“十四五”时期是我国开启全面建设社会主义现代化国家新征程的第一个五年，也是我国提出“碳达峰、碳中和”目标以来能源转型的重要窗口期。

　　2021年3月，中央财经委员会第九次会议上首次提出“构建以新能源为主体的新型电力系统”，为新时代能源电力发展指明了科学方向。2023年7月，中央全面深化改革委员会第二次会议强调，要加快构建“清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统”，保障国家能源安全。这是国家层面首次从电源来源结构、电力安全保障、市场运行、政策手段、技术手段等方面明确了新形势下新型电力系统应具备的“五大特征”，强调新型电力系统的安全和转型，以及深入市场机制改革，为新型电力系统建设注入新的活力。党的二十大报告又明确提出，积极稳妥推进碳达峰碳中和、加快规划建设新型能源体系，为我国能源电力高质量发展提出了更高要求。

　　2022年以来，面对“双碳”战略目标，中国电机工程学会农电专委会及专家组成员，密切跟踪和研究能源转型背景下新型电力系统建设与新型能源体系的发展方向，深入基层一线开展调查研究，有针对性地提出了科学发展建议和对策，为国家相关部门科学制订新型能源体系建设和发展的相关政策提供了科学依据，有力推动了农网技术进步和管理升级。

　　准确把握新能源在新型电力系统建设中的新变化

中国电机工程学会农村电气化专业委员会顾问孔繁钢介绍，“十四五”时期，我国可再生能源进入高质量跃升发展新阶段，呈现出大规模、高比例、市场化、高质量的特征。加快构建新型电力系统面临系列变化，既要从物理结构上提高电力系统灵活性、提升适配电网接纳能力，也要从体制机制上推进新能源参与市场交易建设。

　　当前，我国新型电力系统建设已进入全面加速推进阶段，风光装机连续多年位居全球第一，电气化水平位居世界前列，市场化改革进程加速、市场活力显著增强。

　　在“双碳”发展战略和新型能源体系建设的大背景下，加快推进新型电力系统建设显得尤为重要。目前，新能源迎来跨越式发展的历史机遇，正在经历从“补充能源”到“主体能源”的转变。在既要保障量的合理增长、又要保障质的有效提升的前提下，需要实现传统电力系统向新型电力系统的稳定过渡，加快适应新型电力系统的体制机制改革、技术创新和商业模式变革，打造综合能源系统，全面提升新型电力系统的弹性灵活性和互联互济等关键能力，并且更好地接纳新出现的风光储、虚拟电厂等市场主体。

　　随着新能源装机规模及占比不断提升，储能、负荷聚合商、虚拟电厂等负荷侧新业态的蓬勃兴起，电力系统调控运行模式由“源随荷动”向“源网荷储”多元智能互动转变。用户由“按需用电”向“按价用电”转变，降低高峰保供压力，增加低谷新能源消纳能力。

　　由于风电、光伏“靠天吃饭”，具有“极热无风”“晚峰无光”等波动性、间歇性特点，要求电力市场具备足够的灵活性和适应性，不断优化市场竞争机制和价格传导机制。为完整、准确、全面贯彻落实党中央决策部署，积极践行“双碳”战略，推动构建新型能源体系，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、运行机理、调控体系等领域顺应发展形势、响应变革要求，主动转变。

　　一方面，电力系统转型过程中面临诸多改革任务，适应新型电力系统的体制机制亟待完善。随着电力系统转型发展，电力体制改革进入“深水区”，深层次矛盾凸显。

　　另一方面，电力关键核心技术装备尚存短板，支撑新型电力系统构建的重大技术亟须进一步攻关突破。我国能源电力领域已形成具有较强国际竞争力的完整产业链、供应链和价值链，电力科技整体水平实现从跟跑向并行、领跑的战略性转变，但与高水平新型电力系统建设要求仍有差距。

　　新型电力系统是能源绿色低碳转型的关键支撑，构建新型电力系统是一项复杂系统工程，要破除传统政策机制堵点，推动有效市场和有为政府相结合，加强电力系统全环节、多要素统筹协调管理，激发各方积极性，共同构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统。

　　构建新型电力系统“三步走”的战略发展路径

　　孔繁钢强调，构建新型电力系统是一项复杂系统工程，要破除传统政策机制堵点，推动有效市场和有为政府相结合，加强电力系统全环节、多要素统筹协调管理，激发各方积极性，共同构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统。

　　我国已成为全球最大的新能源生产国，随着碳达峰碳中和新型能源体系、新型电力系统建设的推进，未来新能源还将迎来大规模、高质量的发展，新能源全面参与市场竞争是大势所趋。电力市场是新能源消纳的主阵地，要加快推进新能源融入市场，实现高比例新能源高效利用，助推新型电力系统建设和“双碳”目标的实现。

　　2023年6月，由国家能源局主办，电力规划设计总院、中国能源传媒集团有限公司承办的《新型电力系统发展蓝皮书》（以下简称《蓝皮书》）发布仪式在京举行。《蓝皮书》提出，按照党中央提出的新时代“两步走”战略安排，锚定“3060”战略目标，以2030年、2045年、2060年为构建新型电力系统的重要时间节点，制定新型电力系统“三步走”发展路径，即加速转型期（当前至2030年）、总体形成期（2030—2045年）、巩固完善期（2045—2060年），有计划、分步骤推进新型电力系统建设。

　　《蓝皮书》全面阐述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架构和重点任务。构建新型电力系统的“三步走”战略和发展路径：

　　第一阶段（2020—2030年）新能源占比逐步提高但仍以煤电为主体。预计风光发电占比将从2020年的9.3%提到2030年的22.5%左右，同期煤电占比从61.3%降到47.5%左右。在这一阶段，风电开发建设仍以大型风电基地建设为主，光伏发电进入加速部署期。同时，严控煤电发电量，存量煤电进行灵活性改造。

　　第二阶段（2030—2045年）初步建成以新能源为主体的新型电力系统。预计风光发电占比将继续提高到2045 年的43.4%左右，同期煤电占比降到23.4%左右，电力系统进入系统变革阶段。在这一阶段，风电发展逐步转向以区域内就地消纳利用为主，支持海上风电实现跨越式发展。光伏发电逐步转向光储充一体化供电、光伏直流微网供电等就地利用方式。煤电进入加速低碳转型阶段，推动“煤电+CCUS”等技术产业化。

　　第三阶段（2045—2060年）新型电力系统逐步成熟。预计风光发电占比将继续提高到2060年的62.0%左右，同期煤电占比持续下降到4.0%左右。在这一阶段，形成陆上大型风电机组集中式开发、小微型风电机组分散式开发利用和海上风电集群开发与多能转换利用格局，光伏发电“产销者”模式成熟。完成改造的煤电机组与其他灵活性资源共同承担系统灵活调节任务，未改造煤电机组完全退出。数字革命与能源革命深度融合发展，各类主体深度参与、高效协同、共建共治共享的能源互联网生态圈全面建成。

　　“双碳”背景下，新型电力系统以确保能源电力安全为基本前提，以满足经济社会高质量发展的电力需求为首要目标，以高比例新能源供给消纳体系建设为主线任务，以源网荷储多向协同、灵活互动为坚强支撑，以坚强、智能、柔性电网为枢纽平台，以技术创新和体制机制创新为基础保障的新时代电力系统，具有清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好和开放互动等典型特征，是传统电力系统的跨越升级，是对电力行业的一场战略性、全局性、革命性变革。

　　统筹谋划路径布局因地制宜发展新型县域电网

　　孔繁钢指出，在新型电力系统建设下，电源结构将由可控连续出力的煤电、气电等传统能源装机占主导，逐渐向强不确定性、弱可控出力的新能源发电装机占主导转变。但以风光为代表的新能源存在波动、随机、间歇的特性，会对电力系统的可靠性稳定性造成冲击，调节运行成本等系统成本也将显著增加。在新能源未能稳定发挥作用的形势下，需要发挥传统能源基础性作用并实现电力的经济高效。为此，电力如何在“安全—经济—绿色”不同目标间权衡的难题亟待加快破解。

　　要高度重视科技创新，加快新型县域电网适用新技术新装备的研发和应用。构建新型电力系统，建设新型县域电网是一项系统而长远的工程，离不开科技创新与技术突破。一是源网荷储双向互动技术。通过数字化技术赋能，推动“源随荷动”向“源荷互动”转变，实现源网荷储多方资源的智能友好、协同互动。二是虚拟同步发电机技术。通过在新能源并网中加入储能或运行在实时限功率状态，并优化控制方式为系统提供调频、调压、调峰和调相支撑，提升新能源并网友好性。三是长周期储能技术。长时储能与大型风光项目的组合将大概率替代传统化石能源，成为基础负载发电厂，对零碳电力系统中后期建设产生深远的影响。四是虚拟电厂技术。源网荷储一体化项目的推广应用，以及分布式能源、微网、储能的快速发展为虚拟电厂提供了丰富的资源，未来，虚拟电厂将成为电力系统平衡的重要组成部分。五是交直流微电网技术。新能源直流组网、直流微电网、交直流混联配电网等技术的研发与突破，将有助于实现更高比例的新能源并网，为电力系统的安全稳定运行提供保障。

　　要提高建设新型县域电网重要性认识。县域电网承载着我国县域广大电力用户保供和清洁能源消纳的重要任务，是我国新型电力系统中重要的组成部分。随着新能源和电力负荷的发展及电网形态的变化，县域电网的电力生产结构、技术基础和控制模式均发生深刻变化，电网管理规模和管理难度越来越大，传统认知中辐射式供电模式、单一供电服务功能已难以适应当前形势。需要统一思想，高度重视县域电网当前面临的严峻形势，加强技术创新和研究开发，加快县域电网数字化转型，提高新能源接入和负荷特性变化下的县域电网安全运行和服务保障能力。

　　要因地制宜发展新型县域电网，不搞“一刀切”。我国东中西部新型县域电网发展差异大。新型电力系统的建设又是一个长期的过程，其中必然经历不同的发展阶段。因此既不能“一刀切”，也不能“急躁冒进”。浙江、江苏等东部地区县域经济相对发达，负荷水平较高，新能源的就地消纳水平高，新型县域电网建设偏向于源网荷储的协同控制，实现清洁能源的高效消纳和利用；而中西部地区新能源集群式、规模化接入，但电力负荷较小，新能源消纳困难，新型县域电网建设偏向于如何减少新能源对电网的冲击，电网转型发展需求更为迫切。在不同的发展阶段、不同的地区，新型县域电网建设需要制定差异化的实施策略和方案，因地制宜，实事求是，切实提升县域电网发展质量。

　　新型县域电网建设需要突破旧体制的藩篱。新型县域电网对电网结构、数字转型和管理模式均提出了较高的要求，传统的电网管理体制和管理制度面临新的挑战。要进一步重视电网企业的管理创新，改革不适应数字化时代的传统企业管理制度，突破旧体制的各种藩篱，建立新型高效融合的企业内部管理体系。

　　加快推进和完善电力体制改革和市场机制创新。新形势下的新型县域电网，必然包括各类可再生能源企业、增量配电企业、微电网、虚拟电厂等新的成员，也包括各类既是用能企业，又是产能企业的用户。如何通过新型县域电网的发展，促进各类新型主体在县域电网中发挥应有的作用，须进一步完善电力体制改革和创立新的市场机制。电力市场化改革的各项制度落地为多元市场主体提供了大平台，社会各方应继续探索完善电力体制改革新方式，健全电价政策机制，引导更多社会资本进入新型县域电网发展领域，进而形成自我发展良性机制。

　　加快建立政府主导、多方协同的新型县域电网建设机制。一是应加快打通各行业、各部门之间壁垒，建立以政府为主导，电网企业、各类电网新型主体、电力用户等社会各方协同参与的新型县域电网建设机制。二是持续加大对中西部县域电网的投资力度和政策支持。建立差异化的新型县域电网建设策略和实施标准。三是政府管理部门和电网企业要加强顶层设计，充分考虑我国东、中、西部经济社会发展需要和源网荷储特性，研究出台差异化发展需求的新型县域电网建设策略。四是及时出台电网结构、设备装备、数字赋能和企业管理等相关技术标准和管理规定，为新型县域电网转型发展理顺方向和路径。（作者来自中国电机工程学会农村电气化专业委员会）