01前言
国家电网"十五五"规划是能源革命与新型电力系统建设的关键阶段，旨在通过特高压输电、配电网升级、储能体系建设和数字化转型四大技术创新路径，支撑高比例新能源消纳，实现能源结构转型，构建安全、绿色、经济、共享的新型电力系统。 该规划将推动国家电网从"电力供应商"向"能源生态枢纽"升级，通过全要素协同和市场化机制创新，解决新能源高比例渗透带来的系统安全挑战，为"双碳"目标实现提供坚实支撑。
02战略方向与核心任务
国家电网"十五五"规划的战略方向明确聚焦三个核心任务：能源结构转型、电网布局优化和安全保障体系构建。
能源结构转型方面，规划提出到2030年风电、太阳能发电总装机容量将达10亿千瓦以上，清洁能源占比超50%。这一目标意味着国家电网将实现从"火电基荷+新能源补充"向"新能源主体+灵活电源支撑"的结构性转变。国家电网将推动煤电"三改联动"(节能降碳、灵活性、供热改造)，使煤电从电量型电源逐步向调峰型电源过渡，到"十五五"末，将有超过50%的燃煤机组进行灵活性改造，机组最小出力达到30%左右。
电网布局优化方面，重点包括特高压输电通道建设、配电网智能化升级和储能体系建设。特高压方面，国家电网计划"十五五"期间特高压直流开工20条以上，交流项目年均3个，总投资超8000亿元，重点支撑西北"沙戈荒"基地外送及"三华"(华北-华中-华东)同步电网。配电网方面，国家电网将实施配电网智能化改造升级，实现故障"秒级自愈"，打造"零计划停电"示范区，年均投资额或达到3800亿元左右。储能体系方面，国家电网提出到2030年抽水蓄能装机容量达到1亿千瓦，电化学储能同步增长至1亿千瓦，新型储能(如压缩空气、液流电池)配置时长超4小时。
安全保障体系构建方面，是应对高比例新能源并网挑战的关键。国家电网将开展治本攻坚三年行动，强化大电网安全。针对新能源占比超50%时的风险管控，国家电网将通过数字化技术(AI、大数据)实现智能调控与全景感知，提升系统抗扰动能力。在防灾抗灾方面，国家电网将加强沿海地区塔位偶然工况设计校核，山区线路提升抗风偏能力，通过卫星遥感和地面监测网络实现全寿命周期监测，完善地质灾害预测精度和山火防治标准。
03技术创新路径应对新能源高比例渗透
面对新能源高比例渗透带来的系统挑战，国家电网在"十五五"规划中提出了四大技术创新路径：特高压输电、配电网升级、电网韧性提升和数字化转型。
特高压输电技术创新方面，国家电网正推进"双八百"特高压柔直技术(±800kV/800MW)攻关，用于解决高海拔、无人区等复杂环境下的新能源外送问题。以库布齐沙漠基地为例，该基地配套"双八百"柔直工程(±800kV/800MW)，外送容量达4800万千瓦，配套500万千瓦新型储能。技术突破方面，IGCT替代IGBT降低了换流阀成本，国产化率超90%。国际应用方面，巴西美丽山±800kV工程采用中国标准，验证了技术可行性。
配电网升级技术创新方面，国家电网采用IEC61850标准与Web Service结合，实现终端设备(如FTU、智能逆变器)的自描述和自动注册。为解决模型兼容与通信效率问题，国家电网对IEC61850与CIM模型进行扩展和映射，并采用CMS协议替代传统MMS，结合MQTT/CoAP提升通信效率，降低配电网终端成本。
电网韧性技术创新方面，国家电网从全寿命周期角度开展综合防控。在防灾标准上，基于《Q/GDW 11721-2022 国家电网有限公司差异化规划设计导则》，提升设防标准(如抗冰厚度、抗风等级)，并推广机械除冰、电气融冰装置。在地质灾害防控上，通过卫星遥感和地面监测网络实现全寿命周期监测，如贵州电网的"一线一策"防灾方案。在山火防治上，构建多源感知样本库(烟、温、辐射参数)，完善火险评估与态势研判标准。
数字化转型技术创新方面，国家电网在特高压工程(如川渝1000kV交流工程)中采用数字孪生技术实现全生命周期管理，用于故障自愈与智能调度。AI算法优化新能源功率预测，结合虚拟电厂提升分布式资源调控能力。此外，国家电网建成全球最大新能源云平台，接入新能源项目超400万个，为新能源并网提供技术支撑。
04电力市场机制与商业模式创新
"十五五"规划期间，国家电网将深化电力市场机制与商业模式创新，重点包括现货市场建设、绿电交易机制和源网荷储协同运营模式。
现货市场建设方面，国家电网按照"统一市场、两级运作"模式构建中长期与现货交易体系，推动全国统一电力市场建设。根据国家发改委、国家能源局《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，国家电网要求2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖，全面开展连续结算运行，充分发挥现货市场发现价格、调节供需的关键作用。具体时间表上，湖北计划于2025年6月底前将电力现货市场转入正式运行，浙江也将在2025年底前完成这一目标，安徽、陕西力争在2026年6月底前转入正式运行。为解决跨省区交易规则不统一、输电通道阻塞等问题，国家电网引入碳减排系数和省间差异系数对传统出清模型进行修正，并设计税收机制和补贴机制，提出一种兼顾公平和效率的交易机制。
绿电交易机制创新方面，国家电网推动绿电交易与碳市场协同发展。国家电网参与碳资产管理，推动绿电交易与碳市场协同(如电碳因子唯一认证、绿证核发)。此外，国家电网提出构建绿色账户体系，以支撑绿电交易溯源、结算以及绿证核发工作，帮助两类市场在各项数据信息方面的互联互通。在绿证交易方面，国家电网建议坚持绿色证书的环境属性唯一化，以绿证作为绿色消费的唯一凭证，并从国家层面出台标准，统一各地碳市场对于绿电抵扣碳排放量的计算方式，打造全国统一的绿色认证体系。
源网荷储协同运营模式创新方面，国家电网通过虚拟电厂、需求响应系统整合分布式资源。冀北虚拟电厂接入11类资源(储能、电动汽车等)，通过华北调峰市场实现年增发减排。上海虚拟电厂最大响应负荷达百万千瓦，成为全国首个虚拟电厂实测调用能力达到百万千瓦级的城市。安徽虚拟电厂参与长三角绿电交易，打破分布式电力资源跨省交易壁垒，为区域新能源资源优化配置及绿电交易模式创新提供经验。商业模式上，虚拟电厂主要有两种盈利方式：一是通过参与电力交易获取收益，二是通过提供辅助服务获取收益。
04区域差异化实践与特色发展模式
国家电网"十五五"规划强调因地制宜、因网制宜，根据不同区域资源禀赋和"双碳"进程，制定差异化战略。各区域电网公司呈现出不同的特色发展模式：
东北电网以强化保供与储能布局为核心。该区域推进辽宁海上风电柔直工程，开展治本攻坚行动，提升煤电灵活性。针对高比例新能源并网问题，东北电网在2025年需配置1.08亿kW储能，以应对弃风弃光率较高的挑战(风电弃风率达16.6%，光伏弃光率达7.4%)。此外，东北电网加强220kV电网分区运行，并根据发展需要适时规划建设1000kV交流主网架，提升电网抗扰动能力。
西北电网以推进"沙戈荒"基地外送和跨区域联网为核心。该区域加快特高压直流工程(如松辽直流、西北-西南联网)，支撑"沙戈荒"大型能源基地开发外送。针对新能源波动性问题，西北电网在2025年需额外配置2180万kW储能(占西北电源装机的4.8%)，以保障系统电力平衡。西北电网主网架电压等级为750kV，实施330kV电网分区运行，提高系统稳定性和经济性。
华东电网以构建特高压交流环网与示范区建设为核心。该区域通过14回直流与华中、华北、西北、西南四个区域电网相连，形成"大受端、高密度、强耦合"格局 。华东电网重点建设特高压交流环网(如苏北、长三角双回路环网)，优化主网架以控制短路电流。在市场机制方面，华东电网推动长三角电力市场管委会建设，拓展D-3绿电连续交易等交易新品种，促进区域电力资源优化配置。华东电网在虚拟电厂应用方面处于领先地位，上海虚拟电厂最大响应负荷达116万千瓦，安徽虚拟电厂参与长三角绿电交易，打破分布式电力资源跨省交易壁垒。
华中电网以优化主网架结构和虚拟电厂应用为核心。该区域形成"15直1交"跨区联网格局，是国家电网公司系统跨区通道最多的区域电网。华中电网在2025年跨区受入能力达到4771万千瓦，较2020年提升2170万千瓦。在主网架升级方面，华中电网优化为"日"字形特高压环网，增强省间互济能力。在虚拟电厂应用方面，湖北虚拟电厂规模全国领先，接入35家虚拟电厂(含工业负荷、充电桩等)，参与现货市场常态化交易，总体报装容量2057.68万千瓦。
南方电网以直流送端组网和新型储能发展为核心。该区域提出基于直流送端组网的特高压柔直互联主干网技术方案，对深远海海上风电规模化送出具有示范意义 。在储能规划方面，南方电网到2030年将建成新型电力系统，新增抽水蓄能3600万千瓦，新型储能200万kW("十四五")、300万kW("十五五") 。此外南方电网注重与全国统一电力市场的衔接，支持虚拟电厂、独立储能参与交易，并推动制定适应高比例新能源市场主体参与的中长期、现货电能量市场交易机制，推动开展绿色电能交易，建立电能量市场与碳市场的衔接机制。
05挑战与应对策略
国家电网"十五五"规划面临多重挑战，包括高比例新能源接入对电网承载能力的极致要求、电力系统转型期安全运行风险持续增大、人民群众对供电服务水平提出更高期待以及复杂环境与资源约束加剧电网建设难度等。针对高比例新能源接入挑战，将通过特高压输电通道和配电网智能化改造，解决新能源消纳问题。特高压直流输电损耗降低50%以上，输电距离提升2-3倍，土地资源占用减少30%，有效提升跨区域能源调配能力。
配电网智能化改造将实现终端设备的即插即用，通过IEC61850与CIM模型的映射，提升配电网对分布式新能源的接入能力。针对电力系统转型期安全运行风险，将加强各级电网统一规划，一体推进主干电网、配电网和智能微电网发展。同时将加强基础研究和应用技术研究，加速科技成果向现实生产力转化，不断提升产业链供应链韧性和安全水平。
在技术攻关方面，将推进"双八百"特高压柔直技术、构网型技术等创新应用，解决高比例新能源并网带来的系统稳定性问题。针对人民群众对供电服务水平提出更高期待，将提升供电可靠性，推进卓越供电服务，持续优化电力营商环境。
在配电网智能化方面，将实施配电网智能化改造升级，实现故障"秒级自愈"，打造"零计划停电"示范区，年均投资额或达到3800亿元左右。此外将通过数字化转型，提升电网智能化和运行效率，为用户提供更高质量的供电服务。针对复杂环境与资源约束加剧电网建设难度，将加强科技创新，突破地域空白区、施工无人区等超常规建设挑战。
在特高压工程选址方面，将科学规划跨省区输电通道和电力数据工程，避开甘肃河西走廊、四川大熊猫保护区、长江跨越点位等关键断面资源约束突出区域。在技术标准方面，将制定适应不同环境条件的电网建设标准，如提高塔位偶然工况设计校核标准，增强电网设备在极端环境下的运行可靠性。
06未来展望
国家电网"十五五"规划若能顺利落地，预计到2030年，中国跨省跨区输电能力将提升至4亿千瓦以上，配电网自动化覆盖率超90%，支撑12亿千瓦以上新能源接入，每年减少弃风弃光量超500亿千瓦时。电网的智能化与韧性提升将直接降低全社会用电成本约5%，并为全球能源转型提供"中国样板"。
从能源结构看，"十五五"时期将是能源转型的关键窗口期。预计到2030年，除新型储能外，提升全国电源装机总量，其中以风光装机为主，煤电装机将进一步下降。这一结构性变化将推动电力系统从"火电基荷+新能源补充"向"新能源主体+灵活电源支撑"转型。
从电网形态看，"十五五"时期将加快构建主配微协同的新型电网平台。将加强各级电网统一规划，一体推进主干电网、配电网和智能微电网发展，实现"源-网-荷-储"高效互动。在特高压建设方面，将形成更加完善的交直流混联电网结构，提升跨区域能源调配能力。
从市场机制看，"十五五"时期将是电力市场化改革深化的关键期。国家电网将推进全国统一电力市场建设，完善电力市场与碳市场协同机制，促进绿电交易规模扩大。同时将加快培育虚拟电厂等新型市场主体，推动源网荷储协同运营，提升电力系统灵活性和稳定性。
从技术创新看，"十五五"时期将是电网数字化转型的关键期。国家电网将广泛应用数字孪生、AI、大数据等技术，实现电网全景感知与智能调控，解决新能源波动性难题。 |
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