近日中国能源建设集团有限公司党委常委、副总经理吴云在接受记者专访时，他认为，构建以新能源为主体的新型电力系统面临形势艰巨而复杂，电力系统转型须实现“五个转变”。电力系统须立足新发展阶段、贯彻新发展理念，在功能定位、供给结构、系统形态、调控体系等领域顺应发展形势、响应变革要求，主动实现“五个转变”：一是功能定位由服务经济社会发展向保障经济社会发展和引领产业升级转变；二是供给结构由化石能源发电为主体向新能源提供可靠电力支撑转变；三是系统形态由“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素转变；四是调控运行模式由“源随荷动”向“源网荷储多元智能互动”转变；五是电网形态由交直流区域互联大电网向“大电网”与“分布式”兼容并存格局转变。
在回答新能源大量替代常规机组，电力系统呈现高比例可再生能源、高比例电力电子设备的“双高”特征。新能源的快速发展，对电力保供、电网安全运行等有何影响？
吴云表示，随着新能源大规模发展，我国电力供需的时空匹配难度日益增大。电力供应保障和新能源消纳压力并存，高比例可再生能源和高比例电力电子设备“双高”带来的安全稳定运行难度显著增加。这主要体现在三个方面：
一是电力需求矛盾加剧。大规模新能源接入电网后，电力系统电力电量在空间和时间上的平衡难度将显著加大。新能源发电的随机性、波动性、间歇性导致难以稳定可靠供电，极端天气下可能长时间停摆，在电力系统中尚难以形成可靠的电力替代能力。在新能源高占比情景下，由于现有的储能技术只能满足日内调节需求，新能源出力与用电需求季节性不匹配导致的系统跨季节供需矛盾更加突出。
二是电力系统安全稳定运行面临新挑战。随着新能源装机占比不断提升，电力系统呈现高比例电力电子化，同步电源占比下降、电力电子设备支撑能力不足又将导致电网宽频振荡等新形态稳定问题出现。而且，现有的“源随荷动”的调度运行模式，无法适应高比例新能源并网条件下源网荷储“多向互动”的灵活变化需求，调度体系亟待革新升级。
三是电力总成本持续提升。新能源相对常规煤电而言只有电量替代效益、没有容量替代效益，需要同步建设提供保障容量的备用机组和调节电源，系统冗余度和电力生产成本将上升，需通过技术创新实现“新能源+调节电源”的平价上网。
原文如下：
当前，新能源正在以前所未有的速度发展，电力生产结构加快调整，电力系统基础发生深刻变化，正处于由量变转入质变阶段。下一阶段，新型电力系统建设的重点是什么？展望“十五五”，电力消费需求将呈现怎样的发展趋势？新能源发展又将如何突破瓶颈，实现高质量发展？
针对这些问题，记者专访了中国能源建设集团有限公司党委常委、副总经理吴云。他认为，构建以新能源为主体的新型电力系统面临形势艰巨而复杂，电力系统转型须实现“五个转变”。
记者：新型电力系统背景下，您认为我国电力系统转型发展的总体趋势如何？
吴云：当今世界，百年未有之大变局加速演进，新一轮科技革命和产业变革深入发展，全球范围内新能源和信息技术紧密融合，全球能源供需版图深刻变革，生产生活方式加快转向低碳化、智能化。在规划建设新型能源体系、推动能源革命、建设能源强国的进程中，电力占据着能源体系的主导地位，大力发展新能源是必由之路，推动构建以新能源为主体的新型电力系统面临的形势艰巨而复杂。
电力系统须立足新发展阶段、贯彻新发展理念，在功能定位、供给结构、系统形态、调控体系等领域顺应发展形势、响应变革要求，主动实现“五个转变”：一是功能定位由服务经济社会发展向保障经济社会发展和引领产业升级转变；二是供给结构由化石能源发电为主体向新能源提供可靠电力支撑转变；三是系统形态由“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素转变；四是调控运行模式由“源随荷动”向“源网荷储多元智能互动”转变；五是电网形态由交直流区域互联大电网向“大电网”与“分布式”兼容并存格局转变。
记者：“十五五”及中长期电力消费需求发展趋势如何？
吴云：为支撑中国式现代化建设，同步推进新型工业化、信息化、城镇化和农业现代化，我国电力需求仍将保持旺盛的增长态势，预计未来十年平均每年的用电增量保持在5000亿千瓦时左右，2035年前后我国人均年用电量有望突破10000千瓦时/人。战略新兴产业和未来产业将拉动第二产业保持较高占比，第三产业和居民用电占比持续增长。
记者：新质生产力培育对电力消费规模和特性有何影响？
吴云：新质生产力加速培育将成为用电增长重要驱动力。在坚持把发展经济着力点放在实体经济上的总方略下，我国将坚持发展完整的制造业体系，加快建设制造强国。一方面，传统高载能行业逐步由高能耗低附加值向低能耗高附加值方向转型。另一方面，新能源汽车、光伏组件、锂离子电池行业加快发展，产量占全球比重均已超过70%，其对我国上下游产业链的拉动潜力巨大，是我国工业用电的新增长极。同时，以5G基站服务、人工智能大数据为代表的数字经济将推动我国服务业用电保持快速增长，预计到2030年，我国数据中心用电量为1.1万亿千瓦时，基站用电量为0.2万亿千瓦时，预计中长期上述行业合计用电量占三产用电量的比重将超过50%。此外，随着制氢技术进步和成本下降，电解水制氢将迎来规模化发展，带动制氢电量大幅增长。
记者：新能源大量替代常规机组，电力系统呈现高比例可再生能源、高比例电力电子设备的“双高”特征。新能源的快速发展，对电力保供、电网安全运行等有何影响？
吴云：随着新能源大规模发展，我国电力供需的时空匹配难度日益增大。电力供应保障和新能源消纳压力并存，高比例可再生能源和高比例电力电子设备“双高”带来的安全稳定运行难度显著增加。这主要体现在三个方面：一是电力需求矛盾加剧。大规模新能源接入电网后，电力系统电力电量在空间和时间上的平衡难度将显著加大。新能源发电的随机性、波动性、间歇性导致难以稳定可靠供电，极端天气下可能长时间停摆，在电力系统中尚难以形成可靠的电力替代能力。在新能源高占比情景下，由于现有的储能技术只能满足日内调节需求，新能源出力与用电需求季节性不匹配导致的系统跨季节供需矛盾更加突出。二是电力系统安全稳定运行面临新挑战。随着新能源装机占比不断提升，电力系统呈现高比例电力电子化，同步电源占比下降、电力电子设备支撑能力不足又将导致电网宽频振荡等新形态稳定问题出现。而且，现有的“源随荷动”的调度运行模式，无法适应高比例新能源并网条件下源网荷储“多向互动”的灵活变化需求，调度体系亟待革新升级。三是电力总成本持续提升。新能源相对常规煤电而言只有电量替代效益、没有容量替代效益，需要同步建设提供保障容量的备用机组和调节电源，系统冗余度和电力生产成本将上升，需通过技术创新实现“新能源+调节电源”的平价上网。
当前，能源系统亟需转变规划思路，坚持电力安全底线思维，推动电源电网最优规划，加快形成多元充裕的电力供给保障新体系，打造兼容并举的电网新形态。具体来说，需要做到以下五点：一是大力推动新能源可靠替代，构建新能源多元化利用新局面。积极推动粤东、北部湾海上风电集群化开发，推广新能源“源网荷储”一体化就地开发利用模式，创新分布式新能源利用场景和商业模式。二是推动主干电网提质升级，主动适应大规模高比例新能源发展。随着后续广东规划新增煤电、藏粤直流以及大规模海上风电的接入，广东省内传统的西电东送格局有可能转变为阶段性的东电西送，规划目标网架与新形势下的东西断面交换和各分区间交换能力不尽协调，建议进一步推动珠三角负荷中心目标网架优化。三是推动储能规模化发展，增强电力系统灵活调节能力。在各省（区）重点布局一定规模抽蓄和压缩空气储能电站，服务区内核电和新能源大规模发展，以及接受大规模区外电力需要，提供电力保供顶峰能力和系统调节能力。四是打造分布式电网，推动与大电网兼容互补。推动配电网与“云大物移智”等数字化技术深度融合，打造高度集成的智慧配电系统，满足用户多样化需求，实现智能友好。五是推动电力系统调度体系革新升级，增强电力系统协调优化运行能力。推动“云大物移智”技术与传统调控技术相结合，升级现有调控系统平台，大幅提升新能源发电预测精度，推动调度模式向智能化调度转变，适应电力市场规范运行需要。
记者：经过多年高速发展，新能源保持增长面临一定压力，为此，当前国家大力推动新能源大基地建设，逐步完善分布式市场机制，稳步推进海上风电建设布局。从电力规划角度来看，您认为新能源要保持增长态势、实现高质量发展，下一阶段的规划和开发重点应是什么？
吴云：新能源要保持增长态势、实现高质量发展，其重点是统筹系统绿色低碳转型需求、系统调节能力建设时序、电力新能源产业合理产能布局间的关系，依靠技术创新与体制改革双轮驱动，稳步推动以新能源为主体的新型电力体系构建。
第一，推动新能源大规模有序开发建设和合理布局。结合全国电力行业碳达峰路径，科学合理确定新能源发展规模目标，统筹考虑非化石能源消费比重基本目标、电力系统调节能力提升、新能源合理利用率，确定新能源发展的基础性目标，统筹优化全国风电、光伏等新能源开发建设时序。坚持集中式与分布式并举，陆上与海上并举，按照各地区电力行业碳达峰路径，优化新能源布局，各地区可再生能源电量需求优先依托本地新能源资源满足，以区外受入可再生能源电量为补充。
第二，推动新能源基地化集约化开发。重点围绕沙漠戈壁荒漠地区推动大型风电、光伏基地建设，结合清洁高效煤电、新型储能、光热发电等调节支撑性资源，形成多能互补的开发外送形式，稳妥推动西南地区主要流域可再生能源一体化基地建设，实现水电、风电、光伏发电、储能一体化规划研究、开发建设与电力消纳。积极推动粤东、北部湾等海上风电集群化开发利用，一体化统筹海上风电的规划、建设、送出、并网与消纳，并逐步由近海向深远海拓展。加快推动高电压大容量多端柔直等技术应用，通过直流输电新技术实现高比例新能源外送。
第三，要适度超前布局系统调节能力建设。推动多类型、多时间尺度储能技术协调发展、优化配置和协同运行，大力提升系统调节能力，缓解新能源发电出力特性与负荷特性不匹配导致的系统平衡调节压力，保障新能源合理消纳利用。大力推动煤电机组参与深度调峰，力争在现有调峰深度基础上进一步提升调节能力，推进西南地区龙头水库电站建设，通过联合调度进一步提升水电调节潜力；科学有序开发建设抽水蓄能；积极推进新型储能规模化发展，统筹新型储能在电力系统中提供电力支撑、提升系统调节能力、保障安全稳定运行等作用，合理配置新型储能，推动源网荷各侧新型储能多应用场景快速发展。
第四，推动分布式新能源就地开发利用。加快推动分散式风电、分布式光伏发电开发，以就地利用为主要目的拓展分布式新能源开发应用场景。积极推动各具特色的电力源网荷储一体化项目，围绕公共建筑、居住社区、新能源汽车充电桩、铁路高速公路沿线等建筑、交通、农业领域，发展新能源多领域融合的新型开发利用模式。
第五，着力实现新能源可靠替代。深度融合高精度长时间尺度功率预测、智慧调控、构网型储能等技术应用，推动系统友好型“新能源+构网型储能”电站建设，实现风、光、储协调互补，大幅提升新能源电站发电效率和可靠出力水平，实现稳定供电、及时响应系统调节需求，并具备与化石电源相近的涉网性能。全力攻关以热储能、氢储能等为代表的长时储能技术，解决新能源与负荷季节特性不匹配导致的电量型缺电问题，支撑电力系统实现跨季节的动态供需平衡。
