“清洁规划、清洁转型，是构建新型电力系统的基本途径。但新型电力系统的底层逻辑是安全稳定地供电，根本目的是保障用能。”
11月24日，在中华环保联合会等组织主办的“新型电力系统底层逻辑思考：‘双碳’目标下如何实现低碳保供”会上，多位专家作出上述表示。
电力规划设计总院高级顾问徐小东提出，政策层面进行“十四五”能源电力规划时，应关注三个主要方向：安全，清洁低碳，以及能源效率。
“要始终把电的保供放在第一位，首先要确保的是能源电力供应安全。”徐小东称。
中国能源研究会理事陈宗法也在会上表示，清洁转型是能源发展的主旋律、主基调，同时必须建立起能源储存体系，保障可靠、稳定、便利的能源供应。
今年3月，中国提出，要构建清洁低碳安全高效的能源体系，构建以新能源为主体的新型电力系统。
陈宗法表示，今年电力市场迎来转机，1-10月用电需求快于发电装机增长，电源结构持续优化，清洁装机超过10亿千瓦，占比43.5%，设备利用小时增加106小时，特别是火电增加293小时。
同时，电力政策导向有所变暖，推出分时尖峰电价、抽水蓄能两部制电价，出台新型储能鼓励政策、放宽煤电市场电价上下浮动范围、工商业用户全部参与电力市场交易等，综合电价水平略有回升。
最大利空是，燃料市场供求形势突变，下半年煤炭、天然气供应全线告急，煤价、气价暴涨，燃料成本急增。
这导致国内发电行业财务状况急剧恶化，三季度火电板块亏损，四季度发电板块整体亏损。“目前火电板块亏损严重、负债率高企、现金流紧张，再现生存难、发展难。”陈宗法在会上说。
“十四五”时期，发电行业将大部分延续“十三五”的政策市场环境，但也出现一些新变化。
陈宗法表示，电力系统发、用电端“双高双峰、双随机性特征”将明显增加，电力供需格局由“总体过剩、局部紧张”转向“全局平衡、局部缺口与过剩并存”。
“十四五”是落实“双碳”目标的关键期、窗口期。但今年煤电面临保供压力，导致出现限电现象，由此可见煤电仍需要发挥压舱石的作用。
陈宗法提出，实现碳中和任重道远，煤电在煤炭转化、电热供应、系统调峰、消纳新能源等方面发挥着基础性作用，决定了煤电近中期内不可或缺。
煤电发展同时受到严格控制，面临能源消费“双控”、节能降耗改造、减污降碳改造、灵活性改造的压力，甚至提前退出的风险，以及煤价上涨、电价受限、亏损增加、限贷停贷、破产倒闭等问题。
“双碳”目标以及新型电力系统的建设，又决定了煤电远期将不可避免地被可再生能源替代。
面临这样的形势，陈宗法认为，煤炭需从优存量、控增量两方面入手，走少新建、多改造、多延伸的路子，提高度电的价值，保障煤电企业必要的生存发展空间，也为保障用能、消纳新能源服务。
“存量煤电要通过淘汰关停，重组整合，升级改造，实现低能耗、低排放、高能效，提高市场竞争力，特别是要通过灵活性改造，提高度电价值。增量项目则应进行严控，为倍增新能源发展留出空间。”陈宗法表示。
同时，应出台“煤电新政”，让落后老小煤电“退得出”，清洁高效煤电“留得住”，新上先进煤电“有回报”。
他提出，要在保障供电基础上，积极构建以新能源为主体的新型电力系统，多管齐下，实现多能互补式发展。此外，还需持续鼓励绿色低碳发展，保持新能源政策的连续性、稳定性。
徐小东认为，要实现构建新型电力系统，新能源要通过配置储能提升预测水平，通过智能化调控手段，成为新型系统友好型的新能源电站，电力支撑水平与容量可信度要大幅提升。
此外，在形态上，源网荷储要融合互动，大能源大电网与分布式系统形成兼容互补，既通过市场机制改变传统的源随荷动模式，实现灵活转变，同时实现兼容互补与相互支持。
“新型电力系统正处于起步阶段，未来应逐步由自动化向数字化、智能化演进。”徐小东表示。
清华大学能源互联网智库研究中心主任、教授夏清提出，高比例新能源带来三大挑战。首先，火电装机急剧减少，失去边际电价定价的功能，现货市场价格信号“消失”，灵活调节资源收益不足。
其次，新能源有效容量逐日、逐时、逐地变动，难以采用固定的容量机制，缺乏对新能源固定成本的补偿机制。
再次，新能源消纳产生的成本，需要建立灵活性资源市场机制及分摊机制。
夏清认为，只有靠真正的现货市场，才能精细化每一时段的电能价值，通过峰谷电价、尖峰电价等价格信号，反向激励市场成员自发配置储能或调峰资源。
“需要发现新能源差异化容量价值，引导灵活性资源投资。以分时容量电价度量储能的价值，进而激励新能源与储能协同发展。”夏清表示。
国网能源研究院副院长蒋莉萍则认为，未来电力系统有两大最严峻的挑战：如何保证电力的安全可靠供应，以及经济性。
“新能源为主体的电力系统，应给用户提供更低成本的电力供应。”蒋莉萍称。
“实现高质量发展，需以更低的成本实现转型目标。”蒋莉萍表示，不能只算能量账或者装机容量账，而不去讨论代价和成本，“高质量发展，必须要把目标函数放在经济性的问题上。”
华北电力大学教授、国家能源发展战略研究院执行院长王鹏在会上提出，未来无论是电力市场还是电力价格，需要关注两个问题。
一是市场和政府的关系问题，要坚持市场化方向，有效配置市场资源，同时发挥政府作用。二是注重体制改革与机制改革的互动、接续与压茬。