10月9日，国家能源局发布《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》，指出要加强新型电力系统标准体系建设，并在电力系统安全稳定运行、输配电网、微电网、构网型柔性直流、需求侧响应、电气化提升、电力市场等领域制定一批标准，推动新型电力系统建设及相关产业发展。

　　对此，中国能源研究会能源政策研究中心执行主任林卫斌在接受记者采访时表示，“风电、光伏比重的提高给电力系统的安全稳定运行带来巨大挑战。如何既保障电力供应安全又尽可能地控制系统成本，是建设新型电力系统最大的挑战，也是加强新型电力系统标准体系建设的意义和必要性所在。”

　　事实上，早在今年8月召开的2022国际标准化大会上，国际电工委员会就提出由中国牵头制定全球首个新型电力系统关键技术国际标准框架体系。

　　多位业内专家认为，目前我国构建新型电力系统具备良好的基础，风光装机以及市场交易和新业态均实现了有序发展。同时，基于当前新能源在电力系统中的占比情况，我国新型电力系统建设仍需实现多重突破，新型电力系统标准体系建设亟待加强。

　　中嘉能首席交易官张骥分析，电力系统若要以新能源为主，技术层面需要有根本突破。“比如，目前我国电力的传输和使用以交流电为主，新能源无法提供转动惯量。但未来在高可再生能源占比的新型电力系统中，转动惯量技术必须要突破。”据了解，转动惯量是衡量电力系统抗扰动能力的重要指标，系统转动惯量越大，承受频率波动的能力就越强。

　　“判断新型电力系统建设处于什么水平，首先要看新能源的消纳比重。”林卫斌指出，2021年，我国的这一数据接近12%，基于此，总体上判断我国新型电力系统建设还处于较为初级的阶段，尤其需要加强标准体系的建设。

　　在中国能源研究会配售电中心副主任吴俊宏看来，目前业内已逐步在新型电力系统各分支领域及业态内开始了标准体系建设的探索。“比如，关于光伏、风电的标准体系已经较为成熟，综合能源服务也在去年开始了相关探索。”但从目前的情况看，由于新型电力系统标准体系不完善，导致微电网、“源网荷储”、绿氢示范等项目推进困难。

　　“完善的技术标准体系是推动新型电力系统健康发展的重要一环。只有标准体系明确了，相关项目的进行才能有据可依，才能有强有力的支撑。”吴俊宏指出。

　　在新能源参与电力交易方面，张骥建议，各地应发布新能源入市的参照基准价。“这一指标将有助于新能源企业作出参与市场交易的规划。因为只有知道了每个月的交易基准价，才便于测算收回成本的时间。另外，未来新能源是只能参加省内的交易，还是也可以参加跨省交易，这些都需要在相关的标准体系里明确。”

　　此外，张骥还指出，绿电交易和绿证之间是采取电证合一还是电证分离的方式，目前业内仍莫衷一是。“这两种交易模式是不一样的，因此在建设新型电力系统标准体系时应有明确规定。”

　　厦门大学中国能源经济研究中心教授孙传旺则建议从统筹“源网荷储”一体化发展、促进新能源开发利用、加快建设智慧配电网、完善分布式电源并网管理、推进终端用能电气化等方面考虑构建安全可靠、清洁低碳、灵活高效的新型电力系统标准体系。

　　“建设新型电力系统标准体系应着重解决新能源现货和中长期交易之间的衔接问题。因为目前新能源尚无法稳定发电，发电曲线难以对应，导致新能源现货入市非常困难。再比如，在高可再生能源占比的电力系统中，间歇性发电如何配套灵活的储能等电源来支撑并补充这种波动，也需要从技术层面进行规定。各类灵活电源相关的配套标准体系也都应建立起来，否则，建了电源也会存在消纳问题。”张骥进一步分析。

　　针对加强新型电力系统标准体系建设，吴俊宏指出，不同的标准体系在设计时应注重相互衔接和统筹，不同领域间可能会有矛盾和交叉部分，需要顶层设计进一步统筹。“如果只在微电网领域讨论标准体系，可能就忽略了大电网以及整个外部的电力交易情况。”

　　孙传旺指出，目前建设新型电力系统标准体系最大的难点在于“源网荷储”各环节的配置和运行亟待优化。“首先，新能源发电侧仍存在供电分布与负荷需求不匹配、季节性电力供需难平衡、高比例新能源接入电力系统不可靠等难题。其次，跨区域输配电网面临网络终端多、业务开放多样、网络覆盖广泛等问题，致使区域电力系统的安全稳定性下降。此外，电源侧储能调节能力偏低，数量巨大、布局分散的负荷侧储能资源开发不足，发电侧、电网侧、需求侧储能设施亟需合理规划。”

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