2.安全可控，新能源具备主动支撑能力，分布式、微电网可观可测可控在控，大电网规模合理、结构坚强，构建安全防御体系，增强系统韧性、弹性和自愈能力。

3.灵活高效，发电侧、负荷侧调节能力强，电网侧资源配置能力强，实现各类能源互通互济、灵活转换，提升整体效率。

4.智能友好，高度数字化、智慧化、网络化，实现对海量分散发供用对象的智能协调控制，实现源网荷储各要素友好协同。

5.开放互动，适应各类新技术、新设备以及多元负荷大规模接入，与电力市场紧密融合，各类市场主体广泛参与、充分竞争、主动响应、双向互动。

新型电力系统带来的新变化

1.电源结构发生变化。主要体现在电源结构由可控连续出力的煤电装机占主导，向强不确定性、弱可控出力的新能源发电装机占主导转变。

2.负荷特性发生变化。主要体现在基本负荷体量大，尖峰负荷增幅大，随机负荷波动大；源-荷角色转换呈现随机性；负荷特性由传统的刚性、纯消费型，向柔性、生产与消费兼具型转变。

3.电网形态发生变化。主要体现在电网形态由单向逐级输配电为主的传统电网，向包括交直流混联大电网、直流电网、微电网和可调节负荷的能源互联网转变。一是大电网仍将发挥重要作用，承担电能的大容量、远距离输送任务。二是配电网将接入源荷储等元素，发挥能源综合承载与互动作用。三是微电网将与多类能源网络互联互通，发挥终端用能交互与自治协调的作用 。

4.运行特性发生变化。主要体现在从以充裕度确保发电与用电平衡的方式，转变为“发电从优、用电可调、发用联动”的运行方式。一是由源随荷动的实时平衡模式、大电网一体化控制模式，向源网荷储协同互动的非完全实时平衡模式转变。二是储能将从以抽蓄集中式接入电网为主过渡到以抽蓄和电化学储能为主，多类型储能协调发展，通过集中式与分布式接入广泛应用于发输配用各环节。三是由于风光等新能源发电全部来源于气候资源，系统运行将高度依赖于气象条件，气象条件影响范围涵盖发电、输电、用电全环节。

5.技术基础发生变化。一是体现在物理电力系统的技术基础由同步发电机为主导的机械电磁系统，向由电力电子设备和同步机共同主导的混合系统转变。二是体现在物理电力系统的技术基础由同步发电机为主导的机械电磁系统，向由电力电子设备和同步机共同主导的混合系统转变。

03

构建新型电力系统下实现“双碳”目标的路径

构建新型电力系统，总的发展路径是：进行电网架构的重构，要素的布局和配置，理论和技术的突破，数字的深度赋能，机制与模式的创新，构建能源互联网，形成以新能源为主体的新型电力系统，实现碳中和目标。在建设进程上，与国家实现“双碳”目标的主要时间节点是基本同步的，具体可大致划分为两个阶段。

建设期

具体特征表现为：新能源装机逐步成为第一大电源，常规电源逐步转变为调节性和保障性电源。电力系统总体维持较高转动惯量和交流同步运行特点，交流与直流、大电网与微电网协调发展。系统储能、需求响应等规模不断扩大，发电机组出力和用电负荷初步实现解耦。

主要解决的问题：要实现达峰时的新能源装机容量达到一定的规模，为达峰后的新能源向主体发展奠定基础，保证达后不返；开展新能源为主体的新型电力系统设计和构建，探索新型电力系统的路径并向其演进。

成熟期

具体特征表现为：新能源逐步成为电力电量供应主体，火电通过CCUS技术逐步实现净零排放，成为长周期调节电源。分布式电源、微电网、交直流组网与大电网融合发展。系统储能全面应用、负荷全面深入参与调节，发电机组出力和用电负荷逐步实现全面解耦。

主要解决的问题：该阶段是新型电力系统建设的主导发展期，重点需要通过技术手段解决新能源出力比例和消纳利用受限的问题，解决全社会深度脱碳的电能增长的承载问题，最终实现电网形态的革命性转变。

04

电力行业实现“双碳”目标的难点及建议面临难点

电力行业实现“双碳”目标，根本途径是建设以新能源为主体的新型电力系统。现阶段主要在电力稳定供应、电力系统安全稳定运行、新技术成熟度不足以及政策机制不配套等方面面临重大挑战，这也是目前电力行业实现“双碳”目标的最大难点。

1.电力供应安全方面面临挑战。

一是体现在新能源最小出力处于较低水平，对电力平衡支撑能力不足。部分地区高温寒潮等极端气候发生过程中电力供应需求显著增加，保障电力供应难度大。以东北电网为例，2021年7月28日，受副热带高压位置偏北影响，东北地区天气连续多日高温，东北全网用电负荷最高达到7058万千瓦，同比增长8.2%；而风力发电创历史新低3.4万千瓦，不足风电装机容量的0.1%，新能源难以支撑电网的电力需求。

二是体现在现有火电等常规装机规模不足以保证未来电力供应需求。2030年如维持现有火电装机规模不变，则火电装机容量缺额达1.54亿千瓦，难以有效保障电力供应。

2. 高比例新能源消纳难以维持。

一是体现在新能源电量渗透率与利用率之间相互制约，高比例的新能源电量占比必然造成利用率的下降。亟待推动新能源消纳模式从追求新能源利用率到提高新能源发电量占比的转变。经测算，2030年，以新能源发电量最大为目标布局新能源，可提升新能源电量占比1.75个百分点，但新能源利用率降低1.87个百分点。

二是体现在系统调峰能力存在缺额，不足以支撑高比例新能源消纳。2030年，若保证新能源100%全额消纳，国家电网经营区的调峰能力缺额为3.98亿千瓦；若保证新能源利用率95%，国家电网经营区的调峰能力缺额为1.96亿千瓦。

三是体现在跨区直流运行方式灵活性欠缺，新能源跨区消纳难度大。2030年，送/受端电网新能源利用率分别由当前的98% / 100%降至85% / 95%左右，在送/受端电网新能源同时受限消纳形势下，电网跨区互济作用凸显，需采取市场政策、技术创新等多种方式提升跨区直流运行灵活性。

3.电网安全稳定运行面临重大挑战。

一是体现在新能源发展驶入快车道、跨区直流送电需求旺盛，电力系统向“双高”（高比例新能源、高比例电力电子）转型成为必然趋势，系统特性复杂，频率、电压、功角等安全稳定问题仍将存在。以英国8.9 大停电为例，事故前英国电力系统呈现高比例新能源状态，一台燃气机组停机造成大面积新能源脱网，引发连锁故障，停电范围波及100万人。

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本文标题：如何构建符合“双碳”目标的新型电力系统

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