北极星输配电网讯:实现“碳达峰、碳中和”目标是国家重要战略、全球主要经济体的一致行动。“双碳”目标的达成是一个系统工程，关键路径是能源结构调整与节能降耗，能源是主战场，电力系统革新是核心。这是构建新型电力系统的时代背景和理论基础。

  （来源：微信公众号“能源杂志” ID:energymagazine文 王秀强）

  电力系统是由发输变配用各领域、源网荷储各环节、技术体制各层面紧密耦合形成的有机整体。在新型电力系统的构建过程中，传统电力结构、发展模式、利益格局、技术特征等均面临革命性变化。传统电力系统的技术特征、运行机制、基础设施均将发生革命性的变化。

  随着新能源渗透率提高，电力系统将呈现“双高”特性——高比例新能源、高比例电力电子设备接入。基于新能源发电具有随机性、波动性、分散性等特点，电源侧出力波动加大，负荷侧不确定性增加，电力系统功率平衡压力增加，电网安全运作风险加大。

  与此同时，在新型电力系统的构建过程中，将催生大量新技术、新业态，电力系统“源网荷”生态出现重大变化。

  表现为，能源生产端形成多元化清洁能源供应体系，以风电、光伏等新能源发电为供应主体，化石能源电源的功能变为兜底保障、调节与支撑；电网侧呈现交直流混联大电网与多种形态电网并存的格局，传统大电网与局域网互补共生；负荷侧电气化水平大幅度的提高，用能模式向多能互补、源荷互动发展。

  在新型电力系统的构建过程中，新能源与化石能源之间的博弈将从激烈对撞向共存共生转变。

  “双碳”目标的实现将新能源推向加快速度进行发展的黄金赛道。风电、光伏发电是装机主体、电力与电量供应主体。从发展规模看，新能源装机占比、发电量占比将大比例提升。

  2020年底，我们国家新能源发电累计装机容量达到5.35亿千瓦，同比增长29.4%，占全国总装机容量的比重达到24.3%。2020年新能源发电新增装机容量首次突破1亿千瓦，达到1.2亿千瓦，占全国电源新增总装机容量的63%；全国新能源发电量7276亿千瓦时，约占总发电量的10%，同比提高约1个百分点。

  在“双碳”战略下，“十四五”“十五五”期间新能源将呈现跨越式发展，全国年均新增规模可能会在“十三五”基础上倍增，“十四五”期间每年新增风光装机规模在1亿千瓦以上，“十五五”期间每年新增风光规模1.5亿千瓦以上。预计2025年，我们国家新能源发电累计装机容量有望突破10亿千瓦，新能源装机占比将达到40%左右，发电量占比将接近20%左右。

  中国科学院院士周孝信研究认为，2030年风电、太阳能总装机达到16.1亿千瓦，2033年非水可再次生产的能源发电装机占比超过50%，装机占比首次超过煤电；2060年非水可再次生产的能源发电装机占比超过82%；2051年新能源发电量比重超50%。

  全球能源互联网发展合作组织则提出更为乐观的发展情景。他们研究认为，2030年、2050年、2060年，中国清洁能源装机将分别增至25.7亿、68.7亿、76.8亿千瓦，分别占比67.5%、92%和96%，实现能源生产体系全方面转型。对于煤电而言，我国煤电总量应控制在2025年达到峰值，2050年电力系统要实现近零排放，2060年煤电完全退出。

  在风电、光伏大规模发展同时，氢能等新兴能源受益于技术进步、成本下降双驱动，其应用市场规模将更广泛；水电、生物质能发电、光热发电等构成多元化的非化石能源生态。此时，新能源是电力系统安全稳定运行的责任主体，同时需要具备一定的主动支撑、系统调节与故障穿越能力，分摊电力系统成本上升的压力。

  化石能源电源占比不断下降是大势所趋，将由基础电源成为调节电源转变，化石能源电源向兜底保障、调节与支撑功能转变。但必须要格外注意的是，煤电的战略地位仍不可以小看，尤其在寒潮或高温等特殊情境下，风电、光伏出力减少，缺少煤电负荷兜底，电力系统的实时平衡将被打破。

  2021年1月，湖南、浙江等省份拉闸限电，北京市重启燃煤供热机组，在此背后负荷大幅度的增加，新能源发电负荷锐减，不得不由煤电承担迎峰度冬的重任。2020年8月，美国加州由于连续酷热造成电力短缺；2021年2月，美国得克萨斯州因极寒天气发生电力短缺。面对突发状况的出现，新能源无法独立支撑电力系统，需要电力系统在更大范围内的互济来解围。风光与煤电是互补关系，绝非替代关系。

  在能源生产方式上，电源生态大中小容量并存，集中式和分布式布局并存，在网离网运营并存。未来新能源高比例接入将呈现集中式与分布式并重的态势，包括西北、华北、东北地区的大规模风光基地、东部沿海地区的海上风电基地，以及数量可观、就近消纳的分布式电源。

  电网是电力系统的中枢，在电力系统的调度、控制、管理中发挥及其重要的作用。新型电力系统的运行模式下，电网企业的功能定位、商业模式、运行特征等也随之变化。

  在全球电力工业180年的发展进程中，前150年以大电网模式为主。分布式电源、微电网、局域网等的出现，推动了大电网与微电网之间的融合。大电网的公共属性将逐渐增强，主要承担跨区域、远距离资源输配责任，配网侧资产配置以响应用户负荷变化为原则，承担区域电力安全平稳运行的保底责任。

  在新型电力系统下，电网运行生态特点表现为：（1）特高压外送通道投资规模提高，以支撑大规模新能源并网消纳；（2）微电网、局域网、大规模柔直等新型组网技术加快速度进行发展，大电网与微电网融合发展，交流大电网与交直流配网并存；（3）配网向智能柔性的主动配电网转变，具有灵活控制和运行能力，能支持分布式新能源、电动汽车、储能等用能设施和分布式发电设备海量接入，满足功率双向流动和多元负荷用电需要；（4）电网与管网、通信网、电视网、交通网等融合共治，共同参与智慧城市、智慧生活建设，数字智能电力ECO形成。

  从投资视角看，为保障电网安全、稳定运行，国内特高压、柔性直流投资预计加快，电化学储能、抽水蓄能、氢能、充电桩、燃煤机组灵活性改造等具备灵活性调节能力的资产收益将大幅度提高，配网侧一二次融合设备、智能电表、智能开关等智能终端的投资需求将大幅增加。

  从智能电网的技术特征看，电网利用小微传感、边缘计算、电力物联网、大数据挖掘等技术方法，构建具备云-边协同、海量数据处理、数据驱动分析、高度智能化决策等能力的电网平台，实现电网运营、业务管理和产业融合全面数字化。

  传统电力系统是一个超大规模的非线性时变能量平衡系统，生产组织模式是“源随荷动”，用精准可控的发电系统，去匹配基本可测的用电系统。新型电力系统下，随着风光渗透率的提高，以及储能、分布式电源、UPS电源、制冷制热设备、充电桩等多元化可调节负荷的大规模接入，发电侧、负荷侧预测难度加大。

  从负荷侧的特点看：（1）工业、交通、建筑等负荷侧电能替代水平大幅度的提高；（2）能源产品和服务需求多样化，水、热、冷、电、气等多重能源深度耦合，能源梯级利用、能效诊断与能效提升等综合服务需求成为常态；（3）负荷侧通过储能、分布式发电等多种设备的接入，配网侧从单一、被动、通用化的能源消费模式向融合多种需求、主动参与、定制化的双向交互模式转变，用能模式由“源随荷动”将向“源网荷互动”转变；（4）负荷侧数据广泛交互、价值共享，通过数字化手段能轻松实现终端用能状态全面感知和智慧互动；

  此外，在未来城市能源管理系统中，虚拟电厂控制平台将在城市配网中将大范围的应用。城市虚拟电厂通过物联网实时汇总终端用电设备的状态和需求信息，实现对分布式发电机组、可控负荷、储能设施实时调控管理，通过与输电网的信息实时交互实现电力供需平衡。还可以将相关信息实时传输至电碳市场中心和电网调度控制中心，构建分时、梯度的虚拟电厂群，主动响应电网调度信号，参与电力市场交易和电网运行。