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刘吉臻：《新型电力系统的内涵、特征及关键技术》

来源： 名家讲堂 日期：2025-07-15 点击：1142 属于：大咖观点

作者：刘吉臻（中国工程院院士，华北电力大学教授，新能源电力系统全国重点实验室主任）

随着“碳达峰、碳中和”目标的提出，构建以新能源为主体的新型电力系统成为我国构建新发展格局、全面助力能源革命的重中之重。中国工程院院士、新能源电力系统全国重点实验室主任刘吉臻立足于能源转型背景，基于当前及未来一段时期我国能源与电力行业面临的挑战，深入探讨我国能源转型的整体思路，从不同角度进一步厘清我国电力行业发展过程中新型电力系统的概念、内涵、特征和关键技术，可为我国能源转型提供参考。

一、能源转型思路及新型电力系统现状

自2021年首次提出以来，新型电力系统的概念获得广泛解读，促进了电力行业对于新型电力系统建设的探索。本节从我国国情和能源现状出发，进一步厘定我国能源转型总体思路，并在此基础上对新型电力系统概念进行阐述。
1、我国能源转型总体思路
2021年3月，“十四五”规划纲要重申推进能源革命，建设清洁低碳、安全高效的能源体系，提高能源供给保障能力。同时，“十四五”也是碳达峰的关键期、窗口期，需进一步实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建新型电力系统。在此期间，能源安全、能源脱碳是能源转型的重要指导思想。我国力争2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和，这一长周期发展计划涉及一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，需充分调动能源供应、需求部门的协同作用，合理规划能源系统转型和二氧化碳减排路径。目前，结合能源政策导向、能源利用现状及发展趋势，逐渐形成并提出了我国能源转型总体思路。
促进化石能源清洁化、清洁能源规模化、多种能源综合化，实现能源供给结构的有机布局和有序调整；促进能源消费弹性化、需求响应广泛化、能源供需互动化，合理挖掘和充分激励能源需求响应潜力；增强能源管理协同性，促进能源供需过程的节能增效、低碳减碳；通过以点带面，加强“理念–技术–市场–体制”协同创新和一体化发展的实施路径，实现清洁、低碳、安全、高效的战略目标。
2022年10月16日，习总书记在二十大报告中指出：“积极稳妥推进碳达峰碳中和，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，深入推进能源革命，加强煤炭清洁高效利用，加快规划建设新型能源体系”。因此，构建新型能源体系成为当前乃至未来的长期发展目标。作为能源主战场的主力军，电力系统转型及新型电力系统建设肩负重任。
2、新型电力系统概念认知及发展现状
面对清洁能源转型中规模化新能源电力消纳问题，2021年，习近平总书记首次提出新型电力系统概念。同年，新型电力系统建设的目标、面临的挑战、实现路径及主要特征等均获得大量研究探讨。此后，国家电网公司、南方电网公司和国家能源局均陆续发表白皮书，对新型电力系统做出深刻解读，加深了对新型电力系统概念的认知。
在电源结构方面，新型电力系统符合我国能源转型路径，电源侧将逐渐由确定性可控煤电为主导向以不确定性随机新能源发电为主导转变，由高转动惯量系统向弱转动惯量系统转变，由被动单向调度向灵活智能主动支撑、构网型控制转变。然而，结合 2022 年国际能源危机局势，煤电的“压舱石”作用仍需保障。
在电网形态方面，未来智能电网将广泛互联互通并向能源互联网形态转变，交直流区域混联大电网和分布式智能微电网共存，高比例新能源的接入和消纳更加高效、可靠。在负荷特性方面，将由传统源随荷动的刚性、消费型特性向柔性供需互动、工业生产与居民消费兼具的特性转变，通过普遍电能替代、电力需求多样性分化协同充分挖掘需求响应潜力。
在运行模式方面，大力引入数字化、网络化和智能化技术，将由传统的大电网一体化单向计划调度、实时平衡模式向“源–网–荷–储”多元互动的大–微网智能协同调控、非完全实时平衡模式转变，信息流–能量流–价值流交汇，“源–网–荷– 储”等环节的“大闭环”贯通运行日益成为现实。同时，通过积极发展多元互动的综合能源服务，深度挖掘需求侧响应潜力，现有电力系统将与热网、气网、能储单元、交通网等能源产供销环节互联互通，多种异质能源子系统之间协调交互、优化运行，推动向电–热–冷–气–氢多能互补，“源–网–荷–储”协同的一体化综合能源模式演变。
在标准规范方面，2022 国际标准化大会上国际电工委员会提出，由中国牵头制定全球首个新型电力系统关键技术国际标准框架体系，加快推动能源清洁低碳转型。此外，新型电力系统的发展必然是动态调整的，伴随着全球能源供应链的动荡、我国经济社会的前进，以及大数据、人工智能、高效储能、广域物联、先进计量和信息-物理融合等颠覆性技术的突进，新型电力系统的建设路径、标准也将不断优化、改进。
从工程实践来看，新型电力系统建设势头良好，当前正处于多点突破的高速发展上升期。国内电网与发电企业协同攻坚，现有电力系统中新能源占比不断提高，大批煤电改造后更加灵活智能，规模化新能源电力主动支撑能力快速进步，电力并网标准日益规范化，数字化支撑技术、长短时混合高效储能技术、泛在感知物联技术、交直流混联和分布式微电网建设、智能配电网建设、电力/碳交易政策等均不断突破，为未来新型电力系统的全面建成提供了一个良好开端。

二、新型电力系统的内涵和特征

随着大规模新能源电力接入电网，电力系统需要在随机波动的负荷需求与电源之间实现能量供需平衡，其结构形态、运行控制方法以及规划建设与管理发生根本性变革，形成以新能源电力生产、传输、消费为主体的新型电力系统。鉴于“源–网–荷–储”环节多元智能调控的核心地位，本节从大系统运行视角对新型电力系统的内涵和特征做出进一步解读和阐述。
1、新型电力系统的内涵
新型电力系统响应国家能源安全战略和“碳达峰、碳中和”目标，以服务我国社会经济高质量发展为首要任务，是未来生态文明建设整体布局的重要一环。新型电力系统融合了电力行业的先进理念、技术、市场和机制创新，与其他行业协同发展，通过广泛而深刻的经济社会系统性变革，可靠智能地实现广域地理空间下电力多尺度高效调配和多模式供需平衡，促成更多领域、更大范围的有机联系和精密协调，形成全社会节能增效、清洁低碳的电力生产、传输和配用局面。
在电源侧，规模化强随机波动新能源电力是新型电力系统安全稳定运行的首要挑战。立足各地资源禀赋，因地制宜建设大型清洁能源基地、分布式新能源，合理配置风、光、水、火、储等不同电源形式并发挥其多源互补作用，将对于促进电力生产脱碳、提升新型电力系统稳定性起到“奠基石”作用。
在电网侧，高比例风光新能源电力使得电源侧电力电子化、弱惯量支撑等特点逐渐显现，在有功/无功调度、频率/电压支撑等方面为现有电力系统运行带来显著威胁。研发电压源性逆变器，研制构网型风电场、光伏电站，充分利用飞轮、锂电、超级电容等混合储能方式，发展构网型源网协同与安全防御控制，对提升新能源电力电网友好性、保障电力系统安全可起到“护城河”作用。
在需求侧，电力负荷成为重要随机源，在典型环境、政策与复杂社会用电习惯交互下严重干扰电力系统运行秩序，甚至在极端条件下危及电力安全。大力推进新型用电方式和电能替代，合理执行电力市场交易及分时电价政策，引入多容量、多类型用户储能方式，有序利用可平抑负荷资源并深度挖掘工业生产与用户消费等需求响应潜力，构建电力负荷需求管理机制，促进供需互动纳入“源–网–荷–储”一体化管控，对新型电力系统节能降耗可起到“助推器”作用。
信息流、能量流和价值流的有机融合，数字化技术体系的构建，先进“云–大–物–移–智–链”技术的使用，及各要素、各环节的灵活智能调控将是新型电力系统清洁、低碳、安全、高效运行的支撑。
2、新型电力系统的特征
围绕“源–网–荷–储”协同关系，结合先进“云–大–物–移–智–链”技术，新型电力系统的主要特征可以概括为多源互补、源网协同、供需互动和灵活智能四方面。
1）多源互补。
新能源发电逐渐成为电量供应主体，煤电将向兜底保供、灵活调节电源转变，煤电与新能源进行深度融合，“风光水火储氢”一体化发展局面逐渐清晰，大型清洁能源基地与分布式新能源电力共存的并行推进策略逐步形成。
此外，电力在能源结构中占比不断提高，将会形成以电网为枢纽平台的综合能源系统，电力与氢、气、冷、热等多能源系统深度耦合。通过积极发展多元互动的综合能源系统，现有电力系统将与热网、气网、能储单元、交通网等能源供给环节互联互通，多种异质能源子系统之间协调交互、优化运行，从而推动向电–热–冷–气–氢多能互补模式演变。
2）源网协同。
太阳能、风能等新能源发电将逐步成为主导电源，光伏/风电单机/场站逐渐具备功率调节、故障穿越等功能，结合混合储能的新能源场站一次调频、快速功率控制、暂态参数优化等研究和试点已获得示范开展。面向未来，大力发展电压源型变流器、风光储构网型控制，已获得广泛共识。围绕大型风光火储新能源基地，拓展单机–场站–电网多级协同主动支撑能力，突破源网协同的“故障预警–故障穿越–故障隔离–故障恢复”全过程暂态控制。
3）供需互动。
构建以新能源为主体的新型电力系统，可调度需求侧资源的大规模参与至关重要。结合多尺度集中/分布式储能管控，推动电力系统由“源随荷动”向“源–网–荷–储”多元互动的非实时平衡模式转变。建立有助于新能源快速发展、便于多元用户广泛参与的电力市场机制和政策体系、先进物联计量体系、分布式能源电力交易体系、高比例需求响应售电体系、多类型能源电力市场协同运行体系等。
4）灵活智能。
加速推进“云–大–物–移–智– 链”等先进技术融入电力系统数字化支撑体系，依据新型电力系统混杂特性构建高精度、多尺度社会–信息–物理系统。统筹规划“源–网–荷–储” 各环节灵活智能运行层级，建立分层递归、灵活可控的智能优化调度控制系统，大力应用数字孪生技术，多场景优化提高“源–网–荷–储”各环节弹性协同水平。提升系统的事前监测/预测、事中防御、事后自愈能力，提高电力系统对各类型突发事件的主动适应水平，增强新型电力系统的运行韧性。

三、新型电力系统关键技术

目前，世界各国的电力系统正在经历深刻的变革。欧洲电网经历了从分散电网到联盟电网的发展过程，正大力发展互联网和推动统一电力市场，实现更有效的跨区电力资源配置；跨国跨区电网互联使得各国电力系统的调峰能力更加灵活，发展情况最好。美国目前没有形成全国统一电网，各州电网独立性较强，电力系统市场化改革仅部分试点。我国在统一大电网下正逐步推进电力市场改革，促进东中西部资源均衡调配。同时，在高比例新能源并网条件下，欧美各国的新能源功率预测、电网友好型发电及构网型技术等已获得了高质量发展，并更加重视灵活性调节资源的开发利用，如发展工业负荷需求响应、电动汽车需求响应、电/热/氢储以及虚拟电厂技术等。对于这些关键技术，我国近年来高度重视，并积极进行研发，大部分已处于国际先进甚至领先水平。不同之处在于，我国电网结构最为复杂，高比例新能源并网下挑战艰巨，特高压电网技术与欧美国家相比，在原创性、前瞻性科技创新方面依然存在差距在部分核心技术、关键设备及重要材料方面进口依赖度较高。
围绕我国新型电力系统的多源互补、源网协同、供需互动和灵活智能等重要特征，本节从电源响应、负荷响应以及电网响应三个角度，提出了多源互补与灵活发电技术、电网友好型先进发电技术、新型用电方式与供需协同机制、新型电网结构与特高压输电技术、电网智能调度控制与安全防御、可平移负荷资源利用与储能等六大关键技术，并对亟需突破的关键技术进行梳理分析：
1、电网友好型先进发电技术
鉴于规模化波动式新能源发电并网难的问题，电网友好概念逐渐被提出和重视，以提升新能源发电的可知性、可调可控性，进而有利于电网的安全稳定运行。电网友好型发电技术一般包含新能源发电功率预测及实时监测、适应电网调度的有功/无功功率响应、频率/电压抗扰等内容，是规模化新能源并网消纳的重要保障。
（1）新能源发电高精度功率预测技术
风光一次资源随气象条件实时变化，随机波动性和间歇性特征明显，使得新能源发电功率预测不确定性较大。同时，电力系统需实时满足发输配用的供需平衡，维持电网频率、电压稳定。为了保障电力系统的安全稳定运行，开展新能源多时空尺度功率预测以提高其可知性成为了有效的解决方案，并获得了大量研究。根据应用场合的不同，新能源功率预测主要有日内调度实时超短期预测、日前调度短期预测、预留备用中期预测以及新能源场站选址和制定检修计划的长期预测。其中，中短期/超短期预测对于发电和电网运行意义重大，已在新能源发电运营商和电网公司中普遍应用。
近年来，我国数值天气预报、新能源功率预测技术得到了长足发展，技术水平与欧美国家相当。伴随着新能源发电市场的快速发展，新能源发电功率预测行业仍将保持快速增长。随着电力市场改革步伐的加快，其对电力系统安全稳定运行、市场参与者的经济收益更加重要，将成为新能源参与市场竞争的关键技术载体，也对功率预测精度提出了更高要求。在此背景下，高精度数值天气预报、气象云层监测、微地形流场模拟，以及对人工智能技术的深度联合应用将是未来新能源高精度功率预测的重要发展方向。
（2）大规模新能源发电主动支撑控制技术
随着新能源占比提高，亟需新能源具备一定的频率、电压主动支撑能力，以保证系统可靠运行。因此，新能源发电主动支撑控制概念得以提出和研究。新能源场站的发电并网特性分析、有功/无功功率主动可控、电网调度主动可调、频率/ 电压暂态扰动主动支撑、新能源/储能联合主动支撑控制等技术得到了大量研究应用。2019 年以来，《电力系统安全稳定导则》等系列新能源并网标准发布，明确量化了新能源发电并网主动支撑性能要求。同时，以惯量响应、一次调频、快速调压为代表的新能源场站主动支撑能力测试在各级电网公司逐步开展。
目前，国内风光新能源场站正陆续完成从“无支撑、低抗扰”向“主动支撑”转型，大多已具备功率调节、故障穿越功能，场站一次调频、快速调压控制、联合混合储能的风光场站一次调频等技术也正有条不紊的试点推进。此外，为应对高比例新能源并网，国内外广泛开展了电压源型变流器、构网型风光储系统等电网主动构建技术和装备研发，已获得突破性进展。随着未来新型电力系统中新能源发电占比进一步提高，极端场景诱发连锁事件并危及区域电网安全的风险增大，大规模新能源发电的主动支撑意义重大，其能力亟需从稳态拓展到暂态，
同时积极发展主动构网关键技术，建立单机–场站–场群–电网多级源网协同主动支撑体系，如图4 所示，大力融入先进物联和智能技术并攻克源网协同的“故障预警–故障穿越–故障隔离–故障恢复”全过程暂态控制。
2、多源互补与灵活发电技术
多源互补是综合能源系统的实现基础与表现形式，其系统结构如图5所示。根据随机电源、可调节电源多尺度发电特性合理配置不同电源容量，通过多源互补平抑新能源电力随机波动，结合多级灵活发电弹性耦合增强电源供给可靠性，是重要的源侧关键技术。
（1）多源互补
我国风光水火储一体化开发侧重于大型电源基地建设，主要目的是因地制宜优先利用风光清洁能源，合理配置水火灵活电源，适度配置长短时储能设施，统筹多种资源协调开发、科学配置，最终促成清洁电力大规模消纳。
“十四五”规划强调重点发展九大清洁能源基地和四大海上风电基地，成为推进风光水火储一体化建设的指导性文件。自此，区域新能源资源评估和源荷匹配性分析、多重约束条件下多电源容量优化配置、新能源发电单元布点优化等多源协同一体化开发技术获得大量研究和应用。同期，我国各大发电集团的大型清洁能源基地建设或示范项目相继开建或启动。其中，“三北地区”的基地建设通过引入光热、储热促进大规模新能源高效就地消纳，拓展了一体化利用途径，具有良好代表性。
尽管已取得一定的技术积累，但是国内的风光水火储一体化建设仍处于初期。而且，现有国内的大型清洁能源基地大多集中于西北、东北、华北和西南等风光水清洁能源电力富足的地区，新能源电力就地消纳能力有限且大多外送。未来，随着东南沿海大型风电基地建设的日趋成熟，其风光水火储一体化建设也必将逐步推进，且因作为负荷中心而呈现出不同特点。此外，以储氢、储热为代表的长时储能技术近年来快速发展，未来有望形成以电为核心，以热、冷、气、氢为重要组成部分的新型综合能源系统协同高效发展路径。
（2）灵活发电技术
面向新型电力系统建设，为应对大规模随机波动的新能源电力，灵活可调的燃煤火电技术至关重要。燃煤火电机组的灵活运行能力是指机组的深度调峰、快速变负荷以及循环启停能力。近年来，国内燃煤火电的灵活发电技术快速发展，智能化建模、智能多维协调、灵活智能燃烧等关键技术不断突破。伴随火电机组灵活性改造和智能化转型的广泛推进，灵活发电推广应用迎来发展高峰，前景广阔。为了盘活现有资源，未来存量火电机组改造必将深度开展。同时，亟需结合先进储热与智能控制技术，研发新一代超净超灵活智能燃煤发电机组，协同大规模新能源电力深度融合利用，助力清洁能源大基地建设。
此外，从新型电力系统建设全局来看，除了燃煤火电机组灵活发电，大规模新能源电力的灵活发电同样重要。目前，伴随主动支撑能力建设，新能源场站已具备一定程度的电网调度响应能力。
未来亟需深度挖掘区域新能源场群内的协同调度潜力，发展低成本高可靠的新能源场群灵活发电技术，有效应对气象、环境干扰下的一次新能源资源高随机、强波动性。同时，随着“虚拟电厂” 技术的持续应用，其灵活发电能力也必将纳入考核范畴。在此背景下，基于不同类型灵活电源间弹性耦合的智能协同调度技术、电–碳智能协同运行技术有待进一步突破、应用。
3、新型电网结构与特高压输电技术
面对我国地域辽阔、东中西部一次能源资源分布不均衡的现实，未来新型电力系统中电力的多时空尺度“发输配用”挑战巨大，亟需突破新型电网结构与特高压输电等关键技术。
（1）新型电网结构
传输通道是电力系统整体功能的重要组成环节。长期以来，为应对我国一次能源与负荷逆向分布的特点，电网主要采用超高压/特高压架构，通过远距离、大容量输电满足清洁电力送出、负荷中心电力供应需求。截至202年底，我国特高压运行规模已达到“15交18直”，是世界唯一的特高压交直流混联、电力大规模跨区输送电网。
由于大规模西电东送、北电南送的格局基本不变，未来我国交直流混联特高压电网架构将作为主干电网长期存在。然而，间歇性新能源电力占比的提升将削弱传统特高压电网大规模远距离稳定输送电力的功能，亟需通过电压源型逆变器、风光场站构网型升级，大力发展特高压柔性直流输电技术，特高压交直流混联电网将逐步向特高压柔性直流电网过渡。
随着新型电力系统建设的持续，除了集中式开发的大型清洁能源基地，具有双向输电能力的分布式新能源微电网也将大量涌现。目前，作为主干的特高压交直流混联电网，是联接分布式智能微电网和电源基地的纽带，特高压交直流混联电网与分布式智能微电网并存局面已逐渐显现。
分布式智能微电网一般是集成了分布式新能源电源、储能装置、能量转换装置、负荷监控和保护装置的小型电力系统，具有双向并网和独立运行能力，通常具备坚强灵活的网络拓扑结构、集成化通讯、高级量测/计量/分析等技术。随着多类型能源互补和梯次利用壁垒的打破，含新能源及多能协同的区域甚至广域弹性能源互联网将逐步发展。
（2）新型输电技术
特高压输电通道是解决我国东–西、南–北部能源电力分布及供–消需求不均衡的重要手段。近年来，我国特高压交直流输电快速发展，交直流、送受端之间耦合日趋紧密；特别是特高压直流输电阶跃式提升，“强直弱交”矛盾突出。由于大规模随机性、间歇性新能源电力并网，电力系统由强惯量转变为弱惯量支撑，同时，受端电网电压调节能力弱化，电网频率和电压稳定问题凸显，亟需变革现有特高压输电技术，发展新型输电技术。
柔性直流输电是目前灵活性最高、可控性最好的新一代“电压源型”直流输电技术，可提升新能源场站故障穿越能力，并实现新能源广域互补。与传统“电流源型”直流相比，它对电压、频率的控制更加灵活，具有无换相失败、有功无功解耦、运行稳定等优点，改善交直流相互影响问题和提高电网稳定性的作用显著。
2019年以来，国内启动多个海上风电柔性直流输电项目。2020年12月，国家西电东送重点工程—乌东德水电站送电广东广西示范工程建成投产，建设了世界上第一个±800 kV特高压柔性直流输电工程，标志着我国在世界上率先系统掌握了特高压多端混合柔性直流技术体系，并引领世界特高压技术进入柔性直流新时代。截至2022年，我国投运的柔性直流输电工程有11项，电压等级最高达到±800 kV，输送容量 5 000 MW，均为世界最高水平。
作为未来电网的主要输电方式之一，远距离、大容量送电工程将首选柔性直流输电技术，为新型电力系统建设发挥重要作用。
4、电网智能调度控制与安全防御
未来我国新型电力系统将呈现特高压电网为主干，大型电源基地与分布式智能微电网共存的局面。电网调度空间、维度和难度剧增，亟需发展新一代智能调控技术并增强主动防御能力。
（1）电网智能调度技术
“源–网–荷–储”一体化是我国“十四五”规划的重要建设内容。随着大规模新能源电力和海量柔性负荷渗透率不断升高，电网调度控制面临 “源–网–荷–储”协同运行导致的电源供给不确定性增加、逐级调度维度指数型增长、电力市场多方主体博弈不确定性增强等挑战，电网最优调度控制水平亟待大幅提升。
电网智能调度控制是未来新型电力系统发展的必然趋势，它是对现有调度中心提高供需匹配效率，增强辅助决策支撑能力的有利保障。2017年实施的《智能电网调度控制系统技术规范》标准规定了系统的整体设计和体系框架，规范了基础平台、实时监控与预警类应用、调度计划与安全校核类应用、调度管理类应用、电网运行驾驶舱类应用的功能定位和构成系统总体性能要求等。
相关技术在产学研各界的努力下不断发展，如国家电力调度中心开启的智能电网关于调度支持系统的开发研究、国家电力科学研究院的大停电防御框架、南方电网的综合防御架构和清华大学电网调度实验室开发的三维协调电网能量管理系统。
随着新型电力系统建设的深入，“源–网–荷– 储”协同机理呈高度混杂非线性，亟需多领域多尺度协同特性机理研究，提升新型电力系统特性认知水平。而高比例新能源及大量电力电子设备的接入使得机电暂态过程时间覆盖微秒级到秒级，亟需升级电磁暂态建模、仿真及优化决策服务能力，建立广时域、多业务的大规模全电磁暂态仿真平台。此外，基于电力大数据资源和云边端智能体，可积极迭代数字化支撑技术体系，引入数字孪生和人工智能技术建立复杂场景下各级动态过程的机理–数据混杂模型，实现海量调度资源全景态势感知，提供充裕信息支持。
面向未来新型电力系统，电网智能调度控制将深度融合智能传感、数字孪生和人工智能等技术，在新型电力系统特性机理、大规模全电磁暂态仿真、海量调度资源全景态势感知等方面重点突破，基于社会–信息–物理融合建立“源–网–荷– 储”一体化灵活可控的智能调度控制系统。
（2）电网主动防御体系
电力系统主动防御，是基于对系统运行可观可测，通过主动预控，实现安全风险的主动防御，提高系统运行韧性，电网安全防御技术结构如图6 所示。现有电力系统结构愈加复杂，双高、双峰特征凸显，灵活调节能力不足，系统性安全运行风险显著加大，故障事故影响往往呈现区域连锁性，主动防御任务艰巨。近年来国际上发生的多起重大停电事故，暴露了现有电网安全防御体系存在的关键问题，即依靠建模仿真的防控模式受到模型、参数、数值计算、环境等因素的制约，时效性无法保证；由于对海量异构电网大数据利用的深度和广度不足，现有监控防御系统难以依据电网实际行为做出有效的态势量化评估和多维度精准防控。
2021年以来，电力安全生产和新型电力系统数字化白皮书等相继发布，为主动防御建设提供了指导性文件。目前，国内各级电网公司数字化建设快速推进，有线/无线多元异构网络物联通信、电力大数据中台、跨区电网信息安全攻防演练、基于广域电网PMU智能量测的在线安全监控和评估、互联新能源电网连锁故障风险预警和多模态综合主动防御等新技术得到迅速发展。
面向未来新型电力系统，电网被赋予了高维异构拓扑特性、复杂随机非线性动态特性及海量多源大数据特性，电网主动防御体系构建需进一步提升电网感知学习能力，开展社会–信息–物理融合下的大电网时空动力学、协同调控理论方法研究，加强大电网数字孪生实时仿真能力，增强数据及事件智能分析决策水平，建立电网本质安全特征量化及评价体系，升级“源–网–荷–储”各环节的紧急防控机制，加强安全风险主动防御。
5、可平移负荷资源利用与储能
充分挖掘需求侧可平移负荷资源，合理利用储能的灵活可调潜力，对于促进未来新型电力系统的安全高效运行至关重要。
（1）可平移负荷资源利用
在电网消纳空间不足的情况下，新能源装机比例将进一步增加。如何在确保新能源消纳的同时优化电网调度运行成为一个重要问题。通过科学规划、合理安排负荷来平衡新能源并网消纳容量是解决问题的有效途径，即可平移负荷资源的充分利用。近年来可平移负荷资源的利用成效显著，然而仍存在规划未考虑新能源占比、平移容量计算方法不统一以及运行管理不规范等问题，影响了可平移负荷资源进一步利用的效率。为更好地满足新能源并网需求，需要解决上述两方面问题，保障电网安全稳定运行和电力供应平衡有序稳定、推动新能源高质量发展。需求侧负荷主要分为可调节负荷、可平移负荷和可中断负荷。可平移负荷是指在允许时间内对负荷使用时间的转移，一般包括随温度变化的空调用电负荷，以及其他受社会、气候、环境影响的日常规模化用电负荷等。
近年来，工商业用户大容量储能、城市电动汽车、配备不间断电源的通信基站/数据中心等新型可平移负荷逐渐出现。大容量用户侧储能可通过直接并网、加入虚拟电厂等多种方式参与电网运行并提供调峰、调频和黑启动等多种支撑服务。预计 2030 年，我国电动汽车保有量将达到 8000万辆，发挥其用电时间弹性、用电规律清晰、用电方式智能等特点，合理引导用电行为，可有效支撑电网优化运行。此外，配备不间断电源的通信或数据中心在保证供电可靠性的同时也具备一定平移灵活性。分布式聚合或单体高载能等新型可平移负荷参与的电网辅助服务、运行和容量配置优化等研究也得到广泛开展。2021 年，随着电网公司分时电价及价格、政策型激励的实施，具备可平移潜力的工商业负荷也逐渐参与。近年来，我国智能家居、智能楼宇和智慧城市建设大大促进了居民可平移负荷的应用。同时，用户侧储能建设高速推进、电动汽车保有量快速增长，基于工业物联网的分布式储能智慧运行管理平台也得以研发应用，为后续发展奠定了良好基础。如图7所示，面向未来新型电力系统，仍需继续深入推进智慧城市建设，发展先进智能电力数字化营销系统和云储能智慧运控系统，通过外部数据接入、负荷运行数据采集实现柔性负荷资源的系统感知，结合规模化储能技术，支撑电网紧急调控，减小电网峰谷差，促进新能源消纳，提升电力系统稳定性。
（2）新型储能技术
储能作为一种先进的辅助能源系统，具有良好的灵活调节特性，是应对新能源发电、随机负荷不确定性的重要资源。其参与形式灵活多样，可根据不同应用场景合理选择。从能量形式分类，主要包含储电、储热、和储氢等；从时间角度分类，主要包含短时 (4h 以内)、长时 (4h 以上)储能。
抽水蓄能是最成熟的规模化、长时机械储能技术，至今仍在电力系统中扮演重要角色。但受限于水文资源限制，抽水蓄能电站无法满足未来能源体系对储能的需求。此外，大容量压缩空气储能、高温熔盐热储能、飞轮储能等储能技术也取得了一定进步并已应用于工业领域。目前，国内锂离子等电化学储能成本持续下降，装机规模保持高速增长。截至2021年，我国电化学储能投运规模达到1.87GW，累计装机规模达到 5.51GW，同比增长68.5%。电化学储能可通过非实时平衡解决电力系统即发即用的不灵活缺点，覆盖秒级、分钟级甚至小时级的电力调频和调峰需求，在工业园区、有轨电车、港口岸电、政务楼宇、独立岛屿和电动汽车等诸多场景中大量应用。
2022年，国家《“十四五”新型储能发展实施方案》发布，明确了多元化新型储能发展方案，以及试点示范和产业化进程。多家能源央企相继发布储能发展目标，有望成为“十四五” 新型储能项目发展的主力军。
面向未来新型电力系统建设，一方面，加速研究百兆瓦级高性能长寿命锂离子电池、液流电池、钠离子电池、固态锂离子电池、高性能铅炭电池等电化学储能技术，发挥其多场景灵活应用优势；另一方面，大力推进百兆瓦级压缩空气储能、兆瓦级超级电容、液态金属电池、金属空气电池、氢(氨)储、热(冷)储等储能方式，发挥多能储能协同利用潜力，构建安全、高效、清洁、低成本的大规模多元储能系统。
6、新型用电方式与供需协同机制
随着新型电力系统的深入推进，“源随荷动” 将逐渐转变为“源–网–荷–储”一体化互动机制，需发展新型用电方式与创新供需协同机制，进一步释放电力供需协同潜力。
（1）再电气化
随着“碳达峰、碳中和”目标的提出，为严控终端化石能源消费总量，节能增效并降低碳排放，需加大终端清洁电力消费，这使得终端电气化进程被再次开启。再电气化主要指充分利用现代能源和先进技术，逐步促进电能对终端化石能源的深度替代，最终实现以电代煤、以电代油、以电代气。
目前，我国终端再电气化主要涉及工业、建筑和交通等部门。工业部门终端能源消费总量占比 60%、碳排放占比 37%，以化石能源为主，电气化仅26%。钢铁、水泥和化工等高耗能、高排放工业是节能增效、清洁电力替代的重点。建筑部门终端化石能源消费主要指供暖、制冷和日常生活需求下煤炭、石油和天然气消费，现有电气化率已超过 40%，仍有待进一步提升。交通部门终端化石能源消费主要涉及公路、铁路、航运、航空与管道运输的石油消费，电气化率尚不足 4%，电气化水平最低。
随着终端能源消费需求总量缓慢增长，终端化石能源消费有望在“十四五”期间逼近峰值。与此同时，电能占终端能源消费占比逐年提升，再电气化进程受工业物联网、人工智能、大数据和新型储能等先进技术和政策加持，可在工业、建筑、交通三大重点领域快速扩大清洁电力使用规模和范围，推进全社会清洁电力替代。而且，电取暖、电制冷、电热灶、电动汽车，以及智能家居、智能楼宇和智慧城市的电基综合能源服务等电力消费新业态、新模式不断涌现，电能替代技术将深入推进。预计2030年、2060年我国终端能源消费电气化水平将增长到39%、70% 左右。随着多元用电负荷和储能快速发展，大量工商业和居民电力用户既是电能消费者又是生产者，电力产销关系深刻变化，规模化供需协同潜力日益显著。
（2）新型供需协同机制
随着电力体制改革的深入，深层次矛盾不断突显，电力市场不协调不平衡的问题更为突出。
进入新发展阶段，落实“双碳”战略部署，亟需体制机制创新，建立新型电力系统供需协同机制。近年来，各级电网公司数字化支撑体系不断完善，大数据驱动的智能电力营销平台及数据商品产业不断涌现。首先，为了充分利用可平移负荷资源，掌握负荷变化趋势是前提，引导用户用电行为是关键。基于电力物联网、大数据中台和人工智能技术，数据驱动的工商业及居民用户用电行为全景画像、负荷特性预测、用电服务定制化等获得大量研究和应用，数据资产的商品化、价值化趋势逐渐显现，数据资产变现路径逐步清晰。然后，通过科学的峰谷时段划分、合理确定峰谷电价价差、完善尖峰电价/季节性电价等广义分时电价机制，并配套有效的价格和市场激励政策，现有电力营销平台更加综合智能、营销手段灵活多样，用户主动响应积极性不断提高。
2023年1月，中电联合发布的2023年度全国电力供需形势分析预测显示，2023 年全社会用电量预计为9.15万亿kW⋅h，预计2023年全国电力供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。现有电力系统供需机制建设已取得较好成效，但仍有待进一步完善。面向未来新型电力系统，供需形势不断复杂，需加大“云–大–物–移–智–链”等新兴技术的引入，提升“源–网–荷–储”一体化调度和供需互动电力营销的智慧化、综合优化程度。同时，也要针对用户个性化特性，逐步发展用户分化需求响应协同机制，进一步完善价格和市场政策，大幅提升用电服务水平、提高用户主动响应活跃性。

作者简介：

刘吉臻：中国工程院院士，华北电力大学教授、博士生导师，新能源电力系统全国重点实验室主任，“973计划”项目首席科学家，华北电力大学原校长，享受国务院政法特殊津贴专家。兼任中国电机工程学会副理事长、公共安全科学技术学会副理事长、中国能源研究会智能发电专委会主任委员、英国工程技术学会会士（FIET）、第十二届全国政协委员。刘吉臻教授长期致力于发电厂自动化技术研究，带领团队攻克了行业发展面临的多项关键技术难题，取得了具有开创性、系统性的研究成果。2004年研发成功我国第一套火电厂厂级监控信息系统；2011年主持研发成功我国最大容量1000MW超超临界机组自动化成套控制系统；2013年研发成功世界首台600MW超临界循环流化床机组自动化控制系统。针对我国当前大规模新能源电力消纳面临的难题，主持国家“973计划”项目，开展燃煤发电与可再生能源协同利用理论与技术研究。创建了“新能源电力系统”国家重点实验室。获国家科技进步一等奖1项、二等奖2项，其他省部级及以上奖项7项。获得国家级教学成果二等奖2项，北京市高等教育教学成果一等奖1项。出版《清洁能源与智慧能源导论》《新能源电力系统建模与控制》等学术著作8部，获授权发明专利20余项，发表SCI论文100余篇。

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