新型电力系统建设首先要解决新能源送出“卡脖子”问题

碳达峰、碳中和是我国向世界作出的庄严承诺，也是一场广泛而深刻的经济社会变革，绝不会轻易实现。3月15日，中央财经委员会第九次会议指出，“十四五”是碳达峰的关键期、窗口期，要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。因此，要推动电力系统规划工作积极转型，适应新型电力系统构建要求。

将与其他能源系统

进行能量和数字交互

新型电力系统是以数字化推动，高比例新能源、高比例电力电子装置、低转动惯量、强随机性的电力系统，源网荷储间通过电力流和信息流形成有机整体，并与其他能源系统进行能量和数字交互。从源网荷储四个环节看，均出现新变化：

电源侧：电源装机规模倍增于负荷需求增长，电源结构以新能源为主体；电源出力间歇性、波动性加剧；电源布局更多元，电力电子装置高比例渗透。

电网侧：电网规模需持续扩大。结构上，主电网进一步加强省区互联；配电网将逐步演变为有源供电网络，向交直流混合柔性电网﹢智能微电网等多种形式协同发展；主配网界限进一步模糊。电网复杂化、潮流概率化、电网利用率下降，电网由单纯的电力输送通道向能源综合利用平台转型。同时，电网发展以数字技术为驱动，依托强大的电力﹢算力，使电网具备超强感知能力、智能决策能力和快速执行能力。

负荷侧：能耗双控将为高载能行业的用电增长带来不确定性，但新电气化进程将带来电量增量；微网、虚拟电厂、电动汽车等多元负荷形态比例提升；在储能单元加入负荷侧后，部分负荷将具备主动参与系统调节的能力，负荷特性不确定性增大；三产及居民用电比重持续提升，峰谷差和尖峰负荷规模将进一步扩大，对电力供应安全要求更高；用户互动性增强，将积极参与市场交易及系统调节。

储能侧：储能规模与新能源、核电发展同频增长。中短期抽水蓄能和化学储能并重，长期随着储能新技术涌现，储能进一步多元化。

需重视能耗、

排放对负荷发展的限制

电力规划工作是基于对未来一段时期内负荷增长的预判，开展电源供应充裕度分析并提出电源规划方案，随后对负荷和电源的新需求开展网架方案设计，最后对规划网架开展电气校验及经济技术评价。

在新型电力系统下，电力规划对象除传统的源网荷外，还包括储能规划。同时，规划边界进一步扩展，传统规划以电力系统内部数据为主，辅以对社会经济发展数据的研究，而在新型电力系统下，需进一步掌握能耗、碳排放等专业数据。规划流程基本与传统电力系统规划一致，但各阶段均将引入新的技术手段，以应对新型电力系统的新特征。在规划评价方面，评价指标进一步多元，亟需形成新的评价体系，客观衡量新型电力系统的规划成效。

其中，在负荷预测方面，更重视能耗、排放对负荷发展的限制，预测出来的最大负荷需经尖峰削减后才能作为后续规划的依据，确定性的负荷预测将逐步向概率化的预测方法转变。结合地区能耗、排放指标开展大用户用电需求预测，特别是在传统高载能行业比重较大的地区，更要特别重视甄别电解铝、钢铁、化工等大用户投产的可行性，更加慎重对待打着大数据中心名义建立的虚拟货币挖矿项目。要紧密关注工业、建筑、交通等部门碳达峰路径设计，摸清电能替代潜力，开展电能占终端能源消费占比测算，并研究其对电力需求增长的拉动作用。传统预测的最大负荷含有一定比例的尖峰负荷，尖峰负荷持续时间短、频次低、电量少，在新型电力系统下，电源、电网的备用率将显著提升，为了更经济高效地开展电力建设，建议开展弹性负荷、虚拟电厂等灵活调节资源摸底，合理确定削峰比例，将最大负荷进行尖峰削减后，再参与后续的电源需求、电网需求方案设计。

以一个最大负荷5000万千瓦的省份为例，若实现5%的尖峰负荷削减，将减少250万千瓦的煤电机组装机需求。同时，高比例可再生能源分布式接入用户侧将带来多时空不确定性，定量的负荷预测需逐步转变为对包括分布式电源、储能、主动负荷在内的广义负荷的用电需求、负荷特性和互动机理的研究。现阶段对概率化负荷预测的研究和应用程度不足，尚未形成通用可行的方法，这将成为规划领域亟需开展的研究之一。

储能等调节电源

将扮演关键角色

在电源规划方面，需开展多时间尺度的平衡计算，电源配置上要考虑各类电源定位根本性的改变，含储能在内的调节性电源规划将成为重要内容。不同电源的调节性能不同，火电受限于自身运行机理，水电受限于水能资源，不同的储能技术也对应不同的调节能力，特别是在以新能源为主体的新型电力系统下，新能源出力波动的随机性强，对各类电源的配置不仅要考虑典型断面下的电力电量平衡，还要进行计及爬坡能力等不同时间尺度下的平衡计算，这也是亟待突破的关键技术。

从电源定位上看，新能源从提供电量补充逐步成为提供电量支撑的主体电源；煤电将转为以提供电力为主、电量为辅的备用保障电源；气电主要作为调节性和保安电源；抽水蓄能将保持削峰填谷、紧急事故备用作用。在新型电力系统中，电源调节能力必须与新能源的接网规模同频增加，抽水蓄能规划、储能电站规划等调节电源规划将成为规划工作的重要内容。

首先要解决

新能源送出“卡脖子”问题

在电网规划方面，当前亟需加强网架建设，加强网源荷储一体化协同规划，减少新能源送出“卡脖子”，先把被动消纳的问题解决好；中长期将提高电网柔性，逐渐加强电网友好主动接纳能力；在电网校验中着重解决潮流随机等问题。

主电网需进一步强化，特别是加强新能源富集区域的送出网络建设，适时增强省间互联，减少大规模新能源送出受阻及带来的稳定问题。加强新能源整合送出研究，优选新能源汇流站站址及技术方案，开展网源荷储一体化协同规划研究。同时，对电网规模增大、潮流随机性增加带来的设备利用率下降问题要提出更多解决方法，如利用柔性交流输电系统等技术，实现电网潮流控制，减少不必要的网架建设。随着分布式电源和互动用户大量接入，配电网将逐步引入更多的柔性互联设备，实现分布式电源、微网、储能装置即插即用、友好主动接纳能力。同时，规划工作中要对新能源接入电网的安全标准、消纳考核标准等提出合理建议，推动新能源机组进一步完善涉网技术标准，推动新能源在提高电力系统调节能力方面承担主体作用。

此外，在电气计算方面，潮流分布的不确定性增加，典型方式数量较传统电力系统显著增大，而常规的潮流计算工具处理随机潮流的效率较低，需逐渐建立高适应性、高灵活性分析的不确定性潮流算法；风光发电大规模替代常规机组将使系统总体有效惯量减小，抗扰动能力降低，电网承受较大潮流波动压力，频率控制难度加大；风光发电机组易大规模脱网，从而引发严重的连锁故障，且电力电子装置大量应用将增加次同步振荡风险。因此，在常规的静态、暂态和动态稳定计算外，还需开展新能源场站接入系统强度评估等稳定评估工作。

在构建新型电力系统进程中主动作为，是电网企业推进碳达峰、碳中和目标落地的最直接的方式，规划工作需进一步转型。同时，上述负荷、电源、电网侧规划方式转变需要观念转变、技术创新和数字化提升共同助力才能达成。对此，建议提升规划数字化水平，以处理更多的能耗、碳排放、经济等外部数据，应对数据量激增和数字化电力系统模型表达，打造覆盖全电压等级的数字化电网规划设计平台，构建以数据为核心的智能电网数字化转型全景框架，形成数据流、业务流、人工智能协同的智能电网体系。

同时，大力推动技术创新，加大科技投入和资源配置，对电力规划领域亟待突破的关键问题，如源网荷储协调规划方法、多时间尺度的电力电量平衡、广义负荷预测、柔性互动的配电网规划技术等开展攻关。

（作者供职于广西电网公司电网规划研究中心，系南方电网公司二级技术专家）