当前，我国新型电力系统加快建设，新能源逐步向主体电源演进，终端消费电气化水平不断提升，电力远距离配置能力不断增强，新时代电力发展成效显著。与此同时，电力供需平衡压力叠加系统安全稳定风险，电网转型发展问题亟待破解。新时代电网发展要统筹把握好网架结构与支撑电源、新能源与传统机组、交流与直流、主网与配网之间的关系，加快电力技术创新、示范与应用。本文结合我国电力系统实践，提出对电网高质量发展的几点思考，为统筹转型与安全提供参考。
新时代电力发展“量质”并重
我国新时代电力发展以消费侧电气化、生产侧清洁化、配置侧广域化“三化”为重要趋势，不断实现“量”的突破和“质”的升级，为满足经济发展和人民对美好生活需要、落实“双碳”目标提供坚强保障。
消费侧电气化驱动用电需求持续增长。我国已进入新发展阶段，以高技术、高效能、高质量为特征，新质生产力快速发展，推动我国经济发展由高速增长阶段转向高质量发展阶段。可靠、稳定、绿色的电力供应将成为我国经济高质量发展的重要保障。以AI智算中心、黑灯工厂、智能家居为代表的新质生产力创新和全社会电气化、智能化发展将推动电力需求不断增长，过去提出用电负荷饱和的假设已不再适用。预计到2030年，我国用电量有望达到约13万亿千瓦时，到2050年达到约19万亿千瓦时。
生产侧清洁化推动新能源成为主体电源。在供应侧，我国风电、光伏等新能源将在较长一段时期保持较快的发展速度，逐步成为电力系统装机和电量供应的主体，电力清洁化程度不断提升。预计到2030年，我国新能源总装机有望达到21亿~29亿千瓦，装机占比45%~54%，成为装机主体，发电量占比27%~36%。到2050年，新能源总装机将达到55亿~68亿千瓦，装机占比66%~71%，发电量占比52%~63%，成为电量供应的主体。
新能源安全高效利用需要电网发挥更加关键作用。从我国各地区的经济结构、资源禀赋、产业特点综合来看，未来东中部将保持电力消费中心的地位。而我国风能、太阳能等新能源资源则集中于西部、北部和东部沿海。这种资源与需求的逆向分布格局决定了我国“西电东送、北电南供、海电西济”的多方向、大容量、远距离电力配置的总体格局。东中部地区分布式新能源需要构建双向灵活的配电网解决接入和消纳问题；西部、北部和海上新能源基地的电力需要大通道更远距离、更大规模输送至负荷中心大电网，解决资源配置问题。新能源规模化开发与利用，决定了电网在新能源基地组网、远距离大容量外送、受端主配微电网协同中将起到越来越重要的作用。
转型过程中，电网安全形势更加严峻。电力安全稳定供应和绿色低碳转型既是总体目标，也是矛盾挑战。传统电力系统是“源随荷动”的受控系统，而新能源发电由气候和气象条件主导，成为电源侧的主要扰动来源；新能源大基地的开发持续向电网薄弱地区，甚至无电网覆盖的无人区拓展，输电距离进一步增大，运行支撑能力显著下降；大量电力电子设备并网、东中部支撑性同步电源比例下降，导致系统“空心化”，电网动态特性由同步机原理主导转变为电力电子控制主导，电网关键节点和通道的有功、电压支撑能力下降。电力系统转型过程中，电网故障形态的特征和机理更加复杂，呈现同步稳定与新形态稳定问题叠加的特点，极端事件下易发生连锁雪崩式故障，需要规划、建设、运行各环节系统性应对。
对未来电网发展的几点思考
一是建设坚强受端电网，稳固支撑水平。持续加强和优化受端同步电网主网架，完善各区域特高压/超高压交流主干电网结构，构建结构合理、互联互济的受端坚强电网。各区域电网内部，在交流输电通道密集、新通道建设边际效益降低、以及通道土地资源稀缺的地区，建设一些区域内的嵌入式直流或者交改直工程，如苏北-苏南跨江柔性直流工程，构成交直流混合输电网的新模式，提升系统可控性，获得更好运行灵活性和综合效益。
较长时期内传统可控电源仍将发挥关键支撑作用。统筹各方面条件，在必要的受端地区保留部分高效煤电、气电，用于顶峰调节和电网安全支撑，并利用电-氢-碳协同技术在中远期实现零碳排放。同时，积极发展水电和核电，特别是抽水蓄能、混合（变速）抽蓄等零碳可控电源，到2030年东部抽水蓄能投运容量超过全国的70%，成为受端电网重要的调节支撑资源。大容量机组要在特高压交流网架不断完善的过程中，接入关键节点，提升电网本质安全水平。
二是以县域、台区为单元，提高受端电网内部自平衡水平。当前，受端省份的一些时段新能源出力占总发电已达到80%，分布式电源高渗透的县域电网、台区出现大容量的潮流倒送。建设用户侧储能，因地制宜发展受端微电网，实施配电网感知和控制提升工程，采用虚拟电厂等模式，充分发挥双向配电网和有源微电网灵活调控能力，促进分布式新能源的分层分区、就近自平衡，形成受端电网主-配-微分级协同、各级自治的发展格局，提升电网对分布式新能源的承载能力。
三是新能源基地“分散化”并网，与送端电网形成清晰界面。沙戈荒大基地2030年规划规模超过4.5亿千瓦，已经与西部地区总用电负荷量级相当，基地外送系统的扰动或故障将对送端同步电网产生巨大冲击，严重影响送端地区的供电安全。借鉴我国大型火电基地、水电基地等传统电源基地外送系统构建的经验，综合考虑规模与输电距离，与受端毗邻的新能源基地可采用交流输电方式打捆送出，在结构上与当地交流电网形成简单清晰的弱连接关系。距离远、规模大的新能源基地，采用直流送出，送端不与当地电网连接，采用自主化运行方式。结合地理位置，构建覆盖多个大基地的直流送端电网。未来“西电东送”直流工程规模将超过50回，海上风电基地送出需求也将快速增长，采用柔性直流技术组网，加强送端的各基地间、各海区间互联，形成“多源多通道协同”的基地直流电网，既可调剂多回直流间的电力电量余缺，又可利用直流通道裕度提升基地电网的安全水平。总体规划上，要避免出现多个通道通过交流电网形成同送同受、交直流并列等情况，从结构上降低连锁故障风险。
四是创新基地发展模式，提升外送电清洁化水平。随着碳达峰时点的临近，配套火电机组进行支撑的基地外送模式无法满足降碳发展要求，将不可持续。在传统支撑能力不断减弱的过程中，新能源基地将面临新旧稳定问题交织的困难，当前短路比低于1.5的基地已不断增多。要创新新能源大基地开发模式，考虑系统频率、电压运行要求，使其逐步具备自主运行能力，新能源发电机组成为系统稳定责任的承担者。一方面，可以采用具备构网能力的新型直流；另一方面，可以采用构网型机组、构网型储能等技术。综合考虑基地网络结构，既要全面提升基地支撑能力，又要重视补强基地内部薄弱节点。此外，还应积极探索电-氢-碳耦合模式，将新能源发电、煤电、制氢、碳利用等环节有机整合，“十五五”期间率先在西部、北部大基地开展“绿电制氢氨+掺氨发电”示范，协同火电降碳与稳定支撑。
推动关键技术创新，破解发展难题
远距离大容量高安全直流输电技术创新。应用更先进的电力电子器件，创新拓扑结构，引入功率型储能器件等，发展如CLCC、HCC、SLCC、主动型MMC等新技术，有效提高输电通道可靠性、解决换相失败问题，适应新能源出力波动带来的功率扰动。主动型MMC在换流器中分散布置储能装置，每个MMC子模块通过双向DC/DC变换器与储能装置连接，发挥直流系统安全防火墙作用，可以实现交直流系统的隔离运行。
直流组网技术工程应用。从系统短路比、惯性、有功/无功支撑等方面研判，综合利用柔性直流电网、构网型机组、二极管不控整流等技术，形成各类组合式创新技术方案，如在西部地区构建基于柔性直流输电技术的网格状、环网状、母线型的直流电网。欧盟与美国也分别提出“推进海上网状高压直流输电网”、“Macrogrid”等直流电网发展规划。
充分挖掘可控机组的调节潜力。存量煤电机组积极探索深度调峰，最小稳定出力向15%甚至更低发展。推动流域梯级水电运行优化，新建水电机组配置调相功能，积极发展混合抽蓄、变速抽蓄。各类同步机组按需加强励磁系统，提升电压支撑能力和调节灵活性，包括增大过励倍数、提升励磁电源和转子的过负荷能力等。
构网型技术研发、示范与应用。优先在超高比例新能源渗透的弱系统，开展源-网-储构网型多主体协同规划与控制示范，测试各种工况下的适应能力；在负荷侧探索应用构网型电氢双向转换技术，应对同步机占比下降带来的受端电网“空心化”问题。结合电网发展实际，以白皮书、技术规范等形式支撑企业项目示范，在示范经验基础上加快制定适应于新型电力系统的构网型技术标准。
电-氢-碳协同技术装备研发与示范。重点研发适应纯新能源电源的构网型电解水制氢技术，宽负荷波动的柔性合成氨、甲醇工艺，重型纯氢（氨）燃气轮机技术，煤掺氨清洁高效燃烧关键技术，无焰富氧燃烧和加压富氧燃烧技术等，建设电氢碳协同能源系统综合性交叉研究平台，在西部、北部地区设立示范区，开展新能源基地化开发和配套煤电的降碳转型示范，为电-氢-碳协同集成控制、大规模柔性制氢、绿色化工、高效富氧燃烧、大型火电机组掺氨等提供技术储备和实证经验。（全球能源互联网发展合作组织驻会副主席 刘泽洪）
原标题：刘泽洪：协同转型与安全 谋划未来电网格局
