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“双碳”目标下，能源为主战场，电力为主力军；然而伴随新能源机组快速扩张，我国当前尖峰容量裕度不足，系统灵活性资源匮乏。
“新型电力体系”首次于2021年3月提出，与双碳目标绑定。
电力作为一次能源转换的重要载体，是当前碳排放的主要来源，但其亦能通过使用清洁燃料实现对含碳化石能源的替代（例如太阳能、风能、水能、核能），是双碳战场的主力军。
然而风光出力波动性较强，且我国电力系统灵活性资源较为短缺、市场机制有待优化。
随着绿电大规模并网，全国夏季尖峰负荷容量裕度（电源有效容量供给-最高容量需求）整体明显下滑，2030年跌至负数；电力紧缺等问题或持续加剧，亟待“源网荷储”各环节资源多元互补。
1、电源侧：依托能源结构，煤电灵活性改造或为我国现阶段最优路径。
参考欧美国家，其多以自身能源结构选择调节性电源。
其中：
德国与波兰为欧洲产煤大国，故以煤电为主（2022年德国褐煤、硬煤两类煤机容量占全部可调度电源容量42%）；
英美两国得益于北海油气田资源、页岩气革命后燃气成本下行，2022年气电发电量占比均达39%，以调峰性能优的燃气机组为主；
法国核电占比全球最高，其利用核电机组参与负荷跟踪运行、合理安排检修配合电网调峰等。
而基于我国“富煤缺油少气”的资源禀赋，煤电机组总量大，且灵活性改造成本整体可控，为我国现阶段最具可操作性和经济性的选择。
2、电网侧：电力供需分布错配，加强互联电网系统建设。
欧洲各国资源禀赋存异，国际电力交易市场应运而生，2009年形成高度集成化互联电网ENTSO-E。
其中，作为欧洲邻国最多的国家，德国通过30条220千伏~400千伏的输电通道与邻国互联，且随其风光出力增加，进出口电量结构由“进少出多”向“夏季进多出少、冬季进少出多”转变，电网深度参与电力系统调节。
我国各省与欧洲各国在物理布局上较为相似，需加强跨省区特高压输电线路建设、提高电网错峰互济能力，缓解新能源供需分布错配，降低三北弃风弃光率；并协同大电网、配电网、微电网发展，在分布式资源快速增长的背景下增强电网灵活性。
3、负荷侧：加快需求侧由管理向响应过渡，探索虚拟电厂模式。
国际上，需求侧响应已较为成熟（价格型和激励型），如分时电价为代表的价格型需求响应，以美国PJM需求响应项目、澳大利亚能源需求响应计划为典型案例的激励型需求响应。
其他负荷侧调节手段主要以虚拟电厂为代表，典型模式如美国社区光储、欧洲电动汽车有序充电项目，充分利用分布式资源参与削峰填谷。
我国亦多次强调需提升负荷响应水平，发改委于2023年5月提出，到2025年各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%-5%。
各省市陆续执行、优化分时电价政策以及需求响应补贴，处于政府主导的需求侧管理向需求侧响应的过渡阶段；此外可借鉴海外经验，从光储、新能源车等细分领域探索虚拟电厂模式。
4、储能侧：抽蓄及新型储能快速发展，未来在多方面多层次优势互补。
全球范围内，抽水蓄能仍为市场主力，2022年抽蓄装机占比已投运电力储能的79%，同时，电化学储能发展迅猛，其中锂电子电池规模年增长率超85%。
具体到运用场景，储能可分为表前（发电侧+电网侧）和表后（工商业+户用）两类，其中中美两国均以表前储能为主，英德两国分别引领欧洲表前储能和表后户用储能市场。
由于我国抽蓄资源储备丰富（截至2022年底规划资源总量约823GW），且其充放电技术成熟稳定、经济性优，为我国现阶段储能侧核心力量。
未来伴随成本下降、技术进步、价格及补偿机制完善，新型储能商业模式有望进一步理顺，与传统储能技术在调节周期、运用场景等方面多层次优势互补。
在当前“双碳”加速推进的背景下，建设新型电力体系的必要性与紧迫性日益凸显。
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