必须发动群众，依赖群众，才能实现碳中和

从第一代小规模（220kV以下）、小机组孤网，进化到第二代以化石、核电、水电为动力，超高压等级（750kV以下），交直流互联的大电网，把电力送到每一个角落。有了电的供养，中国经济便有了腾飞的基础，电网这几十年不可谓不劳苦功高。

今天，第三代电力系统改革随着双碳目标拉开序幕，中国再一次站在了历史的聚光灯下。

在旗帜鲜明的政策下，新能源发电站如火如荼地投入建设。五大发电集团先后公布了自己的碳中和路径，对清洁能源占比、可再生能源新增装机容量提出了明确的目标，颇有“大干快上”的架势。

一切都让电网颇感压力。过去，发电是计划经济，电网起到刚性平衡供需双方的作用。现在，由于新能源发电尤其是风光新能源都属于间歇性能源，电网的调度能力必须再上升一个台阶，才能做到“降低新能源并网门槛，做到应接尽接”。

这种压力首先被反弹给新能源发电企业。众所周知，发电企业的上网电价是由发改委决定的硬性价格。在大宗商品价格上升的环境下，若再新增大容量储能设备的成本，新能源发电企业的成本能翻数倍，例如20%加两个小时储能能量，度电成本都超过0.7元。这不是在夹缝中求生存的问题，而是多建多亏，多发多亏的问题。这个困局，难以形成正循环，帮助完成双碳目标。焦急的是，用户侧“有序用电”、“错峰用电”、“拉闸限电”的新闻不断冒出，揭示了中国经济复苏周期下的缺电现状。

看来实现碳中和这事儿，还得依靠“发动群众”的老法宝：全民建设和参与，发展分布式新能源+储能。

我们畅想未来的电力网络形态，不必过于依赖现有的电网，而是缩短新能源消纳链路，通过在用户侧建设新能源+荷储，形成无数个能源自治域：家庭自治、楼宇自治、园区自治……如果把新能源比作水，这就像人们用水需求快速增加时，在家挖一口井尽量自给自足，不是非要凿渠拓宽河道。储能设备就像家里水缸，能够减小水源盈亏、水费高低对日常用水的影响。

依据现有鼓励储能的政策性，用户甚至还可以把自家水缸里富余的水卖掉换钱：

• 5月20日，浙江能监办发布关于征求《浙江省第三方独立主体参与电力辅助服务市场交易规则（试行）（征求意见稿）》意见的函，明确在高峰电价时段参与调峰、填谷补偿价格上限分别为0.5元/kWh，储能参与充放电一次最高可获1元/kWh补偿。
• 5月21日，陕西省发改委发布《2021年陕西省电力需求响应工作方案》称：电力用户或负荷聚合商与国网陕西省电力公司签订合作协议，可委托国网陕西省电力公司代为在陕西省电力需求侧管理平台（需求响应平台）申报后即可成为需求响应市场主体。在预测整体或局部电网供需失衡时，由国网陕西省电力公司通过陕西省电力需求管理平台组织符合申报条件的电力用户及负荷聚合商参加需求响应。

可以设想，将来电网可以分区网格化，通过“背靠背”柔性直流等技术的应用，缩小同步电网的范围，让各个能源自治域既相对独立，能源高效的就近消纳，加大东西向流量，减少南北向流量，尽量避免网间穿越，但能互联互通，提供更大范围的弹性。

补充一个题外话，有专家曾倡议中国学习欧美国家把油气（特别是天然气）作为煤电到新能源电的中间过渡能源，同时增加电网弹性，我们觉得可能会有以下几点疑问。

• 第一，中国是个贫油贫气富煤的国家，这么做是有背能源战略安全的初衷，把发展命脉交给他人，何故？
• 第二，燃煤技术已非常成熟，效率高而稳定，而气电的技术和设备还没有那么快，如果要从燃煤过渡到燃气再过渡到清洁能源，停掉煤电再建气电，回头再建新能源，3060的目标根本来不及完成，何必？
• 第三，从我们积累的项目经验来看，用油气做过灵活能源进行调频调峰，燃气发电的效率和规模不一定能高于目前燃煤的整体规模和经济性，实际上天然气也还是会有碳排，这个迂回路走的，何苦？

因此我们认为，中国的碳中和路径没有借鉴可言，必须走出中国特色道路来：

积极推进源荷储一体，

大力发展分布式新能源，

快速构建分布式能源自治域，

充分挖掘电网现有的网架传输能力。

在一些行动迅速的省市，有一群先行者正在把这些变成现实。大大小小的分布式能源自治域，很快就会像雨点落入湖面一样，在神州大地上一圈圈荡漾开来。