在“碳達(dá)峰、碳中和”目標(biāo)的引領(lǐng)下，我國電力系統(tǒng)進入了構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的發(fā)展階段，將面臨一系列新問題、新挑戰(zhàn)。從國際上看，丹麥作為實現(xiàn)高比例新能源電力系統(tǒng)的“先行者”，實現(xiàn)了將近60%的發(fā)電量來自風(fēng)電和光伏。德國、英國、葡萄牙、西班牙、意大利、希臘都實現(xiàn)了新能源發(fā)電量超過20%。雖然我國風(fēng)電、光伏并網(wǎng)裝機容量位居世界首位，但從發(fā)電量來看，風(fēng)電、光伏年發(fā)電量占總發(fā)電量的比重分別為5.5%和3.1%，還處于中低比例新能源發(fā)展階段。作為“后來者”，“先行者”的先進經(jīng)驗值得我國借鑒，同時其在發(fā)展中暴露出來的問題更值得我們深思。要在充分汲取國際經(jīng)驗教訓(xùn)的基礎(chǔ)上，發(fā)現(xiàn)和解決現(xiàn)有問題，識別和防范潛在風(fēng)險，助力我國“碳達(dá)峰、碳中和”目標(biāo)順利實現(xiàn)。

一、以國際經(jīng)驗對照我國存在的問題

（一）完善配套政策：健全法律政策體系，提供制度保障

歐美國家在推進新能源發(fā)展過程中，不僅規(guī)定了中長期戰(zhàn)略目標(biāo)，還重視能源立法及體制機制設(shè)計。在立法方面，英國出臺《能源法案》及《電力市場改革》，德國不斷修訂《可再生能源法》等，以完整的法律框架保證了能源政策的前瞻性、連續(xù)性、可操作性。在市場機制方面，英國的雙向付費差價合約制度通過合同價格信號引導(dǎo)低碳電力投資，保障可再生能源發(fā)電企業(yè)收益。在財政激勵政策方面，德國在可再生能源發(fā)展的不同階段，靈活制定包括固定上網(wǎng)電價、溢價補貼和發(fā)電招標(biāo)制度在內(nèi)的財政激勵政策。在配套市場體系方面，英國設(shè)置包括碳排放稅和配套碳價政策以限制燃煤發(fā)電；美國基于可再生能源配額制建立配套的綠色證書市場，強制性可再生能源發(fā)展目標(biāo)與綠證市場相互配合、協(xié)調(diào)運行。

目前，我國的電力系統(tǒng)和電力市場建立在傳統(tǒng)化石能源發(fā)電可控性和靈活性的基礎(chǔ)之上，仍主要采用發(fā)電計劃管理、政府定價等計劃性手段，缺少靈活的交易和價格機制，可再生能源發(fā)電全額保障性收購制度難以落實。發(fā)電側(cè)“零和游戲”的電力輔助服務(wù)市場，使煤電處于付出與回報、責(zé)任與獲利不對等的困境中，調(diào)峰能力得不到充分調(diào)用。財政補貼資金來源不足，補貼發(fā)放不及時，影響新能源企業(yè)正常經(jīng)營和發(fā)展。長期以來以省為實體推進的電力市場建設(shè)，形成了獨立體系、自我平衡、相對封閉的省級市場，不利于全國范圍的系統(tǒng)規(guī)劃、電源結(jié)構(gòu)優(yōu)化、跨省調(diào)度和交易。《能源法》長期缺位，《可再生能源法》可操作性相對較差，實施細(xì)則及配套法規(guī)有待完善。

（二）提升調(diào)節(jié)能力：挖掘靈活性資源潛力，提高電力系統(tǒng)可靠性

目前國際上新能源發(fā)展較好的國家，具有靈活調(diào)節(jié)性能的機組裝機比重普遍較高。其中，西班牙、德國、美國占比分別為34%、18%、49%。德國主要以占總裝機37.3%的火電機組作為靈活性電源，包括硬煤發(fā)電機組、褐煤發(fā)電機組、單循環(huán)燃?xì)獍l(fā)電機組以及聯(lián)合循環(huán)燃?xì)獍l(fā)電機組。德國的經(jīng)驗表明，在充分挖掘火電廠潛力的情況下，燃煤機組的最小出力可以從50%～60%下降到35%～50%，爬坡速度可以提升到原來的3倍，冷啟動時間縮短5%。隨著歐洲各國陸續(xù)實施“退煤”計劃，未來抽水蓄能電站、天然氣發(fā)電、儲能、電網(wǎng)互濟將發(fā)揮更大的調(diào)節(jié)作用，預(yù)計上述靈活性資源裝機將從2020年的1.22億千瓦增加到2030年的2.02億千瓦、2040年的2.6億千瓦。各國的電力需求側(cè)產(chǎn)品種類繁多，負(fù)荷集成商將需求側(cè)資源作為產(chǎn)品在容量市場、輔助服務(wù)市場、零售市場上參與競價交易。

我國靈活電源裝機比重遠(yuǎn)低于發(fā)達(dá)國家水平，電力系統(tǒng)仍然以煤電為主體電源，抽水蓄能、燃?xì)獍l(fā)電等靈活調(diào)節(jié)電源裝機比重較低，不足6%。其中，“三北”地區(qū)新能源富集，風(fēng)電、太陽能發(fā)電裝機分別占全國的72%、61%，但靈活調(diào)節(jié)電源卻不足3%。由于改造技術(shù)和補償機制的原因，“十三五”期間，我國2.2億千瓦煤電靈活性改造規(guī)劃目標(biāo)僅完成了四分之一。儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展仍然面臨政策體系不完善、投資回報機制不健全、關(guān)鍵核心技術(shù)有待突破等問題。需求側(cè)響應(yīng)多數(shù)仍然通過“有序用電”的行政型手段開展，不能靈活跟蹤負(fù)荷變化。按照“十四五”“十五五”年均新增風(fēng)光裝機1.1億千瓦測算，2025年全國電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力缺口將達(dá)到2億千瓦，2030年進一步增至6.6億千瓦，調(diào)節(jié)能力不足將成為制約新能源發(fā)展的重要因素。

（三）做好技術(shù)保障：應(yīng)用先進的發(fā)電預(yù)測及調(diào)度運行技術(shù)，提高新能源接入系統(tǒng)運行水平

電力系統(tǒng)消納新能源的基礎(chǔ)是新能源功率預(yù)測。德國基于天氣預(yù)報的新能源功率預(yù)測屬于商業(yè)領(lǐng)域，電網(wǎng)公司以及電力供求各方購買來自專業(yè)機構(gòu)的預(yù)測服務(wù)。目前，德國風(fēng)電功率預(yù)測誤差可達(dá)到2%～4%，太陽能發(fā)電可達(dá)到5%～7%。新能源大規(guī)模發(fā)展后，數(shù)量多、規(guī)模小、隨機性強的新能源機組個體給電網(wǎng)調(diào)度模式帶來很大壓力。德國電網(wǎng)通過各輸電網(wǎng)控制中心和上百個配電網(wǎng)控制中心實現(xiàn)對風(fēng)電場的實時調(diào)度。德國《可再生能源法》規(guī)定，所有容量大于100千瓦的可再生能源發(fā)電設(shè)備必須具備遙測和遙調(diào)的技術(shù)條件，才允許并入電網(wǎng)，風(fēng)電場實時數(shù)據(jù)直接上傳至配電網(wǎng)控制中心。

我國可再生能源發(fā)展時間短、速度快、數(shù)據(jù)積累少、機組數(shù)量龐大，全國目前有超過6000座大型新能源電站和幾百萬個低壓接入的分布式發(fā)電系統(tǒng)，在應(yīng)對復(fù)雜多變的資源氣候條件、大規(guī)模新能源集群發(fā)電、極端天氣事件的情況下功率預(yù)測的準(zhǔn)確度不高。我國風(fēng)電功率短期預(yù)測的平均絕對誤差多在6%～18%之間，其中西北內(nèi)陸地區(qū)風(fēng)電功率預(yù)測誤差較大。適應(yīng)新能源消納需要的電網(wǎng)調(diào)度運行新機制尚未建立，現(xiàn)有信息化手段不能充分滿足新能源功率預(yù)測與控制、可控負(fù)荷與新能源互動等需要，多能協(xié)調(diào)控制技術(shù)、新能源實時調(diào)度技術(shù)、送電功率靈活調(diào)節(jié)技術(shù)等新能源消納平衡技術(shù)亟待加強。

（四）統(tǒng)一電力市場：跨國電力互聯(lián)互濟，促進電力資源優(yōu)化配置

歐洲已建成統(tǒng)一互聯(lián)電網(wǎng)，并且依托統(tǒng)一電力市場，建立了較為完善的市場機制，新能源在各國之間能夠基本上實現(xiàn)自由流通。丹麥與周邊國家跨國輸電線路輸電容量達(dá)到800萬千瓦，是風(fēng)電裝機容量的1.6倍。2019年丹麥全國總用電量中有46.9%來自風(fēng)力發(fā)電，這主要得益于北歐電力市場和挪威水電的互聯(lián)互濟。德國與周邊9國的電力交換能力已經(jīng)達(dá)到2500萬千瓦，占其總裝機容量的12%、冬季最高負(fù)荷的30%。葡萄牙與西班牙電網(wǎng)相聯(lián)，最大功率交換能力310萬千瓦，占風(fēng)電裝機的65%。為了增加電網(wǎng)互聯(lián)容量，歐盟提出2020年各成員國跨國輸電能力至少達(dá)到本國裝機容量的10%，2030年要達(dá)到15%。

我國當(dāng)前呈現(xiàn)七大區(qū)域電網(wǎng)供電格局，區(qū)域電網(wǎng)內(nèi)部構(gòu)架清晰、分層分區(qū)。“十三五”期間，全國建成投運跨省跨區(qū)重要輸電通道23條，國家電網(wǎng)形成“十三交十二直”特高壓電網(wǎng)，南方電網(wǎng)形成“八交十一直”的西電東送大通道，全國大電網(wǎng)基本實現(xiàn)聯(lián)通，西電東送能力達(dá)到2.6億千瓦。各區(qū)電源、負(fù)荷的時空互補特性為開展跨區(qū)跨省水火互濟、打捆外送提供了物理基礎(chǔ)。然而電力交易的省間壁壘依然存在，近年來電力供需形勢寬松，部分省份寧可用本地煤電也不愿用外來清潔電，甚至限制和干預(yù)省間電力交易，一定程度上阻礙了跨區(qū)資源優(yōu)化配置。

二、以國際教訓(xùn)預(yù)判我國潛在的風(fēng)險

（一）源網(wǎng)脫節(jié)風(fēng)險：電源電網(wǎng)發(fā)展不協(xié)調(diào)，導(dǎo)致新能源電力相對過剩

在能源轉(zhuǎn)型初期，德國對新能源發(fā)電實施了大規(guī)模補貼措施，導(dǎo)致新能源發(fā)電量飆升，而配套電網(wǎng)建設(shè)和改造沒有得到重視。2000年至2019年，德國的可再生能源發(fā)電量從7%增加到35%，而用于輸送可再生能源電力的7700公里規(guī)劃輸電線路卻只建成8%，兩者速度的“一快一慢”反映了德國風(fēng)電和電網(wǎng)發(fā)展的不協(xié)調(diào)。電網(wǎng)建設(shè)滯后于新能源電力生產(chǎn)，造成大量的風(fēng)電浪費。隨后，德國通過修訂《可再生能源法》，限制陸上風(fēng)電擴建速度，以適應(yīng)電網(wǎng)擴建滯后的現(xiàn)狀，對能源轉(zhuǎn)型節(jié)奏進行適當(dāng)調(diào)整。

“十二五”末，在電力需求增長放緩的發(fā)展形勢下，由于電源電網(wǎng)發(fā)展不協(xié)調(diào)、跨省跨區(qū)可再生能源消納機制不健全、國家與地方可再生能源發(fā)展規(guī)劃統(tǒng)籌不夠等原因，我國可再生能源發(fā)展出現(xiàn)了“邊建邊棄”、“窩電”與“棄電”并存的情況，棄風(fēng)、棄光率高達(dá)15%、11%，甘肅、新疆、吉林三地棄風(fēng)率更是超過了30%。“十三五”期間，通過加強輸電通道建設(shè)、完善機制、提升靈活性等手段，棄電率明顯下降，2020年棄風(fēng)、棄光率降至3.5%和2%。在2030年風(fēng)電、光伏裝機達(dá)到12億千瓦以上的目標(biāo)引導(dǎo)下，新能源產(chǎn)業(yè)將迎來新一輪爆發(fā)式增長，在資本狂熱以及后疫情時代地方投資拉動驅(qū)使下，若相關(guān)管理監(jiān)管不到位，可能會再次出現(xiàn)快審批、搶規(guī)模、占份額的現(xiàn)象，造成項目盲目布局甚至無序發(fā)展，電網(wǎng)無法消納，棄電率再次攀升。據(jù)統(tǒng)計，目前14家能源電力央企“十四五”規(guī)劃的新能源裝機數(shù)據(jù)已經(jīng)超過6億千瓦，若全部投產(chǎn)，2025年全國新能源裝機將達(dá)12億千瓦。

（二）生態(tài)環(huán)境風(fēng)險：火電一度逆勢增長，加大碳減排目標(biāo)完成難度

2011年日本福島核電事故后，德國因“安全原因”宣布逐步退出核電。為彌補核電退出帶來的電力空缺，同時也為高比例可再生能源電力提供調(diào)峰電源和備用容量，德國天然氣發(fā)電占比逐年提高，淘汰煤電進程相對歐洲其他國家較為緩慢。據(jù)統(tǒng)計，2020年德國天然氣發(fā)電量同比增加12%，煤電占比約為24%，遠(yuǎn)高于11%的核電占比。德國可再生能源發(fā)電量占比的大幅提高并未使碳排放顯著下降甚至出現(xiàn)反彈。德國原計劃在2020年前實現(xiàn)溫室氣體排放較1990年減少40%，鑒于這一目標(biāo)很可能無法實現(xiàn)，德國于2019年又制定了《氣候保護計劃2030》，寄希望于新計劃能夠推動德國實現(xiàn)2030年減排目標(biāo)。

盡管近年來我國煤電的清潔化發(fā)展，使得各項污染物排放量都下降90%以上，但是煤電的高碳排放特征沒有改變。因此，為實現(xiàn)“碳達(dá)峰、碳中和”目標(biāo)，解決高碳煤電的利用問題是低碳電力發(fā)展的核心。為拉動地方經(jīng)濟、應(yīng)對新冠肺炎疫情沖擊，一些地方新核準(zhǔn)建設(shè)了一批煤電項目。據(jù)統(tǒng)計，2020年全國新增煤電裝機約4000萬千瓦，累計裝機容量達(dá)10.8億千瓦，同比增長3.8%。2020年煤電發(fā)電量超過4.6萬億千瓦時，比2015年增加了7000億千瓦時，相應(yīng)的二氧化碳排放增量為5.6億噸左右，占“十三五”期間二氧化碳排放增量80%以上。如果“十四五”仍然大幅建設(shè)煤電來填補短時尖峰負(fù)荷缺口，有可能造成電力高碳路徑鎖定、煤電資產(chǎn)擱淺、碳排放“高位達(dá)峰”，為實現(xiàn)碳中和目標(biāo)帶來巨大壓力，貽誤碳達(dá)峰“關(guān)鍵期”“窗口期”的有利時機。

（三）安全運行風(fēng)險：高比例新能源接入，電力系統(tǒng)抗干擾能力下降

隨著新能源的不斷接入，傳統(tǒng)電力系統(tǒng)以火力同步發(fā)電機為主的運行方式隨之改變，發(fā)生連鎖故障、大面積停電的風(fēng)險也日益加大。一是新能源機組的頻率/電壓支撐能力弱。新能源大規(guī)模接入導(dǎo)致電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)動慣量下降，當(dāng)負(fù)荷變化導(dǎo)致系統(tǒng)頻率快速變化時，新能源機組無法提供慣量支撐以減小電網(wǎng)頻率變化。2016年9月28日，新能源發(fā)電占比高達(dá)48%的南澳大利亞州，受強臺風(fēng)和暴雨等極端天氣影響，88秒之內(nèi)遭受5次系統(tǒng)故障，引起6次電壓跌落，導(dǎo)致9座風(fēng)機場脫網(wǎng)，最終演變成持續(xù)50小時的全州大停電。二是新能源機組抗干擾能力弱。受限于電力電子器件的電壓、電流耐受能力，新能源機組在電網(wǎng)發(fā)生擾動時存在一定的脫網(wǎng)概率。2019年英國8?9大停電中，雷擊導(dǎo)致線路故障，由于海上風(fēng)電場涉網(wǎng)性能不足，引發(fā)海上風(fēng)電場次同步振蕩，導(dǎo)致737兆瓦海上風(fēng)電機組脫網(wǎng)，之后相繼引發(fā)244兆瓦燃?xì)鈾C組、500兆瓦分布式電源跳閘，最終造成英格蘭與威爾士大部分地區(qū)停電，約有100萬人受到停電影響。

我國電網(wǎng)中局部的新能源電站脫網(wǎng)問題也時有發(fā)生，2015年1月，新疆哈密山北地區(qū)風(fēng)電機組持續(xù)產(chǎn)生次同步振蕩，導(dǎo)致風(fēng)電場附近3臺66萬千瓦火電機組跳閘，同時造成該地區(qū)電網(wǎng)頻率下降。過電壓、諧振、電壓穩(wěn)定、次同步振蕩等一系列問題，都和我國新能源裝機比例快速攀升直接相關(guān)。由于我國的資源稟賦特性，目前主要以大規(guī)模集中開發(fā)、遠(yuǎn)距離送出的發(fā)展模式為主，風(fēng)電場普遍位于電網(wǎng)末端，當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)結(jié)構(gòu)普遍比較薄弱。隨著未來集中送出的風(fēng)電總裝機容量越來越大，接入電力系統(tǒng)的電壓等級越來越高，風(fēng)電場發(fā)生事故對電網(wǎng)的影響程度也將增大。

（四）電價上漲風(fēng)險：系統(tǒng)性成本上升，引起終端電價上漲

全球已有超過30個國家的風(fēng)電和光伏成本低于化石燃料發(fā)電。但從系統(tǒng)整體來看，新能源并沒有實現(xiàn)真正意義上的“平價”，配套電網(wǎng)建設(shè)、調(diào)度運行優(yōu)化、備用服務(wù)、容量補償?shù)容o助性的投資不斷增加，整個電力系統(tǒng)成本隨之增加，最終由終端用戶買單。德國的電力調(diào)度機構(gòu)每年為平衡系統(tǒng)付出的成本已超過15億歐元并呈上漲趨勢，輸配費用較2009年上漲接近30%，可再生能源附加費占電價比例由5%上漲至21%。為了確保德國工業(yè)競爭力，德國法律允許工業(yè)用戶不承擔(dān)分?jǐn)偪稍偕茉锤郊淤M義務(wù)，高耗能大企業(yè)也獲得減少繳納可再生能源附加費的“豁免權(quán)”。因此，可再生能源附加費主要由居民用戶來分?jǐn)偂?019年，德國可再生能源裝機占比接近40%，十年提高了24個百分點，而電價上漲了30%。電力開支甚至達(dá)到了普通家庭年收入的十分之一。近十年以來，澳大利亞電力價格指數(shù)已飆升117%，遠(yuǎn)高于同期CPI。其中，南澳州電價更是高居全球度電稅后價格第三，僅次于丹麥、德國。

我國電價改革40多年來，以明顯低于發(fā)達(dá)國家的電價確保了接近發(fā)達(dá)國家的供電保障能力、電力普遍服務(wù)水平和清潔能源供給能力。過去三年，我國一般工商業(yè)電價實現(xiàn)了10%、10%、5%的“三連降”，企業(yè)獲得了真金白銀的降價紅利。近年來，國家降電價的宏觀政策，常常被簡單理解為電力市場改革的前提，導(dǎo)致社會上普遍存在“電力改革降價為先”的誤區(qū)，拿“電價降了多少”作為改革成功與否的重要評判標(biāo)準(zhǔn)，對能源轉(zhuǎn)型應(yīng)付出的成本代價沒有做好充分的思想準(zhǔn)備。隨著新能源裝機比例的提高，降電價的預(yù)期與系統(tǒng)成本上漲之間的矛盾會愈發(fā)突出。一方面，不斷降低的電價上限，不利于合理反映電力的商品價值，不利于輔助服務(wù)市場和其他配套市場機制發(fā)揮作用、引導(dǎo)靈活性資源等輔助性投資。另一方面，發(fā)展新能源帶來的全系統(tǒng)、全社會成本的顯著上升，若任由市場傳導(dǎo)至消費端，不利于實體經(jīng)濟產(chǎn)業(yè)競爭力提升，不利于社會和諧穩(wěn)定。

三、對策與建議

國際經(jīng)驗教訓(xùn)表明，在發(fā)展高比例新能源的過程中，一些國家不同程度地遇到了“安全、經(jīng)濟、清潔”方面的風(fēng)險挑戰(zhàn)，面臨難以破解的“既要、又要、還要”的三難乃至多難問題。與一些發(fā)達(dá)國家早已實現(xiàn)碳達(dá)峰、再經(jīng)歷60～70年時間從碳達(dá)峰向碳中和過渡相比，我國碳達(dá)峰、碳中和的速度更快、力度更大、任務(wù)更艱巨。因此，要保持戰(zhàn)略定力和穩(wěn)健節(jié)奏，充分吸取國際經(jīng)驗教訓(xùn)，未雨綢繆，周密謀劃，努力破解問題、避免風(fēng)險，走出一條適合我國國情的、以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)發(fā)展之路。

（一）把握“雙碳”目標(biāo)“窗口期”，避免電力行業(yè)高位達(dá)峰

“十四五”是碳達(dá)峰的“關(guān)鍵期、窗口期”，達(dá)峰時間的早晚和峰值的高低直接影響碳中和實現(xiàn)的時長和實現(xiàn)的難度。“碳達(dá)峰”不是“攀高峰”，“窗口期”不是繼續(xù)擴大煤電的“窗口期”，要做好內(nèi)外兩方面的準(zhǔn)備，推動煤電轉(zhuǎn)型發(fā)展。從外部看，電力市場建設(shè)要為推動煤電由主體性電源轉(zhuǎn)變?yōu)榛A(chǔ)性調(diào)節(jié)性電源提供制度保障，遵循“誰受益、誰承擔(dān)”的原則，建立健全煤電機組容量補償機制和輔助服務(wù)分擔(dān)機制。從內(nèi)部看，煤電企業(yè)要做好節(jié)能減排工作，持續(xù)降低二氧化碳排放水平，探索提高二氧化碳捕集、利用與封存技術(shù)水平。在“十四五”這個關(guān)鍵的“窗口期”，能否做好技術(shù)和市場準(zhǔn)備，實現(xiàn)轉(zhuǎn)型發(fā)展，對于煤電行業(yè)來講，具有決定性影響。抓住了這個“窗口期”機遇，就可以從越走越窄的“以量保利”的老路子轉(zhuǎn)換到“電量兜底+電力調(diào)峰+容量備用”多功能發(fā)展的新路子；錯過了這個關(guān)鍵期，不僅會喪失“窗口期”伴隨的寶貴機遇，而且還將面臨更加嚴(yán)峻的生存壓力。

（二）推動源網(wǎng)荷儲“一體化”，提升電力系統(tǒng)靈活性

源網(wǎng)荷儲一體化發(fā)展是電力行業(yè)堅持系統(tǒng)觀念的內(nèi)在要求，是構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的重要手段。推動“源與源協(xié)同”，注重穩(wěn)定電源與非穩(wěn)定電源的協(xié)同，推動風(fēng)光互補、水火互濟等，實現(xiàn)出力平穩(wěn)。優(yōu)化各類電源規(guī)模配比，在確保安全的前提下，穩(wěn)步提升輸電通道輸送可再生能源電量比重。推動“網(wǎng)與源協(xié)同”，加強國家與地方規(guī)劃銜接、電源電網(wǎng)規(guī)劃銜接、電源電網(wǎng)管理銜接，防止網(wǎng)源建設(shè)脫節(jié)。要“以網(wǎng)引源”促協(xié)同，優(yōu)先在電網(wǎng)接入條件較好的地區(qū)開發(fā)新能源項目。建設(shè)好配套電源，提高跨區(qū)跨省輸電通道利用率。推動“網(wǎng)與荷協(xié)同”，積極推動用戶側(cè)負(fù)荷管理從行政化的有序用電方式向市場化的需求側(cè)響應(yīng)方式轉(zhuǎn)變。通過價格信號調(diào)配負(fù)荷需求，引導(dǎo)各類用戶主動參與電力需求側(cè)響應(yīng)。提高用戶側(cè)的智能化水平和高載能負(fù)荷靈活性，大力發(fā)展用戶聚合服務(wù)，促進源荷雙向的智能互動。推動“儲與源網(wǎng)荷協(xié)同”，充分發(fā)揮儲能系統(tǒng)的雙向調(diào)節(jié)作用，將儲能納入電源電網(wǎng)發(fā)展統(tǒng)籌規(guī)劃。建立儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展成本疏導(dǎo)和投資回報機制，完善抽水蓄能電價形成和容量電費分?jǐn)倷C制。

（三）算好經(jīng)濟民生“兩本賬”，用好市場和政府“兩只手”

電價問題牽一發(fā)而動全身，且與其他能源價格緊密相關(guān)，甚至關(guān)系到社會穩(wěn)定問題。要充分認(rèn)識我國仍然是世界上最大的發(fā)展中國家、仍然處于社會主義初級階段、仍然處于工業(yè)化進程中的基本國情，在構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的過程中，注重經(jīng)濟效益與社會效益協(xié)同，既要算好“經(jīng)濟賬”，也要算好“民生賬”。一方面，在政府的有效監(jiān)管下，建設(shè)適應(yīng)我國國情的電力市場化價格形成機制，還原電力的商品屬性，發(fā)揮市場對價格的調(diào)節(jié)功能，體現(xiàn)市場價格正常波動，提高電力資源配置效率。深化輔助服務(wù)市場建設(shè)，明確輔助服務(wù)成本向終端用戶傳導(dǎo)。另一方面，也要兼顧公平滿足兜底，保障基本公共服務(wù)供給，妥善處理電價交叉補貼，確保居民、農(nóng)業(yè)、重要公用事業(yè)和公益性服務(wù)等用電價格相對平穩(wěn)。電價調(diào)整要充分考慮社會各方面承受能力，“小步慢跑”。持續(xù)健全價格監(jiān)管體系，既要防止價格偏低影響電力安全，又要防止價格偏高影響實體經(jīng)濟競爭力。提高價格透明度，向公眾普及低碳綠色轉(zhuǎn)型成本，增進社會各方對價格改革的理解支持，形成共同推動實現(xiàn)“碳達(dá)峰、碳中和”的全社會合力。

（四）堅持全國上下“一盤棋”，實現(xiàn)電力資源優(yōu)化配置

我國擁有全球最大規(guī)模的大電網(wǎng)系統(tǒng)，具備大范圍電源互濟、負(fù)荷互補的基礎(chǔ)條件，要樹立全國“一盤棋”思維，推動新能源在全國電網(wǎng)格局下優(yōu)化配置。在電網(wǎng)結(jié)構(gòu)上，完善送受端網(wǎng)架，持續(xù)提升已建輸電通道利用效率，新增跨區(qū)輸電通道以輸送清潔能源為主。推進國網(wǎng)和南網(wǎng)繼續(xù)加強聯(lián)網(wǎng)工作，實現(xiàn)電力互補余缺、互為備用，提高電網(wǎng)安全保障能力。在市場設(shè)計上，以建設(shè)跨省、跨區(qū)電力市場起步，逐步推進全國統(tǒng)一電力市場建設(shè)，實現(xiàn)電力資源自由流通和優(yōu)化配置。完善跨省區(qū)電力市場交易體制，探索跨省區(qū)輔助服務(wù)市場、跨省區(qū)可再生能源增量現(xiàn)貨市場。在思想理念上，地方政府要自覺從實現(xiàn)“碳達(dá)峰、碳中和”大局出發(fā)，形成整體合力，打破省間電力交易壁壘，確保省間清潔能源電力送電協(xié)議的執(zhí)行。

（五）強化政策科技“驅(qū)動力”，加快構(gòu)建新型電力系統(tǒng)

構(gòu)建新型電力系統(tǒng)，既要在技術(shù)層面做好關(guān)鍵核心技術(shù)的突破，也要在機制層面做好政策創(chuàng)新的設(shè)計。發(fā)揮宏觀政策的“拉動力”作用。堅持立法先行，加快《能源法》出臺，修訂完善《電力法》和《可再生能源法》，形成促進可再生能源發(fā)展的法治保障和法律秩序。加快完善有利于綠色低碳發(fā)展的價格、財稅、金融等經(jīng)濟政策，以電價補貼確權(quán)及相關(guān)金融配套政策，促進新能源行業(yè)健康有序發(fā)展。推動碳市場和電力市場協(xié)同發(fā)展，將電能價格與碳排放成本有機結(jié)合，發(fā)揮兩個市場相互促進、協(xié)同互補作用。發(fā)揮科技創(chuàng)新的“推動力”作用。加快電力系統(tǒng)構(gòu)建和安全穩(wěn)定運行控制等技術(shù)研發(fā)，加強特高壓和柔性交直流輸電技術(shù)的研究和推廣應(yīng)用。探索各種方式的碳捕捉封存和利用技術(shù)，尋找合適的技術(shù)路線，不斷降低碳封存利用成本。完善新能源并網(wǎng)等相關(guān)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)，提高新能源發(fā)電機組涉網(wǎng)性能。利用大數(shù)據(jù)、云計算、“互聯(lián)網(wǎng)+”等先進技術(shù)，提升新能源功率預(yù)測精準(zhǔn)度，加強電網(wǎng)調(diào)度機構(gòu)與發(fā)電企業(yè)在可再生能源發(fā)電功率預(yù)測方面的銜接協(xié)同。針對氣候變化這一全球性挑戰(zhàn)，組織開展極端氣候條件下電網(wǎng)安全防控體系的理論研究和實踐探索。