构建以新能源为主体的新型电力系统框架研究丨中国工程科学( 五 ) 本文选自中国工程院院刊《中

（四）新型电力系统的发展阶段
1. 传统电力系统转型期
新能源快速发展， “双高”影响处于“量变”阶段，常规电源仍是电力电量供应主体，新能源作为补充。发用电的实时平衡仍然是主要特征，依靠以抽水蓄能为主体的成熟储能技术基本满足日内平衡需求。跨区输电、交流电网互联的规模进一步扩大并“达峰” 。本阶段内，充分开发现有资源、挖掘可用技术潜力，同步开展支撑更高比例新能源的颠覆性技术研发。
2. 新型电力系统形成期
新能源成为装机主体，具备相当程度的主动支撑能力；常规电源功能逐步转向调节与支撑；大规模储能技术取得突破，实现日以上时间尺度的平衡调节。存量电力系统向新形态转变，交直流互联大电网与局部全新能源直流组网、微电网等多种形态共存。在此阶段， “双高”影响转入质变，已有的技术和发展模式面临瓶颈，颠覆性技术逐步成熟并具备推广应用条件。
3. 新型电力系统成熟期
依托发展成熟的颠覆性技术，完成全新形态的电力系统构建，新能源成为主力电源，发用电基本实现解耦。新能源以多种二次能源形式、多种途径传输和利用，将因地制宜发展多种形态（如输电与输氢网络共存等）。这一阶段，颠覆性技术高度成熟并获得广泛应用，新型电力系统基本构建完成。
五、构建新型电力系统的重点举措
（一）加快措施布局应对转型期问题
1. 保障电力供应与新能源消纳
在电源侧，一是提升电力供应能力。推进西部、北部地区大型新能源基地建设，因地制宜发展东中部地区的分布式新能源，推动海上风电逐步向远海拓展。煤电从“增容控量”“控容减量”到“减容减量” ，发挥托底保障作用，合理利用存量资产，科学谋划退出路径。加快开发水电，重点推进西南地区的优质水电建设。安全有序开展沿海地区的核电建设，适时推动内陆核电建设。二是提升有功调节能力。加快在运煤电机组灵活性改造，提升机组调节速率与深度调峰能力，新建煤电均应具备深度调峰能力。有序发展天然气调峰电源，充分发挥启停耗时短、功率调节快的优势，重点在新能源发电渗透率较高、电网灵活性较低的区域开展建设。鼓励或要求新能源按照一定比例配置储能。研究水电站增设大泵，具备一定的抽水调节能力。
在电网侧，转型期新能源大规模集中开发并远距离外送的格局将进一步加强，亟需加强跨省、跨区输电通道建设，打造大范围资源优化配置平台；同步加强送端、受端交流电网，扩大联网规模，可靠承载跨区域、大规模的输电需求。推动建设适应分布式、微网发展的智能配电网，促进电、冷、热、气等多能互补与协调控制，满足分布式清洁能源并网、多元负荷用电的需要，促进终端能源消费节能提效。积极开展分布式微电网建设，在内部自治的同时与大电网协调互动。拓展灵活柔性输电等技术应用，适应送端新能源大规模集中接入、受端多落点直流组网等应用场景。
在负荷侧，全面拓展电力消费新模式，发展“互联网+”智慧能源系统，发挥电网负荷的灵活调节能力，增强源荷互动活力。着力开发需求响应资源，在供需紧张地区配置削峰需求响应，在新能源高占比地区配置填谷需求响应。
在储能侧，抽水蓄能技术相对成熟、单位投资成本低、寿命长，有利于大规模能量储存；鉴于抽水蓄能规划建设周期较长，而电力系统已面临调节能力不足的现状，应优先发展、尽早启动。因抽水蓄能可开发资源有限，压缩空气储能、飞轮储能、电化学储能、电磁储能、储热、化学储能（以氢储能为主）等新型储能技术将成为构建新型电力系统的重要基础，有望在长周期平衡调节、安全支撑等方面发挥关键作用。