2020年9月，习在第七十五届联合国大会一般性辩论上首次提出“双碳”目标，并在中国与世界政党领导人峰会提出，中国将为履行“双碳”目标承诺付出极其艰巨的努力。2021年3月，习在中央财经委员会第九次会议上，首次提出构建新型电力系统。党的二十大明确“立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破，有计划分步骤实施碳达峰行动”“加强能源产供储销体系建设，确保能源安全”，提出“加快规划建设新型能源体系”。

  建设新型电力系统是电力行业落实“双碳”目标的重要任务。未来，新型电力系统发输配用各环节的功能定位和特性将出现重大调整，系统的发展也将面临诸多挑战和需要研究解决的问题。

  2021年中央财经委员会第九次会议提出构建新型电力系统以来，社会各界从不同视角对新型电力系统来进行了大量研究和论述，形成了丰富的研究成果，但众说纷纭，尚未形成统一认识。关于新型电力系统的典型特征，我理解必须从（电力）电网物理形态和（市场）价值形态两个维度去定义。也就是说，新型电力系统在物理形态上是新的，在市场（体制机制）上应有相应的配套，也是新的。

  在物理形态方面，新型电力系统将呈现出多能协同互补、源网荷储互动、多元负荷融合等典型特征。

  “双碳”目标下，风电、光伏等新能源发展前途广阔，煤电、气电等化石能源发展限制因素增多。此消彼长之下，新型电力系统中的新能源占比将大幅度提高。例如，习在气候雄心峰会上宣布到2030年我国风电、太阳能发电装机将达到12亿千瓦以上，这一目标已超过2020年我国煤电装机规模，而且未来新能源发电装机规模很可能大大超过该数值。

  新能源占比的极大提高，将彻底改变各类电源在电力系统中的功能定位和作用。风光等新能源发电将从提供电量补充逐步向提供电量支撑的主要电源转变；水电和核电基础性电源的性质不变；煤电逐步转变为提供容量为主、电量为辅的电力安全稳定支撑和备用保障电源；气电承担更多的调节性和保障性责任；抽水蓄能除了承担削峰填谷、应急调节作用外，将增加更多储能能力，保障新能源连续多日出力下降的电力供应；电化学储能将逐步成为重要“电源”。

  同时，风、光等新能源资源“天热无风”“云来无光”，靠天吃饭特征明显，具有随机性、间歇性、波动性等固有特性。新能源占比提高将极大增加电源侧的不可控性，传统电力系统多种电源简单叠加的形态将不再适应新型电力系统的要求，风光互补、新能源+水电、新能源+储能、新能源+氢能、风光水火储一体化等多元协同开发模式不断涌现，充分的发挥水、火、核、风、光、储等元素的协同互补作用，实现多时间尺度优化配置。

  分布式电源、用户侧储能、电动汽车反向放电、虚拟电厂等逐步应用推广，进一步解放用户，部分负荷由“纯用户”转变为“电力产消者”。同时，用户用能自主选择权将得到充分释放，从单一供用电模式向电、热（冷）、气（氢）等多元化能源消费和多样化服务需求发展。产销一体、多元互动的全新需求模型，推动电力系统与多种基础设施网络高度融合发展，实施“绿色替代”“电能替代”，建立以电能为核心的综合能源服务体系，节能减排效益大幅度的增加，能源利用效率持续提高。

  电力是可再次生产的能源最为便捷高效的利用方式，“云大物移智链”、智能一体化调控、大容量直流输电、柔性互联与控制、新材料等技术将在电网中大范围的应用，电网作为清洁能源资源优化配置平台的核心地位将慢慢地加强，推动“源随荷动”向“源荷互动”转变。

  与之配套，电网结构将向“主干电网+中小型电网及微型电网”柔性互联形态发展，输电网网架向“合理分区、柔性互联、安全可控、开放互济”的形态转变，配电网具备更高的灵活性和主动性，适应储能、负荷开放接入和双向互动，微电网和客户的真实需求响应技术大范围的应用，灵活可调资源参与电网互动增强，储能发挥不同时间尺度的系统平衡调节作用。

  与此同时，电网作为承载新型电力系统的重要平台，将充分的发挥数字电网强大的“电力+算力”，使电网具备超强感知能力、智能决策能力和快速执行能力，传统电网调度采用的“集中式发电调整”也逐步升级为“源网荷储一体调控”，支撑新型电力系统安全高效运行。

  新型电力系统将包括新能源、储能、调节性电源、微电网和“电力产消者”等丰富的市场主体，各市场主体的特性各不相同，推动源网荷储各环节发生深刻变化，相应的市场机制和价值机制也需要更新迭代，逐步建立高度发达的电力交易市场和协调统一的价格形成机制，为构建新型电力系统提供坚实的机制保障。

  需要构建开放统一的电力市场，逐步完善交易机制，丰富交易品种，打破交易区域壁垒，为抽水蓄能、储能、虚拟电厂等不一样，以及区内外等不同地域市场主体提供公平准入、平等竞争、自主选择的交易机会，充分的发挥市场无形的手的基础性调节作用，推动在更大范围内优化资源配置。此外，除了电力市场本身的中长期市场、现货电能量市场、辅助服务市场等交易机制不断成熟完善外，绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易等也将更加有效衔接和协同发展。

  一是能源电力上下游各环节价格形成和成本疏导机制持续健全，煤电电量市场化交易电价和应急保供容量补偿机制逐步建立，储能容量成本回收电价有效保障，输配电价格机制灵活性提升。二是新能源发电成本、配套保障电源增加成本和额外增加的电网投资等成本得到合理疏导。三是调节电价体系更完善，电量电价、容量电价、应急备用电价、丰枯电价、峰谷电价、尖峰电价等协同配合、规范统一，公映电量、容量、调节能力等不一样资源的真正价值，充分调动市场主体的积极性，满足电力系统安全稳定运行对调节资源等的需求。四是各地电力市场行情报价规则统一规范，有效保障送受端省区电力供需平衡，区域内外各市场主体间的利益平衡通过电价机制有效协调，提高全社会经济效益。

  构建新型电力系统必须从我国国情的实际出发，与资源禀赋相适应。南方区域能源资源呈现“富煤、贫油、少气”，水力资源相对丰富等特点，决定了煤电和水电的基础性地位。与此同时，为实现“双碳”目标，新能源占比要一直提高，但新能源随机性、间歇性、波动性等缺陷又使其需要依赖传统能源的调节性支持。因此，综合能源转型发展趋势和南方区域的资源禀赋特点，我们认为新型电力系统将呈现“煤电和水电为主要基础支撑，核电和气电为重要补充，风能太阳能等新能源发电为增量主体”的典型特征。现阶段，我们以南方电网辖区举例，介绍三个新型电力系统的典型场景。

  阳江市地处珠江口西岸都市圈，部署有广东省重要能源电力基地、国家新能源基地、国际风电城、千亿级合金材料产业基地等，正逐步成为粤港澳大湾区西侧能源中心。阳江市有丰富的海上风电资源及沿海核电和煤电厂厂址资源，具有建设大型风电基地、大型核电基地、大型火电基地的潜质。但与此同时，阳江新能源发展也面临较大挑战，一是已核准的海上风电1000万千瓦，正在申请增加的深海区海上风电1000万千瓦，预计国管海域还有可开发的海上风电2000万千瓦以上，大规模海上风电集中开发存在较大的并网输送压力；二是阳西、阳春地区由于光照条件好、地价有优势，各方光伏投资意愿强烈，近两年收到业主的并网意向咨询较多，预计至2025年还有潜在光伏接入需求200万千瓦，远超当地消纳能力，地方激增的中小规模新能源消纳与送出问题较突出。

  基于此，2021年8月4日，南方电网公司年中工作座谈会提出将阳江市初步遴选为“海上风电+储能”新型电力系统示范区。2021年11月11日，广东省政府和南方电网公司联合印发《广东省构建新型电力系统 推动电力高质量发展行动方案（2021—2025年）》，明确提出打造阳江清洁能源基地新型市域电力系统示范区。2021年12月阳江市第八次代表大会提出建设“广东（阳江）国际风电城”“国家新能源基地”。

  根据《阳江供电局加快推进全域新型电力系统示范区建设行动方案》，到2025年，阳江电网全面建成新型电力系统示范区。届时，将建成沙扒、青洲、帆石等海上风电基地1000万千瓦，阳江核电652万千瓦，阳西电厂等大型火电500万千瓦，阳江抽蓄120万千瓦，以及陆上风电112万千瓦，光伏300万千瓦，形成“煤电+核电+海风+储能”的新型电力系统典型形态，非化石能源电量占比达到80%。

  金沙江流域水电资源、风光新能源资源丰富。水电方面，金沙江中下游（云南段）自上而下依次为龙盘、两家人、梨园、阿海、金安桥、龙开口、鲁地拉、观音岩、乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝等12座电站，合计装机容量4356万千瓦（省界界河电站均仅算一半）。除龙盘、两家人处于前期勘测设计阶段外，其余电站均已投产发电，其中乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝等电站均为具有季调节能力的巨型水电站，已形成梯级水电调节格局。风光发电方面，金沙江中游流域水电基地周边风、光开发潜力约3170万千瓦，主要分布在迪庆、丽江、大理、怒江等市州，下游流域水电基地周边风、光开发潜力约725万千瓦，主要分布在昆明、昭通、曲靖、楚雄等市州。根据云南风光水储一体化发展规划，“十四五”期间将沿金沙江流域市（县）开发风电470万千瓦、光伏1000万千瓦，同时，或将推动配置电化学储能250万千瓦，建成风光水储灵活调节一体化体系，形成“水电+光伏+风电+储能”的新型电力系统典型形态。

  按照国家电力规划，“十四五”期间，将建成藏东南至大湾区的输电线路，建成后将成为“水电+风电+光伏+储能+远距离高比例可再生能源特高压（多端）柔性直流输电”的新型电力系统典型形态。

  随着可再生能源接入电力系统的比例逐步的提升，并网对电网安全稳定将产生较大影响。

  一是风机等新能源设备转动惯量等效差，耐受过流、过压、低压等扰动能力，难以对系统提供与同步机相当的主动支撑能力，导致系统故障后频率、电压变化指标恶化，甚至引发连锁故障。新能源接入容量和出力比例达到一定规模后，系统频率和电压稳定问题将超过传统的功角稳定、动态稳定问题，成为系统主导稳定问题。迫切需要新能源设备为系统提供必要的频率、电压主动支撑能力。2019年8月9日英国大停电事故就是发生在典型的新能源高渗透率场景中，因常规机组开机减少、系统转动惯量下降，从而导致故障后系统频率变化率超过限值，进而引发海上风电机组大量连锁脱网。2021年，贵州某地区对外联络的线路跳闸后，形成的孤网系统中全部是新能源机组，因无法建立稳定的频率，孤网最终全停。

  二是不同型号的风机其控制结构与控制算法复杂多样，设备并网性能各异，缺乏有效的源网协调优化。风电及送出直流中的大量电力电子设备在系统故障期间表现出低电压穿越、换相失败等强非线性行为，动态变化路径复杂，协调控制困难。大量海上风电接入负荷中心的外围电网，加剧输电通道阻塞，或通过直流接入负荷中心，导致负荷中心无功电压支撑能力下降；风电波动导致的潮流大范围流动进一步加剧稳定问题，亟需对风电场实施有效的源网协调优化控制。以广东粤西海上风电送出场景为例，若风机按照经过系统优化的参数整定，粤西送出断面极限可提升300—500MW。然而，设备厂家出于技术保密的原因，不愿公开详细参数，或表示因设备能力无法按电网要求整定，参数优化整定工作推进困难。

  三是大量电力电子设备并网带来的谐波与宽频稳定问题日益凸显，尚缺少有效的分析与治理方法。电力电子设备微秒级的开关过程与传统同步机毫秒、秒级的机电过渡过程相互影响，带来全新的稳定问题。IEEE专门为电力电子设备大量并网引发的宽频稳定问题修改了电力系统稳定性的分类标准。在运系统也频繁暴露电力电子设备宽频振荡问题，严重威胁系统运行安全。美国、欧洲电网中新能源电力电子设备宽频振荡问题时有发生。2022年5月，广东某海风场因高次滤波电路设计不完善，引发34台风机因谐波分量过高连续脱网，损失功率551MW。

  对电力系统而言，安全稳定运行是前提、是基础，为保证高比例新能源接入后的系统安全，产业链各方应共同协作、加大联合攻关力度，推动实现“电网调控级—场站集控级—发电机控级”三级控制的协调互动，以满足新型电力系统需要，更好地服务“双碳”目标实现。

  首先是调控，也就是电网调度系统级的控制，调度系统是维持系统安全稳定运行的“中枢大脑”。对于调度系统，一是要实现电力系统全局功率的合理调配，以潮流分布最优促进多能互补（调节）优化调整。比如，海上风电场多采用风电场群汇集送出方式，在大风气象条件下易出现输电阻塞现象，此时，依托上层调度系统进行全局调配，通过协调不同场站间出力、调节负荷及储能站的控制，在缓解输出线路阻塞、保障电力系统安全的同时，尽可能地减少“弃风”现象；再比如，金沙江水风光发电互补调节调度，就可以利用水库调节库容（调峰）调节互补水能风能光伏发电特性。二是要“三补”。第一补仍然是“一次不够，二次补”。过去的电网结构不够“坚强”，不足以应对日益突出的电力系统安全稳定问题，借助网源荷电气二次（设备）协同技术措施来补强，从而积累了特色丰富的电力系统安全稳定控制的系统措施和成熟的（中国）经验。现在的状况是电网坚强了，却更加复杂了，既要安全稳定，还要精准可靠，更要求电气二次系统的智能化协同和“坚强”支撑。第二补是电源多能发电结构差异，依靠“调控调节”管理和技术措施来弥补，解决短板效应，实现源网荷储互动。第三补是物理特性差异依靠市场价格机制补，充分借助电价机制推动解决“存量挖潜与多主体共责共享”“增量协同与系统性有序推进”等深层次的问题。要坚守系统安全稳定控制的“三道防线”：一是继电保护的灵敏性、选择性、速动性、可靠性，“四性”还要更加充分满足大量分散式发电和碎片式微网的接入，方显第一道防线越发重要。二是功率平衡稳定，以远方切机切负荷为代表的安稳措施和AGC/AVC多层级协同效应等，要确保电力系统动态稳定。三是应对系统失控，保持暂态稳定，要充分调动发动机转动惯量和调速器频率控制效应、发电机励磁（变流）电力电子控制特性和功角控制效应。三是全局协调控制技术（指令）的生成与下达。依托调度云端的自动发电控制、自动电压控制（AGC/AVC）、在线监测等系统，实时或定期向子站下达控制目标并更新配置定值，如系统调峰调频容量不足时，面向下级子站系统，通过更新控制目标，协调选定范围内的风电场站投入系统一次调频、惯量控制等“压板”（“阈值”），当系统频率达到动作条件时，选定范围内的风电场将主动为电力系统提供功率主动支撑。

  其次是集控，也就是场站级的控制，海上风电场站级功率控制系统起到了“承上启下”的关键枢纽作用。场站级功率控制系统主要发挥以下作用：一是解读调度系统的控制指令并实现本地机组间功率的合理分配。场站功率控制系统在接收到调度系统下发的控制目标及控制定值后，结合本地机组运行状态、实时气象条件、功率预测信息、集电线路拓扑结构、并网点功率电压频率数据等，精准研判全场的功率可调节裕度，合理分解上级调度系统下发的指令并实时分配至风电机组、SVG、主变压器等功率调节资源；二是依托场站边缘算力，完成功率主动支撑功能。“双碳”及新型电力系统背景下，风电场站除满足现有AGC/AVC控制功能外，还需重点提升电力系统主动支撑功能，比如通过实时监测并网点频率，判断达到动作阈值时，快速计算全场功率变化量，与AGC控制指令相协调，并完成对机组控制指令的下发。目前，南网数研院所研制的“智控Plus”产品，具备一次调频、惯量控制、AGC/AVC控制等边缘控制功能，可显著提升海上风电场功率主动支撑能力。

  最后是机控，即发电机组级的控制，发电机组是源网协调控制指令最终的执行单位。机组级控制一要精准快速落实上级系统下发的控制指令。机组在接收到站控级下发的功率控制指令后，通过协调风机主控装置、变流控制器等控制单元，实现风机的变桨、偏航、调速等控制，准确且快速地执行上级下发的功率控制要求，并实现机有功和无功的解耦；二要在执行上级下达指令的同时，保障机组的安全可靠运行并充分挖掘潜力，最大限度向电网提供安全支持。以海上风电为例，运行环境复杂多变，风电机组除了准确响应站控级的功率控制指令外，还需要综合考虑机组的抗台风、抗浪涌和设备健康状况、发电（出力）质量等约束条件，实际上是一套多目标协调控制的过程。目前，南网数研院牵头的广东省重项目“10MW及以上海上风力发电机组主控装置研发”，所研制的10MW级风机主控装置配合变流器控制器可实现含智能抗台风、发电预测、功率跟踪、稳定（平衡）控制在内的多目标协同控制功能；多主体参与、分工协作，多层级多系统（装置）协同、协调运用等。

  新型电力系统建设任重道远。随着新能源场站规模和接入电网占比逐步的提升，“场站多机型、地域多结构”的特征将更加凸显，给电力系统的安全稳定运行带来诸多挑战。电网调控级、场站集控级、发电机控级作为电力系统安全稳定控制的主要层级，与系统安全联系紧密，电机安全、场站安全直接影响电网安全。在此呼吁各方，以建设高效可持续良性循环产业链和生态圈为己任，科学保护，有序竞争，充分合作，共享资源，建立更加开放、兼容的控制管理系统，制定规范秩序，实现系统参数、场站参数、电机参数有效交互，达到控制效率效益最大化的目标。