电力系统急速变化的当下，各种新情况、新需求层出不穷，督促我们对新型电力系统重新审视。

在日前举办的2024日立能源创新论坛上，全球能源互联网发展合作组织驻会副主席刘泽洪表示，电力系统的网络型基础设施特性不变，要求资源优化配置能力更加灵活、高效；电网运行的同步机制主导不变，电力电子设备占比大幅提高、直流异步互联增加；电力电量平衡的基本要求不变，“源随荷动”转向“源网荷储”互动；保障供电安全可靠性的要求不变，但要更加适应强不确定性。

伴随新能源的大规模发展以及占比的持续提高，电力系统成本逐渐攀升，来自风、光、储、氢等领域的参与市场主体庞杂交织，体质机制设计难度进一步增大。新型电力系统正在“变”与“不变”中，呈现全新特征。

新型电力系统的“变”与“不变”

推动我国“双碳”目标如期实现，电力行业是主战场也是主力军。构建以新能源发电量为主体的新型电力系统，在发电侧和能源消费侧实施化石能源清洁替代和电能替代，是实现我国双碳目标的现实可行路径选择。

“当前，新型电力系统呈现全新内涵和特征，但非推倒重来，而是传统电力系统的继承和发展，是在现有系统基础上的升级和变革创新。”刘泽洪表示。

5月31日，华北电力大学新型能源系统与碳中和研究院院长王志轩在第五届全国地方电网与配电网圆桌论坛上亦表示，当前是电力系统变化最快的一个时期，出现了新情况、新需求，需要我们对新型电力系统再认识。

刘泽洪分析，新型电力系统正面临气候适应、安全性、经济性三大挑战。

新能源具有高装机、低电量、弱保障特性，随着新能源占比的不断提高，新型电力系统的电力供应保障能力受气候条件和天气变化影响显著。新能源在电力平衡中有效容量远低于常规电源，供应保障能力偏低。新能源出力的波动性与不确定性导致其参与系统平衡的有效容量远低于常规电源，供应保障能力偏低且不稳定。

“小风寡照”等特殊但不罕见的天气事件对电力供应影响巨大。随着新能源占比持续快速提升，连续多日出现的“小风寡照”，将对电力供应产生巨大影响，类似于电煤危机。

新能源出力不确定性叠加系统的弱支撑能力，加重了极端天气下新能源高占比电力系统的脆弱性。全球气候变暖背景下，气象灾害的多发性、突发性、严重性日益突出。新型电力系统具有高度气象依赖性，极端天气下将引发新能源出力受限、电力设施破坏等，电力供应中断风险加剧。

新型电力系统中，电网形态由单向逐级输电为主的传统电网，向“主配微”等多种电网形态相融并存、协同控制的能源互联网转变。这一背景下，系统安全稳定运行难度将进一步提升。

随着新能源接入和交直流混联电网建设，电力系统新旧稳定问题交织。新型电力系统中，由于新能源等静止发电设备大量替代旋转发电设备，降低了系统惯量、弱化了电压支撑，频率稳定、电压稳定等传统稳定问题进一步恶化，宽频震荡等新型稳定问题涌现。

大容量直流输电与新能源相互影响，容易引发连锁反应。新型电力系统送受端、交直流、各电压等级的耦合紧密，新能源机组面对故障扰动容易脱网，系统呈现复杂稳定特性，极易产生连锁反应引发大面积停电。

“应看到，电力系统控制复杂性呈指数级增长，电力系统可控对象从以源为主扩展到源网荷储各环节。”刘泽洪说。

经济性方面，新能源大规模高比例接网消纳带来系统整体成本上升。据刘泽洪介绍，新能源利用成本除场站本体成本外，还包括灵活性电源等投资、系统调节运行成本、大电网扩展及补强投资、接网及配网投资等系统成本。

伴随新能源占比持续提高，对市场设计和价格机制也提出了更高要求。电源侧电量价格难以完全体现新能源消纳中调峰、顶峰等容量价值，辅助服务市场体量较小且未向用户传导等。电网侧各类输配成本打包核定，难以区分电量、容量途径准确计价与充分疏导。

值得关注的是，多目标协同，还进一步加大了市场机制体制设计难度。目标的多样性、基础能源稳定性需求与新能源不确定性的矛盾，以及利益主体交织耦合，增大了制度设计对目标可控性的难度。

“煤电机组的功能将随着新型电力系统的深入推进，由已发电为主逐渐向以保障系统安全经济运行为主转变，加快发展抽水蓄能、新型（重力）储能装备非常重要。应规划建设满足新型电力系统发展要求的送受端电网，确保大规模新能源发电功率的大范围汇集、稳定传输和高效消纳。持续加大柔性特高压交直流输电技术、高效率低成本的清洁能源发电新技术、碳捕集技术等，开发建设数字化的电力系统安全监控和智能化的调控技术支持系统，为新型电力系统安全可靠运行提供保障。”国家电网公司原总工程师，中国电机工程学会会士张启平建议。

关键技术持续创新突破

面对诸多挑战，以清洁发电、新型储能、直流输电、数智化等代表的关键技术不断创新突破，为实现新型电力系统目标构筑坚实基础。

光伏发电、光热发电、风力发电、氢（氨）发电是当前四大主流清洁发电技术。

光伏发电技术进步快，Topcon、HJT等技术路线不断涌现，晶硅电池转换效率最高达到26.81%；预计到2050年，多PN结层叠电池有望成为主流，组件转化率达到35%，平均度电成本降至0.08-0.1元/千瓦时。

提高运行温度、发电效率和降低成本是光热发电当前的发展重点，预计到2050年，光热电站采用超临界二氧化碳布雷顿循环发电技术，发电效率提高至60%，平均度电成本降至0.4元/千瓦时。

风力发电领域，风机大型化趋势显著，技术和装备日渐成熟，发电成本迅速下降；预计到2050年，陆上风电平均度电成本降至0.07-0.1元/千瓦时，海上风电降至0.2-0.25元/千瓦时。“当前，规划不够统一，风场的竞争非常残酷，电力匹配还需优化；海上风电与油气的结合，新能源给海上油气供电，成为关注焦点。”原中海油执行副总裁、安全总监兼新能源部总经理杨云表示。

张启平则认为，离岸风电技术已经成熟，应加快开发海上风电。海上风能利用小时数高于陆地50%以上，全寿命周期效益好；所接入的电网容量规模大，消纳能力强，弃电风险小；大容量、高效率海上风电装备以及汇集外送技术已经成熟；0—50米海深、平均功率密度大于300瓦/平米的海域，可开发容量达30亿千瓦；随着成本不断下降，海上风电上网电价竞争力越来越强，按照离岸距离由近及远顺序加快建设，极具优势。

氢发电技术上日趋成熟，未来有望成为新型电力系统中重要的可调节电力来源。氢燃料电池容量较小、配置灵活，适用于分散式发电场景；氢燃气轮机单机容量大、转动惯量大，适合作为电网的调节和支撑电源。氨发电尚处于试验示范阶段。

新型储能快速发展。截至2023年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达3139万千瓦/6687万千瓦时，平均储能时长2.1小时。2023年新增装机规模约2260万千瓦/4870万千瓦时，较2022年底增长超过260%，近10倍于“十三五”末装机规模。

“锂电池技术进步快、综合性能好，可选择的材料体系多样，目前磷酸铁锂电池在新型储能技术中占据主流。预计到2050年，材料来源更广泛的钠电池有望替代锂离子电池，储能电池的循环次数提升至1.2-1.4万次，储能电站的建设成本降低至500元/千瓦时以下，实现本质安全。”刘泽洪预测。

循环次数多，使用寿命长的压缩空气储能，理想工况下能量转换效率约60%，未来提升系统效率和降低成本将是该技术发展重点。预计到2050年，系统实际运行效率有望提升至70%，成本降至3000-5000元/千瓦，利用地下洞穴的储能持续放电时间达到100小时。

国家电网公司原科技部副主任、中国电器工业协会副会长沈江建议，应以创新力量，开拓绿色能源新视野，进一步探索综合服务商的边界，重点关注投资和建设、技术和设备、运行和交易、政策和法规。

电力设备企业转型提速

从电力设备提供商向“综合服务提供商+设备提供商”转型，新型电力系统推动下，不少设备企业加速转型步伐。

中国华电科工集团有限公司党委委员、副总经理、总工程师李建标介绍，数智化技术驱动电力环保产业新未来。

作为中国华电集团有限公司的全资子公司，中国华电集团有限公司科工产业重要组成部分和发展平台，中国华电科工集团有限公司在产品、投资、工程“三足鼎立”的产业格局中，打造了高端装备及系统工程、环保水务、电站投资建设和清洁能源四大核心业务板块，布局了氢能、生物质能、储能、港口高端装备及绿色智慧系统等多个战略性新型产业。

“利用数字化技术赋能企业生产，帮助客户打造全优的生产模式。通过数字监控协同运维平台，改变了资源配置结构、突破了旧技术体系下的商业模式限制，结构性降低运营成本，提升了效率。”李建标说。

近日，特变电工智能电气有限责任公司数字化干变车间落成投产，通过深度拥抱“数智化”，未来有望实现产能产值双翻番。记者获悉，该车间总面积3.5万平方米，是特变电工将30多年干式变压器生产经验与新一代信息技术融合创新、高标准打造的一座干变智能工厂，将批量化生产2500千伏安及以下常规干式变压器，规模化生产全系列箱变、美变集成类产品，预计年产能近万台。

随着特变电工智能电气有限责任公司数字化干变车间落成投产，金风科技、运达能源等多家龙头企业与特变电工签署了合作协议。

万联证券最新研报显示，新能源装机保持高增长，电网消纳能力亟需提升，电力系统投资、建设有望加速，将带动电力设备板块景气上行。华西证券则预测，随着新能源大规模接入，配套电网投资提升将带动相应的电力设备需求，包括特高压相关设备、一二次融合设备等，市场份额稳固或有望持续增长的企业将深度受益。