3月22日，国家发展改革委、国家能源局印发了《“十四五”现代能源体系规划》(以下简称《规划》)，为我国“十四五”能源发展和改革提供了行动纲领。回顾“十三五”，我国电力生产能力继续提高，非化石能源发电比重持续提高，减污降碳成效显著，科技创新驱动电力科学发展，“管住中间、放开两头”的电力体制改革积极推进;展望“十四五”，我国人均用电水平将进一步提高，电能替代进一步加强，积极推进支撑新能源发展的新业态发展，持续推进技术创新，重新定位煤电的功能和作用。笔者认为，面向“十四五”乃至更加长远的未来，能源电力要实现持续健康发展，促进我国如期实现碳达峰目标并为实现碳中和目标开好头，关键在于完成以下七个主要任务：一是多措并举提升系统综合调节能力;二是有效控制能源电力转型的系统成本;三是建立低碳电力经济评价新方法和科学的新电价、碳价形成机制;四是积极支持关键技术创新;五是下决心解决煤炭散烧问题;六是强化标准的引领和支撑作用;七是进一步深化电力体制改革。
构建新型电力系统的基本遵循
展望“十四五”，我们推进构建新型电力系统要坚持四个基本遵循：
一是党的十九大以来的重要文件精神，以及党中央、国务院确定的“双碳”工作“1+N”政策体系。2021年3月15日，中央财经委员会第九次会议提出“‘十四五’是碳达峰的关键期、窗口期，要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统”。国务院《2030年前碳达峰行动方案》明确“加快建设新型电力系统，构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统，推动清洁电力资源大范围优化配置”。二是国家《“十四五”规划纲要》。《纲要》提出：“加快电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，提高电力系统互补互济和智能调节能力，加强源网荷储衔接，提升清洁能源消纳和存储能力，提升向边远地区输配电能力，推进煤电灵活性改造，加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用”。三是遵守电力系统的基本物理规律。四是结合中国电力系统发展的实际。以上四个方面是构建新型电力系统过程中必须遵循的基本原则。
那么，未来新型电力系统有何主要特征、何时完成、体现在何处呢?
首先，电力工业在经济社会中的功能将不断拓展。
电力工业的功能将由保障用电、电力系统清洁高效发展、促进能源资源优化配置、促进全社会节能减排，进一步向能源系统低碳转型和全社会低碳转型拓展。
电力工业在新时期促进能源、社会低碳转型功能的拓展，应对气候变化要求只是其外部条件和推动力之一，从内在动力看，这种拓展受到可持续发展客观规律的支配，而这正是中国高质量发展的基本要求，具体表现在通过技术创新，不断突破新能源大规模利用的各种瓶颈制约。
其次，要加深对新型电力系统主要特征的认识，新型电力系统之“新”，是由“新能源占比逐渐提高”来定义和体现的，而新能源之“新”的本质是“零碳(近零碳)”与“新技术”特性。新型电力系统构建是一个复杂而长期的过程，新能源占比逐渐提高不仅要体现在数量占比上，也要体现在功能增强上。
再次，新型电力系统的运行逻辑发生了根本性的改变——由“源随荷动”转变为“源荷互动”，但仍然遵循的是交流电力系统的安全稳定物理特性，电力系统各个环节必然逐步发生重大变化。
此外，传统的单向电能配置模式转变成双向、多向、多能配置模式;电力系统原有各个环节由区分明显转变为相互融合的部分不断增大;必须采用“云大物移智”现代技术手段解决新型电力系统运行的问题。
最后，构建新型电力系统必然要深化电力体制改革。一是建立大规模新能源进入电力系统之后保持电力系统安全稳定运行的新机制;二是重新定位电网企业(或者主体)在新能源系统中的作用和地位;三是加快推进储能、分布式能源系统、电动汽车与电力系统融合之后的新商业模式构建;四是建立低碳电力经济评价新机制，尤其是电价新机制，使低碳发展的价值信号顺畅传导到全社会层面;五是建立快速大量支撑转型技术标准的替代衔接;六是深入研究新的政府监管模式。
构建新型电力系统中的重大风险防范
“凡事预则立，不预则废”。在推进新型电力系统构建的过程中要注意防范来自以下三个方面的能源安全风险。
第一，要防范能源稳定供应风险，电力系统安全稳定运行风险，以及电力系统与能源系统、经济社会系统之间的协调性带来的整体安全性风险。这些风险主要源于新能源发电出力随机性、波动性和难以预测的特点。除了极端气候条件外，即便是正常的气象条件，如连续三四天的阴天或静风天气，在传统能源电力体系中不构成风险条件，但在以新能源为主体的电力系统中将会构成重大的能源安全风险。
第二，防范电价加速上涨的风险。在技术进步及规模效应驱动下，核电、新能源及储能的建设成本虽然会呈现不同的下降趋势，但目前经常提到的新能源发电“平价”上网的概念并不是新能源利用的最终成本或系统成本，这对认识能源低碳转型的总成本有误导。在平衡低碳发展、维护电力系统安全及考虑社会转型成本方面还要进一步加快完善成本评估体系。
另外，我国在役煤电以高参数、大容量、环保型机组为主，平均服役时间约12年，运行状况良好，但是为了支撑新能源大力发展的同时保持电力系统的安全稳定运行，煤电机组要进行灵活性改造，平均利用小时数也相应减小，由此导致煤电成本提升，当传导到电能消费终端时造成电价上升。
第三，防范技术创新不确定性带来的风险。随着新能源大规模发展，对系统调节能力提出更高要求。如电化学储能技术虽然路线众多，但尚没有哪种技术能够完全满足循环寿命长、安全性高、经济性好等关键指标要求;氢能具备实现零碳循环、规模化、可存储、可运输等特性，是未来新能源转换的重要二次能源之一，但目前技术创新以及产业链、供应链存在不确定性风险。
随着可再生能源比重的持续提升，一边是对电力系统稳定性起支撑性作用的传统电源，另一边是新型电源和储能，两者此消彼涨，常规电力系统风险和新的电力系统风险均骤然加大。
“十四五”电力发展呈现五大趋势
“十四五”是实现碳达峰、碳中和目标的关键期、窗口期，电力行业面临新的机遇与挑战，呈现以下五大发展趋势：
一是人均用电水平将进一步提高。中国碳达峰、碳中和目标的实现过程，与中国全面建成小康社会之后、到2035年初步实现现代化、再到2050年建成富强民主文明和谐美丽的社会主义现代化强国的进程处于相同历史时期。在碳达峰、碳中和目标的引领下，低碳化与电气化互为促进，电气化水平将持续提高。
二是进一步加强电能替代。1990年以来，在终端用能中电能比重最高的是日本;中国是提高最快的国家，但2010年之前仍低于OECD、欧盟及世界平均值。2010年之后，先后超越世界平均水平、欧盟、OECD国家，接近日本。2020年比重约为27%。中国之所以有如此超乎“常理”的提升，除了电力工业取得显著发展之外，还充分体现了中国能源结构的特点。中国天然气消费占比很低，在终端能源消费中只占到6%左右，而发达国家这一比例约占到25%左右，中国能源的清洁使用必须更多地增加电能的比重。
三是积极推进支撑新能源发展的新业态发展。主要体现在将会有更多适合于不同大用户、群体用户(园区、大型公共设施、村镇等)的综合能源服务、分布式能源、微电网等继续推进，县域范围的光伏或新能源发展呈多种模式，电源侧、电网侧、用户侧各种新型储能模式以及电动汽车充、换电网络与电网交互融合模式不断创新，新能源制氢或者生产其他能源二次利用模式持续探索，以火电厂尤其燃煤电厂为核心的电能、热能及多种能源(包括制氢、储能、掺烧生物质等)互补，并与循环经济发展(综合利用、活性污染焚烧)综合集成，碳市场与电力市场以及与其他用能权、绿证交易等融合推进。
四是持续推进技术创新。在电源方面，对水电站进行系统性分析，寻找具备条件的水电站进行提高蓄能能力的改造，增加系统调节能力;加大储能技术的开发、工业试验、商业模式创新;加大煤电灵活性改造;加大新一代核电技术应用，加快小型堆技术的商业化应用;充分利用发电侧和用户侧资源，提高系统转动惯量，保障电力系统稳定运行;积极开展碳移除及CCUS技术储备。在电网方面，加强研究电力系统的重构，提高电网的智能化和柔性、韧性;加大通讯网、电网、交通网的融合，提高电力供需耦合;加大电网与分布式微电网的协调技术及运行技术研究;加大防范新的重大能源电力安全风险技术的研究。
五是重新定位煤电的功能和作用。坚持保障电力安全供应的底线思维和支撑新能源发展的低碳思维，因地制宜慎重决策新建煤电;坚持系统思维，要系统考虑电力供需平衡、热力供需平衡、电力系统安全稳定运行、煤电机组安全稳定运行等四个维度;坚持全局思维，要系统考虑投资者利益、资金链、产业链、供应链(煤矿、运输)、地方经济、社会(就业)发展等的关系;坚持因地制宜，要综合考虑发展新能源在项目所在地或所在电网中的作用。为了保障电力系统的战略安全，一些必要的煤电机组可能长期处于备用状态。
“十四五”电力发展的政策建议
一是多措并举提升系统综合调节能力。
构建以新能源为主体的新型电力系统，迫切需要提升系统调节能力。要加快抽水蓄能建设，既要推进单机容量30万千瓦、电站容量百万千瓦抽水蓄能项目如期开工，又要因地制宜，建设中、小型抽水蓄能项目，要对具备条件的水电站进行抽水蓄能改造。继续推进煤电灵活性改造。鼓励调峰气电建设。推广多元化储能技术研发与应用，研究超高循环寿命的新型锂离子电池，实现电池的安全性、循环次数和能量密度明显提高。深度挖掘需求响应潜力，构建可中断、可调节多元负荷资源，随着电动汽车规模增加，要充分利用现代信息技术广泛参与电力系统调节。加快建设全国统一电力市场，打破省间壁垒和市场分割，调动和利用好全系统调节资源配置。
二是有效控制能源电力转型的系统成本。
一方面还要继续加强对传统能源成本的控制，如要严控煤炭价格，确保电煤价格运行在合理区间。另一方面，对新业态既要支持发展，也要给出成本下降的预期。如政府可以出台支持性文件，鼓励新业态在在科技和安全上加强创新，在商业模式上创新，在商业价值实践上进行突破，增强自身适应市场的能力。但同时要注意，新业态发展要实现经济上的可持续性，通不过市场竞争检验或者过高的能源系统成本都是难以为继的。
三是形成科学的电价、碳价机制。
电价是电力体制改革的核心，是能源电力低碳转型的“原动力”。要以还原电力商品属性为导向，充分发挥市场对资源配置的决定性作用。出台灵活的电价政策，适度拉大峰谷电价价差，科学划分丰枯分时电价时段，发挥市场发现价格、形成充分竞争的作用。完善辅助服务补偿机制，逐步推动补偿政策向市场机制过渡，形成合理的辅助服务费用传导路径。建立碳排放权交易市场和电力市场联动机制，将电能交易和碳排放权交易相结合，实现碳排放奖惩办法与清洁能源消纳等政策协调。同时，用电公平是社会公平的重要内容之一，且一部分电能具有显著的公共属性，对于低收入群体和具有公共属性的主体，要认真研究电价上升对他们的影响，并要有专门措施保障其基本用电。
四是积极支持关键技术创新。
健全创新机制，加大研发投入，加强关键技术储备和产业化应用引导，为全面实现碳中和奠定坚实基础。重点开展持续提高现有化石能源发电效能研究，即不仅要看化石能源发电自身能源转换效率提升和效益提高，也要看化石能源与新能源耦合发展过程中对能源电力系统整体效能的提升。要加快研究新型锂离子电池的研发，提升铅炭电池循环次数、高倍率充放电性能，改进液流电池关键部件材料，提升工艺水平及转化效率。要研究高效率、低成本、易输送、易储存的由电能生产的二次能源等关键设备技术，如制氨及催化合成甲醇、甲烷等绿色燃料技术。加强碳捕集技术的试验、示范及储备。
五是下决心解决煤炭散烧问题。
我国还有约5亿吨散烧煤，这是必须正视和解决的问题。这个问题是真正体现复合控制污染和减碳力度的最大领域，是解决中国发展与环境相协调问题的“西瓜”而不是“芝麻”。现有的燃煤机组和联合供热等方式是有效解决过渡期中国供热问题和环境问题的最重要措施，要鼓励燃煤电厂综合性解决散煤问题。具备条件的地方可以加快天然气、电能或者新型可再生能源等利用方式的替代。
六是强化标准的引领和支撑作用。
技术标准是连接不同领域、不同设备共同推进低碳转型工作的重要节点和纽带，是促进具有行业、产业“融合”特点的新型电力系统发展的最好手段。通过标准体系构建和标准制定与实施，可以使复杂性问题快速解决。通过标准与政策的配套，可以少走弯路，提高效率。从近几年国家陆续出台的新能源产业政策相关文件和不断加强的国际标准合作实践也可以看出，转型要求下的标准体系建设、完善与有效运用是转型的强大推动力。标准体系构建需要从宏观到微观，体现不同层次的逻辑构架;既要加速推进标准制定，也要尊重标准质量的严谨性和严肃性。国家在鼓励标准制定的同时，需要加强监督和引导，促成各方在全局观下求同存异、协调推进。
七是进一步深化电力体制改革。
除了继续深化电价机制改革外，从系统和宏观上讲，深化电力体制改革的着力点有三个方面：一是与构建新能源为主体的新型电力系统要求相匹配。在新型电力系统下，发、供、用的主体不论内涵还是相互关系都发生了变化，已经不是“两头”(发电、配电)和“中间”(输电)的关系，而是融合、嵌套、协调关系，在转型中要同时发挥好政府的作用和市场的作用。二是要对新能源为主体下的新能源安全问题提出相应的防范措施。新能源安全问题主要包括以电能为主体的能源格局对经济社会的风险影响;以新能源为主体的能源格局受气候影响(正常及非正常条件)，进而对能源供需保障的风险影响;“云大物移智链”平台风险对能源电力系统的风险影响。三是进一步调整好储能、氢能、电动汽车、分布式能源体系、微电网等大量新业态的关系。
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