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　　“十四五”期间，新能源装机规模增长超3倍，风电、光伏等新能源稳居第一大电源，清洁电源供给格局基本形成。2025年，南方电网经营区域将新增新能源并网规模4500万千瓦以上，实现新能源利用率达到95%。如今，南方电网新能源消纳高峰期，

　　为应对大规模新能源并网等挑战，南方电网公司加快推进新型能源体系和新型电力系统建设，于2024年全面建成首批35个新型电力系统示范区

　　7类应用场景，推动新型电力系统建设迈向评价标准引领、全域示范推进、先进技术支撑、生态共建共享的新阶段，为加快构建新型能源体系提供了重要观察窗口和场景应用平台。应用场景一：超大型城市综合示范

　　针对超大城市供电可靠性要求高、新能源资源禀赋不足、能源消费绿色低碳转型需求迫切等问题，建成中通道柔直背靠背换流站，首次引入柔性直流构建高密度负荷中心500千伏主网架；建成广州南沙“多位一体”微能源网，集成“风光岩物气储荷”等多个异质元素；建成国家级“5G+数字电网”应用示范区

　　整合应用数字电网、电碳耦合、人工智能等技术，建成数字电网平台，构建具有“六高”特征

　　建成全域220千伏直降20千伏供电网络，全国首创“双链环”接线模式，实现毫秒级快速复电，供电可靠率99.99999%

　　横琴数字零碳岛共享实验室，打造全国首个粤港澳能源科研共享实验室。建成实体化运行的零碳建筑，获得全国首张“碳中和”建筑金级评价标识证书。02

　　建设涵盖交直流混合配电、巷尾多站合一、中压柔性互联等多种应用场景的交直流示范工程，建成基于生产指挥中心为载体的智能运维体系，2023年平均停电时间仅0.98分钟

　　综合运用绿色能源、绿色电网、绿色交易、绿色交通、绿色运营、绿色文化等要素，打造南方电网首个“六个绿色化”零碳供电所

　　构建以单环网为主、双环网为辅,低压互联互通的“朱槿花型”配网网架，有力支撑示范区中心区配电网毫秒级自愈。运用数字化有感智慧保电技术，构建全链条数字保电体系，应用电鸿视联终端打造南方电网首个基于三维模型构建的智慧保电数字化平台

　　精准布点物联网智能感知终端，搭建“电可维”智慧电务平台，试点开展分布式光伏与充电桩台区间交直流柔性互联+移动储能示范应用，构建大网协同、配网智维、微网自治的中心城区供电可靠性全业务管控体系，供电可靠率达99.995%

　　探索建立与数字配电征相适配的生产组织关系，创新“营配协同+主配自愈”的“双预防”数智运营新模式

　　应用智能感知、智能操作、智能安全及数据分析技术，建成南方电网首座数字孪生变电站（220千伏大英山变电站）

　　围绕高战略、高标准、高投入、高成效建设要求，构建坚强可靠主网架、灵活高效智能配电网，提高输变配电设备智能巡检能力，实施配网停电主动感知、主动抢修、主动服务

　　运用农村智能台区数据一体化采集、全场景通信解决、农村电网运维服务数字化应用等技术，建成南方电网首个“变台-低压线路-客户”智能台区全覆盖示范县

　　低成本建成低压透明化和新能源配电网管控系统，完成“站-线-变-支-户”全量数字化改造

　　。研制全球首台基于固态储氢技术的氢能应急电源车、国内首套百千瓦级可逆固体氧化物电池系统，成功填补行业空白，推动氢能产业化发展。

　　结合海南博鳌资源条件和高等级保供电要求，建成灵活可靠的数字配电网、光储直柔系统、光储充示范站等，实现规模化新能源与新型负荷接入、友好协同运行，为高等级保供电需求下源网荷储一体化协同应用提供示范，供电可靠性提升至99.999%，

　　实现洋浦港岸电全覆盖，并采用多条技术路线，开发智慧管控平台，促使氮氧化物等污染物排放大幅减少，每年可减排二氧化碳约2.6万吨，为船舶节约燃油成本2000万元以上，

　　，实现高比例新能源并网消纳和高可靠性供电，形成可复制、可推广的海岛微电网设计、设备、施工、运营等系统性解决方案。

　　；建设海上风电侧储能示范项目，实现风火储打捆多能互补；建立新能源智慧调度体系，持续提升新能源可观、可测、可控能力。

　　聚焦粤东大型清洁能源基地送出需求，建成惠州太平岭核电一期等大型清洁能源送出工程，开发新能源智慧运行管理平台、海量分布式新能源智能预测系统，

　　。建成低压直流远距离供电示范点，有效解决农村远距离低电压问题。推动惠州中洞、汕尾三江口等抽水蓄能电站建设以及惠州白花电网侧储能投运，实现多元储能协同发展。

　　，其中新能源装机占比达96%，搭建南方电网首个源网荷储示范应用平台、云南首个省地协调断面联调控制系统，有力保障大规模新能源送出和消纳。搭建云南首套分布式新能源数据监测分析平台及配网分布式AGC系统，建成区域平衡自治智能微电网。

　　建成高比例可再生能源智能调控系统，率先实现新能源协调优化控制和电网方式自动调整，

　　。以多端口能量路由器为核心，构建配电网源网荷储协调控制体系，实现配网交直流柔性互联，过载率降低20%，台区三相不平衡时电流不平衡度可由86.45%调整至4.2%，有效应对电力负荷季节性变化。

　　推动源网荷储协同发展，投产500千伏奢鸭双回等新能源送出通道项目，建成新能源可观可测可控一体化平台、新能源风机凝冻预警平台，构建新型电力系统智能调控体系，支撑大规模新能源外送与消纳，

　　。建成“光火储”等多种形式的新能源并网和储能分布的综合能源基地，构建覆盖省、地两级调度机构的“水火风光”AGC协调控制系统，实现多类型电源上网功率自动化调节。打造“光储充”一体示范充电站，实现电动汽车用电“全链条绿色”。

　　等关键技术示范，打造高渗透率、清洁低碳、智能调控的新形态能源基地。全力推进“光风气储”一体化建设，建设调度运行平台（新一代OCS），提升电力系统调节能力及智能调控水平，促进清洁能源消纳。

　　开展配网中低压架空线路数字孪生技术研究及应用，建成输变配电智能巡视体系，推动缺陷隐患由人工识别升级为平台智能分析。建成山区馈线-台区光储微电网示范项目，实现小水电微电网自动（智能化）并网、离网，有效解决山区单辐射线路频繁停电等难题。

　　针对大规模新能源调控与平衡难题，建成基于云边协同的新能源网源协同控制试点，促进新能源全额消纳。为推动城乡配电网均等化发展，推进停电客户零感知，构建最小化单元动态管控综合不停电精细化管理模式，实现新能源接入和线路改造“零停电”。

　　采取交直流同杆架设、台区柔性互联、“分布式光伏+储能”等创新方法，建成低压交直流混合配电网。研制新能源网关和光伏智能端设备，开发省域分布式光伏监控平台，大幅提升分布式光伏消纳能力和农村供电可靠性。

　　联合深圳市政府打造全国首家虚拟电厂管理中心，建成国内数据采集密度最高、接入负荷类型最全、直控资源最多、应用场景最全的

　　。2023年以来，深圳累计启动虚拟电厂负荷调节超百次，调节电量超560万千瓦时，最大调节能力迈向百万千瓦，创造社会直接经济效益达1.5亿元。

　　构建“一圈两轴四环”充换电网络，率先开拓出租车换电市场，建成一批“一站一特色”便捷服务的综合能源站，形成政企联动、市场导向、价值共创的

　　；将综合能源站车网互动资源接入南方电网分布式源荷聚合服务平台，实现全国首次跨省聚合调控联调；自主研发大功率柔性充电堆技术，在近30座大型充电站点推广应用。

　　。我国首个500千伏省域数字电网（海南500千伏主网架工程）收官在即，将数字技术贯通项目规划、设计、施工、投产、运维全周期，构建数字电网工程建设管控平台，将建成数字电网建设示范工程。

　　的新型电力系统，推进第二批48个新型电力系统示范区和新型电力系统示范工程建设，建成云南、海南等国家级示范区，持续提升电网对清洁能源的接纳、配置及调控能力，服务支撑广东、广西、云南、贵州、海南等南方五省区新能源装机到2030年达4亿千瓦以上，助力“双碳”目标实现。

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