按照国家碳达峰、碳中和目标和电力发展规划，预计到2035年基本建成新型电力系统，2050年全面建成。对于内蒙古、山西、陕西等煤炭占“主流”的大省来说，用十几年时间改变能源结构，难度不言而喻。

　　日前接受记者采访的业内人士认为，山西省构建新型电力系统，不能仅靠企业微观层面探索，还需要地方政府从战略高度推动新型电力系统建设。

　　电力结构向清洁低碳转型

　　作为全国煤炭大省，山西煤炭消费在一次能源消费总量占比超八成。在“国家资源型经济转型综合改革示范区”和“能源革命综合改革试点”的背景下，近年来，山西省正在改变“重”煤的能源结构，电力行业也正在向清洁转型。

　　最新数据显示，目前山西省新能源装机达到3400万千瓦，占比达到31%。预计到2025年，山西省新能源装机将翻一番，达到7800万千瓦，占比超过40%；到2030年，新能源装机将超过1亿千瓦，成为第一大电源。2020年，山西省光伏发电量完成161.11亿千瓦时，同比增长26.21%，全年新增光伏装机144.2万千瓦，达到956万千瓦。

　　新能源大规模接入给山西电网消纳带来了巨大挑战，“我们通过统筹电网调峰资源，加强风光水火联合运行，提升清洁能源功率预测精度，优先调度风电、光伏等清洁能源，确保能发尽发、能用尽用。”国网山西省电力公司调控中心技术处副处长刘志良接受记者采访时表示，“另外，通过市场决定价格的电力现货与与辅助服务市场协调机制，促进新能源消纳。”

　　“下一步，将着力推进清洁替代、电能替代、各级电网协调发展、灵活性资源有序发展、关键技术研发应用及电力体制改革，加快构建以新能源为主体的新型电力系统。”国网山西省电力公司发展策划部主任卢永平介绍说。

　　构建坚强电网是基础

　　在业内人士看来，构建新型电力系统是一项极具开创性、挑战性的系统工程，坚强智能电网是基础，源网荷储协同是关键。

　　在卢永平看来，加快构建新型电力系统，需要传统电网企业向能源互联网企业转型。在电网发展方式上，由以大电网为主，向大电网、微电网、局部直流电网融合发展转变；在电源发展方式上，推动新能源发电向集中式与分布式开发并举转变；在营销服务模式上，由为客户提供单向供电服务，向发供一体、多元用能、多态服务转变；在调度运行模式上，由以大电源大电网为主要控制对象、源随荷动的调度模式，向源网荷储协调控制、输配微网多级协同的调度模式转变；在技术创新模式上，由以企业自主开发为主，向跨行业跨领域合作开发转变。 

　　记者了解到，目前，山西已构建以“五交两直”特高压电网为核心、500 千伏“四纵四横”为骨干的特高压交直流混联大电网。加快实施“两交”特高压落地和500千伏“西电东送”通道调整工程建设。“十四五”期间，山西省电网业务规划总投资 835 亿元，其中配电网占电网建设总投资60%。2025年外送能力超过5000万千瓦，新增外送通道输送可再生能源占比达到50%以上。 

　　据卢永平介绍，“十四五”期间，山西将加大中压配电网智能终端部署及配电通信网建设，通过多能互补、源网荷储一体化协调控制技术，提高配电网调节能力和适应能力。

　　据悉，山西将加强电网调度转型升级，提升驾驭新型电力系统能力。构建新型电力系统安全稳定控制体系、适应电力绿色低碳转型的平衡控制和新能源调度体系、适应分布式电源发展的新型配电调度体系。2025年电网负荷、新能源、分布式日前预测准确率整体提升至97%、90%、85%以上。 

　　兼顾转型目标和转型成本

　　多位接受记者采访的业内人士认为，山西能源转型最大的挑战是如何化解转型成本的问题，这决定今后可再生能源发展是否顺畅。“重”煤大省的能源转型不是一蹴而就，煤电的退出也并非是“拆除模式”，而是通过利用小时数逐渐下降给新能源留出空间。

　　在中国能源研究会配售电中心副主任吴俊宏看来，新型电力系统技术形态基础是新能源，对于以煤电为主的省份，转型压力会大许多。但是，构建新型电力系统并不只局限于消纳新能源，而是既要保障电力绿色低碳转型，又要保障经济可承受。

　　“成本疏导问题将是这些省份要考虑的重要问题。”吴俊宏接受记者采访时表示，一方面要让既有煤电有序、稳步、经济退出，另一方面又要考虑新增新能源的成本上升压力。因此，做好统筹规划至关重要。除电力统筹规划外，也要结合地区经济产业特点，将绿电发展与碳控制目标协同规划，让新型电力系统在地方碳达峰、碳中和路径中实现它的低碳价值。

　　持上述观点的还有厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强。他对记者表示，“虽然山西能源转型难度大，但转型是必然之举。作为一个以煤炭为能源主体的大省，转型的关键是下定决心。作为政府，必须从战略高度上‘谋篇布局’，做好转型准备。”