能源行业碳排放已经占全国碳排放总量的88%左右，能源领域成为实现“双碳”目标的关键。
(一)中国新型电力系统加速演进
2023年7月，中央全面深化改革委员会第二次会议 提出“加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，更好推动能源生产和消费革命，保障国家能源安全”，进一步明确了新型电力系统的发展方向。
舒印彪认为，中国正处于推进新型电力系统建设的关键时期，亟需明确其阶段性、时序和发展形态等重要问题。当前我国电力系统正处于加速演进的过程，主要表现为能源结构的快速调整。近十年间，中国可再生能源实现了持续快速增长，总装机容量从2015年的4.8亿千瓦增长至 2024 年的17.6亿千瓦，增长266%。其中，新能源装机容量从1.7亿千瓦增长至12.8亿千瓦，增长643%。 我国已提前实现了2030年新能源装机12亿千瓦以上的目标，可再生能源装机占总装机的比例由32%提升至55%，年均提高2.6个百分点;可再生能源发电量占比稳步提升，从24%提高至35%，高于全球平均水平5个百分点，高于OECD国家3个百分点。中国新能源装机连续多年稳居世界第一，投资规模占全球的三分之一。电力系统的单位电量含碳量即电碳因子也快速下降，2023年电碳因子为每度电540克，比2015年下降了14.9%。
舒印彪指出，我国再电气化进程持续推进，旨在建立一个高度电气化的社会。能源生产侧需实现清洁能源替代，能源消费侧则需实现电能替代，共同构建以电为中心的新型能源消费体系。“再电气化不是简单的电气化，而是在‘双碳’目标约束下，加速实现更高质量、更宽领域、更高水平的电气化。预计到2050年最迟到2060年，我国电气化比例将提升至70%。这需要出现新的技术突破，以及有意识地减少对化石能源及其产业的依赖。”
他表示，预计在未来的30多年间，全球电气化比例将快速提升至60%，而中国将达到70%。再电气化是发展清洁能源，实现能源消费转型与协同发展的重要纽带。生产侧的清洁能源与消费侧的电气化相辅相成，缺一不可。
进入“十三五”以来，中国大力推进工业、建筑、 交通的电气化，已完成电能替代电量16000亿千瓦时， 未来再电气化的覆盖领域将更广、发展速度将更快。舒印彪指出，工业领域将大力发展电炉、短流程炼钢、氢还原冶金等;建筑领域也将积极推进建筑用能电气化和建筑光伏一体化;交通领域将加快发展电动汽车、电动 船舶、氢燃料电池等。
同时，系统调节能力不断增强。中国采用多途径、加大灵活调节能力的建设，有力地支撑新能源大规模开发与 高效利用。进入2021年以来，中国煤电机组累计完成灵 活性改造超过3亿千瓦，超额完成了“十四五”期间的改 造目标，相当于至少释放三千万千瓦以上的调节能力;抽水蓄能也加大建设力度，截至2023年底中国建成5094 万千瓦，核准、在建1.79亿千瓦;新型储能发展迅速，截 至2024年9月新型储能装机规模达到5518万千瓦，占储能总装机规模的比重首次超过50%;压缩空气、飞轮储能 等新型储能形式也在大量地开展示范应用。
在此背景下，中国的电价仍然保持较低水平。舒印彪指出：“在快速转型过程中，我国每年新增3亿千瓦新能 源发电，每年又有大量储能特别是新型储能投入到电力系统，中国的电价依然保持稳定。中国电力系统在保障较高安全水平的同时维持了系统运行的经济性。通过不断的技术创新，清洁能源发电成本大幅下降，近十年，陆风、光伏发电成本分别下降了60%和82%，这是我国保持较低电价水平的重要基础。”
另一方面，我国通过电力市场化改革不断完善电力价格形成机制，放开竞争性环节的价格，由市场决定的价格机制也在初步建立。中国平均的销售电价为每千瓦时0.585 元，仅为38个OECD国家平均销售电价的56%，处于较低水平。
从居民电价来看，38国居民平均电价为每千瓦时 1.327 元，中国为0.551元。
舒印彪指出，中国的电价水平之所以低，除了新能源技术的发展，还有强大的产业支撑和科技自立自强的技术基础，以及管理基础。中国的电力装备不仅能够装备全国，也能大量出口，特高压输电技术、超高压输电技术的发展 构成了强大的中国电力工业体系且保持了低电价的基础，新能源的发展也同样确保了低电价水平。
在构建新型电力系统的过程中，技术创新成果也非常丰硕。中国新能源已经形成完整的产业链，研发制造能力全球领先。陆风、海风最大的并网单机容量分别达到7兆瓦和20兆瓦;水电、核电技术不断突破，全球最大单机 容量百万千瓦的水电机组在白鹤滩水电站建成投产;全球首座具有第四代安全特征的高温气冷堆核电站，在山东石岛湾华能项目上实现商业化运行。
新型输电技术也在持续创新，我国已经投运了多条柔直输电工程，在新能源外送、电网互联互济、孤岛送电等场景实现应用。同时新技术、新模式、新业态不断涌现，如虚拟电厂、车联网、负荷聚合商等主动响应发展迅速;大云物移智等数字化技术与电力系统技术深度融合，系统的供需协同能力和互动化智能化水平快速提升。
(二)新型电力系统构建的时序和形态问题
关于新型电力系统构建的时序和形态问题，舒印彪 认为要考虑三个阶段即碳达峰阶段、快速降碳阶段和碳中和阶段。
碳达峰阶段从现在至2030年，电力系统需达峰，清洁能源发电量占比超过50%;快速降碳阶段为2031年至2050年，经济社会发展与碳排放脱钩，电量增长速度大幅下降，新能源加速替代煤电;在碳中和阶段，电力需求增长趋于饱和，新型产业体系趋于完善，终端用能高度电气化。
在这三个阶段中，大力发展可再生能源是实现目标的关键。中国拥有丰富的可再生能源资源，但这些资源分布不均且差异显著。例如，西部地区的光伏利用小时数可达 1500 至1700小时，风电则可达3400至3500小时;而中东部地区的分布式能源利用小时数大约在1000小时左右， 资源特性亦存在显著差异。
此外，新能源基地的出力特性也不尽相同，具有较大的互补性。
舒印彪指出，综合考虑资源禀赋和地区经济发展需求，未来可再生能源的发展可归纳为四种模式或形态，即西北地区“沙戈荒”大型基地、西南水风光可再生能源发展带、 东南沿海海上风电群和中东部分布式光伏。
中国西部和北部地区风光资源条件优越，具有大规模开发潜力;西南地区水资源丰富，是绿色低碳、调节灵活的优质电源;海上风电是全球新能源技术竞争的新高地，中国东部和东南部沿海风电资源丰富;分布式能源是能源转型的重要发展极，中国新能源发展需集中式与分布式并举，中东部分布式光伏技术可开发潜力巨大， 近年来装机规模快速增长，分布式光伏将成为能源转型的重要一极。
电源结构与布局的根本性变革将引发电网形态的深刻变化。舒印彪认为，未来中国可能形成三个新型输电巨系统：一是“沙戈荒”外送巨系统，二是西南水风光发展带外送巨系统，三是海上风电输电巨系统。这三个巨系统的建设均非易事，将引起中国电网格局的重大变化，从主电网到配电网的格局都将重构。
(三)新型电力系统构建的科学与经济学问题
当前，新型电力系统在平衡理论、安全稳定特性、成本优化等方面也发生深刻变化。舒印彪指出，有一系列科学问题亟待解决，如何解决高比例新能源的随机性、波动性与间歇性带来的电力电量平衡问题;新型储能技术要重点研究长时储能技术，以及有效解决新能源长时低出力情形下的周、月平衡问题;CCUS技术是影响新型电力系统中煤电装机规模和系统平衡的关键技术，但目前成本太高，重点需要解决碳捕集的效率问题。
气象与电力耦合技术要研究地域、气象、电力之间的关联关系，准确刻画不同区域、多时间尺度、全周期的新能源、全时空的特性图谱;电力需求预测与需求侧响应技术要研究未来经济社会与能源电力相互影响及耦合机理，预判电力需求的发展趋势，同时通过需求侧响应等手段挖 掘用户侧灵活资源的调节潜力;以及如何实现新型电力系 统在复杂特性下多时间尺度的安全稳定运行。
同时，新型电力系统还面临不少经济学问题。如在经济社会发展视角下，如何寻找新型电力系统的最优发展路径，实现低碳、安全、经济的均衡。实现碳达峰、碳中和不仅是自然科学和工程技术问题，也是重大经济学问题，这需将新型电力系统置于全社会减排和经济发展视角下审视和分析，研究经济社会发展与能源电力需求之间的关系，以及低碳经济、安全经济的均衡问题。
舒印彪说：“在政策市场与区域之间相互促进协调发展的问题方面，要建立统一大市场，重视电力市场和碳市场的关系，以及全球碳市场对贸易的影响。此外，还有能源体系、技术体系、产业体系如何协同促进的问题。显然在这场变革中，技术将起主导作用，对于技术的依赖程度会加深，要通过政策引领技术促进技术的发展，实现能源转型的高质量发展。”
责任编辑：周末
