业界普遍认为，新型电力系统的构建已从单一技术的“单点突破”，全面迈入需要系统思维、多维协同的体系攻坚深水区。国网能源研究院董事、党委书记魏玢在近期召开的第四届新型电力系统高质量发展研讨会中指出，必须坚持系统观念，以规划—技术—市场—政策全要素顶层协同为引领，横向统筹源网荷储全环节、跨区域多资源，纵向贯通主配微多层级、跨系统多能源。

规划体系打破“确定性”依赖

传统的电力规划，本质上是“负荷预测+电源建设”的线性推演，其核心是确保“够用”。然而，当电力系统从煤电为主的确定性系统，转变为“气象驱动”的强不确定性系统时，传统规划方法难以适应，新型电力系统的构建亟须一场以多维协同为核心的规划方法论革命。

高比例新能源接入后，电力系统变成了一个巨大的“气象接收器”。风速、光照、气温的微小波动，都可能引发系统供需的巨大震荡，规划的基础正在被不确定性重构。

清华四川能源互联网研究院新能源电力系统分析与优化研究所主管王湘指出，高比例新能源电力系统已转变为“气象驱动”型系统，多维时空相关性导致概率规划场景呈指数级增长。他进一步表示，过去“一报定终身”式的确定性备用规划已然失效。

“必须拥抱人工智能与大数据技术，建立概率化、多场景的规划范式。”王湘进一步说，从分钟级的源荷场景生成，到全年8760小时的精细化运行推演，再到针对极端天气的专项场景构建，研究团队正在试图通过海量仿真，捕捉系统在正常年之外的极端风险。

从源网扩展至源网荷储乃至多能互补，规划的边界同时被大幅拓展。研讨会上，“多维协同”一词被反复提及。从空间维度看，传统的源随荷动模式已被打破，荷随源动的需求侧响应、储能的多时间尺度调节乃至跨区域的电力互济，已成为规划中不可或缺的变量。从系统边界看，国网能源研究院能源战略与规划研究所（以下简称“国网能源院能源所”）研究员周晓伟比较了仅电系统、电热耦合和“电热耦合+余热利用”三类情形后得出结论——“热电协同”将工业余热利用、热泵、储热等技术纳入整体规划，不仅能大幅降低系统总成本，还能将碳排放峰值提前五年。

规划的目标也从单一的保供转向安全—经济—低碳的多元动态平衡。研讨会上发布的《中国电源发展分析报告（2026）》显示，在安全、清洁、低碳指标向好的同时，2025年经济指标出现了回落，这恰恰印证了“不可能三角”的现实存在。

如何在这“不可能三角”间找到最优解？清华四川能源互联网研究院低碳城市能源系统研究所研究员龚国仙提出，破局的核心关键在于充分发挥规划的引领与锚定效用，立足长期演化视角，开展电碳耦合约束下的源网荷储协同优化配置，从而探寻具备安全—经济—低碳综合优势的系统形态结构。

龚国仙所在的团队研发了电力系统低碳规划与高效全景运行模拟平台GOPT，这一平台能够支持长达40年跨度的全国、省级或区域电力系统低碳转型路径量化评估。这表明规划不仅要解决“明天的灯能否点亮”的问题，更要回答“未来十年乃至三十年，电力系统将以何种形态、何种成本、何种排放水平运行”这一命题。

电源功能定位加速重塑

在新型电力系统的规划与构建中，煤电、水电等电源的角色，正经历一场功能重塑。

长期以来，煤电在我国电力系统中是可靠电量的代名词。不过，随着“双碳”目标向纵深推进，煤电行业必然经历变革。业内分析认为，煤电的装机规模可能还会在一定时期内维持甚至微增，但其运行方式将发生根本性改变。

研讨会上发布的《中国电源发展分析报告（2026）》显示，煤电的功能定位正逐步由主体性电源向调节性支撑性、战略储备电源转型。整体呈现深调峰、快调节、强支撑、高效率、高韧性、低碳排的新一代煤电发展趋势。“近中期坚持增容控量，发挥煤电兜底保供作用，之后逐渐过渡到控容减量阶段。”国网能源院能源所研究员甘萌莹在分析报告时指出。

国网能源电力规划实验室东南分中心专家邹艺超进一步分析说，一台煤电机组投运后，在其30年的寿命周期内，将面临负荷率下降和工况频繁调整带来高昂的运维成本和效率损失，为匹配系统要求，必然需要进行适当的技术改造。她观察到，若未来核聚变、氢能等颠覆性发电技术成熟应用，将会对煤电功能定位的重塑造成很大的影响。

常规水电和抽水蓄能通过运行方式优化、装备与系统技术创新，可充分利用水工资源进一步拓展水电功能，在新型电力系统中迎来“高光时刻”。国网能源院能源所研究员吴聪提出，新形势下的常规水电将向同时提供清洁电量、深度与快速调节、电力顶峰的多重功能转型，抽水蓄能将向全时在网提供灵活调节、系统支撑、电力顶峰的复合功能升级。

吴聪认为，这需要同步调整存量机组改造和新建机组设计的技术路线。存量机组应以提升调节能力、增强涉网性能、拓展功能边界为核心推进升级改造。而新建机组需从规划源头上明确其核心定位，将调节、支撑性能融入规划、前期、建设、运行的全流程。

水电功能定位的转变，本质上是其自身价值从电量向兼具容量和灵活性的转移，而这一转移需要一个与之匹配的价格机制来支撑，“要加快构建‘电量电价+容量电价’的水电电价体系，转变传统以发电量为核心的投资收益模式。”吴聪建议。

新型电力系统的不确定性和灵活性，直接催生了抽水蓄能和新型储能的爆发式增长。国网能源院能源所研究员孙广增在发布储能规划模型工具时说，截至2025年底，全国在运抽水蓄能和新型储能累计装机规模已分别超过6600万千瓦和1.3亿千瓦，储能从系统运行的辅助角色逐步成为新型电力系统构建的重要组成部分。

然而，如何科学规划这些储能资源是一个不小的挑战。孙广增介绍，其团队开发的储能规划与综合评价平台，正是试图通过精细化模拟，回答“在多长时间尺度上、需要多少、何种类型的储能”这一复杂问题。他的结论是，储能的优化配置必须与规划区域的负荷特性、新能源出力特性以及电源结构进行深度耦合。