“十五五”电力规划应“变”前行

面向新型电力系统开展电力规划，应对“不确定性”是其中的关键命题。高比例新能源、高比例电力电子设备的“双高”特性，叠加用户侧用电结构变化和大量新型负荷的崛起，源荷双侧不可预测性显著增强，传统“源随荷动”的平衡模式难以适用，电力系统安全韧性面临的挑战在“十四五”期间已逐步显现，“十五五”时期这一风险挑战或将加剧。

“十五五”电力规划工作，需要在大量不确定性边界条件、电力系统呈现全新安全风险特征、转型发展的多重目标约束下，谋划电力行业的下一个五年。“十五五”电力行业肩负的责任重大：既要无条件地有力支撑起国民经济发展，满足用电量增长的刚性需求，同时也要面对新能源快速发展态势、电力系统转型进一步深入、电力行业变局的全方位深层次加速演进。在国际环境、电力供需、机制变革、技术发展等多方面变量影响下，传统确定性的规划模式难以适应新型电力系统的规划需求。“传统的电力规划更多考虑电力电量平衡，主要着眼于保供的安全约束，‘十五五’规划除了考虑保供外，还需要兼顾绿色低碳、社会福利最大化等目标。在我国电力资源配置处于‘计划向市场转型期’、电力系统处于‘新型电力系统过渡期’的重要节点，‘十五五’电力规划面临更大的挑战。”国网冀北电力有限公司高级专家岳昊分析道。

平衡模式之变：

电力平衡面临更大挑战

安全保供是开展电力规划的核心目标和首要任务。在“十四五”时期，我国用电量快速增长、新能源超预期发展、传统煤电装机占比不断缩减，局部地区某些时段出现了较为严峻的保供压力。

从用电增速来看，2021~2024年，全社会用电量年均增长7.0%，高于“十三五”时期年均用电增速1.3个百分点。同时，我国用电量增速明显超过经济增速，电力消费弹性系数重返1以上，达到1.27，结束了2020年之前十年电力消费弹性系数低于1的状态。“电力消费弹性系数的上涨意味着我国电力消费强度的上升。在数字化、智能化、绿色化发展和全球变暖影响凸显等背景下，终端电气化率持续上升、新型高耗能产业快速发展、极端高温天气频发、居民生活用电量影响增强等因素，是我国全社会用电量增速持续高于经济增速的主要原因。”国网能源院电力供需所所长郑海峰表示。

用电量刚性增长、电力消费弹性系数持续高位的局面在“十五五”时期或将延续。一方面，“两重”加力、“两新”扩围助推传统高耗能行业生产保持增长，光伏、锂电池、新能源汽车“新三样”产品和算力产业等“新型高耗能制造业”用电量异军突起；另一方面，在2030年之前实现碳达峰的目标下，工业、建筑、交通领域电气化程度将持续提升，预计电力在终端能源消费的比重快速增加，以电力为中心的能源转型格局加快形成，这也意味着降碳的压力将大面积转移到电力上来。

电力规划资深专家陈愚分析道，2021~2024年，我国用电量和用电负荷年均增速分别为5.83%、6.77%；中电联和国家能源局预测2025年的用电量增速分别为6%、6.9%，中电联预计2025年用电负荷增速为5.6%。“假设‘十五五’GDP年均增速维持在5%，考虑到电力替代，电力消费弹性系数以1.1计算——电力消费年均增速以5.5%计，则2030年用电量约为13.6万亿千瓦时，‘十五五’用电增量为3.2万亿千瓦时；如用电负荷增速按5.75%~6%考虑，2030年用电负荷为20.5~20.7亿千瓦。”陈愚表示，“用电负荷增速将高于用电量增速。”

预计“十五五”时期，电力平衡面临着比电量平衡更大的挑战。

郑海峰指出，在“十五五”时期，预计全国电量平衡基本满足，但极端天气下的电力平衡面临挑战。“考虑各省及新能源产业发展预期，若已纳规电源和跨区输电通道全部按期投产，基本可满足全国及各区域电量平衡。但由于新能源的电力支撑作用较弱，仅可满足正常天气条件下的全国电力平衡，而负荷高峰时段华东、西南等地区多个省区存在局部电力缺口；如遇极端天气，华东、华中、西南区域在采用需求侧响应手段后，2030年仍将面临一定的电力缺口。”郑海峰表示。

近年来，光伏发电大幅增加使净负荷的“鸭型”曲线特征更加突出，大幅增加了系统调峰压力。一些光伏渗透率较高的地区，对爬坡的需求增长成为新的焦点。“以河南电网为例，预计2030年，夏季和春秋季的最大净负荷爬坡需求分别为每分钟70万千瓦和每分钟56万千瓦，”郑海峰表示，“中长期来看，随着新能源占比进一步提升，在没有关键技术突破的情况下，电力平衡和调峰平衡的难度将越来越大。”

面对能源供应保障和系统调节难度加大的拷问，以煤电发挥兜底保供和灵活调节作用为新型电力系统保驾护航已成为业内共识。近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025~2027年）》正式出台，煤电发展面临着量质齐升的更高要求。

“新型电力系统面临着午间保消纳、晚间保供电、早峰防高频、晚峰防低频的全天候挑战，系统高峰低谷转换快，煤电等可调电源不仅要满足调节规模的需求，还要满足调节速率的要求。”在电力规划设计总院召开的《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025~2027年）》政策发布暨宣贯会上，国家电网公司国调中心相关人士指出，“此外，新型电力系统等效峰谷差显著加大，需要更大的煤电调节规模。随着新能源装机的快速发展，新能源出力波动将继续扩大，光伏的发电出力在正午时可达到装机容量的50%，在负荷晚峰高峰时段出力基本为0，煤电等常规电源的出力既要跟随负荷的条件变化，还要跟随新能源的出力条件，等效峰谷差达到67%，较传统的负荷峰谷差率增加了44个百分点。系统调节面临着巨大挑战，需要煤电机组尽可能提升调节能力，加大调节的幅度和启停调控的能力。”

在上述发布会上，南方电网电力调度控制中心相关人士表示，南方电网将从四方面落实新一代煤电升级行动实施方案。“首先，在规划层面，煤机要在设计建设阶段同步满足新一代煤电的相关要求，降低后期的改造成本及安排检修的窗口压力；其次，督促存量煤电升级改造，‘三改联动’继续加大力度推进；第三，配合地方政府制定好煤电升级方案，推动网内具备条件的增量和存量煤电列入国家新一代煤电的示范点；第四，制定煤电调用和测试抽查操作指引，常态化开展煤电调节能力的调用测试。”

陈愚表示，以电力保供为前提，需先做支撑性电源的规划，水电、核电建设周期长，2025年底前开工的才来得及在“十五五”投产，缺口就需要煤电和气电顶上。“十五五”规划属于中期规划，五年时间，技术会有渐变式的少许进步，即便有革命性的技术突破，也来不及产业化，在能源技术未出现重大突破之前，煤电依然是“压舱石”。风光、抽蓄、储能上多少量，要看“双碳”需求和电力系统的成本承受能力，以及电价能否向下游传导。“但电价大概率很难传导。”陈愚分析道。

区域格局之变：

“西电东送”与“西电西用”并行推进

在新时代推进西部大开发战略实施的背景下，“东数西算”“产业西移”的推进、西部新能源大基地的加速崛起等形成区域能源发展的新变量，西部算力中心、新能源制氢等新兴产业的聚集正重塑西部电力消费需求；西部可再生能源的大规模增长也提出了就地消纳的强烈诉求。

今年的全国两会政府工作报告提出“加快建设‘沙戈荒’新能源基地，发展海上风电，统筹就地消纳和外送通道建设”。近期，国家能源局发展规划司公开发表《深入谋划“十五五”能源发展  推动新型能源体系建设迈出新步伐》一文，首次提出“西点西用”，指出“深入谋划区域能源发展，优化能源多元化布局，推动能源本地自平衡和跨省区配置更加协同高效”。释放出国家鼓励西部可再生能源利用逐步建立起“西电东送”与“西电西用”并重模式的明确信号。

西部地区在吸引产业转移方面具有独特的优势。广阔且成本低廉的土地资源、丰富的能源资源和矿产资源都为企业的发展提供了优势条件。“随着高耗能产业西迁，西部省份的电力需求将以高于全国增速的水平快速增长，且晚于东部地区达峰，西部满足自身用电的需求加大。‘西电东送’将从过去主要解决电力供需不平衡转变为促进清洁电力在更大范围内的消纳利用。”岳昊表示。

在“西电东送”和“西电西用”两种模式的推进中，各自面临着许多新问题与新挑战。

在西电东送方面，随着高耗能产业西迁，传统西电东送的送端地区电力供需形势趋紧，逐步由电力富余、基本平衡、紧平衡转向电力短缺，自用和外送矛盾加剧。

陈愚分析道，“十五五”期间，四川的外送电量可能略有下降，云南的送电量可能大幅度减少。

“四川作为水电送端省，为江浙沪和重庆送电。疆电入渝特高压投产后，重庆的电力供需趋于平衡甚至宽松。而四川新增气源不足，难以满足规划中新增气电装机的需求，预计‘十五五’初，四川电力供需依然偏紧，可能减少送重庆的电力；2023~2024年，云南的火电设备利用小时均高于4000小时，按照云南的电源结构，电力供需平衡时的火电小时应该在2000多小时。尽管云南电力供需形势紧张，但‘十四五’新开工的支撑性电源太少。如果云南的电力缺口持续扩大，很有可能会减少向广东的送电量。”陈愚表示。

国网能源研究院能源所副所长刘俊表示，随着“西电东送”战略纵深推进，送端将进一步西移和北移，如新疆、青海、内蒙古等省区可能成为主要的清洁能源开发基地。

送电端进一步远离负荷中心，电力外送将面临系统性的挑战。

西北电力设计院能源规划研究中心主任赵娟告诉记者，首先是输电技术将面临经济性的挑战，目前跨省跨区电力外送规划的通道主要以±800千伏特高压直流输电为主，其经济性的输电距离能够达到2500公里，而送端进一步远离负荷中心，输电距离显著加大，其送电的经济性需要审慎研判；其次，相对偏远的地区本身网架薄弱，换流站逐步远离主网架，煤电等传统电源建设条件也相对较差，支撑性电源的规模可能进一步降低。

此外，廊道资源的制约日益突出。当前西部地区外送工程线路建设日益密集，受限于脆弱的生态环境和有限的站址资源，叠加跨省区输电工程在送受端落点选择、过境路径规划等方面协调难度大，新增“西电东送”通道建设面临多重制约。同时，受端地区多回路直流馈入带来的安全风险问题亦需要统筹考虑。

在“西电西用”面临的挑战方面，岳昊分析道，长期以来，西部电网规划主要服务于大规模电力外送，在产业西移的发展背景下，原有的电网不仅要汇集外送新能源，还要保障省内产业快速发展的供电。由于新能源时间上出力的不确定性和空间上装机分布的不均匀性，电网重要断面日内潮流变化剧烈、反转频繁。以青海为例，白天新能源大发外送电，晚上外电返送青海以满足当地负荷的用电需求，加大了电网运行控制的难度，有可能导致一些通道重载、过载。另外，部分“点对网”式的外送交易方式使得一些省内机组不参与省内电力供应，极端情况下对省内支援能力有限；西部省份电网基础设施仍然较弱，局部电网与产业布局不相适应，部分电解铝、工业硅等新增产业布局在现有电网末端、末梢，网架薄弱、电源支撑和变电容量不足，对当地配电网建设、优化与改造造成了较大压力。

“在‘十五五’电力规划中，需要综合考虑西部地区的资源和市场优势、产业负荷特性与新能源发电的匹配程度以及全国产业结构优化布局等多方面因素，统筹好‘西电东送’和‘西电西用’两种模式，提前布局并合理安排跨区输电规模。”郑海峰建议。

配网转型之变：

亟需构建主配协同新型架构

“电从身边来”的规模加快扩大，是近年来电力发展的显著特征之一。伴随着分布式新能源快速发展、用户侧众多新主体层出不穷，电力系统“重心”下沉，配电网“负重前行”。

传统的电力系统中，大电源大多接入主电网。配电网仅仅“被动受电”，接收主网电力分配至千家万户，潮流“自上而下”单向流动，其源、网、荷各自的角色和定位十分清晰。而在新型电力系统中，大量分布式新能源接入低压端的配电网，源、荷角色定位和运行特性发生巨大变化。

比如配置了分布式光伏的用户，本身是一个负荷主体，同时在其自身无法完全消纳光伏电量的情况下，具备了向配电网反向供电的能力，又能够成为一个电源主体。电动汽车、新型储能等主体亦然。在新型配电网中，潮流变化复杂，如同大量车流在道路上不分顺行和逆行地自由跑动，安全风险可见一斑。

南网能源院电力规划中心主任刘正超表示：“过去，我们认为‘无源’的局部配电网属于单纯的电力下送通道，但当其大规模接入分布式光伏等‘有源’设备后，一些过去本不成为问题的问题就暴露出来，局部地区出现设备反向重过载，同时电能质量下降问题凸显 。因此，‘十五五’期间对配网的投资中一方面要继续在传统问题方面加以‘补强’，同时还要解决新能源、新模式带来的新问题。”

2024年8月，国家能源局印发《配电网高质量发展行动实施方案（2024~2027年）》的通知，提出结合各地实际，重点推进“四个一批”建设改造任务。一是加快推动一批供电薄弱区域配电网升级改造项目。二是针对性实施一批防灾抗灾能力提升项目。三是建设一批满足新型主体接入的项目。四是创新探索一批分布式智能电网项目。四批任务的部署直击配电网供电可靠性不足、新能源消纳瓶颈、新型负荷接入挑战等问题，着力破解配电网的旧疾与新症。

配电网从“无源”走向“有源”，对于主网的运行亦形成了冲击。当前，部分省份分布式光伏已成为仅次于煤电的第二大电源，分布式新能源的影响已从配电网局部扩展到大电网全局——不仅潮流返送范围由局部向整体扩展，其时段也由午间分钟级向日间小时级延长。

“大规模的分布式光伏接入加剧了大电网午间保消纳和晚峰保供应矛盾。某些光伏大省春秋季光伏大发时段，在火电机组最小开机方式、集中式新能源全部压停、抽蓄和新型储能全容量调用等手段用尽情况下，仍存在调峰缺口，大电网调节能力被‘吃干榨尽’。若延续当前配电网保障接入、大电网兜底平衡消纳的发展模式，将进一步增加系统平衡调节压力、安全运行管控难度。”岳昊表示。

在主网与配网之间的耦合日趋紧密、电网潮流双向互动更加频繁的形势下，亟需构建主网-配网协同的新型架构。

刘正超指出，当前配电网与输电网的协同关系，亦即高电压等级与低电压等级之间的协同问题至关重要。需要在负荷预测、电源规划、网架布局、建设时序等多方面做好协同工作。在“有源”配电网的发展思路下，负荷预测既存在自上而下的整体预测向下分解，输电网也要考虑到各种自下而上反送的可能性，两者之间要进行有效匹配和互相校核。

“要坚持大电网‘压舱石’定位，推动主配网关系由单向依附向互相支撑转变，改变单纯通过大电网兜底的发展模式。统筹优化骨干网架和各级容量，着力加强中压配电网联络，提升跨层级相互支援水平，消除县域电网与大电网联系薄弱问题，改善单线站、单线供电乡镇的保障水平；分层分区，提升各层级调节能力，提升源荷互补、城乡互济水平，最大程度促进分布式新能源就地消纳利用，减少跨层级‘大进大出’，减轻大电网调节压力。”岳昊提出以上建议。

规划方法之变：

着眼全要素开展集成研究和协同规划

相对于过去做电力规划是在边界条件较为明确的基础上来开展，“十五五”电力规划的最大的难点在于“不确定性”。

如新型电力系统的气象高敏感性特征，是“不确定性”的突出表现之一。极端天气对电力系统供需两侧的冲击日益凸显。

2022年夏天,四川极端高温干旱的气候导致全省空调负荷增长20%以上，而降水量骤减使水电出力下降近四成，工业企业大量停产，暴露出电力系统对气象条件的深度依赖。类似事件在全球频发：2021年美国得州寒潮导致400万户停电，风力机组冻结与燃气管道冰堵形成双重打击；2022年欧洲夏季热浪推高用电需求，同时莱茵河水位下降导致煤电燃料运输受阻，多国被迫重启淘汰煤电机组。这些案例揭示，极端天气既强化负荷曲线陡峭度，又削弱传统电源供给能力，更影响风光等新能源的时空分布特性。

极端天气频发、新能源装机占比不断提升、各类新型负荷大量接入、电力市场环境下用户用电模式发生变化，对于规划的理论和工具来说也面临新的挑战。传统的确定性潮流计算难以满足实际需求，规划人员需要对各种可能的情况进行大量计算，增加了计算量和时间成本。“在电力规划中，需引入不确定性建模与评估方法，如概率潮流分析、场景分析和鲁棒优化等，以更准确地反映系统在不同情景下的运行状态，从而制定出更具弹性和适应性的规划方案。”郑海峰告诉记者。

“面向新型电力系统的电力规划应充分考虑到复杂运行产生的影响，引入新的平衡分析工具、安全校核手段等。比如8760运行模拟，即建立全年8760小时、不同场景下的运行模拟模型，通过逐小时模拟电源出力、负荷需求、电网潮流等，以实现“动态全景”式的分析，助力规划人员更加精准地预测贴近实际的用电曲线，从而更好地对供需双方的匹配度进行校核。”刘正超分析道。

电力市场改革进程的加快推进，让助力电力规划落地的“工具箱”更加多元和丰富。《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出，健全适应市场化环境的电力规划体系，注重发挥市场价格信号对电力规划建设的引导作用。“以发电资源如煤电、新能源等，灵活性资源如煤电灵活性改造、储能，以及用户侧调节资源如价格响应型负荷等作为规划手段，考虑市场环境下的发用储侧的运营行为，对市场内的各类电源、电网和负荷等电力市场关键元件进行精细化建模，精准模拟电力市场运行出清过程，量化分析市场成员的各类经济技术指标，校验源网荷储协同规划方案的可行性，从而进一步加强规划和市场的有效衔接，以市场引导规划目标落地，以科学的规划为市场运行奠定良好基础。”岳昊分析道。

刘俊认为，传统电力规划研究多关注源网荷的总量、结构、布局等等，但自“十四五”中后期，政策、技术、市场等因素对于规划的影响尤为突出。“以136号文为例，该文件推动新能源全面入市，并出台机制电价引导新能源合理增长、优化布局，同时将纳入机制电量的新能源规模与非水电可再生能源电力消纳责任权重关联，促使供需两侧得以匹配，通过政策引导行业走向中高端，激发市场拓展新的商业模式，引导产业健康高效发展。政策机制的有效性和适用性是规划落地实施的关键，因此，‘十五五’规划研究需要瞄向‘源网荷储碳数智治链’、技术、市场、政策等全要素，开展集成研究、协同规划。”