传统电力系统支撑新能源高比例安全并网的消纳能力、满足用户侧多元化用能需求的互动能力、“源网荷储”各环节运行的协同能力和电力与其他能源系统的互济能力都需要进一步提升。

以新能源为主体的新型电力系统到底“新”在何处？现有电力系统将面临怎样的变革和挑战？哪些关键技术将为新型电力系统保驾护航？在2021年中国电机工程学会年会上，“新型电力系统”成为被频繁提及的年度“热词”。

“变”在何处？

“为实现碳达峰、碳中和，预计中国能源绿色转型将实现‘70/80/90’目标，即到2060年，电能消费比重达到70%，非化石能源消费比重达到80%以上，清洁能源发电比重达到90%。”中国电机工程学会理事长、中国工程院院士、中国华能集团有限公司董事长舒印彪指出，届时，在新型电力系统中，新能源将成为主体电源，发电量占比将达到60%。

舒印彪透露，根据中国工程院新研究结果，到2060年，我国仍将保有一定比例的煤电和气电，电量比重为10%左右，利用小时数将下降到约1500小时，装机容量约为7亿-8亿千瓦。“基于我国的能源特性，这些化石能源发电装机将发挥兜底保供、辅助和调节服务的作用，由此带来的二氧化碳排放，需要依赖零碳、负碳技术进行中和。”

除电源结构的变化外，国家电网有限公司总经理张智刚表示，与传统电力系统相比，新型电力系统的用能模式、电网形态和运行机理也将发生重大变化。“在用能方式上，分布式能源系统、虚拟电厂、具有V2G功能的电动汽车等交互式用能设施大量涌现，许多用户侧主体兼具生产者和消费者的双重属性；在电网形态上，大电网向交织流混连方向深入发展，微电网、分布式能源、储能和局部直流电网等新的电网形态与大电网互通互济、协调运行，形成以大电网为主导、各种电网形态相融并存的格局；在运行机理上，以机械电磁装备为主的高转动系统将演进为以电力电子装备为主的低转动惯量系统。”

“难”在哪里？

面对一系列重大变革，中国能源建设股份有限公司总工程师张满平坦言，当前，我国构建新型电力系统仍然面临诸多困难。“一方面，关键核心技术和装备依旧受制于人，大规模新型储能成本还比较高，电力系统的智能化基础也不扎实；另一方面，适应新型电力系统的电力市场体系和电价机制还有待完善，严重的自然灾害、网络攻击等非传统的电力系统安全问题日益凸显。”

张智刚也指出，针对电源、负荷的新特性，传统电力系统支撑新能源高比例安全并网的消纳能力、满足用户侧多元化用能需求的互动能力、“源网荷储”各环节运行的协同能力和电力与其他能源系统的互济能力都需要进一步提升。

具体到源、网、荷、储的不同环节，中国南方电网有限责任公司副总经理刘启宏表示，在“源”测需要提供更加灵活的接入技术和接口方法；在“网”侧需要建设更加快速的计算能力和调节手段；在“荷”侧需要挖掘更加柔性的互动技术和工作渠道；在“储”侧则要实现更加的动态平衡和优化条件。

“解”在何方？

重重挑战待破，到底应该如何发力？

张智刚指出，针对新型电力系统所需的核心技术，目前仍需要加强科研攻关。例如，在系统安全稳定方面，应重点加强新能源储能主动响应、全电磁暂态仿真、安全防御及韧性提升等技术攻关，全方位提升电力系统安全稳定分析和控制能力；在电力电量平衡方面，则要重点强化平衡基础理论和方法工具、大容量储能、新能源功率准确预测等技术攻关，解决多时点尺度电力电量平衡难题；在能源电力深度脱碳方面，需要聚焦高精度碳评估与计量、碳捕捉利用与封存等技术攻关，推动实现能源电力系统进行排放。

舒印彪认为，未来，新能源将与水电、核电、生物质发电、储能、氢能等共同构成清洁能源供应体系，形成“广泛互联、智能互动、灵活柔性、安全可控”的新型电力系统，增加电力系统的弹性。

“其实，数字电网是承载新型电力系统的形态。”刘启宏认为，数字电网通过“电力+算力”的融合，可以成为支撑新型电力系统建设运营服务的关键载体。“在能源生产环节，新能源的随机性、波动性和间歇性导致的新型电力系统复杂性和控制难度显著增大。数字技术将增强新能源的可观、可测、可控水平，促进新能源充分消纳。在能源供给环节，调节和控制保护系统必须应对瞬息万变的网络变化和动态过程，急需探索数据驱动的新方法、新路径。为此，可以借助超强的算力和算法，解决新型电力系统安全稳定运行的基本问题。而在能源消费环节，数字技术可以不断激发供需互动能力，成为建设现代供电服务体系的关键保障。”