替“新型电力系统不仅仅是电力系统本身，更是我国未来能源系统的主体。”在7月5日召开的“加速构建以新能源为主体的新型电力系统”研讨会上，北京大学能源研究院副研究员康俊杰指出，在新型电力系统中，新能源大规模替代存量化石能源，将为我国保障能源安全发挥关键作用。

多位业内人士认为，新型电力系统的经济性和安全性关乎能源转型成败，在讨论新型电力系统发展路径的同时，应有配套制度使政策落地。

■全面支撑降碳目标

康俊杰指出，构建以新能源为主体的新型电力系统具有多重战略意义。一是重塑我国能源生产消费结构，全力应对气候变化挑战，二是推动我国能源革命，加快建设能源强国。

“煤炭在我国能源结构中占比过半，石油和天然气的占比也接近30%，但我国的石油天然气主要依赖进口，在此背景下，确保能源安全是十分严峻的挑战。构建新型电力系统，有助于推进我国建设能源强国。”康俊杰进一步分析，“除了助力全球落实可持续发展目标外，新型电力系统最重要的战略意义就是驱动我国经济社会高质量发展，引领第四次工业革命。”

康俊杰指出，新型电力系统建成后，我国电能在终端用能中的占比将达到70%以上，其中，95%以上的电量将来自非化石能源。构建新型电力系统将从根本上改变我国目前以化石能源为主的发展格局，并实现能源消费的电气化、电力消费的清洁化。

因此，新型电力系统的主要特征也与传统电力系统明显不同。与会专家进一步指出，传统电力系统的首要任务是满足居民用电需求，但在实现碳达峰碳中和目标的过程中，新型电力系统要在工业、交通、建筑和生活等多个领域全面实现电代煤、电代油等电能替代，助力全社会深度脱碳，具有全面支撑性。

此外，新型电力系统要突破能源系统的“不可能三角”，达到绿色、经济、安全的系统平衡。同时，以科技创新支撑用能体系和能源监管体系高效运转，最终在电力投资贸易与标准制定、能源国际组织、应对气候变化等方面形成较强的国际影响力。

■经济性是主线

新型电力系统需要可再生能源大量接入、化石能源逐步退出，因此，整个电力系统的转型成本是否可承受成为核心问题之一。

国网能源研究院顾问蒋丽萍指出，“全球范围内的多个研究机构及专家团队都曾指出，能源转型所带来的电力系统成本增加是必然趋势。比如，美国预测未来电力供应成本约上升0.1元/千瓦时，欧洲的电力成本增幅约为0.2元/千瓦时，我国在2030年前，也将有0.05元/千瓦时—0.09元/千瓦时的成本上涨空间。”

蒋丽萍进一步表示，由于电力的公共事业属性，电力市场建设的一个重要目标就是要确保电力系统的成本上升在可控范围内。“新型电力系统很重要的一个特征是多元化，各类型的主体角色和数量都会大量增加，因此，更需要电力系统的横向能源供需体系协同、纵向源网荷储协同。未来的电力系统是越来越复杂的生态系统，经济性必须作为重构行业管理措施、优化完善市场机制和构建监管体系的主线，以界定新型电力系统中各利益主体的责权利问题。”

华北电力大学教授袁家海则认为，新型电力系统的成本不能完全基于电力系统内部的成本来看待，而要将其作为完整的生态系统。“当电力系统有更多的分布式主体接入并形成成熟的商业生态时，各主体都探索出了健康的盈利模式和收益模式，这就意味着有更多的主体参与到了电力系统的投资及电力的生产和消费中，成为了电力供应体系的一部分。这样一来，电力系统的投资不见得就只是增加成本，反而能让更多个人和企业获利。”

此外，新型电力系统的路径选择也关乎其经济性。当前，业内对此普遍存在两种观点。一种观点认为，新型电力系统中虽然新能源占比走高，但电力的调节能力及基础保障能力仍需依靠传统电源，新能源占比越高，就越需要更多的常规电源；另一种观点认为，未来的新型电力系统将不存在基荷电源，单纯由可再生能源与各种储能技术构成。

“第一种路径非常昂贵。”袁家海指出，提供电力平衡的保障性电源不承担主要发电责任，意味着这样的电力系统需要双份的固定资产投资才能保证运行。“而第二种路径的问题在于，如果仅以新能源支撑发电，电力系统就需要巨大的电力容量冗余度。”袁家海认为，经济性的路径选择，最终都要在保证安全的基础上，结合降碳目标来考量。

■需加快电改步伐

康俊杰认为，新型电力系统应分为两个阶段来建设，2020年—2035年是1.0阶段，2036年—2060年是2.0阶段。“在1.0阶段，新型电力系统的主要任务是解决电力系统的可控可用和经济性问题。清洁能源的介入会导致电力系统成本增加、稳定性降低，未来应主要解决这些问题。”而在2.0阶段，康俊杰认为，新能源开始大规模替代存量化石能源，电力系统和能源系统之间的界限将逐渐模糊。

在康俊杰看来，1.0阶段应严控煤电装机规模，加快煤电“三改联动”，大力建造抽水蓄能、灵活气电；2.0阶段要加大化石能源淘汰力度，发挥煤电的调节和备用能力。同时，大力发展电化学储能、热储能、化学品储能等新型储能手段，促进需求侧资源高效开发利用。“构建新型电力系统仍需制度和政策支持，比如建设现代能源管理体系、高效运转的电力批发市场和多样化的零售市场、科技创新以及配套的碳市场相关机制。”

而在袁家海看来，新型电力系统建设需要加快电力市场化改革，加快建设市场化的、面向高比例新能源消纳的辅助服务市场。目前，辅助服务，尤其是深度调峰市场，成本仍由发电商分摊。“面向气候变化推动能源转型是公共事业，其辅助服务也应是公共产品，受益者是全体用户。新能源增加后所产生的电网成本、系统运行成本，应逐步让用户分担，理顺成本分摊机制。”