率支撑主要来自于同步电机的旋转备用和调节能力，新能源惯量小，运行最大功率追踪模式的时候也不具备调频的能力，频率支撑能力大幅下降。在电压稳定方面，常规电源本质上是电压源，对电压支撑能力强，新能源机组动态支撑能力比常规电源要弱很多，而且新能源发电逐级升压接入到电网，与主网的电气距离也大大增加，电压的支撑能力显著下降。另外大电网的机电过程是毫秒级到秒级，而电力电子控制和开关的过程是微秒级，两者相互影响，导致并网设备的控制更加复杂，宽频震荡问题突出。
三是经济性问题。构建新型电力系统是资源技术经济耦合的一个复杂的系统性工程，构建成本很大程度上取决于各种技术的经济比较比较和相互竞争，这其中科技是主导力量，是核心。根据国际能源署的评估，2050年全球实现近零排放的技术中还有50%尚未成熟，因此技术的成熟度及商业化应用将决定转型成本，需要科学选择新型电力系统的发展路径，确保电力供应的可获得、可持续、可支付。同时我们要看到政策和市场将发挥重要作用，对转型的经济性也将产生重要影响。新能源发电的边际成本降低的同时，电力辅助服务与容量成本将大幅上升，传统与化石能源为主的市场设计理论已经不再适应高比例新能源的电力系统，电力市场的理论基础和交易规则也将重构。
构建新型电力系统的重点方向与技术
碳达峰碳中和是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革。在过去100多年建立在化石能源基础上的能源体系、产业体系、技术体系将发生深刻变化，从资源依赖型向技术主导型转变，其中的科学问题、技术问题和产业问题都是未来需要我们认真解决的方向。
一是要大力发展清洁能源技术。首先是新能源技术，重点要开发西北部基地、东部海上风电与中东部分布式能源开发并举，推进高效太阳能海上风电等关键技术和装备研究的攻关。水电要加快西南大基地建设，优先建设具有多年调节的龙头水库，积极推进大型水电站的优化升级。核电在电力供应方面可以起到基础保障和关键支撑作用，是完全有效替代煤电的重要发电技术。要优先在东部发展核电，研发第三代压水堆技术，推进高温气冷堆技术应用，实现核能在发电、供热、制氢等领域综合利用。我们国家新能源发展技术的格局，一是在西北部大型能源基地，一个是在西南形成水风光互补的清洁能源发展带，在东部沿海地区发展海上风电，这是比较经济的开发，在近海可以开发5亿千瓦，在中东部大力发展分布式光伏，这就是我们说的集中于分布式并举，北部、西南和海上风电共同协同发展的这么一个新能源发展格局。
二是煤电要发展灵活清洁高效利用技术。煤电是电力系统安全稳定运行的“压舱石”，大力推动煤电清洁高效利用，提升煤电的灵活性，加强煤电超低负荷稳燃、超宽负荷控制等技术研究，提升机组快速变负荷的能力，实现煤电的快速爬坡。推进煤电掺烧技术改造，加强煤电掺烧生物质、绿氨、固废等技术攻关，因地制宜推进煤电机组耦合生物质发电机组的改造。加快CCUS技术研发应用，发展低能耗低成本碳捕集技术，突破陆地和海洋碳封存的关键技术。
三是加强智能电网建设。电网是连接电源与负荷的枢纽，是电力系统资源优化配置的平台，世界各国都普遍把发展大电网作为能源转型的重要举措。在电网的送端，要研究沙戈荒能源基地化开发、布局连片化、出力同质化、通道集群化带来的安全特性的变化，探索新能源孤岛柔直送出、送端直流组网、特高压直流GIL技术，防范连锁故障引发的大停电事故风险。在电网的受端，要研究大容量直流集中落点、电源空心化带来的电网安全风险，优化直流落点与接入方案，加强和拓展1000千伏区域主网架，提升区域内资源优化配置能力。采用特高压柔性直流输电技术，减少多回路直流同时换向失败带来的电网安全风险。
随着分布式新能源大规模接入，配电网形态要向新型配电网来转变。配电网也将从传统的单向“无源”网络向双向“有源”系统转变，实现互动化、绿色化、柔性化、数智化。构建新型配电网需要创新发展思路，在规划方面要分层分区平衡优化资源配置，既规范分布式电源的有序接入，又统筹主配微协同发展。在电网的运行方面强化平衡单元的柔性互联和集群自洽，推动分布式资源动态聚合与协同优化，实现配电网对大电网的主动支撑。加强新型配电网关键技术的创新，重点加快智慧互动、绿色节能、柔性主网、动态支撑等技术的研发。
四是科学规划建设储能体系。不同类型储能都各有特色，需要大家取长补短，要构建一个总量充裕、结构合理、成本最优的储能体系。包括抽水蓄能、电化学储能，电化学储能响应速度快、建设周期短，也没有地域限制，可在新能源场站、电网关键节点和用户侧广泛实现应用，重力和压缩空气等物理储能容量大、效率高，适合大规模开发，要扩大商业化试验示范。上述这些储能类型还没有办法解决连续多日无风无光新能源处理低情况下的电力电量的平衡问题，保障电力供应。这些目前各方都正在探索面向周平衡、月平衡的长时储能技术，包括煤电+CCUS、氢储能、热储能等多种技术路线，已解决好长周期的电力电量平衡问题。
五要大力推进再电气化。大力发展能源消费侧电能替代关键技术，重点提升工业、建筑、交通等领域的电气化水平。目前中国的工业、建筑、交通等领域占能源碳排放约45%，中国亟需实施“以电代煤”、“以电代油”、“以电代气”，实现对化石能源的深度替代。工业领域要大力发展电炉短流程炼钢、氢还原冶金、矿山机械、电气化等，在冶金、铸造、建材等重点行业推广电锅炉、电窑炉、电加热、绿氢、煅烧、水泥熟料等技术。建筑领域要推广超低能耗、近零能耗建筑，发展近零碳建筑，积极推进建筑用能电气化和建筑光伏一体化等技术。
六要加快构建全国统一电力市场。发挥全国统一市场优化资源配置的基础性作用，是构建新型电气系统的重要保障。要完善电力市场规则，健全多层次统一电力市场，打破省间壁垒，加快现货市场建设，实现现货市场与中长期市场的有机衔接，推动新能源全面参与市场竞争。健全价格激励机制，完善辅助服务容量补偿机制，加强电动汽车可中断复合等需求侧响应的市场机制建设，引导用户主动参与系统互动调节，促进电碳市场协同，扩大全国碳市场覆盖行业范围，有序实现碳市场与电力交易、绿证制度的深度融合和有效衔接。
七是加强碳足迹管理体系建设。碳足迹管理体系建设是引导清洁能源投资，促进全社会增加清洁电力生产和消费，进一步实现电力清洁化的关键。建立产品碳足迹数据库，提升碳排放数据实时监测计量质量，开展精细化建模和核算认证，搭建数据服务平台。建立分时分区电碳因子数据库，加强电力系统碳排放核算标准体系建设，完善碳排放核算核查碳减排量化评估、降碳减污控制监测等标准，加快形成电力产品全生命周期碳足迹的标准。建立与国际接轨的碳排放标准认证体系，积极对接国际绿色贸易规则规制，健全碳排放标准认证体系。与贸易伙伴建立认证机构和资质互认的机制。
实现双碳目标是一项系统工程，需要全社会、全球的共同努力。加强科技创新，共同推进构建新型电力系统，为支撑双碳目标的实现做出更大的贡献。
