□ 宋晓敏
践行ESG（环境、社会和治理）理念对于发展新型电力系统至关重要，这在多个层面得到了体现：
□ 在环境层面，ESG关注环境保护和可持续发展，与新型电力系统追求的绿色、低碳发展目标相契合。通过优化能源结构、提高能源利用效率、推进能源清洁低碳高效利用等途径，能够减少传统化石能源对环境的影响，实现环境保护的目标。
□ 在社会责任层面，构建新型电力系统须考虑各环节的需求和利益，包括向社会提供稳定的电力供应，保障各环节的经济性。同时，ESG理念强调企业应承担的社会责任，例如在构建整体系统时各环节进行自身改进与改造等措施以辅助新能源灵活消纳的实现。
□ 在公司治理层面，新型电力系统的发展需要企业在战略规划、风险管理、内部控制等方面表现出高水平的治理能力。新型电力系统的发展需要大量的技术创新，如储能技术、智能电网技术等，如何在保障经济性基础上实现关键技术突破和产业化发展对相关企业至关重要。
一、近年我国新型电力系统建设成效显著
在我国，电力行业是最大的碳排放部门，占碳排放总量的40%以上。其中，火电在电力系统中占据“压舱石”地位，这由资源禀赋、技术成熟度、成本优势、调峰能力等多方面因素共同决定。为控制化石能源总量、提高利用效能、实施可再生能源替代，2021年3月15日召开的中央财经委员会第九次会议提出了建立新型电力系统的构想，我国对未来电力系统有了更加清晰和明确的定位。
根据《新型电力系统蓝皮书》，新型电力系统是在确保能源和电力供应安全的基础上，以满足经济和社会高质量发展的电力需求为首要任务，并以构建高比例新能源供应和消纳体系为核心任务的现代电力系统。
我国电力系统绿色转型提速，市场化改革持续深入，智能化、灵活性加强，技术和机制创新高效赋能。目前，电力供应处于以火电为主，新能源发电快速上量的阶段。2023年，电力行业的碳排放强度较2018年下降8.78%。2024年，火电供应量占比为67.4%，风光占比为14.%，同期风电、太阳能发电总装机容量已达14.1亿千瓦，市场交易电量为6.2万亿千瓦时，占全社会用电量比重为63%，与2016年相比增长46个百分点。2025年，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，提出“统筹推进新型电力系统建设，推进虚拟电厂高质量发展”。
二、践行ESG理念助力新型电力系统高质量发展
践行ESG（环境、社会和治理）理念对于发展新型电力系统至关重要，这在多个层面得到了体现：
在环境层面，ESG关注环境保护和可持续发展，与新型电力系统追求的绿色、低碳发展目标相契合。通过优化能源结构、提高能源利用效率、推进能源清洁低碳高效利用等途径，能够减少传统化石能源对环境的影响，实现环境保护的目标。
在社会责任层面，构建新型电力系统须考虑各环节的需求和利益，包括向社会提供稳定的电力供应，保障各环节的经济性。同时，ESG理念强调企业应承担的社会责任，例如在构建整体系统时各环节进行自身改进与改造等措施以辅助新能源灵活消纳的实现。
在公司治理层面，新型电力系统的发展需要企业在战略规划、风险管理、内部控制等方面表现出高水平的治理能力。新型电力系统的发展需要大量的技术创新，如储能技术、智能电网技术等，如何在保障经济性基础上实现关键技术突破和产业化发展对相关企业至关重要。
三、新型电力系统ESG建设路径：“源网荷储”协同解决发展堵点
新型电力系统发展的核心是以构建清洁低碳安全高效的能源体系为目标（环境层面），以输、调、储并济解决电源侧消纳问题（社会与公司治理层面）。与传统电力系统不同，新型电力系统以高比例的风能、太阳能等可再生能源为主体，这要求系统具备更强的调节能力来应对可再生能源的波动性、间歇性和反调峰特性。同时，电力系统由“源网荷”拓展为更加高效复杂的“源网荷储”，各环节均面临一系列挑战。目前已通过大力推进火电灵活性改造、抽水蓄能、储能技术、智能电网技术，引入需求响应、辅助服务、容量电价等机制，逐步提升系统的调节能力与运行效率以及提供经济性保障。本文重点讨论电源侧和电网侧。
1.电源侧：推动火电灵活性改造，落实辅助服务收入机制和容量电价政策
火电灵活性改造意味着通过提升技术和优化运行，增强火电机组对大幅度出力波动的适应性和对各种变化的快速反应，主要目标包括降低最小出力、快速启停、快速升降负荷（爬坡率）等。燃煤机组灵活性改造具备技术成熟、改造及运行成本低、调峰能力强以及现有装机规模大的特点，因此是改造单位成本最低的电源侧资源。相较风电和光伏，火电具备更稳定可调的特征，在新型电力系统中的保障作用及促进新能源消纳的调峰作用不可替代。2024年1月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》，提出到2027年我国存量煤电机组灵活性改造方面实现应改尽改。2025年4月发布的《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》进一步提出深度调峰、负荷变化速率、启停调峰、宽负荷高效等技术要求。
火电灵活性改造包括燃料灵活性改造和运行灵活性改造。前者通过改造锅炉和给料系统，使火电机组能够适应掺烧生物质等可再生燃料，后者包括纯凝机组灵活性改造和热电联产机组灵活性改造两大类。纯凝机组灵活性改造的主要目标是实现深度调峰、快速启停和快速升降负荷，侧重于提升机组在低负荷下的运行能力，通过技术手段确保锅炉在低负荷状态下的稳定燃烧和快速响应电网负荷变化的能力。对于纯凝机组的灵活性改造，核心技术涵盖了锅炉侧的稳定燃烧技术、制粉系统的改进、风机的升级，以及汽机侧滑压曲线的优化、末级叶片的安全检查和阀门的升级改造等方面。热电联产机组在提供电力的同时，还须满足热力需求，灵活性改造更为复杂，核心在于实现热电解耦，即在保证热力供应的同时，提高机组的电力调峰能力，改造需要解决的主要矛盾是在供热期如何降低机组的最小出力，以提升其调峰能力。技术路径涵盖了储热水罐/熔盐罐、电极锅炉/固体电储热锅炉、切除低压缸、高背压改造、汽轮机旁路供热、余热供热等多个方面。
灵活性改造后的机组，在最小出力、爬坡速率、启停时间上均有明显改良。改造后的火电机组能够实现更宽广的运行范围，改造前常规煤电机组的运行范围通常在50%至100%的额定负荷，而改造后这一范围可扩展到30%至100%。改造后，机组的爬坡速率得到显著提升，从改造前的1%至2%Pn/min提高到3%至6%Pn/min。这表明机组能够更快地响应电网负荷的变化，快速增加或减少出力。此外改造后的煤电机组启停时间大大缩短，从原来的6至10小时减少到4至5小时。
为保证火电企业经济性，提供火电企业在新型电力系统转型过程中的新盈利模式，辅助服务收入机制和容量电价政策目前正在大力推进和逐步完善。火电辅助服务收入机制指为了维持电力系统的稳定运行，火电企业在调峰、调频、备用等方面提供的服务所获补偿收入。2024年2月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，提出了一系列措施，包括优化调峰辅助服务交易和价格机制、完善备用辅助服务交易和价格机制及规范辅助服务价格的传导。各地的辅助服务政策在遵循国家总体要求的同时，会根据当地的实际情况进行细化。例如，一些地区可能会根据新能源发电实际情况、电力系统需要及现货市场情况，制订具体的调峰、调频和备用服务的价格上限和补偿机制。
容量电价是指煤电企业按照其发电能力（即容量）收取的费用，确保其即使在不发电或发电较少时也能获得一定的收入，以支持其持续运营和电力系统稳定。容量电价机制的核心是将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，其中电量电价是通过市场机制来确定的，而容量电价则是基于煤电机组的固定成本，按照一定的比例进行补偿。《关于建立煤电容量电价机制的通知》明确，在2024年1月1日起实施容量电价机制。2024年至2025年，大部分地区通过容量电价回收的固定成本比例约为30%，而在煤电功能转型较为迅速的地区，这一比例会适当提高，约为50%。从2026年起，各地通过容量电价回收的固定成本比例预计至少达50%。容量电价的执行范围主要针对合规运营的公共煤电机组，但并不涵盖自备电厂、不满足国家规划标准的煤电机组，以及不能满足国家在能源消耗、环境保护和调节灵活性等方面要求的煤电机组。对于用于计算容量电价的煤电机组，其固定成本遵循全国统一的标准，即每年每千瓦为330元。容量电费将由工商业用户按当月用电量比例分摊，不涉及居民和农业用户。
目前，辅助服务、容量电价机制仍处于不断探索与改进阶段，占火电机组整体收入比重较低。长期来看，随着风电及光伏机组陆续投产，火电机组辅助服务及容量电价收入占比将逐步提升，在保障火电机组经济性的同时起到提升其收入稳定性的作用。
2.电网侧：特高压建设迎来高峰期，智慧电网持续升级
传统电网运营机制存在对新能源波动性与随机性适应能力不足的问题。因此，电网侧在新型电力系统建设下的主要发展方向，包括特高压、主网端的建设以统筹不同电力供应、配电网智能化发展的方式来协调更为复杂的电力供应系统。新型电力系统建设伊始，电网端的投资与建设明显落后于投资端，且电网建设通常具备更长的周期，因此2024年以来相关政策支持、投资力度明显提升。2024年6月，国家能源局发布《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》，明确电网侧建设应加速发展以匹配电源侧消纳要求。2025年1至3月，我国电网基本建设投资完成额显著增长，达24.8%，
特高压电网建设面临解决新型电力系统下用电侧与发电侧空间不匹配、跨省长距离运输等问题。目前，风光装机的数量正在迅速增加，第二批风光大基地陆续开工，第三批仍在启动实施阶段。第二、三批风光大基地大多位于西部地区，而用电大省大多位于沿海地区，特高压及相关配套具备迫切性。“十四五”期间，国家电网规划建设共计“24交14直”总计38条/段特高压输电工程，预计“十五五”期间特高压建设的景气度仍将延续。
配电网建设的核心是适应用户侧不同类型的负荷电源，提升接入大规模分布式电源的能力。新型电力系统下配电网须具备“四可”即可观、可测、可调、可控的能力，即能够实时监测和获取配电网中分布式电源的运行状态和发电数据，实现对分布式电源的全景可视化，对配电网中的输出的包括电压、电流、功率、功率因数等电气参数能够进行精确测量，并且能够在电网运行中对分布式电源的输出进行调节，包括电网发生故障或需要维护时，能够控制分布式电源的启停，以保证系统安全运行。因此，柔性智能化配电网成为主要发展方向。具体而言，通过智能变压器、智能电表、传感器网络、数据采集与监控系统（SCADA）等环节，用于实现对配电网的实时监测和控制，并利用光纤通信、无线通信、电力线载波通信（PLC）确保数据的实时传输和远程控制命令的下达。
四、未来展望
展望未来，新型电力系统将是一个更加柔性、开放和高度智能的能源互联网系统，ESG建设理念将贯穿新型电力系统建设的加速转型期、总体形成期与巩固完善期。
短期来看，2030年以前我国新型电力系统建设主要围绕持续绿色转型，加快大型风电光伏基地建设，以及优化电网格局，完善政策机制，多项举措共同解决新能源消纳，提高电力资源配置能力来进行。
从电源侧来看，传统能源方面，煤电作为一种煤炭清洁和高效利用的方式，依然是电力系统中的基础保障电源。预计到2030年，煤电的装机容量和发电量将会适度增加，并将重点关注送端大型新能源基地、主要负荷中心、电网的重要节点等区域的统筹优化布局。为实现“双碳”目标和系统的稳定运行，煤电机组采取了节能降碳改造、供热改造和灵活性改造的“三改联动”策略，往清洁、高效、灵活的方向转型。清洁能源方面，节能降碳工作将持续推进，大型风电光伏基地建设预计加快，2025年底全国非化石能源发电量占比将达到39%左右。
从电网侧来看，新能源配套电网项目建设提速，加快特高压项目的实施进度，并积极推动系统调节能力的提升和网源的协调发展，以最大限度地发挥电网资源配置平台的作用。长期来看，清洁能源在电源端的主体地位将逐步实现和巩固，同时一系列解决新能源消纳的措施将逐步落实以提升能源利用效率，社会应急保障能力将提升以确保能源安全。
综上所述，新型电力系统将在ESG框架下，通过机制优化、技术创新、数字化转型及加强治理能力等方面，实现清洁、安全、高效的能源供应，助力经济高质量发展。
（作者系致同会计师事务所合伙人）
