随着我国经济社会发展进入新时代，我国能源行业正在全面贯彻落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，加快推动清洁低碳、安全高效的现代能源体系建设。面向未来，为促进大规模高比例新能源持续开发利用、提升复杂电力系统安全水平、应对非传统安全挑战、适应电力系统充分市场化环境，实现电力工业高质量发展，亟待加快构建新一代电力系统。
1、我国电力系统发展回顾
建国初期，除东北采用220千伏/154千伏联网、京津唐采用77千伏联网外，我国电力系统主要形态是以大城市为中心的孤立电网，平均单机容量7千千瓦，全国电力装机容量仅185万千瓦，年发电量43亿千瓦时。中小城市和农村基本处于无电状态。
改革开放以来，集资办电等一系列政策实施极大促进了电力建设，带动我国电力系统快速发展。
1981年，长江上首座大型水电站葛洲坝水电站首台机组投产。
1989年，我国首台国产60万千瓦机组在安徽平圩发电厂投产。
1991年，我国自行设计的首座压水堆核电站浙江秦山核电站投产。
1981年，我国首条500千伏交流输电通道河南平顶山至湖北武昌工程投产。
1990年，我国首条±500千伏直流输电通道葛洲坝至上海工程投产。
全国形成了东北、华北、西北、华中、华东等5个区域电网、南方联营电网和10个独立省区电网的电力系统格局。
进入新世纪，我国启动电力体制改革，实施政企分开、厂网分离。与此同时，国家实施西部大开发和西电东送战略，大电源基地、大电网建设进入快速发展阶段。
2003年世界上规模最大的水电站三峡水电站首台机组投产，单机容量达到70万千瓦。
2006年我国首台百万千瓦超超临界火电机组在浙江玉环电厂投产。
2009年我国首条1000千伏特高压交流试验示范线路晋东南—荆门特高压工程投产，首条特高压直流通道云南—广州±800千伏直流输电工程单极投运。
2015年我国自主三代核电“华龙一号”首堆福清核电5号机开工建设。2019年世界上电压等级最高、输送容量最大的输电通道新疆准东至皖南±1100千伏直流输电工程投产。
截至目前，我国除台湾外，各省级电网全部实现交直流联网，基本形成全国联网格局，跨省跨区特高压输电通道20回，交流最高电压等级1000千伏，直流最高电压等级±1100千伏，建成了全世界规模最大的多区域互联、交直流混联电力系统。
随着世界能源转型步伐加快，“十二五”以来我国新能源进入规模化发展阶段，风电、太阳能发电并网装机从2009年底1800万千瓦发展到2019年底4.1亿千瓦。新能源的大规模集中开发、输送、消纳，以及分布式、分散化本地消纳利用成为了电力系统的重要组成部分。
2、电力系统转型发展总体趋势
1、未来电力系统将向全面清洁化转型
建设生态文明，关系人民福祉，关乎民族未来，应对气候变化是人类的共同事业。目前，我国非化石能源消费比重已达15.3%，预计2035年我国非化石能源消费比重将接近30%，2050年预计达到50%左右。非化石能源发电量占比将由目前的30%左右大幅提升到2035年45%、2050年75%左右。电力系统作为能源转型的中心环节，承担着十分迫切和繁重的清洁化转型任务。
2、未来电力系统将向更高水平电气化转型
我国经济逐步进入高质量发展阶段，需要更高水平电气化作为支撑。我国稳步推进制造强国建设，加快新型基础设施建设和新型城镇化建设，逐步形成“双循环”新发展格局，将催生出一系列新业态、新需求，预计我国电力需求仍将保持刚性增长，2035年人均用电量达到8500度/人、2050年达到1万度/人左右。
目前，我国石油和天然气对外依存度已分别达到73%和42%左右，为提升我国能源安全保障能力，有必要进一步提升电能在终端能源消费中的比重，预计2035年、2050年将分别提升至35%、45%左右。除了特大型城市重点区域外，我国大部分城镇供电可靠性与发达国家差距明显，参考国际发达地区供电可靠性水平，用户年平均停电时间一般在30分钟以下，供电可靠率在99.99%以上。
3、未来电力系统将向充分市场化转型
未来我国将形成中长期市场为主体、现货市场为补充，涵盖电能量、辅助服务、发电权、输电权和容量补偿等多交易品种的高标准市场体系，电力市场将最大限度还原电力商品属性，实现市场配置资源、释放价格信号、反映成本特性、增强需求弹性、引导电力投资、调动系统灵活性资源、促进源网荷储有效互动、引导多元主体参与系统运行决策的多重功能。市场化交易电量将成为全社会用电量的主体。电力系统规划、设计、调度、运行等各个环节均需要全面的转型和革新。
3、传统电力系统面临的主要挑战
1、传统电力系统难以适应新形势下安全保障需要
从应对传统电力安全挑战来看，我国电力系统长期以来坚持“三道防线”安全准则，较好地保障了电力系统安全稳定运行。目前，我国多区域交直流混联的大电网结构日趋复杂。波动性较大、抗扰动能力较低的新能源大规模接入电网，同时新型电力电子设备应用比例大幅提升，极大改变了传统电力系统的运行规律和特性，传统电力系统在理论分析、控制方法、调节手段等方面难以适应，电力系统安全稳定风险日益加大。
从应对非传统电力安全挑战来看，随着电力系统物理和信息层面互联程度的提升，人为极端外力破坏或通过信息攻击手段引发电网大面积停电事故的风险增加。近年来，伊朗、乌克兰、委内瑞拉等国均出现了攻击电力系统安全运行的极端案例，引发核电站事故或大面积停电，也为我国电力安全敲响了警钟。
2、传统电力系统难以适应大规模高比例新能源发展需要
“十三五”期间，通过有效挖掘传统电力系统消纳裕度，包括加强电网省间互济以及火电灵活性改造等，我国新能源消纳利用水平不断提高，新能源发电量占总发电量比重从5%提升到了目前10%左右。未来要实现电力清洁绿色转型目标，新能源发电装机需要继续以数倍于用电负荷增长的速度新增并网，对传统电力系统的规划和运行提出了巨大挑战。仅依靠传统电力系统在电源侧和电网侧的调节手段已经难以满足新能源持续大规模并网消纳的需求，亟需激发负荷侧和新型储能技术消纳新能源的潜力，形成源网荷储协同消纳新能源的格局。
3、传统电力系统难以适应灵活开放电力市场构建需要
未来市场主体将从“单一化”向“多元化”转变，电力输送将从发输配用“单向传输”向源网荷储“多向互动”灵活传输转变，充分电力市场环境下电力系统的运行方式需要频繁变化。我国电网调度机构长期以来采取“统一调度、分级管理”原则，计划性较强，调度方式不够灵活。
4、新一代电力系统的基本特征
1、结构特征：绿色电源成为主体电源、新能源提供可靠电力支撑
水电、核电、风电、太阳能等绿色电源装机容量预计2035年、2050年分别达到20亿千瓦、40亿千瓦左右，绿色电源装机占总装机比重预计2035年、2050年分别达到56%、80%左右。其中，2050年新能源装机占总装机比重约60%，新能源发电量占总发电量比重达到一半左右。新能源发电通过配置储能、提高能量转换效率、提升功率预测水平、智慧化调度运行等手段，成为新型“系统友好型”新能源电站，电力支撑水平大幅提升，容量可信度达到20%以上，有效平抑新能源间歇性、波动性对电力系统带来的冲击。
2、形态特征：源网荷融合互动、“大电源大电网”与“分布式系统”兼容互补
通过市场机制改变传统“源随荷动”的模式，逐步实现源网荷深度融合，灵活互动。传统工业负荷灵活性大幅提升，电供暖、电制氢、数据中心、电动汽车充电设施等新型灵活负荷成为电力系统的重要组成部分；我国资源禀赋与能源需求逆向分布的特点决定了“西电东送、北电南送”的电力资源配置基本格局，跨省跨区大型输电通道将进一步增加，重要负荷中心地区电力保障需要大电网支撑，“大电源、大电网”仍是电力系统的基本形态。分布式系统贴近终端用户，是保障中心城市重要负荷供电、支撑县域经济高质量发展、服务工业园区绿色发展、解决偏远地区用电等领域的重要形式，与“大电源、大电网”兼容互补。
3、技术特征：系统各环节全面数字化、调控体系高度智能化
电力系统逐步由“自动化”向“数字化”、“智能化”演进。依托先进量测技术、现代信息通信、大数据、物联网技术等，形成全面覆盖电力系统发、输、配、用全环节、及时高速感知的“神经系统”，基于大规模超算能力，实现物理电力系统的“数字孪生”。基于人工智能技术，升级智慧化调控运行体系，打造新一代电力系统的“中枢大脑”。
5、新一代电力系统的构建思路
1、加强新一代电力系统顶层设计
深入研究论证我国新一代电力系统发展路径，推动国家层面制定新一代电力系统发展战略，在“十四五”规划中明确阶段性目标任务。研究适应新一代电力系统构建的体制机制和标准规范。
2、加快关键技术的研发应用
通过多学科、多领域跨界融合，加大新一代电力系统关键技术的集中攻关、试验示范、推广应用。促进人工智能、大数据、物联网、先进信息通信等技术与电力技术深度融合，形成具有我国自主知识产权的新一代电力系统关键技术体系。
3、实施全面数字化升级
数字化是新一代电力系统构建的基础。“十四五”期间全面实施电力系统各环节的数字化升级改造，实现规划设计数字化、工程建设数字化、装备制造数字化、电力设备运行数字化。
4、开展重点工程示范
新一代电力系统构建是一项长期的系统性工程，不可能一蹴而就，需要在实践中不断总结经验、完善方案。在“十四五”期间“以点促面”，依托技术创新和体制机制创新，重点开展一批新一代电力系统示范工程，形成示范效应，逐步推广应用。
5、推动产业体系升级
加强新一代电力系统产学研体系建设，以智能制造为方向，融合运用数字信息技术，补足前端研发的产业短板，实现关键领域核心技术独立自主和升级换代，形成完整且具有国际竞争力的电力产业链。结合“双循环”新格局下的产业优化调整，统筹布局一批新型电力装备制造、电力与数字经济相融合的产业基地。
