文/中道咨询（微信公众号“合创中道咨询”）

2023年6月2日，国家能源局正式发布《新型电力系统发展蓝皮书》，全面阐述了新型电力系统的发展理念、内涵特征，制定“三步走”发展路径，并提出构建新型电力系统的总体构架和重点任务。

面对“双碳”目标和以新能源为主体的新型电力系统建设要求，在全球能源危机和经济增长不确定性以及气候异常、极端天气频发的新形势、新要求下，需要按照国家的战略部署，重新系统、全面地审视和思考我国电力市场体系建设面临的外部环境和内部问题。

近年来，世界多国电力安全问题频发，构建新型电力系统成为能源电力转型的必然要求，也是实现“双碳”目标的重要途径。新型电力系统以确保能源电力安全为基本前提，具有电力电源清洁化，电力系统柔性化、数字化，电力电子化的内在本质特征。 

党的二十大报告提出，积极稳妥推进碳达峰、碳中和（“双碳”），深入推进能源革命，加快规划建设新型能源体系，确保能源安全。目前，我国是世界第二大石油消费国、第三大天然气消费国；作为高碳能源类型的煤炭仍处核心消费能源地位，加之国际形势复杂多变、消费能源价格高企，我国从化石能源向可再生能源的转型过程具有显著的复杂度和挑战性。能源安全作为能源绿色转型、经济高质量发展的基本前提，与环境安全、经济稳定、产业链供应链安全等密切相关，对国家经济、社会、外交等具有不容忽视的影响。

国内外电力系统的现状分析

近年来，世界多国电力安全问题频发，如乌克兰电网系统遭网络攻击而中断（2015年）、美国得克萨斯州大停电（2021年）、我国东北部分地区拉闸限电（2021年）、我国四川省大规模高温限电（2022年）等。2021年3月，我国首次提出构建新型电力系统，这是能源电力转型的必然要求、实现“双碳”目标的重要途径。

新型电力系统以确保能源电力安全为基本前提，具有电力电源清洁化，电力系统柔性化、数字化，电力电子化的内在本质特征。随着传统电力系统向新型电力系统转型升级不断加快，一次能源特性、电源布局功能、电网形态规模、负荷结构特性等都发生深刻变化；新能源的强不确定性、低保障性、电网灵活调节、多能源融合、信息网络防御等因素，都与新型电力系统的安全稳定发展密切关联。

如英国“8·9”大停电事故、欧洲大陆同步电网“1·8”系列事故的研究表明，需提升电源侧抗干扰能力，合理配置系统保护资源，加强电网频率特性及调频能力。在应对极端天气方面，结合美国得克萨斯州大停电事故分析，提出了我国新能源在适应气候环境、电力互济能力、电力预测与调度技术、标准体系制定等方面的发展建议。在电网形态构建方面，分析了我国电力系统网架结构在能源低碳转型发展中存在的稳定性问题，提出了交/直流联合运行三种发展模式并以“交流分区+直流组网”为优。

随着高比例新能源、高度电力电子化新型电力系统的构建，电力系统的安全稳定运行不仅面临来自源侧、网侧变化的直接挑战，而且受到荷、储、市场、技术等新增关键因素的影响。因此，为了实现能源有序低碳转型、新型电力系统安全发展，需立足国家能源安全的宏大背景，聚焦源、网、荷、储、市场、技术等主要影响因素，深入探讨新型电力系统安全发展的战略架构。

新型电力系统安全发展的六个影响

新型电力系统是实现“双碳”目标、重塑能源安全格局的重要载体，构建新型电力系统是提高能源安全韧性的根本性举措。新型电力系统的安全发展主要受到源、网、荷、储、市场、技术六大因素的综合影响（见图1）。

图1　新型电力系统安全发展的六大影响因素

一、从电源层面保障安全

未来我国的电源结构将形成“风光”领跑、多元协调的格局。预计2030年，风能和太阳能将合并成为第一大装机主体，2045年合并发电量将超过火电成为第一发电量主体。常规水电、抽水蓄能在2045年将基本开发完毕，规模约为6.9×10⁸kW；核电将在2050年达峰，规模约为2.3×10⁸ kW；若将内陆核电包含在内，2060年将增长至4×10⁸ kW。根据国网智能电网研究院有限公司开发的“电力系统碳中和路径优化程序”分析结果，我国非化石能源装机占比将从2020年的46%提高到2030年的57%、2060年的88%。因此，稳步推进电源结构清洁化转型并构建新型能源供应体系，是保障新型电力系统在电源层面安全发展的首要措施。

图2　各类型电源装机容量（2020—2060年）

不宜简单“一刀切”地对待传统能源发电，而需将之与新型能源实现协同发展。煤炭是我国能够自主可控、具有储量优势的一次能源类型，保留必要的煤电装机容量，在新能源连续出力水平低的特殊条件下可起到兜底保障作用。合理预计，2030年我国煤电将达到峰值（装机容量约为1.37×10⁹kW），随后进入快速下降通道，从主体电源转向调节性和保障性电源；与新能源发电优化组合，平稳有序地实现能源体系转型。准确界定煤电发展定位，发挥煤炭兜底保障与战略资源作用，以有效降低高比例新能源接入系统的保供压力，支持化石能源发电逐步转型为系统调节性和基础保障性电源。这是保障新型电力系统安全发展的应有之义。

燃气发电具有灵活启停、响应迅速、可季节性调峰等优势，在近中期较煤电不具有成本优势；但考虑碳排放+CCUS的应用成本后，在远期的成本差距将显著缩小。可突出天然气与新能源适宜密切协同的特征，通过煤电/气电优化配置起到电力供应安全的托底作用。

目前，我国电力系统的灵活性资源容量约为7.7×10⁸kW，未来随着常规能源装机量占比的持续下降，对灵活性资源的需求将逐步增加。灵活性资源预计2030年开始由盈余转为不足（缺口约为8.6×10⁷kW），2060年的缺口将进一步扩大。发展多元化的灵活性调节电源是实现新型电力系统安全稳定运行的重要保障。

二、从电网层面保障安全

我国幅员辽阔，不同地域的自然资源禀赋差异明显。西部和北部地区的新能源装机占比超过66%，而东中部地区的负荷比重长期维持在60%左右，区域性的供需逆向分布格局凸显。大容量、远距离输电的基本需求长期存在，跨省区输电通道规模将由2020年的2.7×10⁸kW增长到2060年的7×10⁸~8×10⁸kW；跨省电网柔性共享和互济的需求也将进一步增加，未来省间潮流多为双向输送。

在现有的技术条件下，电网受频率约束导致对新能源的承载规模受限；未来“交流分区、直流成网、交/直流分网”将是电网发展极具潜力的模式。加强电网柔性互联和互济、提升新能源安全承载能力，是支撑新型电力系统安全发展的重要途径。

为了实现不同能源体系内部、相关能源体系之间的融合，需将电力安全防御系统的数据采集、知识提取、决策支持等环节进行拓展，覆盖一次能源、环境、信息等系统。考虑不同能源体系之间的交互影响以应对电力系统外部状态的不确定性，也是“双碳”目标下保障能源安全发展的必然要求。

三、从负荷层面保障安全

在灵活性电源和柔性电网之外，需求侧响应也是保障电力系统灵活调节与安全运行的重要资源。未来电力系统负荷弹性化的趋势更为明显，分布式电源占比持续提高（如光伏发电的可开发容量为3.7×10⁹kW），越来越多的用户成为“产消者”。负荷聚合商快速发展，预计2030年、2060年的需求侧响应分别可达1.2×10⁸kW、3.5×10⁸kW，各占最大负荷的7%、15%。

随着数字化水平的提升，未来可控负荷发展空间极大。在我国部分地区，空调负荷在夏季尖峰负荷中的占比甚至超过40%；商业空调的可调节性更强，在主流温度区间每调高1可降低用电负荷约10%。预计2030年、2060年我国电动汽车用电分别占社会用电量的3.5%、11.5%，2030年电动汽车有序充电以及电动汽车给电网送电方式的理论调峰潜力约为6×10⁷kW，相当于三峡工程装机容量的3倍，约占整个电网最大负荷的3.3%。预计2030年我国数据中心用电量占社会总用电量的5%，需通过“东数西算”工程来显著改善绿色能源使用比例，缓解资源与负荷的时空矛盾。也要注意到，网络恶意攻击等手段可能导致电力系统中的设备和过程失去控制，需针对突发情况提升电力系统网络的安全防御能力，切实支撑供需双向互动。

四、从储能层面保障安全

推动多形式储能发展，提升供应链安全保障水平，支撑电力电量的时空平衡。在当前及未来一段时期内，以抽水蓄能为主体的储能技术可满足日内平衡需求，抽水蓄能装机容量将持续增长；以电化学储能为代表的新型储能容量快速增加，伴随大规模储能技术实现突破，将实现日以上的平衡调节。预计2030年抽水蓄能装机容量为1.2×10⁸kW，新型储能容量为1×10⁸kW；2060年抽水蓄能的装机容量约为4.5×10⁸kW，新型储能装机容量约为3×10⁸kW；在中长期，氢能将发挥长时段储能作用，2040年、2060年电解水制氢可分别实现8×10¹¹kW·h、2.4×10¹²kW·h的电量转移，未来电制氢可作为跨季平衡模式。

在极端气象条件下，新能源电力供给与短期负荷高峰之间的供需不平衡被进一步放大，未来高比例新能源接入的新型电力系统对调峰缺口的弥补需求也将显著增长。2030年前，抽水蓄能作为最具经济性和可靠性的储能形式得到推广应用，形成以抽水蓄能、灵活煤电及气电为主要手段的调节形式。随着储能技术的发展，2030年后新型储能（含氢能）与灵活煤电及气电保持协调发展，可满足系统调节的缺口需求。2040年后，抽水蓄能、电化学储能、压缩空气储能成为主力储能形式。

未来20年，由于储能电池应用规模的扩大，锂资源的需求量甚至攀升至当前的40倍。电动汽车所需的铜材料是内燃机汽车的4倍。因此，关键矿产供应链安全及成本问题也成为构建新型电力系统的新增风险因素。

五、从市场层面保障安全

新型电力系统的安全稳定运行需要多层次的市场体系与机制，才能适应新型电网形态和各类电源角色的转变。构建以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局，需要推进全国统一电力市场建设，形成电力系统大范围内的共享互济能力。以电力市场为载体，推动电力资源在全国范围内的优化配置，促进新能源在更大范围内的充分消纳并保持灵活资源的共享互济；健全调峰等辅助服务补偿及跨省区交易机制，支持大范围内输电通道安全运行及调峰资源高效平稳配置。构建多层次的统一电力市场，逐步融合省间与省内电力市场，便于各类市场主体通过分散资源聚合平台等形式参与统一电力市场。实现电力资源价格稳定与大范围安全交易，是充分发挥电网共享互济功能、保障新型电力系统安全有序运行的必要手段。

六、从技术层面保障安全

着眼能源安全格局，为实现源、网、荷、储、市场等环节的转型升级，需要攻克核心关键技术、探索前沿新兴技术，为新型电力系统建设筑牢科技支撑。重点研究新型电力系统的基础共性、战略性、前沿性技术，新型高端装备、系统、器件、新材料等方面的基础理论，聚焦新能源“构网”主动支撑、大规模远距离新能源发电送出、储能支撑电网安全运行、源网荷储资源协调控制、新型电力系统仿真评估与故障防御等关键技术，构建涵盖源、网、荷、储、市场等要素的新型电力系统关键技术体系，支持破解未来电力系统“安全保障、供应可及、环境可持续”的矛盾三角。

新型电力系统发展趋势的“五个转变”

为积极稳妥推进碳达峰碳中和工作，加快规划建设新型能源体系，国家能源局于2023年1月颁布了《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》，并于6月2日正式发布了《新型电力系统发展蓝皮书》。蓝皮书指出电力系统必须立足新发展阶段、贯彻新发展理念，重点在功能定位、供给结构、系统形态、运行调控体系等领域顺应发展形势、响应变革要求，主动实现“五个转变”：

一、功能定位上，主动引领产业升级转变

电力系统功能定位，由跟随经济社会发展向主动引领产业升级转变。电力系统应逐渐向跨行业、跨领域协同转变，各产业用能方式向全面低碳化转型，以电力供给支撑经济增长，实现经济高效低碳发展。

充分发挥技术创新对电力系统转型升级的支撑作用，通过源网荷储各环节的关键核心技术创新和重大装备攻关推动相关产业“补链”、“延链”、“强链”，促进电力产业结构提档升级。

二、供给结构上，提供可靠电力向新能源转变

为实现“双碳”目标，新能源应当逐步成为绿色电力供应的主力军，并通过配置调节能力、提升功率预测水平、智慧化调度等手段，建立系统友好型电站，为系统提供可靠电力支撑，助力终端能源消费全面绿色转型升级。

三、系统形态上，由“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素转变

系统形态上，由“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素转变，电网多种新型技术形态并存。为推动解决新能源发电随机性、波动性、季节不均衡性带来的系统平衡问题，多时间尺度储能技术规模化应用，系统形态逐步由“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素转变。

考虑到电力的网架结构、以及支撑高比例新能源接入系统和外送消纳的需求，未来电力系统应仍以交直流区域互联大电网为基本形态，推进柔性交直流输电等新型输电技术广泛应用。未来，以分布式智能电网为方向的新型配电系统形态逐步成熟，就地就近消纳新能源，将逐步形成“分布式”与“大电网”兼容并存的电网格局。

四、调控运行上，向源网荷储多元智能互动转变

在新型能源体系下，电力系统将进行系统的升级，以适应大规模新能源和分布式能源接入，电力系统调度运行与新能源功率预测、气象条件等外界因素结合更加紧密，源网荷储各环节数据信息海量发展，实时状态采集、感知和处理能力逐渐增强，系统调控体系需由浅层调控向深层调控逐步转变，调度模式需由源荷单向调度向适应源网荷储多元互动的智能调控转变。

五、数字转型上，向能源数字经济转型

国家能源局《关于加快推进能源数字化智能化发展的若干意见》提出，针对电力、煤炭、油气等行业数字化智能化转型发展需求，通过数字化智能化技术融合应用，为能源高质量发展提供有效支撑。到2030年，能源系统各环节数字化智能化创新应用体系初步构筑、数据要素潜能充分激活，一批制约能源数字化、智能化发展的共性关键技术取得突破。

数字化转型智慧能源发展与产业链上下游息息相关，加速数字技术在能源领域深度应用和创新融合，共同推动能源行业数字化、绿色化转型升级；强化联合攻关，充分利用各方优势，携手解决共性的技术难题，推动能源技术、数字技术自主可控和创新；凝聚发展合力，共创能源生态，深化产业链上下游协同，携手共建充满活力的能源数字经济新模式。

电力系统须围绕“源网荷储协同、科技创新支撑、体制机制赋能”，立足长远、适度超前、科学规划，实现清洁发展水平领先、安全稳定水平领先、效率效益水平领先的高质量发展为目标。