文／张凡  田士君  唐程辉 

　　2025年是“十四五”规划的收官之年。2025年全国能源工作会议明确指出，更好统筹发展和安全，深入推进能源革命，加快规划建设新型能源体系，持续深化能源领域体制机制改革，因地制宜发展新质生产力。会议还提出，加快推进科技自立自强，大力发展能源领域新质生产力。 

　　电网企业将在“收官之年”持续加强电网安全、加大科研力度、推进市场建设。其中，电网安全是重中之重，也是筑牢电力供应的防线；科技创新既是应对新能源波动性和间歇性挑战的抓手，更是推动电网高质量发展的引擎；市场建设将为电力资源的高效配置奠定基础，也是激发行业活力的关键。 

　　应对多重挑战，筑牢安全防线 

　　当前，我国电网面临多重安全挑战。一方面，全球气候变化导致极端天气频发，台风、洪涝、干旱、高温热浪、雨雪冰冻等自然灾害的频率和强度均在上升，突发性和异常性显著增强。据统计，全球范围内已发生的131起大停电事故中，由自然灾害直接引发的占比高达54.5%。另一方面，随着新能源大规模并网、柔性直流输电技术应用深化以及新型用电设备大量接入，电力系统电力电子化程度快速提升，系统振荡等新型稳定性问题逐步显现，成为影响电网安全运行的重要因素。此外，虚拟电厂等新型经营主体的迅速发展，在配电网电压等级和更高电压等级网络中，将产生双向潮流与数据流，进一步加剧了配网侧安全防护的压力，对电网调度和安全运行形成新的挑战。与此同时，能源互联网建设加快推进，智能终端设备的大量接入使得网络安全边界不断外延，电网信息安全和网络安全风险日益凸显。 

　　面对上述挑战，电网企业需要采取更加系统性的举措，全方位提升电网的安全防御能力。首先，要深入研究“双高”电力系统的运行机理，充分考虑气象等不确定因素对供需平衡的影响，优化电网安全运行策略，确保新能源大规模并网后系统的稳定性。其次，要加快抽水蓄能电站建设，推进电化学储能、压缩空气储能、储热等新型储能技术的创新攻关，提高储能在电网调节中的作用，增强系统的调峰调频能力。此外，还需加强跨省、跨区输电通道建设，进一步提升大电网的资源优化配置能力，提高电力输送的可靠性。 

　　在配电网侧，要推行差异化规划设计，优化设备设施的防灾能力，提升城市电网抵御极端灾害的能力。针对未来电力负荷模式的演变趋势，要深入研究微电网、柔性直流配网等新型配电网形态，推动新型配电系统的发展，提高电网对新型负荷的适应能力。明确重要用户自备应急电源的强制性标准，并确保城市居民小区、医院、数据中心等关键负荷具备独立的应急电源系统，提高面对极端气候和重大自然灾害时的应急供电能力。 

　　同时，应推动建立政府主导、企业实施、各方参与的能源电力规划体系，确保电源与电网、新能源与常规电源的协调发展，推动源网荷储一体化建设。政府需要加强对能源产业的统筹规划，优化能源资源配置，提升电力系统整体的协调性。另外，要强化煤电油气协同运行，推动跨行业、跨区域的生产、运输、交易和消费联动机制，确保各类能源供应体系的协调稳定，提高整体能源安全保障能力。加强新能源发电企业的安全管理责任，落实煤电企业的兜底保供责任，推动灵活调节资源的市场化配置，构建多主体责任共担的电力安全保障体系。 

　　在电网安全风险防控方面，要深化气象部门与电网企业的合作机制，加强对极端天气事件的监测和预警，提升电网企业对雨雪冰冻、洪涝、台风等灾害的预警能力。建立电网与气象、交通、应急管理等部门的联合应急响应机制，确保在突发事件发生时能够快速反应，最大限度降低自然灾害对电网的影响。 

　　围绕关键需求，加快科技创新 

　　当前，我国正处于加快迈向新型电力系统的关键窗口期，风电、光伏发电等新能源电源接入电网，电网渗透率快速提高，电力系统向低碳化、智能化方向发展，电力生产、消费及传输方式均发生深刻变革，技术创新成为支撑电网高质量发展的核心动力。然而，部分关键技术尚未成熟，制约了新型电力系统的建设进程。 

　　2025年，电网企业需围绕新型电力系统的关键需求，加快关键技术突破与示范应用。 

　　需要深化大电网安全稳定机理的研究，重点关注高比例新能源接入后系统的动态特性、短路比变化以及宽频振荡等问题，在此基础上建立系统强度评估体系，从网架结构、电源支撑能力、灵活性资源配置等多维度对系统强度进行量化评估，为电网的规划和运行提供依据。同时，借助先进的信息技术和智能算法，提升电网调度的智能化水平，实现电力系统的广域监测、在线分析、智能决策和主动防御。 

　　需要突破柔性配电装备、智能化配电网运行控制等关键技术研发。例如，研发具有自适应控制功能的智能软开关，实现配电网的灵活潮流控制和电压优化。通过在用户侧安装智能监测设备，实时采集用电数据，结合大数据分析技术，提前预警潜在的安全隐患。此外，应持续研发并应用虚拟电厂技术，将分布式能源、可控负荷和储能资源整合起来，整合负荷侧资源，提高配电网的灵活调节能力。 

　　需要加强源网协同。可充分利用大数据、人工智能等技术，结合气象数据和历史运行数据，提升风光水等新能源出力预测精度。在此基础上，优化源网协同规划和调度技术，通过构建多目标优化模型，综合考虑新能源的时空分布特性、灵活性资源的配置以及系统的经济性和可靠性，实现电源与电网的协调规划。同时，开发源侧构网及灵活运行装备，如智能软开关、可控并联电抗器等，提高源侧的调节能力和电网的适应能力。 

　　2025年年初，人工智能技术迎来了新的突破和进展，多模态融合、深度推理等技术不断进步，推动单一任务处理向全方位智能交互迈进。电网企业应通过以光明电力大模型为代表的人工智能产品，利用先进算法和数据分析能力，加强对电网运行状态的实时监测、精准分析和预测，制定科学合理的运行控制策略，实现电网的自动化优化调整，以提升运行效率和可靠性。 

　　参与完善机制，推动市场建设 

　　随着电力市场建设进入攻坚期，全国统一电力市场虽已取得阶段性成果，但市场机制尚未完全成熟，跨区交易、现货市场、辅助服务等环节仍需进一步优化。作为电力市场的重要参与者，电网企业需要参与完善各类交易机制，推动建设多层次统一电力市场。 

　　在跨区域市场交易机制建设方面，逐步实现跨电网经营区之间的市场化交易，不仅可以打破区域壁垒，还能进一步提升资源配置的灵活性和经济性。在省级现货市场建设方面，加快推进省级现货市场从试运行向正式运行过渡，是提升电力市场活跃度的重要一步。推动形成更多现货市场，形成能涨能跌的市场化价格机制，以更好地引导电力资源合理分配。在辅助服务市场方面，随着新型电力系统的发展，辅助服务市场需要纳入电力现货市场交易中，与电能量市场形成协同效应。此外，还要丰富辅助服务市场机制，在现有调频、备用市场基础上，探索惯量支撑、无功补偿等新型辅助服务交易模式，提高市场对系统安全稳定的支撑能力。 

　　推动市场化消纳是2025年电力市场建设的重点任务。创新新能源入市机制，首先应统筹考虑新能源发电特性和市场价格信号，引导新能源项目采用长期绿电合约、政府授权差价合约等方式稳定收益预期。同时，要完善分布式光伏、大型新能源基地等不同场景的市场交易机制。针对分布式光伏，需进一步简化交易流程，推动分布式发电市场化交易试点的推广；针对大型新能源基地，应优化跨省跨区输电通道的利用效率，提升新能源的外送能力。需优化绿电绿证交易机制，提升绿证市场化交易规模，强化电力市场与碳市场的协同，推动绿电消费权重落地，通过政策引导和市场机制，促使高耗能企业增加绿电消费比例，为新能源发展创造更有利的市场环境。 

价格机制改革也是电力市场建设的关键环节。首先，需优化煤电、抽水蓄能、电化学储能等不同类型电源的容量电价机制，提高固定成本回收比例，并探索建立容量市场，引导各类资源提供可靠的系统支撑。容量市场机制的设计应结合我国电力市场发展现状，初期可采用容量补偿机制，待市场成熟后逐步过渡到容量市场。其次，需要研究适应新型电力系统和全国统一电力市场的输配电价体系，针对跨省跨区专项工程送电、新能源就近交易等场景，创新输配电价机制，有效反映系统容量成本。  

　　（作者均供职于国网能源研究院企业战略研究所改革与市场研究室。编辑：张越月）