交直流融合重构新型电力系统

来源：中国能源新闻网 时间：2026-07-24 18:55

——新能源组网转型新路径

陆宇辰 

　　2026年7月，第二十四届IET交直流输电国际会议（ACDC 2026）在北京举办。大会由IET、清华大学、怀柔实验室联合主办，设置主旨报告、专题研讨与高端圆桌论坛。其中高端圆桌论坛以“100%新能源组网传输的新挑战”为主题，汇聚国家电投、内蒙古电力、国网直流技术中心专家，结合沙戈荒风光基地、远海风电、台区储能、城市直流配网等内容，梳理交直流电网、储能、电力电子与电力市场中长期发展路径。

　　能源转型加速，源网荷储协同重构

　　国内新能源已告别规模扩张，迈入高质量消纳阶段。当前风光总装机19.2亿千瓦，占总装机48%，2025年风光发电量占比20.8%；行业预判2030年风光装机近30亿千瓦，发电量占比超30%，新能源将成为供电主体。产业同步迎来三大转变：西部新能源大基地与分布式光伏同步扩容；风光新能源电站升级为可调压调频的友好型电源；电网打破单向供电，走向源网荷储双向协同，电力电子化是改造核心。

　　我国风光资源东西时空错配突出，光伏昼夜出力悬殊、风电随机波动，叠加火电逐步退出，系统转动惯量持续走低，新能源消纳、电网稳定成为行业共性难题。专家一致认为，需从电源、负荷、电网三维重构系统，配套适配的市场化运行机制。

　　电源端采用存量改造、增量风光储并举模式。存量火电开展灵活性改造，承担调峰调频备用；新建项目同步配套长短时储能，依托电力电子技术，让风光储具备同步机组同等稳压稳频能力，构建多元协同发电体系。

　　负荷端依托能源互联网聚合分布式光伏、工商业储能、电动汽车、可调工业负荷，组建虚拟电厂实现源荷双向互动；工业园区、偏远地区搭建微电网，依靠本地风光储就地平衡，缓解主网调节压力。

　　电网侧重点改造单向潮流配网，建成双向有源配网，配套新型保护与测控设备；主干依托特高压交直流实现西电东送、跨区互济，沙戈荒、远海、海岛、零碳园区因地制宜开展直流改造。同步优化垂直调度模式，搭建多元主体平等参与的统一电力交易平台。

　　电网分层差异化发展，多场景直流化提速

　　中长期电网形成两套并行路线：全国主干网长期深度交直流混联，沙戈荒新能源基地、远海风电、海岛、零碳园区优先布局准直流电网。

　　主干网以交直流融合为长期主流。沙戈荒基地距中东部负荷两千公里，70公里以上远海风电采用交流海缆损耗高、稳定性差，特高压、柔直是远距离大容量送电最优方案。区域交流网架负责本地功率与电压支撑，直流承担跨区绿电输送，二者联动形成全国能源互联平台。行业共识是优先改造现有网架、保留原有控制体系，源网荷储协同作为补充调节手段。

　　细分弱网场景迎来直流规模化窗口。沙戈荒腹地、远海风电无火电兜底，依靠构网储能、柔直换流器搭建本地直流汇集网络；西部农牧、海岛供电线路长，直流微网低成本解决低电压、线路过载等问题；城市零碳园区光伏、充电桩密集，双向直流更适配多元负荷协同调度。

　　网架革新倒逼规划、运行、标准同步完善，补齐多端柔直、储能容量测算、低惯量稳定、直流故障穿越相关规范，填补海上、新能源直流工程标准空白。

　　多重技术瓶颈待突破，柔直与构网装备为攻关核心

　　高比例新能源大规模并网，暴露出系统与装备多重短板，行业梳理三大核心瓶颈并明确国产化攻关方向。

　　系统低惯量缺失是底层难题。火电持续退出导致系统惯量不足，风光电力电子设备无天然调压调频能力，送、受端均出现电源空心化，电压、频率失稳风险上升。

　　风光配比失衡制约外送能力。多数新能源基地光伏占比过高、风电配套不足，单一光伏昼夜出力差距大。合理搭配风电可将基地综合利用小时提升至4500小时，降低储能配套规模，后续规划将重点研发高低风速、大容量海上风机。

　　柔直成套装备存在多重工程短板，特高压、长距离海上海缆对设备轻量化、高可靠要求严苛，短板集中在大功率半导体、构网换能器等。

　　产业落地路径清晰：推进大功率电力器件国产化，研发带虚拟惯量的构网换流设备；搭建“柔直+构网储能”协同架构，依托多端柔直汇集沙戈荒海量风光；建设全工况试验平台验证成套装备。内蒙古电力牵头国家重点研发计划，规划230亿元建设巴丹吉林至呼包鄂100%新能源柔直示范工程，实现汇集、特高压送出、负荷协同、装备自主化全链条示范。

　　产业分阶段演进，台区储能开辟配网增量

　　能源转型形成两条递进产业路线，叠加台区云储能扩容，构成未来十年核心投资赛道。

　　近中期以存量电网改造为主，不颠覆现有主网架，将退役火电厂址改造为长时储能、燃气调峰、电解制氢载体。该改造成本较低、无需重建，适配未来10至15年火电逐步降容的过渡期，属于稳健投资方向。

　　远期推进全系统电力电子化重构。火电容量大幅缩减后，系统稳定控制逻辑全面更新，大功率电力电子、多端柔直、构网储能迎来大规模替换机遇，但前期工程投入巨大，更适合长期技术布局。

　　台区储能迎来规模化拐点。西部地域辽阔，农牧、边境站点供电距离可达百公里，冬季末端电压常低于180伏，新建线路造价高昂，台区储能是低成本保供、改善电能质量刚需。

　　锚定双重战略目标，统筹推进创新落地

　　专家提出，电网与装备创新需兼顾碳中和、能源安全两大目标，平衡技术先进性与工程经济性，四大方向同步推进。

　　持续建设广域特高压互联网络，依托沙戈荒直流打通西电东送通道，完善区域交流网架，搭建全国统一电力市场。“十五五”特高压保持稳定投资，带动换流阀、特种变压器上下游产业扩容。

　　打造自主可控电力装备产业链，聚焦柔直换流阀、功率半导体、直流断路器、构网变流器，依托产学研平台量产降本，抢抓第三代半导体国产替代窗口期。

　　分层布局多元储能资源，发电侧配套大型长时储能、电网侧建设独立调峰站、用户侧推广台区与工商业储能，长短时储能互补缓解惯量缺失。按照规划，2030年国内新型储能装机将突破3亿千瓦。

　　创新电力市场与智能调度，落地虚拟电厂、储能容量电价，推动分布式资源参与辅助服务；电网提前布局网架扩容、直流装备储备，融合AI预测、数字孪生提升全网风险预警与调控能力。

　　行业发展展望

　　本次圆桌结合一线工程与前沿技术，梳理完整转型逻辑：以交直流融合搭建主干网架，柔直、构网储能为核心支撑，分场景分步推进电网直流化，同步完成装备升级、市场机制革新。

　　面向“十五五”与2030年能源目标，沙戈荒绿电外送、远海柔直汇集、城市直流配网、县域台区储能四大场景将率先产业化；大功率电力电子、长时储能、多端柔直、构网控制是十年核心技术赛道。海内外专家达成共识，统筹低碳转型与能源安全，平衡研发与落地成本，分步变革电网、装备、市场体系，才能建成以新能源为主体、交直流协同、源网荷储深度互动的新型电力系统，为全球绿色能源转型输出中国工程方案。

　　责任编辑：江蓬新