电力是能源革命主战场。

我国已成为全球新能源装机规模最大、发展速度最快的国家。据国网能源院预测，到2030年，新能源装机容量约为12-16亿千瓦，装机占比约为30%-40%，发电量占比约为17%-25%，装机规模将超煤电成第一大电源。

新型电力系统发展面临多方面的挑战。新能源发电出力具有随机性、波动性，电力电量时空分布极度不均衡，丰饶与短缺交织，带来充裕性挑战；新能源发电设备具有低抗扰、弱支撑性，新能源发电大规模替代常规机组带来安全性挑战；新能源发电低边际运行成本、高系统成本，对系统灵活调节和安全稳定支撑能力都提出了更高要求，需要多技术、多行业、多系统协调实现，带来经济性和体制机制挑战。新型电力系统构建过程中将长期面临安全、经济、环境“矛盾三角形”的挑战。

负荷侧的演进趋势是增长空间大、峰谷差加大、反调节，具有可聚合、可塑性和可控性。考虑到其它行业减碳积极性，电力增量和增速都有可能高于预期。此外，随着交通、建筑等行业电气化，加剧了负荷的波动性和温度敏感性。

电源侧的趋势是安全可靠、清洁低碳、灵活可控、经济高效。电源形态决定新型电力系统的演进路径和形态。目前常规电源（含光热和生物质）与负荷占比及其相应一次能源保障程度，决定了系统“兜底”程度，如果其发展低于预期，电力安全将面临更大挑战。

输电网发展趋势是以特高压交直流为骨干、配合500kV/750kV构成的输电网仍将持续加强。据巅峰能源预测，2060年跨区电力流将增长近一倍；通过电网互联，利用新能源时空尺度平滑和互济效应促进“保供应、保安全、促消纳”；为满足电源基地建设、直流输电以及跨省跨区电力交换的需求，输电线路密集加剧了短路电流超标和通道压力；潮流变化大、故障演化复杂，安全性风险增加；输变电设备利用率下降。需优化电网结构，研发提高电网灵活性、可控性和韧性的技术与装备。

储能是最重要的技术之一。其发展趋势是需求大、增长快、种类杂、功用多。今后一段时间里抽水蓄能性价比仍具竞争力。值得关注的储能技术还有：锂离子电池储能、液流电池储能、钠离子电池储能、非补燃先进压缩空气储能，氢/氨化学储能等。

电力系统的演进趋势，从近十年之内来看，打击强度增加，承受力下降，安全风险增大。系统波动功率增幅大于灵活电源增幅，“十四五”期间约为2:1，扰动增加和抗扰能力下降，保供应、促消纳难度增大；由于新能源挤占常规电源空间及其弱支撑性，系统“空心化”加剧，故障冲击强度增加，支撑能力下降，保安全难度增大。

新型电力系统作为新型能源体系的主要组成部分，在其演进过程中，多能源、多行业以及能源“三难指数”的矛盾都将在新型电力系统中体现，呈现矛盾的多样性和复杂性，必须用大系统观，从能源体系和社会体系的视角认识新型电力系统演化趋势和发展规律。

能源低碳靠电力、电力安全靠能源。新型电力系统是源网荷储协同的系统，需要进一步凝聚共识、汇聚力量，提升电源和储能的支撑能力，夯实电网物质基础，挖掘需求侧响应能力，防范系统安全风险。

对于新型电力系统的发展，巅峰能源从以下两方面进行总结：

第一，电力是能源革命主战场。其演进过程中，将长期面临安全-经济-环境问题交织、“保供应、保安全、促消纳”矛盾叠加的挑战；能源三难指数逐步由电力承担；安全、经济、环境都是政策和技术相关性指标，只有技术和政策双轮协同推进，新型电力系统才能行稳致远。

第二，扰动强度和抗扰能力失配风险持续加大。随着新能源占比提高，保供应、保安全、促消纳矛盾交织、难度越来越大。预计2030年前保供应和促消纳压力持续增大，2030年后系统安全面临严峻挑战。环境问题、能源危机和新能源成本的下降必将加速新能源的发展，新型电力系统面临的安全、经济、体制机制等挑战会来得更快、更猛烈、更复杂。必须加快科技创新和推广应用，加强社会-能源-电力系统的协同，用系统观和大安全观，重新审视电力的安全属性和商品属性，不断完善政策法规。

巅峰能源总结三个概念：

（1）“碳达峰、碳中和”：是我国的能源战略，通过新能源与电力替代，将来实现能源自给自足。

（2）新型电力系统：有五大特点，第一，绿色低碳，新能源成为电量供应的主体；第二，多能互补，实现风光水火储一体化发展，冷热电气水多能联供，开展综合能源服务；第三，源网荷储高度融合；第四，建立起一个有效竞争的市场体系；第五，建立一个智慧高效的电力系统。

（3）源网荷储：是一个需要保持瞬时平衡的系统。在传统的电力系统中，发电量主要通过发电机组的旋转惯性和调频能力来调节，即所谓的电力平衡“源随荷动”。与传统电网相比，新型电力系统的电网发展将形成以大电网为主、多种电网形式并存的模式。

我们再看来，新能源高渗透下的电网，储能及负荷侧的发展现状。

（1）电网环节：特高压与智能运维

因我国清洁能源资源区位和用电地区的位置差异，一般采用大型能源基地配套调峰机组以实现稳定外输效果。发电端从火电向清洁能源转变带来了特高压建设的高潮。输电环节的数字化应用场景主要有如下，以提高特高压的智能化运行管理水平为主。

变电环节与输电环节的数字化应用场景相似。除了巡检机器人、巡检无人机、环境监测、变电设备状态智能传感监测外，还有配电自动化（三遥）、配电网保护与控制（配网差动保护）、智能配电房、智能配电台区、智能管廊等应用场景。

配网建设将重点围绕扩容与升级展开，重点满足下游用电需求增长以及电力系统复杂化的趋势；同时升级过程将率先围绕我国重点城市群及核心负荷区域展开，呈现一定的区域阶梯性。

（2）需求侧：用电环节

用电侧方向主要以能源数字化和电力电子化为主。

1）能源数字化方面，进一步改变并催化综合能源服务（节能服务）的快速发展。以电力流为载体，追求能源使用低碳化、数字化（可视化）的主动能源管理，预计将广泛辐射工业项目、数字新基建项目、商业园区、住宅、公共事业项目等全领域用电主体。

2）电力电子化方面，主要趋势是将终端用电设备的电力电子化（以逆变器、工业变频等产品为代表），并与数位化技术相结合，将能量流与信息流融合，推动能源产业数字化转型。

（3）储能的影响及需求

电力是需要维持瞬时平衡的复杂系统，需要源网荷储之间相互配合，共同助力维持电网的稳定性。储能作为电力系统的蓄水池，协助电力系统进行电量与电力的实时平衡。

当前储能有两种主流方式：抽水蓄能及电化学储能。前者适于调频、调相以及稳定电力系统的周波和电压。后者有更广泛适用性及受地理环境等外部因素影响较小，目前占比逐渐上升。

储能的价值是依托于系统而存在的，在不同场景下储能需求有所差异，按照当前的应用场景划分，主要包括发电侧、电网侧和用户侧三个方向：

①发电侧储能用于大规模风光并网，通过负荷跟踪、平滑输出等解决新能源消纳问题，实现电网一次调频；

②电网侧储能可布置于电网枢纽处，既提供调峰调频等电力辅助服务，也可联合周边新能源电站提升新能源消纳；

③用户侧储能在分布式发电、微网及普通配网系统中通过能量时移实现用户电费管理与需求侧响应，实现电能质量改善、应急备用和无功补偿等附加价值。

当新能源的比例越来越高时，因其波动性、间歇性，源网荷储的协调发展就显得尤为重要。同时，新型电力系统规划设计、调度运行、保护控制等方面的一系列问题，则可以采用一体化思路进行破解。

从政策上来看，根据《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，源网荷储一体化的实施路径有以下三点：

1）充分优化负荷侧调节能力——“云大物移智链”加强互动，虚拟电厂等一体化聚合；

2）实现就地就近、灵活坚强发展——增加本地电源支撑，提升重要负荷中心局部坚强电网建设；

3）激发市场活力，引导市场预期——市场化电价机制引导电源、电网、负荷、独立储能健康发展。

从推进的重点来看，主要在于提升保障能力和利用效率：

1）区域（省）级源网荷储一体化：公平引入电源、负荷、独立储能主体放开市场化交易，提升用户侧调峰积极性，依托5G等现代通讯及智能化技术加强全网统一调度。

2）市（县）级源网荷储一体化：重点城市开展局部坚强电网建设，研究热电联产、新能源电站、灵活运行电热负荷一体化。

3）园区（居民区）级源网荷储一体化：依托现代信息通讯、大数据、人工智能、储能等，运用“互联网+”模式调动调节响应能力；在商业区、综合体、居民区，依托光伏发电、并网型微电网和充电基础设施开展建设

以碳中和政策为契机，源网荷储协同发展将迎来长足发展并成为了电力行业能否成功降碳的关键。未来，协同发展、一体规划将成为越来越多行业的选择。

需求侧资源是电力发展进入新阶段后，从用户端解决电力供需平衡的新途径。国家在“十四五能源规划中，就首次提出需求侧资源的目标，即到2025年，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%~5%。

目前，电力系统正在经历着电源端清洁化、用户端电气化、电网侧智能化的转型，这一转型为需求侧资源的潜力挖掘和价值实现创造了有利的条件，需求侧资源的作用也从传统的削峰减少需求，扩展到灵活调节电力负荷、促进新能源消纳。

“传统电力系统侧重于通过电源侧资源来满足电力供需平衡，对需求侧资源的潜力挖掘和重视都不够。需要通过建立完善的响应机制和模式，鼓励需求侧资源参与提升电力系统的安全性和灵活性，从而实现自下而上的需求响应。”

巅峰能源认为，未来新型电力系统将以用户侧需求侧资源为核心，需求侧资源的发展路径，将引领一场电力革命。在发展需求侧资源时，是否要使用“虚拟电厂”这个概念，可以进一步探讨。“虚拟电厂”，是由实实在在的资源构成，包括分布式电源、储能、柔性负荷等，都有实际的作用和价值。

虚拟电厂发展与难点解决

目前，我国虚拟电厂项目多数处于第一阶段，随着现货市场的发展，虚拟电厂迎来新的机遇期，部分地方的现货市场已经将虚拟电厂纳入电力市场交易。

巅峰能源从虚拟电厂发展的三阶段入手，介绍了虚拟电厂在不同阶段的发展模式：第一阶段是邀约型阶段，在没有电力市场情况下，由政府部门或调度机构牵头组织，各聚合商参与，共同完成邀约、响应和激励流程；第二阶段是市场型阶段，虚拟电厂聚合商以类似于实体电厂的模式，参与电力现货市场和辅助服务市场；第三阶段是自主调度型阶段，用户、分布式能源可自由选择调度主体，并实现跨空间的交易和结算。

那么，在虚拟电厂发展的过程中，需要重视哪些问题呢？巅峰认为，其一，资源评估是前提。聚合商要对各种类聚合资源的调节方向、调节幅度、响应时间、持续时间、爬坡率等特征进行刻画，并从技术能力、经济价值、商业潜力、风险角度进行评估。其二，调度控制是核心。虚拟电厂要实时掌握用户的可调用状态，并将调度任务在内部资源间合理分配。

其三，信息通信是基础。需要保证控制指令和信息的上传下达。其四，利益分配是关键。聚合商对用户的指令执行、容量可靠性等进行评价，并考虑进聚合商与用户的利益分配过程中。最后，运行机制触灵魂。目前国内存在多种虚拟电厂模式，有政府牵头电网企业组织管理的冀北、山西、深圳虚拟电厂模式，也有发电企业为主建设的综合智慧零碳电厂模式，都涉及到体制机制运作的不同视角问题。

“要从更高维度的经济视角、而不是仅从技术物理型态看待新型电力系统建设。“国家发展改革委能源研究所研究员周伏秋提出，广义的需求侧资源，具有多重价值和效用，包括增强电力供应链安全稳定性、推动电力供应方式绿色低碳变革，尤其是提升电力产业链现代化水平；要通过需求侧资源的深入挖掘利用，支撑电力产业从生产型向服务型、数智型转变。为实现这一点，要有更高的格局、更多的思考和更新的理念。需求侧资源有电源型、储能型和负荷型，要聚焦负荷侧的海量资源。

“我国有数千万个企业、四亿多个家庭，如果都能参与电力系统互动，则电力数字经济的未来发展有巨大的想象空间。要聚焦负荷型虚拟电厂的建设，来进行政策和体制机制的设计、完善和提升，同时要重视与电源型、储能型虚拟电厂政策的协同。”

虚拟电厂概念出现在上世纪九十年代末，因此它适用于当时的数量和规模。随着大量分布式电源的出现，未来电力系统本身不可能是大的集中系统。

在中国社会科学院工业经济研究所能源经济室主任朱彤看来，在能源转型背景下谈虚拟电厂这个概念有很多的局限性，如果从市场层面来看这个问题，聚合商是一个更为合适的概念。我们需要跳出固有的控制和管理思路来设计体制机制。

有两个思维要转变，一是要从技术思维转向市场思维，通过市场机制解决不同利益主体的诉求、激发参与主体的偏好和潜力、发现价值和实现价值，形成价格信号传递出资源稀缺的时间和空间信息，从而实现成本回收。二是要从大电网为中心转向以用户、分布式为中心的思维，作为产销者的用户对电力系统的冲击和影响是循序渐进的。

新型电力系统中需求侧成为关注的中心

中国电力发展可以说是需求侧发展的历史，从最初的负荷控制、可中断负荷，到后来出现的需求响应、分布式、储能、虚拟电厂，需求侧的内涵和表述都有了变化，但都可以界定为需求侧资源。

巅峰能源咨询总结，国际上早期在推动需求侧管理方面有三种模式，其一是政府主导模式，由政府拿出资金补贴需求响应工作的开展；第二种是电力公司主导模式，由电力公司出资购买需求响应服务；第三种是第三方管理模式，由社会资本成立服务公司，聚合用户参与需求响应项目。我国已经到了波动性新能源大规模接入电网的阶段，全社会消纳新能源的成本越来越高。在高质量发展的要求下，我们需要通过多种方式实现需求侧资源的规模化发展。

需求侧资源的开发利用是技术经济可行的方法，是降低全社会转型成本的重要途径。北京大学能源研究院副院长杨雷也认为，新型电力系统中需求侧成为关注的中心，一是需求侧本身也变成了供应侧，二是需求侧响应的潜力非常大，可以认为是更加经济的系统灵活性资源，对于高比例风光等波动性可再生能源带来的变化更加适应。传统认为，工业大部分都是连续生产行业，需求响应的潜力有限。实际上，根据北大鄂尔多斯研究院的调研，需求响应的潜力非常大。

即使在炼钢和化工等传统认为需求侧响应不大的领域，通过流程改造，也可以挖掘出巨大的需求响应空间。市场化的价格是驱动新型商业模式，实现大规模需求响应的核心所在，必须深化电力改革，发挥市场优化资源配置的作用，通过电力市场反应供需的实时变化，传递出实时的价格信号。现阶段在增量配电网开展实时交易试点，打造区域现货价格，可以探索更多经验，是“先立后破”的现实路径之一。新的模式一定要协同多方主体的利益诉求，尽量让各参与方都能获益，改革才能容易开展和深化。

巅峰能源看来，电力化、低碳化、分布化、数字化是新型能源系统的基本要素。电力系统从电源中心时代，经历了电网中心时代，现在已经步入用户中心时代。在推进虚拟电厂建设过程中，一方面要跳出惯性思维，以全新的视角整体谋划适应用户中心时代的新型电力系统；另一方面要回到现实中来，坚持先立后破，在地方政府积极性高、具备条件的局部地区搞试点，先把新的系统立起来，再逐步向外扩展。

期间，必须充分调动电网企业积极性，一方面给电网企业下达开发虚拟电厂的任务要求；另一方面对营业范围内建成虚拟电厂数量多、规模大的电网企业给予表彰奖励。要按照中央的要求，深化电力体制改革，在发展先进生产力的同时处理好各种关系，推进虚拟电厂建设。