据能源圈了解到，

1 问题的提出

第1个问题是，现有电网发展模式能否满足未来负荷增长需求？一方面，到2060年全社会用电量将翻番，通过扩大电网规模来满足负荷供应需求，但电网的负荷承载能力存在饱和效应；另一方面，考虑到2060年一共有50亿左右新能源，西部、北部新能源占比约 60%，除本地消纳外，假设一半以上新能源需要外送，采用特高压直流输送，按每回（电压等级1000kV，器件通流能力5kA）1000万千瓦推算，需要建设将近100回特高压直流输电线路，通过线性扩展的方式难以为继。

第2个问题是，现有电网技术条件能否适应源荷特性根本变化？传统电力系统电源是同步发电机为主，与交流电网直接耦合，交流系统已具备充分的适应性。新型电力系统由于新能源的接入，存在大量的电力电子电源和负荷，需要通过AC/DC换流器进行能量和频率的调制变换，多重变换将带来高能量损耗、控制复杂度增加以及与交流系统耦合产生的新型稳定问题。

未来源、荷特性发生根本变化的趋势下，针对如何有效解决上述两个问题，需要探讨合理的电网形态发展模式和演变路径，以适应能源转型需求。

2 我国电网发展模式及演变路径探究　

我国在电源与负荷逆向分布的形势下，电网网架已经形成西电东送的基本态势，东西部之间通过多条远距离直流通道互联送电，区域电网通过交流或者背靠背直流互联。本文以电网形态发展概念设计的角度，从西部电网和海上电网两种典型场景探究我国未来电网发展模式及演变路径。

（1） 西部灵活组网实现广域多能互补

我国西部地区清洁能源丰富，其中，西北地区的风光等新能源资源优质且充足，西南地区水电资源优势突出；且西部地区本地负荷少，多以多回直流外送通道进行远距离能量传输，与华中、华东等多个受端电网互联，已经基本构成阶段1西电东送和电网互联的格局，如图1（a）所示。

随着新能源开发规模的逐步增大，将新增外送直流通道到负荷中心，针对大规模新能源接入电网带来的电力电量平衡和电力电子化稳定问题，一方面可通过补强局部电网、改善新能源发电支撑特性进行区域电网的优化，另一方面通过构建直流网络嵌入交流电网进行川渝、西藏水电以及西北新能源发电互补，也可实现调频调峰资源互济，并提升西电东送直流通道利用率，缓解未来通道容量不足问题（图1（b）所示阶段2）。

当新能源接入规模进一步增大，西部新能源和灵活负荷增量可直接接入直流系统，向送端交直流分网过渡（图1（c）所示阶段3），实现源荷增量在直流网络内部进行调控、消纳及送出，改善未来送端交流电网稳定运行问题，缓解送端电网压力。

在进一步远期发展过程中，依托直流系统和装备技术发展，通过新型直流汇集枢纽（DC-Hub）、直流主干道互联和多点分散馈入等形式，构建直流输-配网协同支撑西部源荷发展，以交流系统为基石，直流系统灵活调度，送端交直流规模化分网实现新能源本地消纳和外送（图1（d）所示阶段4）。为减轻电网输送新能源的压力，可通过制氢的方式，形成陆上电氢耦合系统，辅助消纳新能源。

图1 我国西部电网形态发展示意图

（2） 海上区域电网支撑中远海风电开发

我国海上风能资源非常丰富，目前的开发量远没有达到可开发潜力，未来可挖掘的空间很大。由于海风资源靠近负荷中心，利用小时数高，就近消纳方便，并网系统成本低，适宜大规模开发。以华东区域海上电网可能的发展路径为例进行分析，当前我国东部沿海区域正逐步由近海向远海开发海上风电，正在发展海上风电经点对点直流送出系统的构建；近中期华东区域海上风电发展将增加内部电量供给，华东电网电源结构中有占比较大的同步机进行支撑，近期可满足一定规模的海上风电“点对点”接入需求，如图2（a）所示。若进一步发展到阶段2，开展局部海上风电场群互联示范和推广探索，实现海上风电经直流组网送出，通过“网对点”提升海上风力发电可靠性，同时形成沿海省份电网通过海上进行南北互联，可对潮流分散优化配置，达到多落点受电、降低单点压力、改善电网运行问题的效果（图2（b）所示阶段2）；随着海上风电装机容量和直流组网规模的增加，受海上风电电力流的影响，陆上电网可通过构建东部-中部直流互联通道，加强区域电网之间的资源灵活调配和互济能力。再进一步过渡到阶段2和阶段3的混合或纯粹的阶段3，构建连通海上、东部、中部的直流电网架构，减少大规模海上风电接入对陆上交流电网的冲击，实现海上风电通过“网对网”向中东部以及沿海省份南北部之间灵活疏散和调配（图2（c）所示阶段3）。

东北、华北、南方区域的海上电网也可能以上述类似的发展路径进行演进，我国海上电网在远期发展到阶段4实现海上多个局部直流电网分别与东北、华北、华东、南方区域电网互联；海上风电通过“多网对多网”多点疏散，实现海上风电大规模高效利用（图2（d）所示阶段4）。为减轻海上电网输送海上风电的压力，可通过制氢的方式，形成海上电氢耦合系统，辅助消纳海上风电。

图2 我国海上电网形态发展示意图

3 结论　　

“双碳”目标下我国电力格局将发生深刻变化，仅通过现有网架的线性扩张难以。继，电网形态转型变革需以交流和直流本征适应性为出发点，在充分利用现有通道资产的基础上超前谋划，做好顶层设计。“交流分区、直流成网、交直流分网”3种模式互补演进是未来电网形态一种可能路径。

建议加强新型电网形态构建，实现电能可靠供给与灵活互济；随着西部大型清洁能源基地和东部大规模海上风电的开发，局部形成西部送端、东部海上区域直流电网，沿途构建“东西贯通、南北互济”的直流主干网，实现多能广域汇集和多点疏散，逐步过渡到“交流分区、直流成网、交直流分网”新型电网形态，承载新型能源体系建设。同时加强先进输电技术与装备、油气氢电多能流转换和柔性传输等关键技术研究，大幅提升系统柔性传输和资源灵活调配能力，实现大规模新能源安全可靠消纳，保障能源传输安全。