我国构建新型电力系统实现路径分析

魏景东，郭雁珩，艾 琳，邱 辰

(水电水利规划设计总院，北京 100120)

0 引 言

2020年9月，习近平总书记作出“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”的重大宣示[1-3]，同年12月，明确提出到2030年非化石能源占一次能源消费比重达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿kW以上[4]。2021年3月，习近平总书记在中央财经委员会第九次会议上提出，构建以新能源为主体的新型电力系统[5]。2022年10月，党的二十大报告明确提出，积极稳妥推进碳达峰碳中和，深入推进能源革命，加快规划建设新型能源体系[6]。2023年7月，中央全面深化改革委员会第二次会议提出，要科学合理设计新型电力系统建设路径，在新能源安全可靠替代的基础上，有计划分步骤逐步降低传统能源比重[7]。

新型电力系统作为新型能源体系的重要组成部分，是推动可再生能源大规模、高比例、市场化、高质量发展的根本保证[8]，是保障能源安全可靠供应的必然要求，是确保如期实现碳达峰碳中和目标的重要支撑。为助力经济社会绿色低碳发展，新型电力系统需具备4个方面的核心特征：

(1)电源侧高比例新能源广泛接入。以风电、光伏发电为代表的可再生能源比重将不断增加，智能灵活、友好利用、高效环保的新能源发电广泛接入，并逐步占据主导地位成为主要能源形式，这将是新型电力系统的核心特征。

(2)电网侧高弹性电网灵活可靠配置资源。需建设包含省级互联电网、省内超高压输电网、主动配电网与微电网等多层级电网协同互动的物理网架，基于“大云物移智链”等数字技术、电力电子技术，构建省级电网协同、数据驱动、智能决策的新一代调度体系，解决高比例新能源接入条件下电力系统的强不确定性与脆弱性问题，充分发挥高弹性电网资源配置能力。

(3)负荷侧高标准电气化负荷多元互动。电气化水平持续提升，电能逐步成为最主要的终端能源消费品种。用电负荷多元化，电力生产与消费结合的新模式持续改变电力服务形态，需求侧响应、虚拟电厂和分布式交易以及定制化服务、电力大数据增值服务等不断发展。

(4)储能侧高比例抽水蓄能和新型储能不断提升电力系统灵活性。为实现新能源的高比例消纳，需大力提升储能调节规模，充分发挥抽水蓄能在新型电力系统输电主网的优势地位，以及新型储能在主动配网的支撑作用，合理安排建设布局，推动新能源与储能等调节性电源协同发展。

依据上述特征判断，我国新型电力系统还处在初级阶段，有必要对其实施路径进行深入分析，为新型电力系统和新型能源体系建设、助力碳达峰碳中和目标如期实现提供有益参考。

1 传统电力系统现状及面临的挑战

1.1 电力系统发展现状

新中国成立以来，我国电力工业发生了翻天覆地的变化，有力保障了全社会用电需求，为经济社会高速发展贡献了重要力量。在国家碳达峰碳中和、构建新型能源体系等新形势新要求下，传统电力系统亟待升级、重构。在电源侧，火电仍是发电装机和电量供应的主体。截至2022年底，全国火电总装机容量为12.9亿kW，占全口径发电总装机容量的50.4%，仍为装机容量最大的电源。2022年全国火电总发电量5.55万亿kW·h，占全口径总发电量的63.8%，发电量稳居各类电源之首。在电网侧，电网建设更多侧重输电主网，依托特高压实现电能的大容量、远距离传输，配电网尤其是农村配电网亟待升级完善。在负荷侧，终端用户电能替代比例有待提高，需求侧灵活性资源尚需深入挖掘。2021年，全国电能占终端能源消费比重约26.9%，低于全球发达国家水平[9]。在储能侧，以抽水蓄能、新型储能为代表的灵活调节电源容量亟待提升，截至2022年底，抽水蓄能和新型储能装机占全口径发电总装机容量的比例仅为2.3%左右[10]，远低于美国、德国、日本等主要发达国家的平均水平。2022年各类电源发电量及占比见图1。

图1 2022年各类电源发电量及占比

1.2 新形势下面临的挑战

大力发展风光等可再生能源是推动能源绿色低碳转型的重要举措，未来可再生能源将同时成为装机和电量供应主体。但由于风光发电的间歇性、波动性，随着其在电网渗透率不断提高，传统电力系统面临2大核心挑战：

(1)高比例新能源并网下以交流特高压为依托的全国(或大范围)同步电网运行面临高风险。未来海量以电力电子为基础的风光新能源发电设备将分散式接入电网，这些低惯性甚至零惯性的电力电子设备将导致整个电力系统的转动惯量急剧降低，大范围同步电网运行将面临高风险，可能无法满足供电可靠性要求。

(2)传统电力系统尚未形成强大的源网荷储协调互动能力，难以应对高比例新能源并网消纳问题。以火电为主体的传统电力系统可通过实时调整电源出力满足波动的电力系统负荷需求，即“源随荷动”模式。随着间歇性的风光电源逐步成为电源主体，源荷双侧均具有不确定性，亟需打造基于源网荷储强大调节能力的“源荷互动”模式，以促进新能源的高效开发利用。

2 构建新型电力系统实现路径分析

2.1 电网分区分而治之

为应对高比例新能源、高电力电子化、低转动惯量对电力系统造成的挑战，电力系统发展很难延续传统的大电网模式。需转变发展理念，有效解决高比例新能源并网与电网协同发展问题。最佳的办法是优化电网分区规模，缩小同步电网运行范围，实行分而治之方针。每个分区电网优先在内部电力电量自平衡，最大限度实现新能源发电的就地消纳，而后通过各分区电网的电能互济实现整体平衡。新型电力系统形态见图2。

图2 新型电力系统形态示意

电网分区后具有3个方面的优势：一是，可使高比例新能源并网下电力系统同步运行问题简单化，降低平抑新能源发电保障电力可靠供应的治理成本；二是，有利于因地制宜大规模开发风光新能源发电，促进新能源就地消纳，精准施策推动能源清洁低碳转型；三是，有利于有效限制电力系统事故影响范围，避免引起连锁反应，最大程度上降低可能发生的经济损失。

具体实施层面，可以省级电网为基本分区平衡单元，将构建新型电力系统的责任分散并压实给各省。每个省级电网应在尽可能提高可再生能源自给率的同时，因地制宜，应对高比例新能源、高电力电子化、低转动惯量对新型电力系统造成的挑战，确保电网安全稳定。我国电网本来就以省为实体，实行分而治之方针，有良好的现实基础。只要实事求是，尊重客观规律，各自都能创造出符合实际、具有本地特色的能源绿色低碳转型模式。

2.2 源网荷储协调互动

为更好利用具有高随机性的风光新能源发电，在分区自治的电网内部，需要整合电源侧、电网侧、负荷侧以及储能侧等电力系统各环节的灵活资源形成合力。充分发挥水电、灵活性改造后的火电等灵活调节电源，超高压主网、主动配电网和微电网构建的坚强智能电网，电能替代、需求效应等负荷侧新能源消纳手段，抽水蓄能与新型储能等优势资源，推动源网荷储协调互动，全方位、立体化优化资源。因地制宜、集中与分布式并举实现风光新能源的友好利用，构建清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好、开放互动的新型电力系统。新型电力系统源网荷储协调互动见图3。

图3 新型电力系统源网荷储协调互动示意

(1)集中与分布式并举大规模发展新能源，是新型电力系统电源侧发展的必然选择。要结合《国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》提出的九大清洁能源基地和五大海上风电基地[11]，沙戈荒大基地[12]，流域水风光一体化基地[13]等的建设，充分利用我国的可再生能源富集区资源，集中式建设风光电站。结合乡村振兴战略启动“千乡万村驭风”和“千乡万村沐光”行动[14]，积极推进分布式风电、光伏发电的建设。数据显示，分布式发展后劲更足、趋势更加猛烈，是构建以新能源为主体的新型电力系统电源侧发展的主要抓手。截至2022年底，全国分布式光伏累计装机突破1.5亿kW，占光伏发电装机的40%[15]。2022年，全国分布式光伏新增装机5 111万kW，连续2年超过集中式光伏电站，占光伏发电新增装机的58%。2016年～2022年分布式光伏累计装机变化趋势见图4。

图4 2016年～2022年分布式光伏累计装机变化趋势

(2)在当前超高压输电主网基础上，以主动配电网和微电网为核心的高弹性电网要成为新型电力系统电网侧建设的主旋律。为应对高比例分布式新能源并网消纳挑战，现有配电网必须进行革命性的升级换代，同时推动园区级或户用微电网建设。利用包含分布式新能源发电、分布式新型储能以及灵活电力负荷等关键设备的微电网或多个微电网构建的主动配电网，可以首先在配电网分布式新能源接入节点平滑新能源间歇性出力，提升分布式新能源的并网容量和消纳水平。通过主动配电网的网架重构可以依托分布式新能源和负荷的时空互补特性，在更大的时间、空间范围内优化分布式新能源运行提升消纳水平。同时，主动配电网和微电网还可以在极端自然灾害下对电网进行孤岛分区运行，实现自然灾害下用电负荷的不间断供电，提升新型电力系统供电可靠性与新型电力系统电网弹性。

(3)用户侧要充分挖掘各类灵活性资源，实施更加深入的需求响应以及电能替代计划。用户侧具有各种类型的分布式资源，居民用户的电动汽车、用户自建的分布式储能设备、家用洗碗机、空调；商业用户的暖通系统、冷库与冰箱系统；工业用户自建的分布式源储设备、工业生产负荷的工序都是灵活性资源。要充分挖掘这些灵活性资源，依托虚拟发电厂等新型技术构建各类负荷聚合商、各类分布式储能聚合商，在良好的政策支持下实施透彻全面的需求响应计划。同时，大力推动电能替代战略，进一步提升风光新能源的利用空间，参照传统以火电为主的电力系统发电出力跟随负荷变化的源随荷动模式，打造基于需求响应计划的电力负荷用电跟随以新能源为主的电源出力变化的随源动新业态。

(4)加快推动大型抽水蓄能电站和新型储能电站建设。储能是保障电力系统安全稳定运行，实现高比例新能源消纳的重要措施。建设新型电力系统，要大力发展抽水蓄能电站，在分区自治电网超高压主网贡献强有力的调峰能力。同时，考虑到大型新型储能电站运行的安全隐患以及储能投建的经济性问题，现阶段新型电力系统中新型储能的规划和建设要以用户侧储能为主，主要在主动配电网和微电网层级发挥平抑新能源出力波动的作用，在保障运行安全的前提下实现分布式新能源消纳能力的提升。

通过新型电力系统在源网荷储各环节的革命性升级及相互间充分的协调互动，新型电力系统将全方位、多角度优化电源侧、电网侧、用户侧以及储能侧的优势资源，打造发电清洁低碳、电网智能灵活、用电灵活可控、储能安全利用、电力安全稳定供应的新业态，推动建立清洁低碳、安全高效的新型能源体系。

3 多能网融合数字赋能助力新型电力系统建设

3.1 推动多能网融合，提升新能源消纳空间

电气热冷多能网融合，即促进电力网、天然气管网、冷/热力管网等多能源网络的耦合集成，构建综合能源系统。在规划、建设和运行等过程中，通过对能源的产生、传输与分配、转换、存储、消费等环节进行有机协调与优化后，形成的能源产供销一体化系统(见图5)。其核心优势体现在：一是，提升能源的总体利用效率。多种能源载体通过耦合设备集成在一起，可实现能源的梯级利用，提升了能源的总体利用效率。二是，促进风光新能源高比例消纳。天然气系统的大规模存储特性，电转气技术的出现为电力系统消纳大规模可再生能源提供了新思路。通过弃风弃光电量驱动电转气机组电解水制氢，并经过甲烷化处理制造天然气存储起来，间接实现了电力的大规模存储。等到负荷高峰时再将存储的天然气驱动燃气机组发电，可以为电力系统提供调峰等辅助服务。从而实现大规模风光可再生能源的开发利用，提升电力系统灵活性，促进能源清洁低碳转型。因此，推动多能网融合发展，是建设新型电力系统的助力棒、催化剂。

图5 多能网融合综合能源系统示意

3.2 提升数字化水平，保障电力系统安全稳定运行

数字电网是以云计算、大数据、物联网、移动互联网、人工智能、区块链等新一代数字技术为核心驱动力，以现代电力网络与新一代信息网络为基础，不断提高数字化、网络化、智能化水平，而形成的新型电力生态系统。在电力生产环节，数字电网将显著提升新能源发电的可观、可控能力和消纳利用水平。在电力供给环节，泛布全网的传感终端将显著提升电网透明化水平，全域覆盖的信息通信网络将支撑海量物联终端形成广泛连接，支撑实现系统层面电网状态、设备状态、管理状态的全景透明。在电力消费环节，数字电网将构建起更加灵活和柔性的用户能源配给平台。随着新能源逐渐成为电源主体，源随荷动的传统电力系统生产组织模式将发生根本性变化，在构建以新能源为主体的新型电力系统过程中，数字化是促进新能源消纳、实现电网安全高效运行、助力负荷可控可调的战略性抓手，需要重点加强建设。

4 结 语

建设以新能源为主体的新型电力系统是构建清洁低碳、安全高效新型能源体系的重要基础，是实现碳达峰碳中和目标的关键举措。本文较为详细地分析了新型电力系统的实施路径，落实到实际操作环节，可从以下4个方面着手：

(1)发展思路方面。一是，创新电力体制机制，推行“电网分区自治”的发展理念。以省级电网为基本分区平衡单元，尽可能实现新能源就地消纳，内部自平衡后的功率盈余或缺额在省级分区平衡单元间进行电能互济，实现最终的电能量平衡。二是，坚持系统观念，推动新型电力系统源网荷储协调互动。整合电力系统各环节的灵活资源，实现新能源高效利用。三是，加强基础设施多能网融合顶层设计，在更广阔的能源载体范畴内实现新能源发电的友好利用，提高新能源消纳空间。

(2)开发建设方面。坚持集中与分布式并举大力开发新能源，引导行业发展。提高抽水蓄能和新型储能装机容量，为高比例新能源发展保驾护航。大力发展智能配电网，在稳步发展超高压输电主网的基础上，推动主动配电网和微电网建设，提升新型电力系统新能源就地消纳能力以及应对极端自然灾害的弹性。

(3)政策制度方面。完善财政支持政策，在“新能源+”项目、需求侧资源建设方面给予适当财税支持，促进分布式新能源和用户侧灵活性资源高速发展。健全绿色电力证书制度，以绿证消费市场驱动可再生能源开发建设，助力高质量跃升发展。完善价格机制，鼓励新型储能商业模式探索，积极推动共享储能、移动储能应急等新兴商业模式发展，助力新型储能投资建设。

(4)技术研发方面。加强先进的新能源发电预测及调度运行控制技术研发，提高新能源接入系统运行水平，保障电力系统安全稳定运行。突破新型储能本体设计和运行控制技术瓶颈，提升新型储能在新型电力系统中的运行安全性。加强电能替代技术攻关，促进电能替代提质增效，持续提升终端用户电气化水平。