电力工业是党和国家事业的重要组成部分。辛保安董事长指出，奋进新的赶考之路，公司面临的重大而紧迫的战略任务，就是深入贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，围绕实现“双碳”目标，积极推动构建以新能源为主体的新型电力系统。　　构建以新能源为主体的新型电力系统，是党中央基于加强生态文明建设、保障国家能源安全、实现可持续发展作出的重大决策部署。构建新型电力系统，是推动能源清洁低碳转型、助力碳达峰碳中和的迫切需要，是顺应能源技术进步趋势、促进系统转型升级的必然要求，是实现电力行业高质量发展、服务构建新发展格局的重要途径。新型电力系统是清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好、开放互动的系统。推动电网向能源互联网升级的过程，就是推动构建新型电力系统的过程。　　西北地区是我国重要的新能源基地，资源禀赋好，发展空间大，区域内风能、太阳能技术可开发量在10亿千瓦以上，其中风能技术可开发量3亿千瓦，占全国的30%，太阳能技术可开发量7亿千瓦以上，占全国的60%。西北电网是国家电网的重要送端，新能源外送电量已占到公司系统跨区新能源交易电量的一半以上，是国内新能源装机容量最大、占比最高、发展最快的区域电网。　　新的赶考路上，国网西北分部将认真落实公司党组决策部署，赓续红色血脉，弘扬伟大建党精神，凝聚奋进力量，充分发挥“三个作用”（公司总部的“支撑者”作用，省公司的“服务者”作用，区域发展的“推动者”作用），加快建设“五型”（送端型、清洁型、智慧型、开放型、服务型）现代电网，奋力争创“五个领先”（理念领先、技术领先、指标领先、机制领先、服务领先）。　　发挥能源资源优势，建设送端型电网。依托大电网，用好大通道，融入大市场，持续提高电网大范围优化配置资源能力。加快推进特高压外送通道建设，持续优化西北750千伏主网架，促进各级电网分层分区、合理布局，为各类大型电源基地集约化开发、远距离外送奠定坚实基础。“十四五”时期特高压直流工程建成3项、启动3项、储备3项，力争到2030年建成特高压直流工程15回，总外送能力超1.35亿千瓦，年外送电量超6000亿千瓦时。　　创新电网发展方式，建设清洁型电网。强化规划引领，引导优化新能源装机布局。深化电网调峰能力建设，推进火电灵活性改造，强化区域备用容量共享。加快抽水蓄能电站建设，探索中长期储能电站发展路径。扩大新能源市场交易品种和规模。着力提高系统调节水平、柔性调控运行水平和新能源主动支撑水平，打造更加适应新能源发展的电网运行新模式。到2030年，西北电网新能源发电装机超过3.5亿千瓦，占公司系统的35%以上；新能源发电量占比达到33%，保持国际领先水平；生产侧实现多元化、清洁化、低碳化，消费侧实现高效化、减量化、电气化；形成以清洁能源为主导、以电为中心的能源供应和消费体系。　　抓好重大技术攻关，建设智慧型电网。加快实施新型电力系统科技攻关行动计划，打通产学研用创新链条，加强先进信息技术、控制技术、网络技术与先进低碳能源技术、先进输电技术的深度融合应用，在源网协调、柔性调控、立体防御等方面取得关键性技术突破。充分利用数字技术为电网赋能，推进电网设施和数字基础设施融合发展，实现源网荷储全要素可观、可测、可控。开展高占比新能源电网系统特性验证试验，推进新能源快速频率响应、大电网安全风险主动管控等关键技术推广应用，完善丰富一体化安全智能管控平台、高占比新能源电网智能协调控制平台、大电网本质安全特征量化评估与防御平台、源网荷储协同互动智能调控平台四大平台功能，打造电网智慧调控体系，提升电网全息感知能力和灵活控制能力。　　满足多元用能需求，建设开放型电网。以电为核心，推动电、氢、气、热、冷等一体化规划建设运营，推广“新能源+储能+调相机”开发模式，实现多能互补、高效配置、综合利用。加快研究“电-碳”市场协同机制，应用推广灵活峰谷电价机制，进一步拓展电能替代广度深度，促进各类新技术、新设备以及多元负荷大规模接入，实现各类市场主体广泛参与、充分竞争、主动响应、双向互动，与电力市场紧密融合。到2025年，负荷侧调节能力突破1000万千瓦，新型储能装机规模超过500万千瓦。　　凝聚行业发展合力，建设服务型电网。构建源荷互动的调控运行新模式，搭建以电为中心的综合能源服务平台，服务传统能源消费主体向生产与消费兼具型角色转型，实现各类能源主体角色互动、价值共创、利益共赢。开展区域电网碳排放监测评估和低碳调度，积极服务青海新型电力系统省级示范区、新疆南疆新型电力系统地区级示范区建设。发挥大电网资源优化配置作用，千方百计扩大电能外送，为送端扩电量、增效益，为受端降成本、减排放，以安全、经济、绿色、高效为导向，用高质量的电力供给为美好生活充电、为美丽中国赋能。　　（作者为国家电网有限公司副总工程师兼西北分部主任王国春）

构建以新能源为主体的新型电力系统的关键在于提升系统的灵活性。储能作为重要的调节资源，对于促进新能源高比例消纳、保障电力安全供应和提高电力系统运行效率具有重要作用。应根据各类储能的特点，结合新型电力系统的运行要求，协调推进储能发展。　　储能有助于构建绿色、安全、高效的新型电力系统　　有助于提高新能源消纳水平，实现绿色低碳发展。构建新型电力系统的基本内涵是重构能源产供储销体系，实现能源结构由以化石能源为主体向以新能源为主体的转型升级。与化石能源相比，风电、光伏等新能源是“看天吃饭”的不稳定电源，储能可有效解决新能源出力与用电负荷时空不匹配的问题，实现新能源充分消纳利用。　　有助于增强系统灵活性，提高新型电力系统的安全水平。以新能源为主体的新型电力系统呈现明显的高比例可再生能源接入与高比例电力电子设备应用的“双高”特性。在碳达峰、碳中和目标约束下，煤电等传统调节电源发展规模受限，未来电力系统的灵活性难以满足新能源大规模并网的运行要求。充放灵活的储能不仅可有效提升系统调节能力，还可以为系统提供频率、电压支撑，改善电能质量，提高新型电力系统的安全稳定水平。　　应用场景多元，提高新型电力系统的运行效率。在电源侧，储能可以通过协同优化运行提高新能源消纳水平；在电网侧，储能可以提高电网供电能力，延缓或替代电网投资；在用户侧，储能可以与新型电力终端深度融合，形成产销一体、智慧用能的能源消费新格局，提高系统运行效率。　　在不同时间尺度上发展不同功能定位的储能　　构建新型电力系统的核心是新能源成为主体电源后如何实现和保障不同时间尺度上的电力电量平衡，其关键在于统筹发展不同功能定位的储能。　　电化学储能具有精准控制、快速响应、布局灵活的特点，持续放电时间为分钟至小时级，充放电转换相对灵活，可快速吸收、释放功率，能够有效支撑节点电压、平抑系统频率波动，将不稳定的新能源出力转化为稳定可靠的电力供应，适用于超短周期(毫秒至秒级)和短周期(分钟至小时级)调频调压场景。电化学储能主要解决新能源波动性问题，在频率控制、改善电能质量、可再生能源消纳等方面发挥重要作用。　　抽水蓄能具有大规模能量吞吐能力，放电时间为小时级及以上，具有长时间尺度(日内和多日)的电网调峰及电力平衡能力。抽水蓄能主要解决新能源间歇性问题，在提升系统调峰能力、系统安全性和特殊天气场景下电力供应保障能力等方面作用明显。　　氢能具备清洁和长周期储能优势，可解决风电、光伏等可再生能源不稳定和低能量密度问题，实现高比例可再生能源的中长期(季节)供需平衡。目前，氢能技术在电-氢转换、氢能输送和存储等方面还有待提高，随着电-氢转换技术的进步和成本降低，氢能有望在新能源大规模长周期存储方面发挥重要作用。　　结合新型电力系统的特点协调推动储能发展　　集中式和分布式储能相结合发展。新能源发展呈现出集中式与分布式并举的态势，新型电力系统的网架结构将向“主干网架+中小型电网及微型电网”柔性互联形态发展。与此相适应，应推动集中式和分布式储能相结合发展。集中式储能包括抽水蓄能、大容量储能电站等。抽水蓄能适合长时间尺度电网调峰及电力平衡场景，可统一在电网侧配置；大容量储能电站可在集中式新能源发电基地适当配置，实现储能系统与新能源、电网的协调优化运行。分布式储能包括小型储能、电动汽车等，可推动建设小区、楼宇、家庭应用场景下的分布式储能设备，实现储能设备的混合配置、高效管理、友好并网，促进新能源就地就近消纳利用。　　电储能与其他各类储能相结合发展。柔性开放是新型电力系统的显著特征，新型电力系统将实现多元化源荷开放接入。在此背景下，应推动电储能与各类储能相结合发展。在发电侧，大力推进新能源场站配置新型储能，研究推广光热发电储能；在电网侧，加快抽水蓄能电站建设，推进电网侧新型储能合理布局；在用户侧，推动新型储能多元化发展，研究储电与储热、储冷、储氢等各类型储能相结合发展，实现在新能源高效利用目标下，以电能为核心的多能源生产和消费的匹配。　　以数字化技术推动储能与新能源协同运行。数字化技术是支撑构建新型电力系统的关键技术。依托云计算、移动互联网、人工智能以及先进传感测量、通信信息、控制技术等现代化技术，实现“源网荷储”之间的高效交互，提升新型电力系统灵活性。在此背景下，可利用物联网和区块链等数字化技术，聚合用户侧储能、电动汽车等海量可调节资源，实现“新能源+储能”“新能源+电动汽车”协调运行，促进新能源大规模并网和消纳。　　(作者杨再敏为南网能源院新能源研究所副所长、孙思扬为南网能源院新能源研究所主管)

“从气候条件、电动车推广、能源结构等方面来看，海南可以在全国率先实现零碳电力系统。”9月15日，在海口举办的第三届世界新能源汽车大会“新能源汽车与可再生能源融合（VGI）最佳实践”主题峰会上，中国工程院院士、清华大学教授江亿如是表示。　　在服务国家“双碳”目标和助力海南建设国家生态文明试验区、清洁能源岛的大背景下，南方电网海南电网公司积极落实南方电网公司总体部署，主动承担央企使命，在新型电力系统建设赛道上抢点布局，力争率先建成绿色高效、柔性开放、数字赋能的新型电力系统示范省。　　资源禀赋：风景这边独好　　今年7月，南方电网公司立足大局，放眼全网，综合考虑投资能力、资源禀赋、基础条件等要素，赋予海南电网在海南建设新型电力系统示范省的重要使命。　　机遇为什么会垂青海南？　　得天独厚的资源禀赋，是海南一张金光闪闪的名片。作为一个天然独立的地理单元，海南岛属于太阳能三类资源区，海域广阔，风电、光伏、海洋能等新能源资源丰富，具备新能源深度开发的潜力和条件。　　海南电网公司电力调度控制中心高级经理吴明轩介绍说：“2020年海南清洁能源装机占比已达67%，非化石能源装机、电量占比连续五年超过50%，高于全国平均水平；水能利用率超过99.5%，风光利用率均达到100%，基本实现全额消纳。绿色能源转型走在全国前列，及早实现‘双碳’目标的先发优势明显。”　　就柔性开放而言，海南作为中央支持全面深化改革开放的一块“试验田”，在引领能源综合改革方面，借力自贸港更高水平开放政策，先行先试的先天优势不可复制。　　海南正着力推进国际碳排放权交易中心建设，探索境外投资者引入及国际碳市场互联互通交易，搭建我国碳市场与国际碳市场合作桥梁。作为面向世界的对话窗口，博鳌已连续举办了两届智能电网国际论坛，下一步将筹划设立新型电力系统国际论坛，打造能源领域国际交流品牌，对外开放的步伐越迈越大。　　“基于新型电力系统的动态行为更加复杂，‘数据+算力+算法’融合是适应电网新形态的关键基础，南方电网提出以数字电网推动构建新型电力系统的鲜明主张，擘画了数字驱动电力绿色低碳转型的发展蓝图。”海南电网公司数字化部总经理郑声俊说。　　再看数字赋能，海南电网早已烙下“企业数字化、电网智能化”的深刻印记，省域智能电网建设已具雏形，数字化转型有效释放数据价值，推动电网边界向能源产业链上下游延伸，加快电网管理、运营和服务模式蜕变。　　今年上半年，该公司加快“南网云”平台扩容，累计分配344台云主机，推动20余个业务系统上云，提升了基础资源保障能力；完成物联网平台部署，投运组件196项，实现智能配电房、变电在线监测、计量系统、变电视频监控、山火监测主站等场景接入，累计调用超过20万次，初步实现业务大数据从“展示”向“应用”转变。　　抢点布局：春江水暖鸭先知　　今年以来，海南省全面贯彻落实中央碳达峰、碳中和的总体要求，先后出台一系列鼓励政策，聚焦保障能源安全、改善生态环境、转变城乡用能方式，在优化海南省能源结构上持续发力。　　作为立足海南的基础服务型央企，海南电网公司争当新型电力系统建设排头兵，站在了能源绿色低碳转型的风口。　　8月12日上午，海南煜达建设工程有限公司负责人将写着“一流服务优营商环境，全员攻坚兴光伏产业”的锦旗，送到海南电网琼海供电局副总经理韩波手中，表达对该局支持光伏项目建设的感激之情。　　据海南电网公司市场营销部负责人介绍，19个市县供电局主动服务地方光伏并网项目建设，建立了光伏并网项目全链条服务体系，有效满足了省内光伏项目“早并网早发电”需求。截至2021年8月，海南光伏总发电量为11.3亿千瓦时，同比增加8.9%，在南方电网五省区光伏发电量占比排名第一，为海南清洁能源岛建设注入源头活水。　　2030年海南将全面禁售燃油车，作为国内第一个宣布禁售燃油车时间表的省份，海南在推广和应用新能源汽车上不遗余力。今年1至8月新增上牌新能源汽车26353辆，同比增长152.67%，道路上“绿牌车”逐渐多了起来。　　从今年4月开始，海南电网公司响应国家相关部署，探索联合新能源汽车上下游企业，以市场化的方式推动车辆及充电商业模式创新，推进构建新能源汽车充换电基础设施“一张网”运营模式。4月17日，该公司与蔚来汽车海南区域公司合作共建的首座换电站——海口长滨路蔚来换电站，正式投入运营，拉开了双方在充换电站场站共建、电动汽车与电网互动、清洁能源消纳、充电技术、储能等多个业务领域合作的序幕。　　值得一提的是，6月8日海南低碳能源研究中心在海南电网公司揭牌，这是该公司系统承接中央碳达峰、碳中和战略要求的落地举措之一。该中心依托南方电网公司深厚的技术力量，重点在能源低碳转型、构建新型电力系统等领域开展前瞻性、战略性研究，做好碳排放数据的统计、发布和分析，探索新能源与数字电网融合发展路线。　　海南省生态环境厅负责人表示，海南低碳能源研究中心将以构建绿色、低碳、循环的经济体系为导向，深化海南能源电力低碳转型研究，推进碳达峰、碳中和政策体系建设，助力海南打造“碳中和岛”“全球零碳城市新标杆”。　　未来可期：无限风光在险峰　　每一枚硬币都是有两面的。海南构建新型电力系统，一面是难以媲美的先天条件和后发优势加持，另一面是来自电源侧、电网侧、负荷侧的不确定性挑战。　　在电源侧，海南西部新能源资源占总量的60%、电源装机占总量的54%，电源分布不均、送出压力大；非化石电源中核电、新能源占比超过70%，常规水电、抽蓄占比不足30%，电源灵活性不足。　　在电网侧，海南现状电网通道裕度小、可用间隔少，接入条件不能满足核电、新能源集中发展需求；最大单机容量占统调最大负荷约12%，“大机小网”问题长期存在。　　在负荷侧，随着分布式电源、储能、虚拟电厂等逐步推广，部分用户将由“纯用电负荷”向“电力产消者”演变，负荷特性与供需形势耦合，进一步加大电力负荷的波动性。　　“是挑战也是机遇，两者是可以互相转化、互相成就的。”海南电网公司规划部总经理陆冰雁表示。　　“十四五”期间，海南计划开发建设海上风电1100万千瓦并力争投产200万千瓦，新增光伏400万千瓦，加快多能互补清洁电源体系建设。全面建成智能电网综合示范省，确保重点园区、智能电网示范区停电时间低于5分钟，打造平台型本质安全电网。全省范围内建成充电桩33.7万个、公共充换电站430座，实现电能替代电量不低于40亿千瓦时，储能装机总容量超过160万千瓦，电能占终端能源消费比重达30%以上，满足“千人千面、多态多端”服务需求。　　一组组数据揭示了海南自贸港加快能源绿色低碳转型的决心，也坚定了海南建设新型电力系统示范省的信心。　　为加快海南新型电力系统示范建设，海南电网公司成立了以主要负责人为组长的工作领导小组，围绕能源技术创新、绿色交通建设、构建综合能源消费体系、电力供应绿色低碳转型、平台赋能一体化多元化融合、能源电力综合改革、全面深化能源电力国际合作等7大方面统筹布局，清晰可见的发展路径就在眼前。　　“我们启动了一批新型电力系统典型示范项目，决胜未来新型电力系统主战场的力量不断积蓄。”陆冰雁说，如在五指山市依托小水电、光伏等分布式电源，打造具有离网独立运行功能的城市型微电网；先行先试推动建设洋浦工业园区LNG冷能及分布式能源综合利用项目，打造自贸港重点园区及博鳌东屿岛近零碳排放示范区；选取文昌、东方等可再生能源资源丰富的地区，搭建示范区气象信息应用决策支持系统、新能源运行管理平台等。　　于变局中开新局，无限风光在险峰。新型电力系统占据了新能源变革的C位，游戏规则重塑的机遇与挑战扑面而来。海南电网已经锚定新型电力系统省级示范的目标，勇立海南自贸港建设潮头，奏响构建新型电力系统的时代序曲。（郭卫华）