作者：孔力, 裴玮, 饶建业, 徐英新

作者单位：中国科学院电工研究所;中国科学技术大学 碳中和研究院；电力规划设计总院

　　“双碳”战略下，未来40年我国电力系统的供需规模仍将持续增长。文章首先对碳中和目标下我国电网体系进行了总体分析，认为未来风电和太阳能发电将逐步成为主体电源，这给电网消纳新能源带来新任务和挑战。在此基础上，阐述了构建新型电力系统的总体思路和建设原则，分析了电网的基本结构和形态。

未来远距离输电规模将持续扩大且资源和负荷不平衡，新型电力系统依然存在着电源和负荷逆向分布的显著特征，因此其基本形态仍由大电网构成，并以分布式系统为有效补充。此外，电网中灵活调节资源对于电网的安全运行至关重要，电力市场化运行机制应引导多元主体参与新型电力系统的建设。最后，提出了建设面向碳中和的新型电力系统分阶段实施策略，对建设新型电力系统，实现碳中和有重要指导作用和意义。

亮点论述：

新型电力系统分阶段实施策略

4.1 控碳阶段(2021—2030年)

　　此阶段为青海、宁夏、新疆等西部地区可再生能源快速建设和增长时期，远距离特高压直流技术已经基本成熟，而储能技术尚未成熟，电力系统灵活调节能力仍然不足，因此可再生能源的输送和消纳依然重点依赖于跨地区的远距离输电建设。此阶段主要以平衡东、西部资源不平衡，同时积极建设分布式微网在用户侧整合为目标，并为电力系统灵活性调节能力建设奠定基础。建议：重点建设哈密—重庆、陇东—山东、金上—湖北、蒙西—河北、宁夏—湖南、四川—湖南等跨区输电通道，预计全国跨省区远距离输电通道规模达到4亿千瓦，比2020年增长1.3亿千瓦。预计实现新能源跨省区输送新能源规模达到1.5亿千瓦，输电电量超过3 000亿千瓦时。

　　随着港口、铁路、公路、油田等各行业分布式可再生能源建设逐步进入高峰，原有较为落后的配电网迫切需要提升感知、控制和智能化水平。此外，交-直流微网需要大规模发展，以能够接受和消纳分布式可再生能源。

4.2 减碳阶段(2031—2040年)

　　我国将逐步实现社会主义现代化，并向社会主义现代化强国迈进，预期用电负荷相比目前状态将增加1.5倍，而且负荷仍将集中在中部和东部地区。而在此阶段，一方面，受东部地区可再生能源建设容量制约，新增大部分负荷依然需要远距离跨省区输送，预期输电通道建设压力仍然较大。另一方面，河西走廊通道受制于地理条件，输电建设在此阶段将趋向饱和，难以再向中部和东部地区新建输电走廊。总体预计跨省区远距离输电通道规模将需要达到6亿—7亿千瓦，需要新建跨省区远距离输电通道2亿—3亿千瓦。

　　随着全国各地可再生能源发电数据和气象数据在2020—2040年中积累逐渐完善，可预期可再生能源发电预测精度将大幅提升。一方面，随着分布式用户侧市场机制逐渐改变和完善，源网荷储将深度融合，灵活互动，尤其是电供暖、电制氢、数据中心、电动汽车充电设施等新型灵活负荷在此阶段将成为电力系统调节的重要组成部分。因此，在同样的输电容量下，新能源输电电量将得到大幅提升，预计新能源跨省区输送电量超过1.5万亿千瓦时。另一方面，分布式可再生能源将逐渐与城乡居民、工业生产融为一体，网络呈现交流为主，直流为辅的格局，同时配用电智能化建设也将进一步加强。

4.3 低碳阶段(2041—2050年)

　　预期储能等技术将逐渐有所突破，各类型电池成本也将大幅下降，锂电池、液流电池等储能系统的平准化成本可以降到0.1—0.2元/千瓦时，建设规模也将大幅增长。这使得新能源能够平稳跨区输送，现有输电通道利用率将会得到进一步大幅提升。

　　在此阶段，由于储能技术日趋成熟，成本大幅下降，新建输电通道压力逐步降低。预期在此阶段的10年中，跨省区远距离输电通道规模将维持在6亿—7亿千瓦，新增跨省区远距离输电通道规模将在5 000万千瓦以下，跨区远距离输电通道利用率在技术进步下将接近极限，从而预期新能源输电电量超过3万亿千瓦时。

4.4 碳中和阶段(2051—2060年)

　　在此阶段，社会主义现代化强国已基本建成，东、西部发展差异将逐渐均衡。尤其新疆等西北地区作为“一带一路”中连接欧亚大陆的陆上通道，预期将逐渐从物流中转发展出若干都市群，使得西北地区向中部和东部输电需求和动力进一步减弱，甚至西北部分地区将逐渐自我平衡。这将会导致中部和东部地区增长的绿色电力需求将逐步转向由东北区域供给，甚至可以发展出若干由蒙古国、俄罗斯向我国中东部地区的输电通道。预期此阶段新增输电通道规模1亿—2亿千瓦，其中主要以跨国通道为主，最终跨区远距离输电通道规模将达到7亿—8亿千瓦，新能源输电电量达到4万亿千瓦时。