2025年新能源电力系统仿真技术及应用研究报告

2025年新能源电力系统仿真技术及应用研究报告报告摘要：本报告聚焦2025年新能源电力系统“高比例并网、源荷强互动、多能深融合”的核心特征，以“仿真赋能系统安全高效运行”为核心命题，系统解析新能源电力系统仿真技术的内涵机理、发展现状及核心瓶颈。结合国家能源局《电力系统仿真技术发展行动计划（2024至2028）》及全国15个省级仿真平台建设数据，创新构建“精度-速度-场景适配性”三维评价体系，深度研究电磁暂态、机电暂态、多能流等六大核心仿真场景的关键技术突破方向。报告重点剖析国网仿真中心“千万千瓦级风光集群仿真”、南网科研院“配网微电网仿真”等典型案例，量化评估数字孪生、并行计算等12项关键技术的应用成效与经济价值。针对当前存在的多物理场耦合仿真不足、数据支撑薄弱、标准缺失等问题，提出“技术攻坚-数据融通-标准共建-生态协同”四位一体的发展策略，并展望2030年前仿真技术的演进趋势。研究成果为电网企业仿真平台升级、新能源企业并网验证、设备厂商研发测试提供权威支撑，助力新能源电力系统实现“安全可控、低碳高效”的发展目标。一、引言：仿真技术——新能源电力系统的“数字孪生引擎”1.1战略意义：破解高比例新能源带来的系统调控难题2025年，全国风电、光伏累计装机突破13亿千瓦，占总装机容量的50.8%，新能源发电量占比提升至28%，电力系统已从“传统源网荷”架构转向“新能源为主体”的新型形态。然而，新能源“间歇性、波动性、随机性”特性与电力电子设备的“低惯量、弱阻尼”特征叠加，导致系统安全稳定机理发生深刻变化——西北某风光基地并网引发的次同步振荡问题，需通过仿真技术提前预判；东部分布式光伏高渗透区域的配网电压越限，依赖仿真优化调压策略。新能源电力系统仿真技术作为破解上述难题的核心手段，其核心价值体现在三个维度：一是“预演”，通过构建系统数字孪生体，提前模拟新能源并网、故障扰动等场景的系统响应，规避安全风险；二是“优化”，基于仿真结果优化调度策略、设备参数，提升系统运行效率；三是“验证”，为新能源场站并网、新型设备研发提供全工况测试环境，缩短研发与并网周期。国家能源局明确要求，2025年省级以上电力系统仿真平台需具备“千万千瓦级新能源集群仿真”“微电网全场景仿真”能力，仿真精度误差控制在5%以内，为技术发展划定清晰目标。1.2核心概念界定1.2.1新能源电力系统仿真技术指以电力系统理论为基础，融合数字孪生、并行计算、人工智能等技术，构建覆盖“源-网-荷-储-多能”全环节的数字模型，模拟系统在正常运行、故障扰动、新能源波动等场景下的电磁、机电、热工等物理过程，输出电压、频率、功率等关键参数的技术体系。按仿真时间尺度可分为电磁暂态仿真（微秒至毫秒级）、机电暂态仿真（毫秒至秒级）、中长期动态仿真（秒至小时级），分别适配不同的分析需求。1.2.2核心仿真场景包括集中式新能源集群并网仿真、分布式新能源配网接纳仿真、源荷互动仿真、多能流协同仿真、新型设备接入仿真、系统故障与恢复仿真六大核心场景，覆盖新能源电力系统规划、建设、运行、检修全生命周期，为不同环节的决策提供数据支撑。1.3研究范围与数据来源1.3.1研究范围本报告研究范围涵盖2023至2025年新能源电力系统仿真技术的发展现状、核心瓶颈、突破方向及实践应用，重点聚焦电磁暂态-机电暂态混合仿真、多能流协同仿真、AI增强型仿真等关键技术领域，兼顾西北新能源基地、东部负荷中心、南方海岛等不同区域的差异化仿真需求。1.3.2数据来源包括国家能源局《2024年电力工业统计公报》《电力系统仿真技术发展行动计划（2024至2028）》、国网仿真中心《千万千瓦级风光集群仿真实践报告》，以及南网科研院、许继集团、南瑞集团等企业的技术研发与项目实测数据，确保研究的权威性与准确性。二、新能源电力系统仿真技术的发展现状2.1技术发展：从“单一维度”到“多维融合”2.1.1暂态仿真技术：精度与速度双重提升电磁暂态仿真技术实现“千万节点级”系统仿真能力，国网仿真中心的BPA-PSASP联合仿真平台，可模拟含500万千瓦风光集群的电力系统电磁暂态过程，仿真步长缩短至1微秒，精度误差控制在3%以内。机电暂态仿真与电磁暂态仿真的混合仿真技术成熟应用，解决了传统仿真“精度与速度不可兼得”的难题，华东电网应用后，新能源并网暂态分析效率提升60%。2.1.2分布式与微电网仿真：场景适配性增强配网分布式新能源仿真技术实现“台区级”精细化建模，南网科研院的配网仿真平台可接入20万户居民负荷与50万千瓦分布式光伏数据，模拟光伏出力波动下的配网电压变化，电压预测误差≤2%。微电网仿真技术支持“光-储-充-柴”多单元协同仿真，海南三沙市海岛微电网仿真项目中，成功模拟台风场景下微电网孤岛运行与并网切换过程，切换时间误差≤0.5秒。2.1.3多能流仿真：跨领域融合起步“电-热-气-氢”多能流仿真技术进入示范阶段，北方某综合能源基地的多能流仿真平台，可实现电力系统与热力管网、天然气管网的协同仿真，模拟新能源富余电力制氢对电网与气网的影响，多能流耦合误差控制在5%以内。氢能仿真子模块实现电解槽、燃料电池的动态建模，为“绿氢+电力系统”协同运行提供支撑。2.1.4数字孪生与AI增强：仿真能力升级数字孪生技术与仿真深度融合，省级以上电网“数字孪生仿真平台”覆盖率达80%，江苏电网数字孪生仿真平台实现物理电网与数字模型的毫秒级同步，可实时反映新能源出力与电网运行状态。AI增强型仿真技术应用广泛，基于深度学习的仿真参数校正模型，将新能源场站建模误差从10%降至3%，仿真收敛速度提升50%。2.1.5并行计算与云计算：大规模仿真支撑GPU并行计算技术实现“亿级节点”系统仿真，国家能源集团的并行仿真平台采用1000块GPU集群，完成含1000万千瓦风光资源的全国跨区域电网仿真仅需2小时，较传统CPU仿真效率提升10倍。云计算仿真平台快速推广，中小企业通过云端仿真服务完成新能源并网验证，成本降低70%。2.2应用成效：覆盖全生命周期决策2024年，全国新能源场站并网仿真验证率达95%，较2020年提升40个百分点，因仿真不足导致的并网故障减少80%。电网规划环节，通过仿真优化新能源并网落点，西北电网减少输电通道投资超50亿元。运行环节，仿真优化的源荷互动策略使广东电网新能源消纳率提升5%，年多消纳电量20亿千瓦时。设备研发环节，仿真测试使新型储能变流器研发周期缩短30%，研发成本降低40%。三、新能源电力系统仿真技术的核心瓶颈3.1技术瓶颈：多维度融合与性能短板并存3.1.1多物理场耦合仿真能力不足电磁暂态、机电暂态、热工、化工等多物理场仿真存在“数据壁垒”与“机理冲突”，现有仿真平台多聚焦单一物理场，难以精准模拟“新能源发电-电解制氢-燃料电池发电”全链条过程，多场耦合仿真误差超15%。例如，某绿氢示范项目中，仿真预测的电解槽功率波动与实际偏差达20%，无法支撑电网调度决策。3.1.2新能源动态建模精度欠缺新能源场站的变流器控制策略、储能电池衰减特性、风机气动弹性等动态过程建模难度大，现有模型多采用简化假设，无法反映极端天气（如强阵风、高温）下的设备特性。2024年华北地区一次强阵风天气中，风机仿真模型预测的出力波动与实际偏差达30%，导致电网频率调节策略失效。3.1.3大规模系统仿真效率偏低含千万千瓦级新能源、亿级用户负荷的跨区域电网仿真，即使采用并行计算技术，完成一次中长期动态仿真（24小时）仍需8小时，无法满足电网实时调度的“分钟级”决策需求。分布式仿真的协同调度技术不足，不同区域仿真平台的数据同步延迟超100ms，影响跨区域仿真精度。3.1.4AI与仿真融合深度不够AI算法多应用于仿真参数校正与结果预测，尚未融入仿真建模与求解核心环节，缺乏“AI驱动的自适应建模”能力。极端场景下，AI仿真模型的泛化能力不足，台风、暴雪等罕见天气的新能源出力仿真误差超40%，无法为电网应急处置提供支撑。3.2数据瓶颈：支撑不足与安全矛盾突出3.2.1多源数据质量与融合不足新能源场站、配网、用户、多能系统的数据格式不统一，数据完整性仅为60%，缺失率较高的风光出力、负荷曲线等关键数据，导致仿真建模精度下降。数据融合技术欠缺，不同来源数据的时空同步误差超1秒，无法支撑高精度动态仿真。3.2.2数据安全与共享矛盾新能源企业、电网企业、用户的数据安全需求差异大，电力系统核心数据（如网架结构、调度策略）与新能源企业运营数据（如设备参数、发电成本）共享困难，形成“数据孤岛”。某省级仿真平台因缺乏新能源企业的实时出力数据，仿真结果与实际系统偏差达10%。3.3标准与应用瓶颈：体系缺失与落地困难3.3.1技术标准不完善仿真模型标准仅覆盖传统电源与电网，新能源变流器、储能电池、燃料电池等新型设备的建模标准缺失，不同企业的仿真模型兼容性差，跨平台仿真时误差超20%。多能流仿真的接口标准、数据交换标准空白，电力与热力、燃气行业的仿真平台无法直接互联。3.3.2仿真结果与工程应用脱节仿真场景与实际工程需求匹配度不足，实验室环境下的仿真结果难以直接应用于复杂的现场工况。例如，某分布式光伏仿真优化的调压策略，在现场应用时因忽略配网线路老化特性，导致电压调节效果仅达预期的50%。仿真人才缺口大，复合型仿真工程师（具备电力系统、计算机、AI知识）数量仅能满足50%的行业需求。3.4瓶颈根源：需求与供给的结构性失衡核心瓶颈的根源在于新能源电力系统的“复杂耦合、动态多变”需求与仿真技术的“单一维度、静态建模”供给存在结构性失衡。从需求侧看，新能源渗透率提升使系统从“线性、可控”转向“非线性、强耦合”，对仿真的多场融合、动态建模能力提出更高要求，但需求的精准传递机制缺失；从供给侧看，仿真技术研发聚焦单一环节（如暂态仿真、配网仿真），缺乏“全链条、多维度”融合技术，同时数据支撑、标准体系、人才储备滞后于技术发展，导致仿真成果无法高效转化为工程价值。四、新能源电力系统仿真技术的突破方向4.1多物理场融合仿真：打破领域壁垒4.1.1多场耦合建模技术研发“多物理场统一建模语言”，建立电磁、机电、热工、化工等物理过程的统一数学表达，解决不同领域仿真机理冲突问题。开发多场耦合仿真接口模块，实现BPA、PSCAD、EnergyPlus等不同领域仿真软件的无缝对接，多场耦合仿真误差控制在8%以内。在绿氢示范项目中，通过该技术实现“风光发电-电解制氢-燃料电池发电”全链条仿真，功率波动预测误差降至5%。4.1.2多能流协同仿真平台构建“电-热-气-氢”多能流协同仿真平台，集成电力系统仿真子模块、热力管网仿真子模块、天然气管网仿真子模块、氢能全链条仿真子模块，实现多能系统的动态耦合仿真。基于能量流、信息流、物质流的协同分析，优化多能系统运行策略，北方某综合能源基地应用后，多能系统综合效率提升10%。4.2新能源动态建模：提升精准度4.2.1设备级精细化建模技术针对新能源变流器，研发“控制策略逆向解析+动态参数辨识”建模技术，精准模拟不同厂家变流器的控制逻辑，建模误差降至2%以内。针对储能电池，开发“衰减特性+温度效应”耦合模型，融入电池循环寿命数据，实现电池动态特性的精准仿真。针对风机，建立“气动弹性+机械传动+电气控制”多环节耦合模型，极端天气下风机出力仿真误差控制在10%以内。4.2.2集群级聚合建模技术研发“分群聚类+动态等效”聚合建模技术，将千万千瓦级风光集群按出力特性分为若干子群，每个子群建立动态等效模型，在保证仿真精度（误差≤5%）的前提下，将集群建模节点数从10万级降至1000级，仿真效率提升100倍。新疆达坂城风光基地应用后，集群并网暂态仿真时间从4小时缩短至20分钟。4.3高效仿真计算：提升速度与规模4.3.1异构并行计算技术采用“CPU+GPU+FPGA”异构计算架构，将仿真建模、数据预处理等并行性差的任务分配给CPU，将大规模矩阵求解、暂态过程计算等并行性好的任务分配给GPU与FPGA，实现仿真任务的高效调度。国家电网异构仿真平台应用后，亿级节点系统电磁暂态仿真时间从24小时缩短至3小时，效率提升7倍。4.3.2分布式协同仿真技术建立“区域自治+全局协同”的分布式仿真架构，各区域仿真平台自主完成本地系统仿真，通过5G-A+边缘计算实现区域间数据的毫秒级同步（延迟≤10ms）。开发分布式仿真一致性算法，确保跨区域仿真结果的一致性，华东-华中跨区域电网仿真应用后，区域间功率交换仿真误差≤3%。4.3.3简化仿真与精准仿真结合技术根据不同应用场景需求，动态切换仿真精度与速度——电网实时调度采用简化仿真模型（误差≤8%），实现分钟级仿真；电网规划与设备研发采用精准仿真模型（误差≤3%），保障决策科学性。开发仿真精度自适应调节模块，根据系统运行状态自动调整仿真步长与模型复杂度。4.4AI增强型仿真：赋能全流程优化4.4.1AI驱动的自适应建模技术基于强化学习算法，开发AI自适应建模系统，可根据新能源出力特性、设备运行状态自动调整模型结构与参数，无需人工干预即可实现高精度建模。极端天气下，通过迁移学习将历史相似场景的建模经验迁移至新场景，新能源功率预测仿真误差控制在15%以内。4.4.2AI加速的仿真求解技术将AI算法融入仿真求解核心环节，采用深度学习替代传统的数值迭代方法，求解大规模系统方程的速度提升10倍。开发AI仿真代理模型，通过训练大量仿真样本建立输入与输出的映射关系，在保证精度（误差≤5%）的前提下，将中长期动态仿真时间从8小时缩短至30分钟，满足电网实时调度需求。4.4.3AI辅助的仿真结果分析技术研发AI仿真结果智能分析系统，自动识别仿真数据中的异常特征（如电压越限、频率波动），定位问题根源并生成优化方案。基于自然语言处理技术，将复杂的仿真数据转化为直观的可视化报告与决策建议，提升仿真成果的应用效率。4.5数据支撑体系：保障质量与安全4.5.1多源数据融合与清洗技术建立“源网荷储-多能”数据统一标准，明确数据采集格式、传输协议与质量要求。开发多源数据融合平台，采用联邦学习技术在不共享原始数据的前提下实现数据协同建模，数据完整性提升至90%。应用AI数据清洗算法，自动修复缺失、异常数据，数据准确率提升至98%。4.5.2数据安全共享技术基于区块链技术构建数据安全共享平台，实现新能源企业、电网企业、用户数据的可信存证与授权访问，保障数据所有权与隐私权。开发数据脱敏与加密模块，对敏感数据（如电网网架结构）进行脱敏处理后再共享，平衡数据共享与安全需求。五、典型实践案例解析5.1国网仿真中心：千万千瓦级风光集群仿真支撑西北电网安全运行5.1.1项目概况国网仿真中心针对西北千万千瓦级风光集群并网带来的安全稳定问题，启动“风光集群全场景仿真技术示范项目”，总投资超5亿元，构建覆盖新疆、甘肃、青海三省的风光集群仿真平台，可模拟含1000万千瓦风光资源、5000万千瓦传统电源的西北电网运行状态，支撑电网调度决策与并网规划。5.1.2核心技术与实施路径项目核心技术创新在于“集群聚合建模+多场融合仿真”：一是研发“分群等效+动态参数辨识”聚合建模技术，将10万台风机、光伏逆变器聚合为100个等效模型，建模误差≤5%，仿真效率提升100倍；二是构建电磁暂态-机电暂态混合仿真系统，采用异构并行计算架构，仿真步长1微秒，可精准模拟风光集群并网引发的次同步振荡问题；三是融入AI自适应建模技术，根据风光出力波动自动调整模型参数，极端天气下仿真误差控制在15%以内。实施路径上，按“数据采集-模型构建-平台开发-测试应用”四步推进，首先采集三省风光场站的设备参数、出力数据（数据完整性90%），然后构建聚合模型与混合仿真系统，开发并行计算平台，经现场测试达标后接入西北电网调度中心，形成“仿真-决策-执行”闭环体系。5.1.3实施成效2024年项目投运后，成功预判并规避3次风光集群并网引发的次同步振荡风险，避免电网设备损坏损失超10亿元；通过仿真优化风光并网落点与输电通道规划，减少电网投资60亿元；风光集群仿真验证率达100%，并网故障减少90%；西北电网新能源消纳率提升8%，年多消纳电量40亿千瓦时，减少碳排放320万吨。5.2南网科研院：配网微电网仿真激活珠三角分布式能源潜力5.2.1项目概况南网科研院针对珠三角地区分布式光伏高渗透、微电网数量激增的问题，启动“配网微电网全场景仿真技术示范项目”，总投资超2亿元，构建覆盖广州、深圳等6个城市的配网微电网仿真平台，可接入500万千瓦分布式光伏、200万千瓦储能、500万户居民负荷数据，支撑配网调压优化与微电网运行控制。5.2.2核心技术与实施路径项目核心技术创新在于“台区级精细化建模+AI增强仿真”：一是开发“光伏-负荷-储能”台区级精细化模型，融入居民用能习惯、光伏组件温度效应等细节，电压仿真误差≤2%；二是构建微电网“并网-孤岛-切换”全场景仿真系统，采用分布式协同仿真技术实现6个城市配网数据的毫秒级同步；三是应用AI仿真代理模型，将微电网中长期仿真时间从2小时缩短至10分钟，支撑实时调度。实施路径上，按“分区建模-平台集成-场景测试-推广应用”推进，先完成各城市配网微电网精细化建模，再通过数据融合平台实现资源整合，开发100种典型仿真场景（如光伏出力骤升骤降、微电网故障）进行测试，达标后在珠三角地区推广，形成“仿真优化-现场应用”的落地机制。5.2.3实施成效2024年项目全面投运后，珠三角地区配网电压越限故障减少80%，分布式光伏消纳率从85%提升至98%；微电网并网切换成功率从80%提升至100%，切换过程电压波动≤±5%；通过仿真优化配网调压策略，配网线损率降低3个百分点，年节约电量15亿千瓦时；为200个新建微电网提供仿真验证服务，微电网研发周期缩短30%。5.3国家能源集团：多能流仿真支撑“风光储氢”一体化示范5.3.1项目概况国家能源集团依托宁夏宁东能源化工基地，启动“‘风光储氢’多能流仿真技术示范项目”，总投资超10亿元，建设覆盖400万千瓦风光基地、50万千瓦储能电站、5万吨/年绿氢生产基地的多能流仿真平台，模拟“风光发电-储能调峰-电解制氢-化工用氢”全链条运行过程，支撑多能系统协同优化。5.3.2核心技术与实施路径项目核心技术创新在于“多场耦合建模+AI优化调度”：一是研发“电-氢-化工”多场耦合仿真模型，集成电力系统仿真子模块、电解槽动态子模块、化工反应子模块，多能流耦合仿真误差≤8%；二是开发多能流协同优化仿真系统，基于AI算法优化风光出力、储能充放、制氢负荷的调度策略；三是构建数字孪生仿真平台，实现物理系统与数字模型的实时同步（延迟≤50ms）。实施路径采用“技术研发-平台建设-试点验证-规模应用”模式：一期完成多场耦合模型研发与仿真平台建设；二期在宁东基地试点应用，优化多能系统运行策略；三期将仿真技术推广至全国5个“风光储氢”一体化示范基地。5.3.3实施成效2024年项目投运后，宁东基地多能系统综合效率提升12%，风光富余电力制氢利用率从60%提升至95%；制氢成本从35元/公斤降至28元/公斤，年降低制氢成本3.5亿元；通过仿真优化调度，化工企业用氢可靠性提升至99%，减少因氢气供应不足导致的停产损失超2亿元；为“风光储氢”一体化项目提供仿真标准，推动行业规范化发展。六、新能源电力系统仿真技术的保障措施6.1技术保障：构建产学研用协同创新体系6.1.1设立关键技术攻关专项由国家能源局牵头，联合科技部设立“新能源电力系统仿真技术专项基金”，每年投入50亿元，重点支持多场耦合仿真、AI增强型仿真、多能流仿真等“卡脖子”技术研发。针对中小企业仿真技术薄弱问题，开发低成本仿真软件套件，降低仿真技术应用门槛。6.1.2建设国家级仿真验证平台在西北、华东、南方分别建设3个国家级新能源电力系统仿真验证平台，覆盖集中式风光集群、分布式配网、多能流等典型场景，为技术成果提供全工况测试环境。2025年前完成平台一期建设，实现多场耦合仿真、AI仿真等15项技术的验证与推广。6.1.3培育复合型仿真人才队伍推动电力企业与高校合作，开设“新能源电力系统仿真”交叉学科，培养具备电力系统、计算机、AI、多能流知识的复合型人才。建立“企业导师+项目实践”培养模式，每年组织1万名电力员工参与仿真技术实训，提升一线人员操作与应用能力。6.2数据保障：建立安全高效的数据支撑体系6.2.1完善数据采集与共享机制制定《新能源电力系统仿真数据管理办法》，明确新能源企业、电网企业、用户的数据采集义务与共享责任，将仿真数据采集纳入新能源场站并网验收标准。建立国家级电力仿真数据共享平台，采用“集中+分布式”架构，实现数据的安全存储与高效共享。6.2.2提升数据质量与安全水平建立数据质量评估与考核体系，对数据完整性、准确性、及时性进行量化评估，将评估结果与新能源企业并网收益挂钩。推广区块链、联邦学习等数据安全技术，在保障数据安全的前提下实现数据协同建模，数据安全事件发生率降低90%。6.3标准保障：建立全链条标准体系6.3.1完善技术标准规范2025年底前完成《新能源电力系统仿真模型标准》《多能流仿真接口标准》《AI仿真技术规范》等20项关键标准的制定，明确新能源设备、多能系统的建模要求，统一仿真数据格式与交换协议。针对不同仿真场景，制定差异化的精度与速度标准，满足不同应用需求。6.3.2推动跨行业标准协同建立电力、热力、燃气、化工等行业的标准协同机制，成立跨行业仿真标准委员会，统筹制定多能流仿真标准。推动仿真标准与国际接轨，参与国际电工委员会（IEC）、国际标准化组织（ISO）的仿真标准制定，提升我国仿真技术的国际话语权。6.3.3强化标准实施监督由国家能源局联合市场监管总局建立标准实施监督平台，对仿真软件、仿真服务、仿真人才资质进行认证，不合格产品与服务禁止入市。将标准执行情况纳入电力企业绩效考核，对严格执行标准的企业给予补贴，对违规企业实施处罚。6.4市场与生态保障：激发主体参与活力6.4.1完善市场化激励机制将仿真技术服务纳入电力辅助服务市场，对为电网安全运行、新能源消纳提供仿真支撑的企业给予收益分成。例如，仿真优化的调度策略使新能源消纳率提升的部分，按一定比例给予仿真服务企业奖励。鼓励金融机构推出“仿真技术专项贷”，对仿真平台建设、技术研发项目给予低息贷款。6.4.2培育仿真服务产业生态组建“新能源电力系统仿真产业联盟”，吸纳电力企业、设备厂商、科研机构、高校等主体加入，实现技术研发、成果转化、市场推广的协同。推广“仿真即服务（SaaS）”模式，通过云端仿真平台为中小企业提供低成本、高效率的仿真服务，培育一批年产值超10亿元的仿真服务企业。6.4.3加强国际合作与交流与“一带一路”国家开展仿真技术合作，共建跨国电力系统仿真平台，支撑跨境新能源电力交易。引进国际先进仿真技术与经验，消化吸收再创新，提升我国仿真技术的核心竞争力。举办国际新能源电力系统仿真技术论坛，促进全球仿真技术交流与发展。七、发展展望（2025至2030年）7.1阶段性发展目标2025年：多场耦合仿真误差控制在8%以内，千万千瓦级风光集群仿真效率提升100倍；省级以上电网仿真平台实现AI增强型仿真技术全覆盖，仿真结果与工程应用匹配度达80%；新能源场站并网仿真验证率达100%，仿真人才缺口缩小至30%。2030年：多场耦合仿真误差降至5%以内，实现“电-热-气-氢-储”全链条精准仿真；全球能源互联网仿真平台建成，支持跨洲新能源电力系统仿真；AI仿真技术实现“建模-求解-分析”全流程自动化，仿真效率较2025年提升10倍；形成完善的仿真技术标准体系与产业生态，我国仿真技术达到国际领先水平。7.2技术演进趋势7.2.1仿真维度：从“多场融合”到“全域协同”仿真技术将实现“电力-交通-建筑-化工”全域能源系统的协同仿真，融入新能源汽车、智能建筑等柔性负荷的动态特性，构建“源-网-荷-储-多能-交通-建筑”全域仿真模型，支撑综合能源系统优化运行。7.2.2仿真精度：从“设备级”到“元件级”新能源设备仿真将从“设备级”建模深入到“元件级”建