新型电力系统构建顶层设计文件来了！明确“三步走”发展路径

近年来，世界多个国家和地区出现了能源电力短缺的局面，能源危机带来的挑战，促使世界各国正在重新调整能源发展战略，积极促进能源供给来源地的多样化，提高能源战略储备能力，推动能源独立安全发展。

世界主要发达经济体能源电力转型镜鉴中显示，欧盟、美国、日本等发达经济体率先启动能源电力转型，各国新能源发电量近年来呈快速增长趋势。从2010年至2020年，欧洲地区新能源发电量占比由7.7%激增至23.8%，达9210亿千瓦时；美国新能源发电量占比由4.0%增长至12.4%，达4977亿千瓦时；日本新能源发电量占比由2.6%增长至12.5%，达1256亿千瓦时。

各国结合自身资源禀赋、能源战略、技术水平、政策导向，制定了不同的能源电力转型战略与过渡路径。

(资料图片仅供参考)

从能源转型战略来看，欧盟注重碳减排，同时关注能源安全。美国注重能源独立，加速能源技术商业化发展。日本注重电力稳定供应，积极整合可再生能源与氢能。

为适应新能源在系统中电量占比持续提升，国际主要发达国家立足于其国情和发展阶段制定了能源技术发展战略，通过电力转型适应大规模高比例新能源的并网与消纳。目前各国主要通过分布式发电和储能等领域技术革新，推动源网荷储多环节的深度融合，同时积极出台金融、财政、法规制度并完善电力市场建设，助力电力系统转型。

各国重点转型措施可为我国新型电力系统构建提供重要参考。

6月1日，国家能源局党组书记、局长章建华发文称，新型电力系统加速构建，“源网荷储”协同共治存在不足，电网安全运行风险增大。电源侧方面，部分地区高峰时段存在电力缺口的形势仍在持续，顶峰发电能力不足。电网侧方面，随着并网主体大量增加且涉网性能参差不齐，多回直流同送同受的电网格局不断强化，现有的电网运行控制理论和建模分析方法亟待革新。负荷侧方面，现有的调控手段尚无法对海量负荷接入做到全面可观、可测、可控，需求侧响应机制仍需完善。储能侧方面，当前储能配置依然不足，低成本、大容量、长时间、跨季节调节的储能技术还有待突破。

在电力转型发展过程中，必须完整准确全面贯彻新发展理念，坚持系统观念，聚焦深化能源革命，完善风险监测预警体系、国家应急管理体系，加快建设高水平自立自强的新型电力系统，建立健全适应新发展阶段的全国统一电力市场体系，以高质量的电力供应护航经济社会的高质量发展。

6月2日，我国新型电力系统构建顶层设计文件来了！国家能源局正式对外发布《新型电力系统发展蓝皮书》（以下简称《蓝皮书》），我国新型电力系统建设进入全面启动和加速推进的重要阶段。新型电力系统是以高比例新能源供给消纳体系建设为主要任务，确保能源电力安全，满足我国经济社会高质量发展的电力需求。

新型电力系统具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大重要特征。《蓝皮书》指出，新型电力系统是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，是新型能源体系的重要组成和实现“双碳”目标的关键载体。

《蓝皮书》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年至2045年）、巩固完善期（2045年至2060年），有计划、分步骤推进新型电力系统建设。

新型电力系统发展以支撑实现碳达峰为主要目标，加速推进清洁低碳化转型。

电力消费新模式不断涌现，终端用能领域电气化水平逐步提升。新能源跨领域融合、负荷聚合服务、综合能源服务等贴近终端用户的新业态新模式不断涌现，分散化需求响应资源进一步整合，用户侧灵活调节和响应能力提升至 5% 以上，促进新能源就近就地开发利用和高效消纳。电能在工业、建筑、交通等重点用能领域的替代“提速扩围”，终端用能电气化水平提升至 35% 左右，推动形成绿色低碳、高效节能的生产方式和生活方式，充分支撑煤油气等化石能源的碳排放尽早达峰。

碳达峰战略目标推动非化石能源发电快速发展，新能源逐步成为发电量增量主体。在坚持生态优先、确保安全的前提下，结合资源潜力持续积极建设陆上和海上风电、光伏发电、重点流域水电、沿海核电等非化石能源。新能源坚持集中式开发与分布式开发并举，通过提升功率预测水平、配置调节性电源、储能等手段提升新能源可调可控能力，进一步通过智慧化调度有效提升可靠替代能力，推动新能源成为发电量增量主体，装机占比超过40%，发电量占比超过20%。

煤电作为电力安全保障的“压舱石”，向基础保障性和系统调节性电源并重转型。我国以煤为主的能源资源禀赋决定了较长时间内煤炭在能源供给结构中仍将占较高比例，煤电作为煤炭清洁高效利用的途径之一，仍是电力系统中的基础保障性电源。2030年前煤电装机和发电量仍将适度增长，并重点围绕送端大型新能源基地、主要负荷中心、电网重要节点等区域统筹优化布局。为支撑“双碳”战略和系统稳定运行，煤电机组通过节能降碳改造、供热改造和灵活性改造“三改联动”，实现向清洁、高效、灵活转型。

电网格局进一步优化巩固，电力资源配置能力进一步提升。跨省跨区电力资源配置层面，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设，充分发挥电网资源优化配置平台作用，进一步扩大以西电东送为代表的跨省跨区通道规模。骨干网架层面，电力系统仍将以交流电技术为基础，保持交流同步电网实时平衡的技术形态，全国电网将维持以区域同步电网为主体、区域间异步互联的电网格局。配电网层面，为促进新能源的就近就地开发利用，满足分布式电源和各类新型负荷高比例接入需求，配电网有源化特征日益显著，分布式智能电网快速发展，促进新能源就地就近开发利用。

储能多应用场景多技术路线规模化发展，重点满足系统日内平衡调节需求。作为提升系统调节能力的重要举措，抽水蓄能结合系统实际需求科学布局，2030年抽水蓄能装机规模达到1.2亿千瓦以上。以压缩空气储能、电化学储能、热（冷）储能、火电机组抽汽蓄能等日内调节为主的多种新型储能技术路线并存，重点依托系统友好型“新能源+储能”电站、基地化新能源配建储能、电网侧独立储能、用户侧储能削峰填谷、共享储能等模式，在源、网、荷各侧开展布局应用，满足系统日内调节需求。

数字化、智能化技术助力源网荷储智慧融合发展。云大物移智链边等数字化技术，以及工业互联网、数字孪生、边缘计算等智能化技术在电力系统源网荷储各侧逐步融合应用，推动传统电力发输配用向全面感知、双向互动、智能高效转变。适应新能源大规模发展的新型调度控制体系逐步建成，源网荷储协调能力大幅提升，以数字化转型促进新型电力系统高质量发展。

全国统一电力市场体系基本形成。保障电力系统经济安全稳定运行，电力市场建设逐步完善，统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的全国统一电力市场体系基本建成，促进新能源发展和高效利用、激发各类灵活性资源调节能力。各市场主体在安全保供、成本疏导等方面形成责任共担机制，促进源网荷储挖潜增效。

碳中和战略目标推动电力系统清洁低碳化转型提速，新型电力系统总体形成。

用户侧低碳化、电气化、灵活化、智能化变革方兴未艾，全社会各领域电能替代广泛普及。各领域各行业先进电气化技术及装备水平进一步提升，工业领域电能替代深入推进，交通领域新能源、氢燃料电池汽车替代传统能源汽车。电力需求响应市场环境逐步完善，虚拟电厂、电动汽车、可中断负荷等用户侧优质调节资源参与电力需求响应市场化交易，用户侧调节能力大幅提升。电能在终端能源消费中逐渐成为主体，助力能源消费低碳转型。

电源低碳、减碳化发展，新能源逐渐成为装机主体电源，煤电清洁低碳转型步伐加快。水电等传统非化石能源受站址资源约束，增速放缓，核电装机规模和应用领域进一步拓展，新能源发展进一步提速，以新能源为主的非化石能源发电逐步替代化石能源发电，全社会各领域形成新能源可靠替代新局面，新能源成为系统装机主体电源。依托燃煤耦合生物质发电、CCUS和提质降碳燃烧等清洁低碳技术的创新突破，加快煤电清洁低碳转型步伐。

电网稳步向柔性化、智能化、数字化方向转型，大电网、分布式智能电网等多种新型电网技术形态融合发展。跨省跨区电力流达到或接近峰值水平，支撑高比例新能源并网消纳，电网全面柔性化发展，常规直流柔性化改造、柔性交直流输电、直流组网等新型输电技术广泛应用，支撑“大电网”与“分布式智能电网”的多种电网形态兼容并蓄。同时，智能化、数字化技术广泛应用，基于大数据、云计算、5G、数字孪生、人工智能等新兴技术，智慧化调控运行体系加快升级，满足分布式发电、储能、多元化负荷发展需求。

规模化长时储能技术取得重大突破，满足日以上平衡调节需求。新型储能技术路线多元化发展，满足系统电力供应保障和大规模新能源消纳需求，提高安全稳定运行水平。以机械储能、热储能、氢能等为代表的10小时以上长时储能技术攻关取得突破，实现日以上时间尺度的平衡调节，推动局部系统平衡模式向动态平衡过渡。

随着支撑新型电力系统构建的重大关键技术取得创新突破，以新能源为电量供给主体的电力资源与其他二次能源融合利用，助力新型能源体系持续成熟完善。

电力生产和消费关系深刻变革，电氢替代助力全社会碳中和。交通、化工领域绿电制氢、绿电制甲烷、绿电制氨等新技术新业态新模式大范围推广。既消费电能又生产电能的电力用户“产消者”蓬勃涌现，成为电力系统重要的平衡调节参与力量。电力在能源系统中的核心纽带作用充分发挥，通过电转氢、电制燃料等方式与氢能等二次能源融合利用，助力构建多种能源与电能互联互通的能源体系。在冶金、化工、重型运输等领域，氢能作为反应物质和原材料等，成为清洁电力的重要补充，与电能一起，共同构建以电氢协同为主的终端用能形态，助力全社会实现深度脱碳。

新能源逐步成为发电量结构主体电源，电能与氢能等二次能源深度融合利用。依托储能、构网控制、虚拟同步机、长时间尺度新能源资源评估和功率预测、智慧集控等技术的创新突破，新能源普遍具备可靠电力支撑、系统调节等重要功能，逐渐成为发电量结构主体电源和基础保障性电源。煤电等传统电源转型为系统调节性电源，提供应急保障和备用容量，支撑电网安全稳定运行。新一代先进核电技术实现规模化应用，形成热堆—快堆匹配发展局面。增强型干热岩发电、可控核聚变等颠覆性技术有望实现突破并逐步商业化推广应用，为电力系统提供长期稳定安全的清洁能源输出，助力碳中和目标实现。

新型输电组网技术创新突破，电力与其他能源输送深度耦合协同。低频输电、超导直流输电等新型技术实现规模化发展，支撑网架薄弱地区的新能源开发需求。交直流互联的大电网与主动平衡区域电力供需、支撑能源综合利用的分布式智能电网等多种电网形态广泛并存，共同保障电力安全可靠供应，电力系统的灵活性、可控性和韧性显著提升。能源与电力输送协同发展，依托技术革新与进步，有望打造出输电—输气一体化的“超导能源管道”，促使能源与电力输送格局实现变革。

储电、储热、储气、储氢等覆盖全周期的多类型储能协同运行，能源系统运行灵活性大幅提升。储电、储热、储气和储氢等多种类储能设施有机结合，基于液氢和液氨的化学储能、压缩空气储能等长时储能技术在容量、成本、效率等多方面取得重大突破，从不同时间和空间尺度上满足大规模可再生能源调节和存储需求。多种类储能在电力系统中有机结合、协同运行，共同解决新能源季节出力不均衡情况下系统长时间尺度平衡调节问题，支撑电力系统实现跨季节的动态平衡，能源系统运行的灵活性和效率大幅提升。

《蓝皮书》指出，随着能源电力转型不断深入，源网荷储各环节的功能定位和特性将发生重大调整，系统发展将面临安全性、可靠性、灵活性等诸多挑战，技术创新将是破题的关键。重点从源网荷储各环节挖掘技术发展潜力，大力推广应用一批关键技术与重大装备，支撑新能源快速发展，推动新型电力系统逐步建成。

配套政策与体制机制是构建新型电力系统的制度保障。在体制机制创新方面，《蓝皮书》提出六大要求，具体包括：建立适应新型电力系统的电力市场体系，发挥价格政策的关键引导作用，完善新型电力系统建设的投融资和财税政策体系，打造自主创新的技术研发体系，构筑绿色低碳、竞争有活力的电力工业体系，完善先进高效的电力行业治理体系。

电力规划设计总院党委书记、院长杜忠明表示，支撑新型电力系统构建的重大技术亟需进一步攻关突破，比如支撑大规模纯新能源的输电技术、适应高海拔地区的输电技术等；还要充分发挥体制机制的制度保障作用，破除传统政策机制的堵点，推动有效市场和有为政府相结合。

“新型电力系统构建过程中，新型储能具有多元、多时间尺度的应用场景。”杜忠明指出，2030年前，新型储能主要发挥日内调节作用，主要发展小时级的短时储能。中远期，为了解决新能源出力和电力负荷季节性不匹配导致的跨季平衡调节问题，需要发展储氢、储热（冷）等长时储能，推动多时间尺度储能有机结合。

此外，还注意到，5月19日，国家发改委针对新修订的《电力需求侧管理办法》和《电力负荷管理办法》向全社会公开征求意见。新增强调需求侧响应，调动需求侧资源。

两项文件提出，到2025年，各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%-5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的省份达到5%或以上。到2030年，形成规模化的实时需求响应能力，结合辅助服务市场、电能量市场交易可实现电网区域内可调节资源共享互济。

根据政策，参与对象包括新型储能、分布式电源、电动汽车、空调负荷等需求侧资源，以负荷聚合商或虚拟电厂等形式参与需求响应；政策也支持地方电网、增量配电网、微电网开展需求响应。收益方式为峰谷价差方式、辅助服务市场、容量市场等方式。

电力市场化改革研究专家认为，这标志着新型电力系统建设进入新的阶段。

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