“双碳”目标下新能源为主体的新型电力系统：贡献、关键技术与挑战

全球经济和工业水平的迅猛发展，促使能源需求急剧增长。传统化石能源在生产、转化过程中会产生大量二氧化碳，其引发的气候问题已日益威胁全球生态安全。截至2021年4月22日，全球已经有120多个国家陆续宣布了碳中和目标。碳中和是指在规定时间内，二氧化碳的人为移除抵消人为排放，达到相对“零排放”。当前，中国已将减碳列入国家重要发展目标，力争于2030年前达到碳排放峰值，2060年前实现碳中和。

目前，中国电力系统碳排放还处于较高水平，占全社会碳排放的40%左右，其中煤电是碳排放的主要来源，故提升电网新能源发电比例是实现减碳目标的重要途径。国家电网公司、南方电网公司已发布助力“碳达峰、碳中和” 的有关文件，推动构建以新能源为主体的新型电力系统。在发电侧，采用清洁能源代替化石能源，降低发电碳排放；在输配电侧，提高传输效率，减少损耗；在用电侧，实施用能电气化改造，减少传统终端用能过程中的碳排放。针对传统能源供应体系中电力、热能、天然气各自独立、社会基础设施资源利用率低下、缺乏统筹规划等问题，有必要构建以电为中心、电网为平台的综合能源系统[1]，实现能源广泛互通互济。此外，“数字新基建”对于推动数字技术与传统电网产业深度融合发展具有重要意义，以此加速产业数字化和数字产业化，以电网数字化转型助推新型电力系统建设。

中国风电和光伏发电装机容量自2010年起开始大幅增长，但在电力系统中，风光发电量的占比仍然很低，2019年仅占到2.9%和5.4%。然而，在中国“双碳”目标下，到2060年预测中国风电和光伏发电装机容量占比之和需达到约80%，发电量占比之和达到约70%[2-4]。未来高比例新能源并网将给新型电力系统带来诸多挑战，包括安全稳定运行、电力电量平衡、新型市场机制建设，以及数字化与智能化提升等，具体表现如下：1）传统电力系统采用出力可控的火电机组发电，而新型电力系统采用出力具有随机性、波动性和间歇性的新能源机组发电[5]。2）传统电力系统采用同步发电机旋转惯量作为电网支撑，其安全稳定控制理论较为完善；而新型电力系统中的大量新能源发电设备缺乏惯量支撑，且应对电力扰动鲁棒性差[6]，其稳定机理与控制方法有待研究[7]。3）传统电力系统由确定性一次能源保障供电可靠性与经济性，在规划设计、稳定分析、平衡调控、电力市场等方面均以确定性条件进行技术研究和工程应用；而新型电力系统主要由波动的可再生能源为负荷供电，在规划设计、平衡调控等方面均以不确定性条件进行技术研究和工程应用。4）传统电力系统的发电成本较低，而新型电力系统建设将大幅增加电网发、输、配、用各环节的建造和运行成本。5）传统电力系统数据量较小，对数据传输、处理能力等要求较低；而新型电力系统具有数据量大、多样化、相互关联等特点，对电网信息传输、数据处理等多方面提出了更高的要求。

实现传统电力系统向新型电力系统转变，安全运行是根本前提，可靠供电是核心目标，经济高效是必然要求，数智转型是关键支撑。与此同时，新型电力系统在安全、可靠、经济及数智化进程方面还存在诸多挑战，需要新理论、新技术、新市场、新政策共同支撑。本文首先阐述了新型电力系统对实现“双碳”目标的贡献；然后，从安全运行、可靠供电、经济高效和数智转型4个层面分析了新型电力系统面临的主要挑战，包括稳定问题复杂化、防控措施待强化、灵活资源多样化、运行方式灵活化、供电需求品质化、市场机制多元化、能源利用高效化、能源生态数字化，以及运营管控智能化；最后，从强化基础研究、攻克关键技术、推进工程应用的维度给出应对上述挑战建议采取的主要具体措施，以期吸引更多学者参与对新型电力系统的探讨与研究。

中国电网公司已经在推动能源电力转型中取得了丰富的实践成果。截至2020年底，为建设坚强智能电网，保障新能源及时并网消纳，中国电网公司已投资约2.4万亿元，以加强输电网络及清洁能源电站建设。在电网侧，跨区域输电能力达2.3亿kW，其中输送清洁能源电量占总输电量比例达43%。在能源消费侧，采用加快建设电动汽车充电网络，民航机场、沿海和内陆码头不断推广以电代油，工业领域推广电窑炉、电锅炉等举措，累计实现替代电量8 677亿kW·h，电能消费占终端能源消费比例约27%。此外，为促进能源高效利用，研发并全面掌握特高压核心技术和全套设备制造能力，建成国家风光储输、张北柔直等示范工程；建设“新能源云平台”，在新能源电厂并网与运行控制领域也获得一系列成果。随着发电侧清洁能源替代程度的深化，系统稳定机制复杂、调节资源稀缺等问题愈加凸显。如何最大化消纳新能源，实现更高要求下新型电力系统的安全、可靠、经济运行，仍面临诸多挑战。未来新型电力系统的构建还需继续围绕能源供给清洁化、能源消费电气化不断推进。

当前，中国为减少能源利用中的碳排放，仍在不断推动能源生产与消费结构朝着清洁、高效、低碳的方向良性发展[8]，并以电为中心、电网为平台带动能源系统转型。图1指出构建新型电力系统对实现2060年净零碳目标的贡献，同时总结了构建新型电力系统的路径及挑战。薛钦源等[9]通过计算能源供给多样性的方法说明了中国能源供应的现状并指出了一次能源结构发展和结构优化所面对的问题及对应的建议。在加快节能减排，防治大气污染的新形势下，中国正不断努力在能源供给侧构建多元清洁能源供应体系。国家光伏装机量占全球的45%左右，并持续为光伏发电成本降低做出贡献，中国风电装机量以20%年均增速提升。在“十三五”期间，为保障新能源及时并网消纳，通过煤电灵活性改造和系统调节能力的提升，促使风电和太阳能发电量达5 872亿kW·h，减少燃煤消耗2.5亿t，减排二氧化碳当量4.5亿t。此外，能源技术创新同样意义重大，当前中国已实现核能、光热等新型发电方式的自主设计、建造和运营，其运行安全性与社会认可度都在不断提升[10]。

构建新型电力系统除推进新能源利用，实现电力生产减排外，在能源消费方面，随着转型发展配套政策出台实施、技术进步降本增效、电网改革与能耗双控深入推进、输配电技术不断突破，中国能源消费结构中电能消费的地位愈加突出。为了降低对传统能源的依赖，减少温室气体排放，工业、交通、建筑领域的电气化转型及能效管理也在不断推进。在工业生产过程中，传统的更换设备、优化燃料等措施已经无法满足工业部门更高的减碳需求。为了从根本上大幅降低工业传统方式下发电、产热时的碳排放，需要大力推动热电联产、碳捕获与储能技术的大规模应用。在交通方面，运载工具的电气化转型是最为有效、贡献最大的减排措施。同理，在建筑领域提升技术水平如热泵的应用等举措，加强了建筑节能改造，对减排同样有重大意义[10]。为如期实现碳中和，中国将继续推进新型电力系统的构建，抓住能源发展新形势下的机遇，积极应对各层面下的挑战，通过多种路径加快实现能源供给侧清洁替代、能源消费侧电能替代。

新型电力系统高比例可再生能源、高比例电力电子设备的“双高”趋势下，电力系统动态特性改变及演化机理不明，稳定问题变得更为复杂。一方面，新能源设备接入电网引发的运行方式改变将从一定程度上影响经典稳定性问题；另一方面，系统动态行为改变将引发新的稳定性问题。电力系统稳定性问题与挑战如图2所示。

由图2可知，经典电力系统稳定性问题包括了功角稳定、电压稳定与频率稳定。新能源机组的渗透率、机组类型、地理位置、接入电网强度、运行工况、控制策略与控制参数决定了其对经典稳定性问题的影响程度。

1）功角稳定方面。在低频振荡中，具有代表性的稳定性问题是由发电机主导的功角稳定性问题，大规模新能源发电机组接入会改变电网结构和潮流分布，可能影响功角的暂态稳定性，引入新的低频振荡现象[11]。低频振荡的频率范围一般是0.2～2.0 Hz，在区域联网背景下，传统发电机组发电进行远距离输送依然存在，高比例新能源并网可能加剧功角稳定问题[12]，恶化区域电网之间的机电振荡模式，引发联络线低频功率振荡。此外，新能源的接入可能会改变原有的网架结构和动态过程，使得原本稳定运行的电力装备偏离其最优运行点，进而可能引发低频振荡现象。

2）电压稳定方面。新能源机组的电压–无功响应能力将影响系统电压稳定性。高比例风电、光伏接入强度较弱的电网时电压稳定控制难度增大[13]，且容易引发新能源机组脱网，进而影响系统电压稳定性。

3）频率稳定方面。高比例电力电子化导致的系统惯量下降、新能源出力功率波动都将降低系统频率的鲁棒性[14]。

在分析方法上，传统电力系统稳定性问题多单独针对功角稳定、电压稳定与频率稳定开展分析研究[15-17]。随着新能源大量接入、系统规模扩大、运行方式增多，多种不同稳定性问题相互耦合，如何进行准确的稳定性模式判别[18]，厘清不同稳定性问题相互演化规律也是未来经典稳定性问题研究的挑战之一。Jadidbonab等[19]采用随机规划方法处理风力发电与需求的不确定性，作为评估和提高含风力发电与热能需求的电力系统稳定性基础。陈磊等[20]通过简化的代数方程和仿真分析得出了随着风电机组替换常规机组比例增大，系统稳定性具有从功角稳定向电压稳定转化的特性的结论。毛安家等[7]则进一步研究高比例新能源电力系统暂态稳定和电压稳定的演化机理，给出了基于常规机组最大替换功率的稳定性演化的量化指标。

在新型电力系统中，电力电子变流器将广泛应用于发、输、配、用电各个环节，由此引发的新型电磁振荡现象出现在：电力电子设备与串联补偿装置[21]、电力电子设备与交流系统[22-23]、电力电子设备与直流系统[24]，以及电力电子设备之间[25]。同时，电力系统互联为振荡能量在电网中广域传播提供了有利条件，可能加剧电磁振荡的严重程度[26]。从振荡频率的角度来讲，新型振荡现象的频带较宽，包括了低频、次同步、超同步及谐波，从Hz至kHz量级的振荡均有可能发生。其中：低频振荡多是由于新能源接入改变了系统的稳态运行点，较少见到有关于其直接引发低频振荡的工程案例；次同步振荡是新能源接入后较为普遍的振荡现象，在国内外均有较多报道，其主要机制是电力电子装置控制环节设定不合理，或难以适应系统环境导致的；谐波振荡则主要是由于电力电子装置的开关动态引发的，这也是电力电子装置接入后对区域电网最直接的影响。

Liu等[27-29]分别从负阻尼、等效阻抗、多模式谐振等角度研究振荡的产生机理，伍文华[30]、李辉[31]等分别采用阻抗模型、模态分析等进行特性分析，余希瑞等[32]通过在电源侧改进控制器参数、附加阻尼控制等方法进行振荡抑制。然而，新型电磁振荡问题具有宽频、多模态、扰动耦合、传播广泛、自适应、协同的特征，总体呈现出多时空尺度和非线性两大特性。未来电磁振荡问题研究面临的主要挑战包括：1）如何完善振荡的形成机制，提出统一量化的振荡分析指标体系；2）如何反映强非线性电力系统振荡的动态特性，建立振荡分析方法，实现振荡源定位及传播路径跟踪；3）如何针对新特性提出自适应、广域协同、高鲁棒性的有效振荡抑制方案[33-34]。

由于新能源发电系统的大规模接入，新型电力系统的电力电子化程度不断加深，系统缺少传统同步发电机组的机械转动惯量，呈现明显的低惯量、弱抗扰特性。一方面，等效惯量的降低恶化了系统抗扰能力[6]；另一方面，新能源设备对电压、频率变化敏感，耐受能力不足，容易引发脱网事件，进而导致连锁故障[35]；另外，新能源设备的短路电流不确定，可能导致保护的误动与拒动，进一步加剧扰动影响[36]。因此，在电力系统稳定机理不明的情况下，系统还面临着对电压、频率的支撑不足，应对措施不完善的严峻挑战。

目前，提高系统惯量主要包括两方面手段。一方面，外加储能系统，可以为电力系统提供调峰、调频和电压支持等服务[37]。然而，高比例可再生能源要求系统保持较高的备用水平，以电池为代表的储能系统主要用于提供辅助备用，在高比例新能源渗透背景下储能利用率、投资回报、收益平衡问题仍面临挑战。

另一方面，在源、网、荷、储各个环节的电力电子变换器中采用虚拟惯性控制也可以提升电网惯量支撑[38]。然而，由此引发的系统惯量时空分布特性与多变性在“双高”系统中越发凸显。黄俊凯等[39]研究了面向系统小干扰稳定提升的虚拟惯量优化分配模型与方法，考虑到新型电力系统的多种稳定性存在相互耦合现象，未来有必要开展综合协同多目标惯量分配研究。辛焕海等[40]针对多样化新能源接入系统开展了基于广义短路比指标的电网强度度量方法研究。随着新型电力系统的发展，如何实现准确、实时惯量评估及惯量的合理分配是未来的挑战之一。

此外，继电保护是限制事故影响范围，保障系统安全稳定运行的重要防线。由于同步电源减少，以电力电子装置为接口的新型电力系统短路电流水平较低，零序、负序故障电势也相应改变。同时，低/高电压穿越控制下的新能源发电系统将在故障过程中向负荷提供一定的有功、无功支撑[41]。随机性、间歇性出力的新能源系统同样会影响电力系统的短路电流特性。探索交直流混联、大规模新能源并网情景下的新型继电保护特性及与数字化相融合的保护技术也是未来提高电力系统安全稳定运行的重要手段。

大规模新能源发电接入背景下，受地理环境和气象条件因素影响，新能源发电出力具有波动性、间歇性、能量密度低等特点[42]。同时，中国用电需求呈现冬、夏“双峰”特征，峰谷差不断扩大，北方地区冬季高峰负荷往往接近或超过夏季高峰，保障电力供应的难度逐年加大。从实际运行情况看，依靠常规电源满足电网高峰负荷需求仍然是实现电力电量平衡的主要方式。在极端天气下，很难保证充足的供电裕度支撑电力系统可靠运行。此外，由于传统电力系统灵活性不足，导致中国各地始终存在弃风、弃光问题，不利于“双碳”目标的实现。

提升电力系统灵活性以应对具有波动性、间隙性的新能源发电，是实现新能源充分消纳的关键[43]。提升电力系统灵活调节能力，首要方式是增加系统的可灵活调节的资源，从而解决电力电量平衡问题[44]。

现有研究及实际应用中，已有采用储能及负荷需求响应以提升系统灵活性的方法。例如，王洪坤等[45]提出可中断负荷和储能对提升配电网运行灵活性的积极作用。储能系统不仅能够平滑新能源功率波动满足负荷平衡，还具有跟踪新能源发电计划出力、辅助“削峰填谷”等用途[46-47]，对于提高新型电力系统灵活调节能力具有积极意义。在负荷需求侧响应实践方面，以各综合能源公司为主参与构建的综合能源系统，通过提供综合能源服务的方式，实现了多类型能源互补协同，并产生经济效益。然而，随着未来新能源接入比例不断升高，灵活性调节资源还需解决低成本、大容量、长时间、高可靠的能量储存问题，目前，单纯依靠储能参与系统电力电量平衡调节的经济性较差，难以实现大规模、多类型储能的协调调控。因此，还需要更多地发掘需求侧资源潜力，充分调动电动汽车、热力负荷等灵活性资源参与电力系统功率平衡调节。

高比例新能源接入有利于持续推进绿色低碳转型、区域能源结构调整。同时，也使得电力系统的运行方式不断趋向多样化、分散化，中国电力系统形态也随之发生巨大变化。在电力系统运行调度上，结合中国新能源资源与需求呈现逆向分布的特点，面向系统运行的功率波动问题，中国发布了《关于提升电力系统调节能力的指导意见》[48]，指出从电源侧、电网侧、负荷侧多措并举，通过构建区域联网并配合交直流协调，调动各个运行环节的调节能力，在多时空尺度上实现多能互补，解决新能源消纳难题，也对当前的调度计划和运行方式提出了更高的要求。

目前调度计划的制定大多采用确定性模式处理不确定性问题[49-51]。因此，为保证电力实时优化调度与合理分配，需要转变传统的基于确定性方法分析决策处理不确定性问题的思路，采用概率性分析方法实现分析决策，如风电出力概率化预测、不确定性理论分析决策等方法。为实现可靠供电，还需要电网通过多样化运行方式应对更多复杂场景，面对愈加多样的运行状况，考虑源、荷、储各环节灵活性资源的统筹调度。在电源侧，可再生能源发电与储能、氢能的打捆并网将是未来降低发电不确定性的重要举措；在负荷侧，电力用户、分布式储能等资源通过电力调度、有序用电以及需求侧响应等策略参与电力电量平衡调控也是实现可靠供电的重要环节。

为应对上述问题，结合大数据技术的开发与应用，新型电力系统中可以基于大数据思维发现运行规律，通过在线双向综合监测技术，分析电力系统多元协同运行状态，深入挖掘灵活性资源，选择不同运行控制方式，实现电网各环节灵活互动响应[52]。

电力系统高比例可再生能源与高比例电力电子装备的“双高”特征正显著改变电力系统动态行为，也深刻影响着以电能质量为代表的电力扰动特征与水平。与此同时，新型电力系统发展也对用电技术的革新产生重要影响，用电形式与用电产业也在向精密化、柔性化、智能化、集成化等方向发展，基于微处理器的数字型和电力电子型负荷所占比重逐渐增加，对电力扰动事件更加敏感，这都对系统的电能质量水平提出了更高的要求，传统电能质量的监测、分析、评价与控制方法已不能够完全适应新型电力系统的特性与需求，系统地解决电能质量问题已成为电力系统“高质量”发展的重要内容与挑战之一。

值得一提的是，学者和工程技术人员正逐渐认识到电力扰动本身承载着大量涉及系统与设备运行状态的有用信息，值得系统深入地研究如何将电力扰动监测数据应用于新型电力系统各相关领域[53]。2021年，南方电网公司在广州发布《数字电网推动构建以新能源为主体的新型电力系统白皮书》，提出将持续依托数字电网建设“数字赋能”新型电力系统，这也为电力扰动问题的解决提供了新工具，拓展了新应用场景。胡文曦等[54]基于对电力扰动监测数据的应用，提出了以电力扰动的改善与防御为目标的“感知–预警–诊断–服务”的主动应用框架，并给出了基于电力扰动监测数据分析可能的应用场景。然而，受限于现有感知方法无法准确辨识敏感用户、传统电能质量评估决策方式滞后、监测装置功能的局限性以及优质供电服务机制尚不成熟等现实问题，如何实现新型电力系统电力扰动监测数据的主动应用还需要更深入的研究。

建设新型电力系统将大幅增加电网各环节的建造和运行成本，同时，考虑到新能源发电成本较高，且短时间无法通过技术创新大幅降低成本，因此设计合理的电力市场与碳市场机制是当前提高系统经济效益的有效手段[55]。根据市场类型和交易机制的差异，本文总结了电能市场、辅助服务市场、碳市场在“双碳”背景下的主要挑战和完善市场机制的主要路径，具体构成如图3所示。

实现碳中和对中国以新能源为主体的电能市场建设提出了更高的要求，重点在于完善电能市场双边交易规则，设计电能市场跨区域交易规则，构建电能市场现货交易机制3个方面。

当前中国各地双边交易规则处于试行阶段，考虑到高比例新能源并网的新场景，用户与新能源发电企业在充分参与市场竞争的同时应提高市场效率，优化电能市场中的双边交易规则，在双边交易阶段完成新能源初步消纳[56]。优化电能市场中的双边交易机制，可以从买卖双方的交易需求、交易意愿、心理感知和效用入手，对新能源发电企业和电力用户进行匹配，明确成交电量和电价。以新能源为主体的电能市场双边交易将不再局限于大用户和发电企业，储能系统、柔性负荷聚合商、综合能源系统等多类型主体将参与到双边交易中，通过匹配机制协调各主体利益分配，实现各类资源优化配置。

单一地区新能源发电的随机性和波动性较大，导致以新能源为主体的电能市场电价剧烈波动。考虑到不同地区的发电类型、用电特征和气候状况具有一定的时空互补性和功能互补性，因此，建立以新能源为主体的电能市场，还需要各地区电能市场协同运行，设计电能市场跨区域交易规则，包括完善的外送电能分配规则、组合规则和定价规则，在满足区域间联络线输电容量的基础上，根据各地区电能供需情况和多能互补原则将富余电能打捆外送，以提高用电效益[57]。

以新能源为主体的电能市场在中长期交易中存在着复杂的不确定性，多需结合现货市场中的短期交易来消纳不平衡电量，提升新能源接入水平[58]。构建科学的现货交易机制是实现高比例新能源参与电能市场交易的重要保障，特别是建立日前–日内–实时多时间尺度下的交易类型、准入制度、竞价规则、结算规则，从而为新能源为主体的电能市场建设提供有力支撑。

现阶段电力辅助服务大多由发电侧火电机组提供，以新能源为主体的辅助服务市场要求结合辅助服务类型和新能源出力特点，引导热力负荷、储能、电动汽车以及智能楼宇等需求侧灵活性资源参与辅助服务[59]，最大限度保证供电可靠和系统安全稳定。

辅助服务市场主要存在以下挑战：考虑到新能源发电的波动性和随机性，新型电力系统削峰填谷对辅助服务市场的备用容量提出了更高的要求。光伏、风电等新能源固有的逆调峰特性，使得在当前储能等基础配套措施发展滞后阶段仍需依靠火电、水电等机组为系统提供调峰容量；由于大规模新能源并网使电网调频能力有所降低，因此辅助服务市场应保障频率响应的基本需求；由于发电侧的灵活性降低，当系统出现极端事件时，可能会导致尖峰电价。

在以新能源为主体的辅助服务市场中，通过需求侧响应机制，调动具有响应潜力的电力用户参与辅助服务市场的积极性，解决新能源发电无法提供辅助服务的问题。一方面，直接用经济奖励和补偿激励电力用户提供各种电网需要的辅助服务；另一方面，在市场规则下适当调整辅助服务价格，让电力用户主动参与到辅助服务市场当中[60]。

以新能源为主体的碳市场通过对发电企业和电力用户温室气体排放配额和自愿减排量的交易，达到降低温室气体排放量的目的。丰富碳市场交易品种和交易方式（现货、碳期货、碳期权），设计合理的碳市场机制可以激励用能企业节能减排。随着碳价的上涨和可再生能源发电成本的降低，新能源发电的经济效益将会远高于化石能源发电[61]。

碳市场的发展对电力市场提出了以下挑战：化石能源发电在市场中逐渐失去竞争力，推动了发电侧的光热、光伏、风电等清洁能源替代；用能企业决策人员根据发电类型、发电成本、市场价格、碳排放量等因素综合分析，制定企业参加电能市场、辅助服务市场和碳市场交易的最终方案；对现有碳交易业务进行适当调整，进一步拓展碳市场在碳资产管理、碳核查、综合能源服务等方面的新兴业务；电价、辅助服务价格、碳价等交易品种的相互影响[62]，建立碳市场、电能市场等多元市场规则协同优化，有助于实现以新能源为主体的新型电力系统。

建设经济高效的新型电力系统对能源利用高效化提出新挑战。中国在源、网、荷、储各方面仍然具备较大的能效提升空间，实现“双碳”目标要求电网各主体通过技术层面、管理层面达到能源利用高效化目标，提升用能经济效益。

电能的生产、转换、传输、利用与存储等环节的技术创新是中国实现节能降碳、经济高效和可持续发展的关键，源、网、荷、储各环节仍有节能改造空间，主要表现为新能源发电效率有待提高、输变电损耗有待降低、部分储能技术在能量转化过程中损耗较大、部分用电设备效率较低、产业链相对较长等问题。通过高能效设备研发、用能结构调整以及循环经济发展等方式，深度挖掘发电企业和电力用户在发用电过程中的节能潜力，在技术层面实现能源利用高效化。

在发电侧，需通过提高新能源集群预测精度、热电联产等方法提升清洁能源发电效率。在电网侧，采用高压直流输电等技术减少输电损耗。在储能侧，应当考虑储电、储热、储气、储氢等多类型储能设施有效结合、互补应用，以降低储能损耗[63]。在用电侧，要求解决大量电动汽车有序充电及充电桩高效利用的问题；同时，研发工业节能装置，推广居民节能电器，通过数智化实现工艺流程节能、低温余热回收等多种举措，以达到提高能效的目的。

中国目前对源、网、荷、储各环节管控相对独立，缺少全链路能源管理方案，导致了综合能源管控效率低、电力用户用能成本高等问题。为了助力实现“双碳”目标，在综合能源系统建设过程中，运用现代数字化、智能化管控技术，将新能源发电、输电、配电、用电等各个环节统一管理、协同控制，实现新型电力系统各环节的有效统筹、协调和优化，具体措施如下：1）以能效管理为中心，推动风、光、水、火等横向发电互补[64]，实现电、气、水、冷、热多能就近开发消纳、高效利用。2）以工业园区、大型公共建筑等为重点，积极拓展用能监测、用能诊断、能效提升、多能供应等综合能源服务。3）推动综合能源系统建设，挖掘用户侧资源参与需求侧响应的潜力，对高耗能设备进行节能改造，从管理层面实现能源高效化利用[65]。

建设以新能源为主体的数字化、智能化电力系统需要在能源互联网的基础上，应用大数据、云计算、物联网、人工智能、移动互联网和区块链等先进数智转型技术[66]，优化电网中的能量流和信息流，增强电网经济性、灵活性、可靠性等基本指标。中国电力系统的数智化建设已具有一定的基础，例如，国家电网公司推进的“网上电网”应用，从技术、功能、形态等方面推动了传统电力系统的数智化转型，为加快建设以新能源为主体的新型电力系统提供了重要的技术支撑。本文从能源生态数字化和运营管控智能化两方面入手，介绍电力系统数智转型的主要挑战和基本举措，如图4所示。

能源生态数字化是中国实现碳达峰、碳中和的必然选择。随着云、大、物、移、智、链等技术在电力领域的广泛应用，电网的信息化特征不断凸显。在未来以新能源为主体的数字化电网中，确保各主体间迅速、安全、有效的信息交互至关重要。

大量智能仪表、传感器等终端接入电力系统，使得中国发、输、配、用各环节的数据类型复杂化。数字化电网建设过程中存在着诸多不安全因素，其中信息设备安全、信息通信安全和信息管理安全是当前信息安全问题的主要挑战。具体如下：1）电力系统存在信息设备的安全风险。当前中国部分电力设备依靠国外技术和芯片的现象仍然存在，并且部分电力设备信息安全防护措施不完善，通过区块链加密技术、数字签名认证、入侵检测技术等方法可以提升信息设备安全[67]。2）电力系统存在信息通信的安全风险。未采取安全保密措施的信息传输，可能会导致信息泄露、丢失、篡改等现象，因此应以数据的完整性、保密性和可用性为目标保障信息通信安全。③电力系统存在信息管理的安全风险。电网内部人员在管理和运行信息网络时不规范操作使信息存在泄露的安全隐患，网络安全系统应具有检测信息安全违规行为的功能，并及时向违规人员发送警报。

电力大数据具有数据量大、多样化、相互关联等特点。大数据时代对电网信息传输、数据处理等多方面提出了更高的要求，只有加强电力系统信息化建设，才能更好地适应以新能源为主体的数字化电网需求。

数字化电网对通信及信息数据处理技术提出了更高的要求。电力系统发、输、配、用各环节的电力智能终端迅速增多，终端的数据监测、采集、传输过程逐渐完善，使数字化电网愈发需要一种具有实时、稳定、可靠、高效的信息通信技术，综合能源服务也愈发依赖通信技术。相比4G网络，5G网络具有传输速度更快、传输容量更大、通信时延更低等特点，有助于推动以新能源为主体的数字化电网发展[68]。与此同时，新型电力系统的计算规模日趋增大，对计算效率的要求更高，设备独立计算已无法适应数字化电网的运算需求。云计算技术通过聚合大量计算资源和存储资源的方式，可以大幅增强数据处理和信息交互能力，是实现数字电网信息化的重要抓手，为大规模、多维度数据的处理提供了有效的技术手段[69]。

近年来，中国对电网的运营管控智能化进行了大量探索。在新一代信息技术的基础上，结合先进的监测技术、控制方法和分析决策理论，大幅增强了电网的自愈能力，改善了电网的电能质量，优化了电力调度的运行效率，提高了电力用户的需求侧响应能力，最终形成安全、经济、高效、环保的智能电网。在智能电网的研究基础上，电力运营管控智能化还需要通过深度学习、机器学习等人工智能技术对数字化电网数据信息进行有效的管理和分析，使数字化电网最终向智能调控的智慧化方向快速发展。数字化电网迫切需要在数据挖掘、电力预测等技术领域深入研究，加快推进运营管控智能化，在综合能源管理中实现信息感知与智能控制，促进智能电网全面升级。面对日益多元化、个性化和互动化的电力用户和电网企业需求，也需要以数字化提高定制化服务和智能化服务水平，以提升电网服务能力，提高用户满意度。

人工智能技术在中国电力行业的应用仍有待拓展。中国电力智能化的基础应用较为零散，缺乏统一的智慧平台支撑，距离实现电力全面智能化还存在一定差距。考虑到电力系统中的电网安全与控制、新能源发电预测、电力潮流优化、新能源并网、电力数据分析等多项业务，应用人工神经网络、语音图像识别等关键技术的需求愈发旺盛[70]。

建设以新能源为主体的综合能源系统，深化和推进综合能源服务，为中国新型电力系统的数字化转型提供解决方案。实现风、光、水、火、储的资源优化配置是综合能源系统发展方向之一，使各类可再生能源数据可以在平台中实现共享、传输，再辅以数据分析处理技术，从而为多种可再生能源在时间、空间、功能等各维度信息的全面融合与优化互补打下坚实基础。对于传统能源结构下监测、预测、发电、控制、调度等各类型服务需要有针对性地整合、完善，并且有序开展电网各项业务[71]。

构建以新能源为主体的新型电力系统是实现“双碳”目标、遏制气候变暖的必然要求。随着发电侧清洁能源替代程度的深化，新型电力系统将逐渐呈现稳定问题复杂化、防控措施待强化、灵活资源多样化、运行方式灵活化、供电需求品质化、市场机制多元化、能源利用高效化以及能源生态数字化与运营管控智能化等趋势。建设以新能源为主体的新型电力系统，在安全运行、可靠供电、经济高效和数智转型4个方面对电网提出了更高的要求和挑战。为应对上述挑战采取的主要措施包括：1）完善稳定机理分析与应对措施研究；2）挖掘系统灵活性资源，并采用概率性方法分析决策；3）设计合理的电力市场与碳市场机制；4）提高能源利用效率；5）融合信息传输、信息安全、信息处理等新技术的同时，提高电力智能化程度。采用上述措施应对新型电力系统挑战的同时，还需要充分结合新理论、新技术、新市场、新政策。本文综述了“双碳”目标下新型电力系统建设面临的关键技术挑战和可能的解决方案，以期为能源电力领域的专家学者进一步研究探讨起到抛砖引玉的作用。