电力作为经济社会发展的“先行官”，以新能源为主体的新型电力系统构建，与“双碳”目标的实现路径具有方向上的一致性。其中，新能源发电技术的发展和利用，是推动、引导、实现“双碳”目标的基本动力，也是实现经济绿色复苏和国际国内“双循环”战略的重要依托。因此，新型电力系统的构建步伐与实现“双碳”目标的能源转型大致同步且应适当超前而不能落后。

我国电力系统先后经历了19世纪末、20世纪初以分散式、小容量、低电压、小系统为主的第一代电力系统，以及20世纪末以大机组、大电厂、大系统、高电压、高度信息化为主要特征的第二代电力系统；演进到今天——以优化电源结构为主要目标，以灵活性电网模式、智能控制运行为特征，以更高电力可靠性和更低安全风险等为主要特点的第三代电力系统方兴未艾。

现在很多观点都在讨论，新型电力系统的可靠性是否还有必要延循既往电力系统的指标。引发这种讨论，多是出于对数量多、规模小、随机性强的新能源机组个体，给电网调度模式带来压力的担忧。但在我看来，新型电力系统本应是结合多种电源结构，骨干电网与微电网相结合，智能化电网控制与智能用电系统协调匹配的电力系统。这样的特征，恰恰是解决系统可靠性难题，并科学、分类提高供电可靠性的新一代电力系统的基本特征。

但不能忽视的是，能源转型，特别是能源电力领域的低碳化转型，绝不是低碳、零碳发电资源一蹴而就的简单替代——新型电力系统的构建，也不单单是电力生产方式的转变。电力行业实现从高碳路径依赖向负碳技术提供者的跨越，至少还涉及到用户特性、电力企业属性、电力系统形态以及电力体制机制等多重要素的协同并进。

首先，相对于传统的电力系统而言，由“源随荷动”转变为“源荷互动”，将成为新型电力系统的主要特征之一。在传统的电力系统中，保持电力系统功率的瞬间平衡和稳定（涉及电压、频率、功角等参数）是电力系统规划、设计、运行的基本任务。为此，传统电力系统运行的逻辑是电源侧根据负荷侧的变化而随时变化，而这些变化基本上均是由电网调控。

在以新能源为主体的新型电力系统中，基于新能源发电特性制约的大量分散式电源，显然无法适应“源随荷动”的基本要求，且在极端情况下，风、光发电还具有反调峰特性。同时，随着更多的电能由分布式发电接入配电网，由分布式电源和相关储能、调控、保护设施构成的微电网和主动配电网逐渐增多。因此不难看出，此时的“源”与“荷”，已经不是传统意义上的“发”与“用”——源、荷两端特性的转变和边界上的模糊，以及原有电力系统各个环节的交互融合，将极大地增加电网安全稳定运行的难度。

毋庸置疑的是，为了保障电力系统安全，不仅需要在“源”侧尽可能地提高预测的精度并加强调节性能；同时在“荷”侧，也应当提高调节能力或者需求响应能力。此外，“源”与“荷”之间必须加强协同互动——在新型电力系统中，为了适应不同地区、不同“源”与“荷”的特点以及电网的特点，需要多种灵活性手段以不同形式在网侧、源侧与荷侧进行部署。彼时，随着以多种形式储能为代表的灵活性资源大量使用，加之分布式电源规模的扩大，传统的单向电能配置模式将转变成双向、多向的电能配置模式，并以资源利用效率的提升适应更大规模新能源消纳的需求。

此外，在系统各构成要素发生转变的同时，传统的电力管理、运行机制也将随之发生转变。从物理形态上看，新型电力系统“发、输、配、储、用”等设备的功能调整和价值体现，将会根据电力流、信息流、价值流进行重新分配，由此推动能源、经济、社会的全面转型。要达到这样的目标，深化电力体制改革将起到引领性、关键性，甚至决定性作用。

事实上，我国的电力体制改革步伐从未停滞，当前改革取得的阶段性成果，已经为构建新型电力系统奠定了良好的体制机制基础。但是，当前的改革路径仍是在2015年以前形成思路的延续，当时的改革精神和实际情况，与当下“双碳”目标的实现要求有着不少差距。

新型电力系统的构建涉及法律、规划、政策、标准、技术、市场、规范、人才等全方位、整体性的改变。一方面，需要行业对电力体制改革的目标有更新的认识，加快建立大规模新能源并网后保持电力系统安全稳定运行的机制，并建立起支撑可负担的社会公平转型的价值传导机制；另一方面，也需要政府作用的及时发挥和政策的有效落地，确保和确立起新商业模式蓬勃发展的市场环境和稳定的政策预期，使大量支撑性技术、标准快速有效地替代衔接。

最为重要的是，能源电力行业需要重新考量电网主体在新型电力系统中的作用与属性，进而使电网在政府的有效监管下发挥更大的作用。只有政府、政策、市场和企业的共同发力，才能构建起与“发、输、配、储、用”各环节高度耦合的物理电力系统，并进而衍化出与之相适应的科学化、制度化、规范化、现代化的新型管理系统。