手机浏览网
毕亚雄，长期致力于水能、风能、太阳能等可再生能源、新能源开发利用，历任葛洲坝水力发电厂厂长，中国长江电力股份有限公司副总经理、总经理，中国长江三峡集团公司党组成员、副总经理，中国南方电网有限责任公司党组成员、副总经理，董事、党组副书记等职务；先后获得国家科技进步奖一等奖1项、二等奖2项，省部级科技进步奖特等奖4项、一等奖1项，发明专利1项，在知名期刊和论坛年会等发表论文、主旨报告等50余篇；2024年9月，入选联合国国际生态生命安全科学院院士。
毕亚雄认为：
· 对于新型电力系统的本质，需要从物理形态和价值形态两个维度看：物理形态是要煤电、水电、核电稳住基本盘，风光等新能源当主力，用户也能当产销者，通过电网把源网荷联动起来；价值形态建立和完善统一大市场与开放配售电市场相结合，并配套灵活多样的电价（形成）机制。
· 破解新能源安全、绿色、经济这个“不可能三角”，关键靠三重协同：穿透整个电力产业链条深度协作，动态优化源网荷储配合，以及电力与算力互相赋能。
·阳江示范区的独特价值，在于用“核电打底、海风冲锋、火电调峰、储能保驾” 的组合拳，闯出技术攻坚深海、机制打破壁垒、平台提升价值这三条新路。
以下为采访实录：
《风能》杂志：当前行业对新型电力系统的研究很多，对其定义也各有侧重，您认为该如何把握其本质？
毕亚雄：建设新型电力系统是电力行业落实“碳达峰、碳中和”目标的重要任务。新能源占比的极大提高将彻底改变各类电源在电力系统发输配用各环节的功能、定位和作用。未来，在不同阶段，新型电力系统的建设和发展将面临诸多挑战和亟待研究解决的问题。
新型电力系统是能源革命的核心载体，全面认识新型电力系统的概念是基本问题。对此，至少要从物理形态（电网）与价值形态（市场）两个维度去定义。
物理形态上呈现三方面的变化：一是多能协同互补，充分发挥水、火、核、风、光、储等元素的协同互补作用，多时间尺度优化配置。二是多元负荷融合，从单一供用电模式向多元化能源消费、从“纯负荷”向“产销一体”转变，网荷互动能力和需求响应能力要求更高。三是源网荷互动，传统调度所表现出的“源随荷动、只调整集中式发电”特征，将逐步升级为“源网荷一体调控”。
而在价值形态上，需要有相应的体制机制与之配套：一是要有电力市场配合，构建开放统一的电力市场，不同地域市场主体公平准入、平等竞争、自主选择。二是要有相适应的调节电价机制，电量电价、容量电价、应急备用电价、丰枯电价、峰谷电价、尖峰电价等协同配合、规范统一，充分调动市场主体的积极性，满足电力系统安全稳定的调节需求。
《风能》杂志：不同资源禀赋地区，如何探索新型电力系统的差异化路径？
毕亚雄：构建新型电力系统必须从我国国情的实际出发，与自然资源禀赋、技术进步相适应，全国大电网“一张网”与各区电力（源网荷）结构优化相适应。实践表明，至少可以构建四类新型电力系统的典型场景。
第一个是阳江区域多能互补大基地。目前已有625万kW 核电、500万kW 火电、120万kW抽水蓄能电站，以及90万kW 的陆上风电，220万kW 的光伏，海上风电即将达到1000万kW，形成“煤电+ 核电+ 海风+ 储能”的新型电力系统典型形态，非化石能源电量占比达到80%。
第二个是金沙江流域清洁电力走廊。目前下游巨型水电站（中下游装机容量超过4000万kW），已形成梯级水电调节格局，结合周边千万千瓦级风、光资源，配合储能实现风光水储灵活调节，形成“水电+ 光伏+ 风电+ 调储”的新型电力系统典型形态。
第三个是藏东南清洁能源（基地）远送。藏粤直流工程已经进入核准阶段，将新建1回特高压直流输电工程送电粤港澳大湾区1000万kW ；初步规划澜沧江上游水风光一体化基地，新增2回特高压直流工程送电南方电网约2000万kW。
特别是藏粤直流工程2027年水电陆续投产后，送端将实现水光互补外送，逐步形成“水电+ 光伏+调蓄+ 远距离高比例可再生能源特高压多端柔性直流输电”的新型电力系统典型形态。
第四个是南疆“源网荷一体”模式。这也是最富创意的模式，通过以电治沙覆绿循环，“种植养殖+ 电氢耦合智造”实现就地消纳与电网保障性收购送出消纳并举模式，以发电收益反哺产业，推进适应性耗能产业加速形成，通过电网保障性收购+ 就地消纳的“源网荷一体”新模式，实现沙戈荒治理+ 低碳生产制造（循环），破解南疆资源不平衡条件下的发展困局。
《风能》杂志：阳江作为国家示范区，其独特优势如何支撑电力系统创新？这些探索有何独特价值？
毕亚雄：阳江能源结构独特，煤电、核电、光伏、风电、抽水蓄能等主要电源品种一应俱全。截至2024年年底，阳江地区电源总装机容量为2072万kW。
如此多元的能源结构，如何把发电、电网、负荷统筹起来，一方面要加快电力系统（物理形态）核心技术创新，深入开展新型电力系统稳定机理、协同规划、运行控制、数字电网等先进适用技术推广应用；另一方面要将电力调度和市场有机结合起来，协同探索实践，逐步建立核电、风电、煤电与储能同一区域内基荷峰荷科学调度、期货现货灵活交易的协同机制。
《风能》杂志：面对新能源“安全可靠、低碳环保、经济高效”的不可能三角，破局关键何在？
毕亚雄：建设新型电力系统，统筹协调好发展与减排、整体和局部、长远和短期、政府和市场之间的关系，平衡好电力系统安全、绿色、经济目标之间的矛盾。具体而言，就是要推动产业链的穿透式与生态圈的融合式协同，以及物理形态与价值形态二元统一逻辑下的“源网荷协同、多层控制协同、电算协同”。
第一是产业链穿透式与生态圈融合式协同：产业链穿透式协同，旨在打破电力产业链各环节之间的壁垒，实现从上游的资源开发、设备制造，到中游的电力生产、输送，再到下游的电力销售、用户服务等全链条的深度融合与协同运作；生态圈融合式协同，强调电力系统与其他相关产业的跨界融合，构建一个开放、共享、共赢的能源生态圈。
第二是源网荷协同：强调“源随荷动”向“源荷互动”转变，电网结构将向柔性互联形态发展，输电网向合理分区、安全可控、开放互济形态转变，配电网具备更高灵活性和主动性，储能将发挥不同时间尺度的系统平衡作用，兼具电源与负荷的双重特质，尤其以短时快速频率响应和“救命稻草”效果为要，从而凸显其配置地点和作用时间的重要价值。
第三是多层控制协同：电网调控、场站集控、发电机控作为电力系统安全稳定控制的主要层级，与系统安全联系紧密。要推动实现“电网调控- 场站集控- 发电机控”三级控制的协调互动，用以应对新能源场站规模和接入电网占比不断提高，“场站多机型、地域多结构”给电力系统安全稳定运行带来的诸多挑战。
第四是电算协同：以电力保障算力高速发展和绿色转型，以算力破解新型电力系统“双高”运行难题，是加快塑造能源电力生产力新质态、推动数字经济高质量发展的重要途径。要以“跨区、集群、节点”的多层次规划协同、“以电促算- 以算赋电”的多维度互动、“安全、技术、机制”的全方位支撑，实现绿电智算“两力一体化”协同发展。
《风能》杂志：新型电力系统的市场化机制如何设计，才能兼顾各方利益？
毕亚雄：必须建立“市场+ 政策”双轮驱动机制。
市场侧要唱好“三重奏”：建立健全中长期+ 现货+ 辅助服务的市场体系，发展绿电期货对冲价格波动，让新能源和传统能源以统一的规则参与市场交易，实现电力在更大范围内的优化配置。政策端则需精调“电价天平”：煤电实施容量补偿体现“兜底”价值；储能建立“电量电价+ 容量补偿”双轨制；特别要解决“绿色溢价”传导，进入终端价格，让消费者助力双碳目标。这些机制如同电力系统的“神经系统”，让阳江的绿电既能点亮湾区灯火，又能让投资者共享发展红利。
《风能》杂志：“136号文”标志着以市场化方式建设新型电力系统迈出关键步伐，您对海上风电发展有哪些建议？
毕亚雄：就像我们看到的，近二三十年，新能源浪潮席卷全球。尤其是最近十年，中国海上风电加速度发展。
随着海上风电走向深远海，技术复杂度倍增；“136号文”取消全额收购后，项目可行性更难把握，电价形成机制与量价关系和投资收益关系更加市场化。保障海上风电机组的高质量、高可靠性仍然是首要任务。同时针对技术迭代迅速的行业特点，兼顾“快”与“稳”。一方面，大容量机组、深海基础结构、海上升压平台、超长高压电缆等关键技术需持续突破。另一方面，确保技术可靠的同时，平衡好降成本与抗台风安全的矛盾，毕竟中国台风海域的挑战在全世界都少见。需在风电机组基础设计、材料选择、制造技术及运行维护中融入创新技术及商业模式，以平衡功能、投资与安全性。
我们一直呼吁打破“各自为战”的现状，建立政企合作体系，比如建立海上风电联合运维平台、联合救援平台、大数据平台等，都需要各方参与，将基础设施设备、关键人才和技术聚合优化利用起来。
