面向新型電力系統開展電力規劃，應對“不確定性”是其中的關鍵命題。高比例新能源、高比例電力電子設備的“雙高”特性，疊加用戶側用電結構變化和大量新型負荷的崛起，源荷雙側不可預測性顯著增強，傳統“源隨荷動”的平衡模式難以適用，電力系統安全韌性面臨的挑戰在“十四五”期間已逐步顯現，“十五五”時期這一風險挑戰或將加劇。
“十五五”電力規劃工作，需要在大量不確定性邊界條件、電力系統呈現全新安全風險特征、轉型發展的多重目標約束下，謀劃電力行業的下一個五年。“十五五”電力行業肩負的責任重大：既要無條件地有力支撐起國民經濟發展，滿足用電量增長的剛性需求，同時也要面對新能源快速發展態勢、電力系統轉型進一步深入、電力行業變局的全方位深層次加速演進。在國際環境、電力供需、機制變革、技術發展等多方面變量影響下，傳統確定性的規劃模式難以適應新型電力系統的規劃需求。“傳統的電力規劃更多考慮電力電量平衡，主要著眼于保供的安全約束，‘十五五’規劃除了考慮保供外，還需要兼顧綠色低碳、社會福利最大化等目標。在我國電力資源配置處于‘計劃向市場轉型期’、電力系統處于‘新型電力系統過渡期’的重要節點，‘十五五’電力規劃面臨更大的挑戰。”國網冀北電力有限公司高級專家岳昊分析道。
平衡模式之變：電力平衡面臨更大挑戰
安全保供是開展電力規劃的核心目標和首要任務。在“十四五”時期，我國用電量快速增長、新能源超預期發展、傳統煤電裝機占比不斷縮減，局部地區某些時段出現了較為嚴峻的保供壓力。
從用電增速來看，2021~2024年，全社會用電量年均增長7.0%，高于“十三五”時期年均用電增速1.3個百分點。同時，我國用電量增速明顯超過經濟增速，電力消費彈性系數重返1以上，達到1.27，結束了2020年之前十年電力消費彈性系數低于1的狀態。“電力消費彈性系數的上漲意味著我國電力消費強度的上升。在數字化、智能化、綠色化發展和全球變暖影響凸顯等背景下，終端電氣化率持續上升、新型高耗能產業快速發展、極端高溫天氣頻發、居民生活用電量影響增強等因素，是我國全社會用電量增速持續高于經濟增速的主要原因。”國網能源院電力供需所所長鄭海峰表示。
用電量剛性增長、電力消費彈性系數持續高位的局面在“十五五”時期或將延續。一方面，“兩重”加力、“兩新”擴圍助推傳統高耗能行業生產保持增長，光伏、鋰電池、新能源汽車“新三樣”產品和算力產業等“新型高耗能制造業”用電量異軍突起；另一方面，在2030年之前實現碳達峰的目標下，工業、建筑、交通領域電氣化程度將持續提升，預計電力在終端能源消費的比重快速增加，以電力為中心的能源轉型格局加快形成，這也意味著降碳的壓力將大面積轉移到電力上來。
電力規劃資深專家陳愚分析道，2021~2024年，我國用電量和用電負荷年均增速分別為5.83%、6.77%；中電聯和國家能源局預測2025年的用電量增速分別為6%、6.9%，中電聯預計2025年用電負荷增速為5.6%。“假設‘十五五’GDP年均增速維持在5%，考慮到電力替代，電力消費彈性系數以1.1計算——電力消費年均增速以5.5%計，則2030年用電量約為13.6萬億千瓦時，‘十五五’用電增量為3.2萬億千瓦時；如用電負荷增速按5.75%~6%考慮，2030年用電負荷為20.5~20.7億千瓦。”陳愚表示，“用電負荷增速將高于用電量增速。”
預計“十五五”時期，電力平衡面臨著比電量平衡更大的挑戰。
鄭海峰指出，在“十五五”時期，預計全國電量平衡基本滿足，但極端天氣下的電力平衡面臨挑戰。“考慮各省及新能源產業發展預期，若已納規電源和跨區輸電通道全部按期投產，基本可滿足全國及各區域電量平衡。但由于新能源的電力支撐作用較弱，僅可滿足正常天氣條件下的全國電力平衡，而負荷高峰時段華東、西南等地區多個省區存在局部電力缺口；如遇極端天氣，華東、華中、西南區域在采用需求側響應手段后，2030年仍將面臨一定的電力缺口。”鄭海峰表示。
近年來，光伏發電大幅增加使凈負荷的“鴨型”曲線特征更加突出，大幅增加了系統調峰壓力。一些光伏滲透率較高的地區，對爬坡的需求增長成為新的焦點。“以河南電網為例，預計2030年，夏季和春秋季的最大凈負荷爬坡需求分別為每分鐘70萬千瓦和每分鐘56萬千瓦，”鄭海峰表示，“中長期來看，隨著新能源占比進一步提升，在沒有關鍵技術突破的情況下，電力平衡和調峰平衡的難度將越來越大。”
面對能源供應保障和系統調節難度加大的拷問，以煤電發揮兜底保供和靈活調節作用為新型電力系統保駕護航已成為業內共識。近日，國家發展改革委、國家能源局聯合印發的《新一代煤電升級專項行動實施方案（2025~2027年）》正式出臺，煤電發展面臨著量質齊升的更高要求。
“新型電力系統面臨著午間保消納、晚間保供電、早峰防高頻、晚峰防低頻的全天候挑戰，系統高峰低谷轉換快，煤電等可調電源不僅要滿足調節規模的需求，還要滿足調節速率的要求。”在電力規劃設計總院召開的《新一代煤電升級專項行動實施方案（2025~2027年）》政策發布暨宣貫會上，國家電網公司國調中心相關人士指出，“此外，新型電力系統等效峰谷差顯著加大，需要更大的煤電調節規模。隨著新能源裝機的快速發展，新能源出力波動將繼續擴大，光伏的發電出力在正午時可達到裝機容量的50%，在負荷晚峰高峰時段出力基本為0，煤電等常規電源的出力既要跟隨負荷的條件變化，還要跟隨新能源的出力條件，等效峰谷差達到67%，較傳統的負荷峰谷差率增加了44個百分點。系統調節面臨著巨大挑戰，需要煤電機組盡可能提升調節能力，加大調節的幅度和啟停調控的能力。”
在上述發布會上，南方電網電力調度控制中心相關人士表示，南方電網將從四方面落實新一代煤電升級行動實施方案。“首先，在規劃層面，煤機要在設計建設階段同步滿足新一代煤電的相關要求，降低后期的改造成本及安排檢修的窗口壓力；其次，督促存量煤電升級改造，‘三改聯動’繼續加大力度推進；第三，配合地方政府制定好煤電升級方案，推動網內具備條件的增量和存量煤電列入國家新一代煤電的示范點；第四，制定煤電調用和測試抽查操作指引，常態化開展煤電調節能力的調用測試。”
陳愚表示，以電力保供為前提，需先做支撐性電源的規劃，水電、核電建設周期長，2025年底前開工的才來得及在“十五五”投產，缺口就需要煤電和氣電頂上。“十五五”規劃屬于中期規劃，五年時間，技術會有漸變式的少許進步，即便有革命性的技術突破，也來不及產業化，在能源技術未出現重大突破之前，煤電依然是“壓艙石”。風光、抽蓄、儲能上多少量，要看“雙碳”需求和電力系統的成本承受能力，以及電價能否向下游傳導。“但電價大概率很難傳導。”陳愚分析道。
區域格局之變：“西電東送”與“西電西用”并行推進
在新時代推進西部大開發戰略實施的背景下，“東數西算”“產業西移”的推進、西部新能源大基地的加速崛起等形成區域能源發展的新變量，西部算力中心、新能源制氫等新興產業的聚集正重塑西部電力消費需求；西部可再生能源的大規模增長也提出了就地消納的強烈訴求。
今年的全國兩會政府工作報告提出“加快建設‘沙戈荒’新能源基地，發展海上風電，統籌就地消納和外送通道建設”。近期，國家能源局發展規劃司公開發表《深入謀劃“十五五”能源發展 推動新型能源體系建設邁出新步伐》一文，首次提出“西點西用”，指出“深入謀劃區域能源發展，優化能源多元化布局，推動能源本地自平衡和跨省區配置更加協同高效”。釋放出國家鼓勵西部可再生能源利用逐步建立起“西電東送”與“西電西用”并重模式的明確信號。
西部地區在吸引產業轉移方面具有獨特的優勢。廣闊且成本低廉的土地資源、豐富的能源資源和礦產資源都為企業的發展提供了優勢條件。“隨著高耗能產業西遷，西部省份的電力需求將以高于全國增速的水平快速增長，且晚于東部地區達峰，西部滿足自身用電的需求加大。‘西電東送’將從過去主要解決電力供需不平衡轉變為促進清潔電力在更大范圍內的消納利用。”岳昊表示。
在“西電東送”和“西電西用”兩種模式的推進中，各自面臨著許多新問題與新挑戰。
在西電東送方面，隨著高耗能產業西遷，傳統西電東送的送端地區電力供需形勢趨緊，逐步由電力富余、基本平衡、緊平衡轉向電力短缺，自用和外送矛盾加劇。
陳愚分析道，“十五五”期間，四川的外送電量可能略有下降，云南的送電量可能大幅度減少。
“四川作為水電送端省，為江浙滬和重慶送電。疆電入渝特高壓投產后，重慶的電力供需趨于平衡甚至寬松。而四川新增氣源不足，難以滿足規劃中新增氣電裝機的需求，預計‘十五五’初，四川電力供需依然偏緊，可能減少送重慶的電力；2023~2024年，云南的火電設備利用小時均高于4000小時，按照云南的電源結構，電力供需平衡時的火電小時應該在2000多小時。盡管云南電力供需形勢緊張，但‘十四五’新開工的支撐性電源太少。如果云南的電力缺口持續擴大，很有可能會減少向廣東的送電量。”陳愚表示。
國網能源研究院能源所副所長劉俊表示，隨著“西電東送”戰略縱深推進，送端將進一步西移和北移，如新疆、青海、內蒙古等省區可能成為主要的清潔能源開發基地。
送電端進一步遠離負荷中心，電力外送將面臨系統性的挑戰。
西北電力設計院能源規劃研究中心主任趙娟告訴記者，首先是輸電技術將面臨經濟性的挑戰，目前跨省跨區電力外送規劃的通道主要以±800千伏特高壓直流輸電為主，其經濟性的輸電距離能夠達到2500公里，而送端進一步遠離負荷中心，輸電距離顯著加大，其送電的經濟性需要審慎研判；其次，相對偏遠的地區本身網架薄弱，換流站逐步遠離主網架，煤電等傳統電源建設條件也相對較差，支撐性電源的規模可能進一步降低。
此外，廊道資源的制約日益突出。當前西部地區外送工程線路建設日益密集，受限于脆弱的生態環境和有限的站址資源，疊加跨省區輸電工程在送受端落點選擇、過境路徑規劃等方面協調難度大，新增“西電東送”通道建設面臨多重制約。同時，受端地區多回路直流饋入帶來的安全風險問題亦需要統籌考慮。
在“西電西用”面臨的挑戰方面，岳昊分析道，長期以來，西部電網規劃主要服務于大規模電力外送，在產業西移的發展背景下，原有的電網不僅要匯集外送新能源，還要保障省內產業快速發展的供電。由于新能源時間上出力的不確定性和空間上裝機分布的不均勻性，電網重要斷面日內潮流變化劇烈、反轉頻繁。以青海為例，白天新能源大發外送電，晚上外電返送青海以滿足當地負荷的用電需求，加大了電網運行控制的難度，有可能導致一些通道重載、過載。另外，部分“點對網”式的外送交易方式使得一些省內機組不參與省內電力供應，極端情況下對省內支援能力有限；西部省份電網基礎設施仍然較弱，局部電網與產業布局不相適應，部分電解鋁、工業硅等新增產業布局在現有電網末端、末梢，網架薄弱、電源支撐和變電容量不足，對當地配電網建設、優化與改造造成了較大壓力。
“在‘十五五’電力規劃中，需要綜合考慮西部地區的資源和市場優勢、產業負荷特性與新能源發電的匹配程度以及全國產業結構優化布局等多方面因素，統籌好‘西電東送’和‘西電西用’兩種模式，提前布局并合理安排跨區輸電規模。”鄭海峰建議。
配網轉型之變：亟需構建主配協同新型架構
“電從身邊來”的規模加快擴大，是近年來電力發展的顯著特征之一。伴隨著分布式新能源快速發展、用戶側眾多新主體層出不窮，電力系統“重心”下沉，配電網“負重前行”。
傳統的電力系統中，大電源大多接入主電網。配電網僅僅“被動受電”，接收主網電力分配至千家萬戶，潮流“自上而下”單向流動，其源、網、荷各自的角色和定位十分清晰。而在新型電力系統中，大量分布式新能源接入低壓端的配電網，源、荷角色定位和運行特性發生巨大變化。
比如配置了分布式光伏的用戶，本身是一個負荷主體，同時在其自身無法完全消納光伏電量的情況下，具備了向配電網反向供電的能力，又能夠成為一個電源主體。電動汽車、新型儲能等主體亦然。在新型配電網中，潮流變化復雜，如同大量車流在道路上不分順行和逆行地自由跑動，安全風險可見一斑。
南網能源院電力規劃中心主任劉正超表示：“過去，我們認為‘無源’的局部配電網屬于單純的電力下送通道，但當其大規模接入分布式光伏等‘有源’設備后，一些過去本不成為問題的問題就暴露出來，局部地區出現設備反向重過載，同時電能質量下降問題凸顯 。因此，‘十五五’期間對配網的投資中一方面要繼續在傳統問題方面加以‘補強’，同時還要解決新能源、新模式帶來的新問題。”
2024年8月，國家能源局印發《配電網高質量發展行動實施方案（2024~2027年）》的通知，提出結合各地實際，重點推進“四個一批”建設改造任務。一是加快推動一批供電薄弱區域配電網升級改造項目。二是針對性實施一批防災抗災能力提升項目。三是建設一批滿足新型主體接入的項目。四是創新探索一批分布式智能電網項目。四批任務的部署直擊配電網供電可靠性不足、新能源消納瓶頸、新型負荷接入挑戰等問題，著力破解配電網的舊疾與新癥。
配電網從“無源”走向“有源”，對于主網的運行亦形成了沖擊。當前，部分省份分布式光伏已成為僅次于煤電的第二大電源，分布式新能源的影響已從配電網局部擴展到大電網全局——不僅潮流返送范圍由局部向整體擴展，其時段也由午間分鐘級向日間小時級延長。
“大規模的分布式光伏接入加劇了大電網午間保消納和晚峰保供應矛盾。某些光伏大省春秋季光伏大發時段，在火電機組最小開機方式、集中式新能源全部壓停、抽蓄和新型儲能全容量調用等手段用盡情況下，仍存在調峰缺口，大電網調節能力被‘吃干榨盡’。若延續當前配電網保障接入、大電網兜底平衡消納的發展模式，將進一步增加系統平衡調節壓力、安全運行管控難度。”岳昊表示。
在主網與配網之間的耦合日趨緊密、電網潮流雙向互動更加頻繁的形勢下，亟需構建主網-配網協同的新型架構。
劉正超指出，當前配電網與輸電網的協同關系，亦即高電壓等級與低電壓等級之間的協同問題至關重要。需要在負荷預測、電源規劃、網架布局、建設時序等多方面做好協同工作。在“有源”配電網的發展思路下，負荷預測既存在自上而下的整體預測向下分解，輸電網也要考慮到各種自下而上反送的可能性，兩者之間要進行有效匹配和互相校核。
“要堅持大電網‘壓艙石’定位，推動主配網關系由單向依附向互相支撐轉變，改變單純通過大電網兜底的發展模式。統籌優化骨干網架和各級容量，著力加強中壓配電網聯絡，提升跨層級相互支援水平，消除縣域電網與大電網聯系薄弱問題，改善單線站、單線供電鄉鎮的保障水平；分層分區，提升各層級調節能力，提升源荷互補、城鄉互濟水平，最大程度促進分布式新能源就地消納利用，減少跨層級‘大進大出’，減輕大電網調節壓力。”岳昊提出以上建議。
規劃方法之變：著眼全要素開展集成研究和協同規劃
相對于過去做電力規劃是在邊界條件較為明確的基礎上來開展，“十五五”電力規劃的最大的難點在于“不確定性”。
如新型電力系統的氣象高敏感性特征，是“不確定性”的突出表現之一。極端天氣對電力系統供需兩側的沖擊日益凸顯。
2022年夏天,四川極端高溫干旱的氣候導致全省空調負荷增長20%以上，而降水量驟減使水電出力下降近四成，工業企業大量停產，暴露出電力系統對氣象條件的深度依賴。類似事件在全球頻發：2021年美國得州寒潮導致400萬戶停電，風力機組凍結與燃氣管道冰堵形成雙重打擊；2022年歐洲夏季熱浪推高用電需求，同時萊茵河水位下降導致煤電燃料運輸受阻，多國被迫重啟淘汰煤電機組。這些案例揭示，極端天氣既強化負荷曲線陡峭度，又削弱傳統電源供給能力，更影響風光等新能源的時空分布特性。
極端天氣頻發、新能源裝機占比不斷提升、各類新型負荷大量接入、電力市場環境下用戶用電模式發生變化，對于規劃的理論和工具來說也面臨新的挑戰。傳統的確定性潮流計算難以滿足實際需求，規劃人員需要對各種可能的情況進行大量計算，增加了計算量和時間成本。“在電力規劃中，需引入不確定性建模與評估方法，如概率潮流分析、場景分析和魯棒優化等，以更準確地反映系統在不同情景下的運行狀態，從而制定出更具彈性和適應性的規劃方案。”鄭海峰告訴記者。
“面向新型電力系統的電力規劃應充分考慮到復雜運行產生的影響，引入新的平衡分析工具、安全校核手段等。比如8760運行模擬，即建立全年8760小時、不同場景下的運行模擬模型，通過逐小時模擬電源出力、負荷需求、電網潮流等，以實現“動態全景”式的分析，助力規劃人員更加精準地預測貼近實際的用電曲線，從而更好地對供需雙方的匹配度進行校核。”劉正超分析道。
電力市場改革進程的加快推進，讓助力電力規劃落地的“工具箱”更加多元和豐富。《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》提出，健全適應市場化環境的電力規劃體系，注重發揮市場價格信號對電力規劃建設的引導作用。“以發電資源如煤電、新能源等，靈活性資源如煤電靈活性改造、儲能，以及用戶側調節資源如價格響應型負荷等作為規劃手段，考慮市場環境下的發用儲側的運營行為，對市場內的各類電源、電網和負荷等電力市場關鍵元件進行精細化建模，精準模擬電力市場運行出清過程，量化分析市場成員的各類經濟技術指標，校驗源網荷儲協同規劃方案的可行性，從而進一步加強規劃和市場的有效銜接，以市場引導規劃目標落地，以科學的規劃為市場運行奠定良好基礎。”岳昊分析道。
劉俊認為，傳統電力規劃研究多關注源網荷的總量、結構、布局等等，但自“十四五”中后期，政策、技術、市場等因素對于規劃的影響尤為突出。“以136號文為例，該文件推動新能源全面入市，并出臺機制電價引導新能源合理增長、優化布局，同時將納入機制電量的新能源規模與非水電可再生能源電力消納責任權重關聯，促使供需兩側得以匹配，通過政策引導行業走向中高端，激發市場拓展新的商業模式，引導產業健康高效發展。政策機制的有效性和適用性是規劃落地實施的關鍵，因此，‘十五五’規劃研究需要瞄向‘源網荷儲碳數智治鏈’、技術、市場、政策等全要素，開展集成研究、協同規劃。”
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