转自：中国电力新闻网

　　“十五五”电力规划需打出全要素协同“组合拳”

　　——第三届新型电力系统高质量发展研讨会观察

　　在日前举办的第三届新型电力系统高质量发展研讨会上，记者获取了一组数据：2024年山东省电力现货市场负电价频率达14%；光伏大规模发展导致蒙东地区电力系统存在130万千瓦的爬坡里程缺口；“十五五”期间，预计发电机组退役更新年均新增规模增长率达8%，最高年增长率达30%。

　　这些数字是我国电力系统向高比例新能源、高比例新市场主体、高比例电力电子设备、高概率极端气候气象加速演进的呈现，其背后是我国新型电力系统建设面临的深层矛盾：既要承接超欧美主要国家10倍的年均减排任务，又要保障全社会年均4%~6%的用电增长率。

　　当西班牙大停电等事件敲响警钟，我国“十五五”电力规划该如何破题？

　　“‘十五五’以及中长期电力规划要统筹优化好各阶段‘安全、绿色、经济、共享’四重目标，开展源、网、荷、储、技术、市场、政策等跨行业跨领域全要素协同规划，找准转型发展节奏和路径，走出一条具有中国特色的新型电力系统建设道路。”国家电网有限公司副总工程师兼国网能源研究院董事欧阳昌裕告诉记者。

　规划理念革新

　　从“刚性预测”到“弹性适应”

　　截至2024年底，我国新能源装机达14.1亿千瓦，首次超过火电成为第一大电源类型。这一结构性变化，标志着电力系统从“火电基荷+新能源补充”向“新能源主体+灵活电源支撑”转型。

　　随着可再生能源高比例渗透、极端气候气象事件频发、源荷不确定性增强等新型挑战的涌现，以满足预测负荷需求、落实刚性基础设施扩容的传统“预测—落实”规划范式已出现“水土不服”现象。

　　“‘十五五’时期的电力系统规划不仅要把应对不确定性的整体适应性纳入规划范畴，还要发挥中长期预警对规划的支撑作用。”国网能源研究院能源战略与规划研究所规划一室室主任伍声宇告诉记者，对此，国网能源研究院创新提出了“适应性—预警”规划范式理念。

　　记者了解到，“适应性—预警”范式在规范性规划层面不局限于满足未来负荷需求、确保供电可靠性，更延伸至人工系统对自然系统的适应性，以及人工系统和人文社会之间的耦合演化，且更加关注极端扰动下电力系统的生存与恢复能力，强调对渐进式、结构性变化的长期适应能力。

　　“实体性规划层面包括深化规划目标、构建预警体系、创新市场机制三个方面。”国网能源研究院能源战略与规划研究所研究员王照琪说。

　　在规划目标方面，“适应性—预警”规划范式从实体性规划层面补强现有规划指标体系，即为适应新能源和新型负荷为增量主体的电力系统新结构，提升对深度不确定性的适应能力；为适应气候气象风险、系统连锁故障、地缘政治冲突等“小概率—高损失”事件，提高系统韧性；为适应源网荷双向互动新模式、强化需求侧资源管理，需要提高配/微电网的自平衡、自安全水平和主配微协同能力；为适应电网形态演化和协同演进特征，需提高跨时空尺度协调能力。

　　在强化预警体系建设方面，王照琪解释称，对潜在危机预警不足是目前出现供需缺口的一个直接原因，因此“重应急、轻预警”的局面必须加以调整，对应急过程中的措施成效和危机演变进行“在线预警”，把危机从潜在、发生到消失的全过程闭环迭代入下一轮预警，形成不断优化的循环体系。

　　在创新市场机制方面，针对能源电力系统市场属性增强的新特点，要建立“物理风险—经济信号—行为响应”的闭环控制逻辑。“当电网出现诸如设备过载、供电紧张等物理风险时，可将预警信号和市场交易参数结合起来，通过调整市场交易参数数值，引导市场主体做出相应反应。”王照琪举例说道，从传统的计划调控为主，逐渐向依靠市场机制调节转变，既能适应市场属性的变化，又能通过预警信号及时做出调整，保障电力系统的稳定运行和高效发展。

　　程序性规划层面，以规划体系拓展为基点，引导编制与衔接、实施与调整、评估与监督全方位发力，提高能源电力规划范式的中长期适应性。

　　市场机制重塑

　　从“政策驱动”到“市场协同”

　　“新能源全面入市，意味着其产业发展逻辑从‘政策驱动’向‘市场驱动’转换。”国网能源研究院战略与规划研究所研究员龚一莼表示。

　　随着《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（136号文）的出台，我国新能源产业正式告别政策哺育期，步入全面市场化阶段。

　　当政策“护航”逐渐退场，市场机制开始主导资源配置，新型电力系统建设迎来前所未有的深刻变革，“负电价”的出现，就是市场深化的“压力测试”。

　　今年“五一”小长假，山东省电力现货交易市场发电侧连续5天出现负电价情况，累计时长约46个小时，这已不是山东首次出现负电价现象——2023年“五一”假期间，山东电力现货市场曾连续22小时出现负电价；2024年“五一”假期间，山东负电价小时数为19个小时。

　　“负电价本质是发电商为应对电力瞬时过剩的有偿发电行为。”清华大学能源互联网创新研究院市场交易平台研究室主任郭鸿业通过与美国、澳大利亚等国家电力市场对比研究，揭示了其双重类型：固有负电价和机制负电价。

　　固有负电价是电力系统物理特性与电力市场边际出清基本原理的共同结果，属低频次且不可避免的现象。“其成因之一是净负荷需求空间小导致特定时刻供过于求，燃煤机组为确保稳定开机状态而报负价，导致市场出清为负电价；成因之一是有些新能源主体通过环境溢价收回了部分成本，在现货市场中的理性报价下限为负价。”郭鸿业说，网络阻塞与机组组合约束也可能导致市场出清在特定时刻产生负价，另外，经营主体只有在市场出清后才能知晓各个时段的电价，价格预测不准确导致灵活性资源的决策存在滞后性。

　　机制负电价是特定市场机制所诱发的结果，其频率会随着新能源渗透率的提升而显著提升，受特定市场机制影响较大，其来源也具有多样性，例如不合理的结算机制激励新能源报负价，高比例中长期交易削弱了现货市场的优化效果，传统分时电价机制抑制了用户侧灵活性。

　　“负电价是市场深化的代价。”郭鸿业告诉记者，应对之策在于分类治理：对于固有负电价，应当接受并允许其在合理范围内体现市场的实时供需关系，并从资源配置的角度优化系统供需结构、提升系统调节能力；而对于机制负电价，应当通过完善市场机制的手段进行适当干预，防止因不合理的市场机制设计造成高频的负电价，产生偏移的价格信号。

区域实践探索

　　从“资源错配”到“协同共生”

　　“十四五”以来，我国全社会用电年均增长6.7%，东部地区用电量增速相对领先。国网能源研究院能源战略与规划研究所研究员冯君淑预测，未来我国对能源电力的需求仍然强劲，“十五五”全国全社会用电量年均增速预计达到5%以上。

　　而据国网新疆电力经济技术研究院新型电力系统规划研究中心专责于国康透露，目前新疆全口径本地负荷不到6000万千瓦，而电源装机截至2024年底已达到1.92亿千瓦，源荷比接近3比1，未来源荷比的差距将进一步加大。

　　这组数据正是我国资源与需求时空错位的真实体现，这种错位也正倒逼着我国进行一场全要素协同的区域革命，让西部的清洁能源与东部的用电需求从“错配”走向“共生”。

　　今年3月，国家能源局发展规划司在题为《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》的文章中提出，要引导高载能产业、灵活调节负荷等向可再生能源资源富集地区有序转移，推动“西电西用”。

　　“产业西移和西电西用是破解区域发展失衡的一大策略，不仅可以重塑国家产业链韧性，还能优化能源资源配置，提升能源利用效率。”国网能源研究院能源战略与规划研究所研究员赵秋莉说道，西部地区省级电力平均二氧化碳排放因子普遍低于东部，产业西移和西电西用还能促进产业低碳转型，支撑“双碳”目标实现。

　　在推动绿电消纳方面，甘肃省做出了示范。国网甘肃省电力公司竞技技术研究院研究员刘旭敏介绍，甘肃大力推进源网荷储一体化建设，截至今年一季度，已分五个批次批复项目9个，涉及负荷479万千瓦、新能源1068万千瓦、储能248万千瓦；完成6个“负荷类”虚拟电厂的评估审查，聚合资源规模达到56.31万千瓦；批复增量配电网项目24个，已建成项目1个，涉及分布式新能源3兆瓦。

　　不过，针对高负荷企业所配套的调节资源不足、配套新能源与负荷距离较远等现实挑战，刘旭敏告诉记者，甘肃省创新提出“绿电聚合供应”新模式，将配套新能源与负荷就近接入公网，通过智能调度实现优先匹配。

　　“随着电力系统经济调节资源用尽，‘绿氢远方来’将逐渐成为全国电力资源优化配置的重要补充。”冯君淑提到，预计2060年，西部和北部地区有超过一半的新能源发电转化为氢能东送，通过跨区远距离输氢运送至华东、西南、华北、南方等受端区域，再转化成一次发电能源进行氢基发电。

　　赵秋莉建议，促进西部新能源与产业协调发展，要做好顶层设计，优化产业布局，积极探索“新能源+”融合发展，打造“西电西用”典型模式，此外，还要发挥区域力量，协同打造西北新型电力系统构建与现代化产业体系建设联合体。

　　“十五五”时期的电力革命，核心在于规划理念、市场规则、产业链韧性的系统性重构。正如欧阳昌裕所言：“构建新型电力系统是‘源网荷储碳数智治链’一体化融合创新发展的经济社会环境巨系统工程。”在这一进程中，如何平衡安全与效率、公平与发展、技术创新与制度变革，将是持续的核心命题。（记者 冯聪聪）

　　责任编辑：沈馨蕊