“十四五”过半，我国新能源发展成效显著、成绩亮眼。在“双碳”目标引领下，新能源装机持续快速增长，以新能源为主体的新型电力系统正加速构建。

电力系统需要从“电视角”转变到“碳视角”，电力系统的演化将转变为节能减排、低碳发展的“外力驱动”倒逼机制。

2021年3月15日，我国首次提出构建新型电力系统；2023年6月2日，能源局发布“新型电力系统发展蓝皮书”，明确新型电力系统特征——安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合；2023年7月11日，中央深改委审核通过《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》、《关于进一步深化石油天然气市场体系改革提升国家油气安全保障能力的实施意见》、《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》3份有关“双碳”的能源文件，其中明确新型电力系统特征——清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能。

一、新型电力系统概述——为双碳服务

第一，能够发挥我国资源优势，促进清洁低碳技术革新。新型电力系统转型是实现“双碳”目标的重要途径。目前，我国化石能源主导的能源电力系统存在诸多问题，包括环境污染、能源及经济安全隐患、科技创新水平不高、能源市场机制滞后、缺乏国际话语权等。而我国拥有世界领先的新能源全产业链和供应链制造能力，资源储备丰富、分布范围广。由此可见，构建新型电力系统将最大程度发挥我国制造业的强大优势，实现能源的充足、安全、可靠供应，抵御各种突发的地缘政治风险，保障我国能源安全。同时，新型电力系统可以实现电力行业清洁低碳转型，因地制宜发展新能源和其他非化石能源发电，推进“电—能—材—化”转换。在电力、工业、交通、建筑等“两高”行业中，利用新型低碳、零碳、负碳技术，可以有效提升电气化技术水平，促进能源经济社会转型。

第二，能够满足对电力行业碳排放监管工作的需要。减碳的根本途径在于对发电的稳步替代，同时减少化石能源开采、运输、加工和消费带来的土地沉降、水质污染、大气污染、噪声污染等一系列生态环境问题，满足于政府部门对电力行业碳排放管理工作的需要。这一方面将加速电力行业的减污降碳，充分发挥工业、建筑、交通等行业电气化过程中的减排效益。另一方面将重塑全社会的生产方式和用能方式，推动电、电基燃料及原料全面代替煤炭、和。不仅将促进电力行业有序放开输配以外的业务，调动市场活力，还原电力能源如电力现货、碳期货等商品属性，还能建立起合理的成本分摊机制和利益共享机制。随着绿电消费激励约束机制逐步完善，绿电、绿证的市场化、金融化属性将逐步凸显，并发挥出绿色低碳的价值导向，将大力推动碳市场和绿证交易市场的建设，促进两个市场有机融合，使得化石能源在环境社会责任（ESG）当中实现社会成本内部化，体现可再生能源、清洁能源的绿色溢价。

第三，通过数智赋能，提升碳市场数据质量和管理水平。以数字信息技术为驱动，利用大数据、云计算、人工智能、数字孪生等服务于电力系统的管理和运维全链条监管，能够提升数字化、网络化和智能化水平，从而促进电力系统源网荷储协同互动。充分利用好新型电力系统对碳市场管理信息的采集和共享，推进建成一个高效运转的全国碳市场，并做好与可再生能源消纳责任制、大气污染防治、能源消费总量控制等政策的协同和融合，以减少政策之间负面的影响，形成合力共同推动我国能源经济转型，为实现绿色可持续发展发挥重要作用。

第四，促进新能源等灵活性资源合理配置及供应。根据北京大学能源研究院发布的《新能源为主体的新型电力系统的内涵与展望》报告，在构建新型电力系统的发展路径下，预计我国电力行业二氧化碳排放将于2025年左右达峰，峰值约45亿吨，2025—2028年碳排放处于峰值平台期，到2030年仍为42亿吨左右。2030年之后，我国电力行业二氧化碳排放呈加速下降趋势，若不考虑碳捕捉、利用及封存（CCUS）技术在电力行业的利用，到2035年我国电力行业碳排放约39亿吨，到2050年约20亿吨，到2060年约3亿吨。若考虑CCUS（包括BECCS和直接空气捕捉）技术在电力行业的利用，到2035年我国电力行业碳排放约35亿吨，到2050年约7亿吨，到2060年实现负排放。如果在全球范围内合理利用新型电力系统，全球净温室气体排放总量将在2032年达峰，净排放量达到497亿吨二氧化碳当量，之后逐步下降。而传统发展模式在2060年净排放仍有371亿吨二氧化碳当量，在新型电力系统的发展模式下2048年温室气体净排放量为0，全球将实现净零排放，并继续稳步向好。

二、当下电力系统转型过程的一个问题——煤电深调悖论

当下电力系统面临的挑战：

（1）迎峰度夏电力保供面临挑战

预计2023年迎峰度夏期间全国电力供需总体紧平衡。根据中电联《2023年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，预计夏季全国最高用电负荷比2022年增加8000万千瓦至1亿千瓦。华东、华中、南方区域高峰时段电力供需形势偏紧，华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。

（2）电力绿色低碳转型不断加速，快速消耗电力系统灵活调节资源。化石能源装机量占比从2010年的74%降低为2022年的52%；2022年，风电光伏装机量占比为30%,发电量占比14%。

（3）“双高”电力系统使电力系统安全稳定面临较大风险。随着高比例新能源、新型储能、柔性直流输电等电力技术快速发展和推广应用，系统主体多元化、电网形态复杂化、运行方式多样化的特点愈发明显。

煤电深调悖论的核心在于“新能源平价上网不等于平价消纳”，解决途径是寻找经济性好的灵活性资源。根据《中国电力企业管理》——煤电深调的“囚徒困境”（赵紫原2023），即使在2021年新版辅助服务细则出来后，60%仍由火电集团掏钱，年度输血200亿元以上。

保供需要煤电增加（出力稳定的热发电机组是顶峰出力的压舱石，煤电是我国热发电机组主力）；煤电同时又是灵活性资源的供应主体。保供和消纳新能源双重目标下，煤电必然需要深调，深调既存在安全问题，也存在经济问题。

三、 调峰资源需求迫切——虚拟电厂兴起的基础

根据中国电科院——“新型电力系统背景下虚拟电厂实践”，按2025年风光装机1000GW测算，假设灵活煤电机组、天然气机组、抽水蓄能、电化学储能容量分别为200、150、68、20GW，则将产生562GW的调节需求。

现阶段，从经济性上来说，虚拟电厂是灵活性调峰资源的最合理方式。虚拟电厂的大量使用可以解放火电机组并提高其经济性，同时间接缓解保供压力，新增火电机组相应减少，符合双碳方向。

以山西为例，如果把竞价空间全月分时值做平均，再考虑24小时均值计算的峰谷差，同样考虑新能源的全月分时均值计算的峰谷差，如果完全使用储能来满足每日峰谷差的调节需求，按放电6GW功率、85%效率统计，最少需建设7GW储能设施。

山西应对新能源各周期波动的主要措施包括：

1） 火电启停：应对多周期波动

2） 抽水蓄能机组运行&火电深调：应对日内波动

3） 外送曲线调整：个别月份应对日内波动，需要需求省份配合

4） 独立储能：未来应对日内波动的主要措施

5） 用户负荷调整：未来应对多周期波动的主要措施

四、虚拟电厂参与电力市场

电力市场分为（1）电能量市场（2）电力辅助服务市场（3）输电权市场（4）容量市场，其中电能力市场分为电力现货市场和电力中长期市场，电力现货市场和辅助服务市场是强耦合关系，互为机会成本。

目前我国电力现货市场分为省间和省内2个空间范围。

从功能角度区分，电力辅助服务主要分为有功功率平和服务、无功功率平衡服务、事故恢复服务；从补偿角度分为基础服辅助服务（一次调频、基本调峰、基本无功功率调节等）和有偿辅助服务（自动发电控制、有偿调峰、旋转备用、有偿无功功率调节、黑启动服务等）。

虚拟电厂参与电力市场

（1）电力现货市场：根据分布式能源预测信息，对其内部资源进行出力范围和运营成本的聚合，获取内部灵活性资源输出规律曲线和聚合成本特性。2022年5月20日，深圳能源(6.140, 0.05, 0.82%)通过虚拟电厂参与现货市场盈利（0.274元/度）。

a.在日前市场中，根据日前分布式能源和负荷预测结果，综合考虑内部灵活性资源的调度能力和价格激励方法，上报日前投标方案；

b.在实时市场中，依靠先进的预测技术，更新实时运行计划；

（2）电力辅助服务市场

a.备用。新能源优先消纳对系统充裕度有大需求，虚拟电厂的备用能力主要取决于储能的充电功率、电动汽车的充电功率、可调节的负荷功率及储能和新能源汽车电池的容量。

b.调频。此项服务对于时间和进度的要求较高。

c.无功辅助服务。为了保证系统的安全可靠，需要充足的无功功率储备，因为无法远距离运输而无法外部交易，目前只是发电商的义务。虚拟电厂可以完成分布式电源无功功率辅助服务的信息聚合并制定综合报价以参加无功功率市场交易。

我国电力现货市场建设主要分3个阶段：

（1）厂网分开前：上海等6省市试点，2004年5月终止；

（2）2002年电改后：推动东北、华北和南方区域电力市场试点，均未进入长周期正式运营；

（3）2015年电改后全面加速：a.省内2批试点(2017年8省市试点，2021年6省市试点)；b.省间：2017年“跨区域省间富余可再生能源电力现货交易市场”试运行，2021年国家能源局批复《省间电力现货市场交易规则（试行）》。2023年9月18日，国家能源局和发改委联合发布《电力现货市场基本规则（试行）》，其中明确将虚拟电厂等新型主体纳入市场交易，此前仅山西明确虚拟电厂是参与交易主体。

根据我们不完全统计，目前我国省内电力现货市场共有18个省市（包括非试点地区4个），因地制宜，其中南方为首个区域电力现货市场调电试运行。

随着电力现货市场和辅助服务市场逐步完善，虚拟电厂有望成为参与主体受益。

文章来源： ​市场资讯，中国环境报，能源新媒