实现“碳达峰、碳中和”目标是国家重要战略、全球主要经济体的一致行动。“双碳”目标的达成是一个系统工程，关键路径是能源结构调整与节能降耗，能源是主战场，电力系统革新是核心。这是构建新型电力系统的时代背景和理论基础。
电力系统是由发输变配用各领域、源网荷储各环节、技术体制各层面紧密耦合形成的有机整体。在新型电力系统的构建过程中，传统电力结构、发展模式、利益格局、技术特征等均面临革命性变化。传统电力系统的技术特征、运行机制、基础设施均将发生革命性的变化。
随着新能源渗透率提高，电力系统将呈现“双高”特性——高比例新能源、高比例电力电子设备接入。基于新能源发电具有随机性、波动性、分散性等特点，电源侧出力波动加大，负荷侧不确定性增加，电力系统功率平衡压力增加，电网安全运行风险加大。
与此同时，在新型电力系统的构建过程中，将催生大量新技术、新业态，电力系统“源网荷”生态发生重大变化。
表现为，能源生产端形成多元化清洁能源供应体系，以风电、光伏等新能源发电为供应主体，化石能源电源的功能变为兜底保障、调节与支撑；电网侧呈现交直流混联大电网与多种形态电网并存的格局，传统大电网与局域网互补共生；负荷侧电气化水平大幅提升，用能模式向多能互补、源荷互动发展。
发电侧：新能源为主体，煤电兜底保障
在新型电力系统的构建过程中，新能源与化石能源之间的博弈将从激烈对撞向共存共生转变。
“双碳”目标的实现将新能源推向快速发展的黄金赛道。风电、光伏发电是装机主体、电力与电量供应主体。从发展规模看，新能源装机占比、发电量占比将大比例提升。
2020年底，我国新能源发电累计装机容量达到5.35亿千瓦，同比增长29.4%，占全国总装机容量的比重达到24.3%。2020年新能源发电新增装机容量首次突破1亿千瓦，达到1.2亿千瓦，占全国电源新增总装机容量的63%；全国新能源发电量7276亿千瓦时，约占总发电量的10%，同比提高约1个百分点。
在“双碳”战略下，“十四五”“十五五”期间新能源将呈现跨越式发展，全国年均新增规模可能会在“十三五”基础上倍增，“十四五”期间每年新增风光装机规模在1亿千瓦以上，“十五五”期间每年新增风光规模1.5亿千瓦以上。预计2025年，我国新能源发电累计装机容量有望突破10亿千瓦，新能源装机占比将达到40%左右，发电量占比将接近20%左右。
中国科学院院士周孝信研究认为，2030年风电、太阳能总装机达到16.1亿千瓦，2033年非水可再生能源发电装机占比超过50%，装机占比首次超过煤电；2060年非水可再生能源发电装机占比超过82%；2051年新能源发电量比重超50%。
全球能源互联网发展合作组织则提出更为乐观的发展情景。他们研究认为，2030年、2050年、2060年，中国清洁能源装机将分别增至25.7亿、68.7亿、76.8亿千瓦，分别占比67.5%、92%和96%，实现能源生产体系全面转型。对于煤电而言，我国煤电总量应控制在2025年达到峰值，2050年电力系统要实现近零排放，2060年煤电完全退出。
在风电、光伏大规模发展同时，氢能等新兴能源受益于技术进步、成本下降双驱动，其应用市场规模将更广泛；水电、生物质能发电、光热发电等构成多元化的非化石能源生态。此时，新能源是电力系统安全稳定运行的责任主体，同时需要具备一定的主动支撑、系统调节与故障穿越能力，分摊电力系统成本上升的压力。
化石能源电源占比不断下降是大势所趋，将由基础电源成为调节电源转变，化石能源电源向兜底保障、调节与支撑功能转变。但需要注意的是，煤电的战略地位仍不容小觑，尤其在寒潮或高温等特殊情境下，风电、光伏出力减少，缺少煤电负荷兜底，电力系统的实时平衡将被打破。
2021年1月，湖南、浙江等省份拉闸限电，北京市重启燃煤供热机组，在此背后负荷大幅增加，新能源发电负荷锐减，不得不由煤电承担迎峰度冬的重任。2020年8月，美国加州由于连续酷热造成电力短缺；2021年2月，美国得克萨斯州因极寒天气发生电力短缺。面对突发状况的出现，新能源无法独立支撑电力系统，需要电力系统在更大范围内的互济来解围。风光与煤电是互补关系，绝非替代关系。
在能源生产方式上，电源生态大中小容量并存，集中式和分布式布局并存，在网离网运营并存。未来新能源高比例接入将呈现集中式与分布式并重的态势，包括西北、华北、东北地区的大规模风光基地、东部沿海地区的海上风电基地，以及数量可观、就近消纳的分布式电源。
电网侧：大电网与微网共荣共生
电网是电力系统的中枢，在电力系统的调度、控制、管理中发挥重要作用。新型电力系统的运行模式下，电网企业的功能定位、商业模式、运行特征等也随之变化。
在全球电力工业180年的发展进程中，前150年以大电网模式为主。分布式电源、微电网、局域网等的出现，推动了大电网与微电网之间的融合。大电网的公共属性将进一步增强，主要承担跨区域、远距离资源输配责任，配网侧资产配置以响应用户负荷变化为原则，承担区域电力安全平稳运行的保底责任。
在新型电力系统下，电网运行生态特点表现为：（1）特高压外送通道投资规模提高，以支撑大规模新能源并网消纳；（2）微电网、局域网、大规模柔直等新型组网技术快速发展，大电网与微电网融合发展，交流大电网与交直流配网并存；（3）配网向智能柔性的主动配电网转变，具有灵活控制和运行能力，可以支持分布式新能源、电动汽车、储能等用能设施和分布式发电设备海量接入，满足功率双向流动和多元负荷用电需要；（4）电网与管网、通信网、电视网、交通网等融合共治，共同参与智慧城市、智慧生活建设，数字智能电力生态系统形成。
从投资视角看，为保障电网安全、稳定运行，国内特高压、柔性直流投资预计加快，电化学储能、抽水蓄能、氢能、充电桩、燃煤机组灵活性改造等具备灵活性调节能力的资产收益将大幅提高，配网侧一二次融合设备、智能电表、智能开关等智能终端的投资需求将大幅增加。
从智能电网的技术特征看，电网利用小微传感、边缘计算、电力物联网、大数据挖掘等技术手段，构建具备云-边协同、海量数据处理、数据驱动分析、高度智能化决策等能力的电网平台，实现电网运营、业务管理和产业融合全面数字化。
负荷侧：由源随荷动”转向“源网荷互动”
传统电力系统是一个超大规模的非线性时变能量平衡系统，生产组织模式是“源随荷动”，用精准可控的发电系统，去匹配基本可测的用电系统。新型电力系统下，随着风光渗透率的提高，以及储能、分布式电源、UPS电源、制冷制热设备、充电桩等多元化可调节负荷的大规模接入，发电侧、负荷侧预测难度加大。
从负荷侧的特点看：（1）工业、交通、建筑等负荷侧电能替代水平大幅提升；（2）能源产品和服务需求多样化，水、热、冷、电、气等多重能源深度耦合，能源梯级利用、能效诊断与能效提升等综合服务需求成为常态；（3）负荷侧通过储能、分布式发电等多种设备的接入，配网侧从单一、被动、通用化的能源消费模式向融合多种需求、主动参与、定制化的双向交互模式转变，用能模式由“源随荷动”将向“源网荷互动”转变；（4）负荷侧数据广泛交互、价值共享，通过数字化手段可以实现终端用能状态全面感知和智慧互动；
此外，在未来城市能源管理系统中，虚拟电厂控制平台将在城市配网中将广泛应用。城市虚拟电厂通过物联网实时汇总终端用电设备的状态和需求信息，实现对分布式发电机组、可控负荷、储能设施实时调控管理，通过与输电网的信息实时交互实现电力供需平衡。还可以将相关信息实时传输至电碳市场中心和电网调度控制中心，构建分时、梯度的虚拟电厂群，主动响应电网调度信号，参与电力市场交易和电网运行。
