解读国家电网PPT：“十五五”电网规划若干安全稳定问题

用电量还在涨，负荷双峰特征更明显

课件给出的第一个边界条件是电力需求仍快速增长。预计到2030年，经营区用电量达到10.9万亿千瓦时，年均增加5000亿千瓦时；最大负荷达到17亿千瓦，年均新增加超过8000万千瓦。这意味着“十五五”期间，用电量和负荷都在持续攀升，电网需要承载的供电压力并没有因为经济结构调整而减轻。

更值得关注的是负荷形态的变化。课件指出负荷呈现夏、冬双峰特征，日峰谷差进一步拉大，极端天气对尖峰负荷影响显著。这说明电网不仅要在总量上满足增长需求，还要在时间维度上应对更加剧烈的波动。对做电力平衡和需求侧管理的人来说，双峰特征和峰谷差拉大，直接影响到调峰资源的配置和尖峰负荷的保障策略。

新能源成为装机主体，电源结构发生根本性变化

第二个边界条件是电源结构的根本性变化。预计到2030年，经营区新能源装机接近30亿千瓦，其中风电11.5亿千瓦、太阳能18.1亿千瓦，占比超过50%，成为装机主体。与此同时，常规电源装机19亿千瓦，其中煤电11.8亿千瓦、气电1.3亿千瓦、水电2.7亿千瓦、抽蓄1.6亿千瓦、核电0.7亿千瓦、其他0.9亿千瓦。

这组数据放在一起看，含义非常明确：新能源不再是补充电源，而是装机主体。煤电仍然是常规电源中最大的单一品种，但它的角色更多转向兜底和调节。风电和太阳能加起来接近30亿千瓦，意味着电力系统的出力特性将高度依赖天气条件，出力的波动性和不确定性成为电网规划必须面对的基本前提。

跨区直流规模翻倍，西电东送格局不变但体量更大

第三个边界条件是跨区输电规模的显著扩大。课件预计到2030年，在运在建跨区直流将达到40回左右，输电规模超过3亿千瓦，相比目前扩大超过2倍。课件同时明确，“西电东送”的电力流格局和大电网格局保持不变，但规模显著增大。

具体来看，送端是沙戈荒、藏东南等千万千瓦级新能源大基地集群化建设，清洁能源电量占比显著提高。受端则呈现多直流馈入落点密集的特征，跨区受电功率占比接近40%，同送同受直流群规模超过5千万千瓦。课件还给出了资源与负荷的地理错位：80%的煤炭资源分布在西部、北部，距离负荷中心约800至3000公里；80%以上的水能在西部，西藏可开发水电距离负荷中心超过3000公里；75%的能源需求集中在东部、中部。这种地理错位决定了西电东送的格局不会改变，但输电规模翻倍意味着受端电网的安全稳定压力会同步上升。

电力电子电源高占比成为新常态，运行方式去典型化

课件第二部分讲“十五五”电网技术特点，第一个特点是电力电子电源出力超50%高占比成为新常态。公司经营区2030年电力电子电源理论出力占负荷比例大于70%的时长为1425小时，占全年16%；其中西北占比时长最高，大于70%的时长为3414小时，占全年39%；“三北”地区出力占比大于50%的时间均超过全年的一半。

课件还列举了国际大停电事件中电力电子化电源的出力最大占比：英国50%、南澳大利亚48%、巴西东北部87.2%和东南部57.7%、智利北部90%和全国70%、西班牙71%和葡萄牙70%。这些数据放在一起，指向一个判断：电力电子电源高占比不是未来时，而是已经在发生，并且与多个国际大停电事件的时间窗口重合。

第二个技术特点是运行方式去典型化。课件指出，传统的典型方式基本位于全年8760小时运行方式点的边界位置，然而并不能完全覆盖全部运行方式，存在更严重的极端运行方式。传统的夏大、冬大方式仅能覆盖60%左右的方式。随着新能源占比提升，新能源的波动性和不确定性将导致运行方式更加多样化，传统的典型运行方式将难以全面反映系统实际运行状态，需要逐渐被灵活的运行方式集合取代。

电网规模增长与稳定水平提升出现脱钩

课件给出的第三个技术特点是一个反直觉的判断：电网规模增长与稳定水平提升脱钩。基于对传统电力系统发展历史的总结分析，电力系统的经济性、安全稳定性和系统规模不断扩大之间曾经存在正相关性。但随着新能源发电占比不断提高和电网不断趋近成熟，电网的电气距离、系统短路容量接近饱和，系统规模持续增长下，惯量呈现下降趋势，系统安全稳定性不升反降。

这个判断的含义是，过去“电网越大越稳定”的经验规律正在失效。课件用华东装机容量、线路长度、变电容量、负荷规模变化情况来说明这一趋势，并指出静态安全域、动态安全域、小扰动稳定安全域都在发生变化。对搞电网规划和调度运行的人来说，这意味着不能简单沿用过去的稳定判断标准，需要重新审视系统规模与稳定性之间的关系。

六个关键问题：从典型方式到构网型技术

课件第三部分列出了“十五五”电网规划面临的若干安全稳定问题，具体展开为六个方向。第一个是关于典型方式筛选，提出了典型方式六问，包括是否还存在典型方式、方式的演变与稳定性因果关系、我们对方式要做什么分析、基于什么因素生成方式、如何生成海量方式、如何筛选方式。课件给出的技术路径是通过生产运行模拟得到全年8760小时级运行方式，实现基于关键指标的运行方式智能聚类方法，可对海量方式进行削减，实现典型方式提取。

第二个是关于分布式电源建模，提出分布式建模六问，包括基于还原论的仿真极限在哪、建模越细节就越精确吗、分布式电源对系统的动态特性究竟怎么影响、是否还能回归主配解耦的模式、分布式电源如何建模、分布式电源建模如何与方式匹配。课件建立了考虑多种分布式新能源的等值负荷模型，在110kV等值母线上并联3个等值新能源设备：双馈风机、A类新能源（具备故障穿越特性）、B类新能源（具备封波特性）。

第三个是关于短路电流，提出短路电流六问，包括如何计算电力电子装备短路电流贡献、不同时间长度系统短路电流变化趋势、短路电流的时空分布、怎么选择短路电流计算原则、短路电流和系统稳定的关系、是否应该制定短路电流的分类施治原则。课件指出，从220kV到1000kV，直接接入的电源越来越少甚至逐渐退出，但网架密集，系统短路电流维持在高水平，时空分布也出现与以往不同的特征。

第四个是关于构网型技术，提出构网型技术六问，包括电力系统发展范式转换的内涵、评判构网型技术的标准是什么、构网型技术要不要出控制标准、构网型设备适用所有的场景吗、普遍构网化会出现什么问题、构网型设备和其他技术的竞争关系。课件指出，跟/构网电力电子设备控制环节多、控制参数多，数百万电力电子设备逆变器构成了千万阶模型表征的复杂大系统，故障快速过渡过程演化不确定因素大幅增加，控制及防御难度大。

这张表把课件第4页给出的2030年经营区电源装机预测数据逐项列出。新能源装机接近30亿千瓦，其中风电11.5亿千瓦、太阳能18.1亿千瓦，占比超过50%，成为装机主体。常规电源装机19亿千瓦，其中煤电11.8亿千瓦，仍然是常规电源中最大的单一品种，但它的角色更多转向兜底和调节。 风电和太阳能加起来接近30亿千瓦，意味着电力系统的出力特性将高度依赖天气条件。抽蓄装机1.6亿千瓦，核电0.7亿千瓦，气电1.3亿千瓦，这些灵活性电源和基荷电源的规模，与新能源装机相比仍然有限。新能源装机占比超过50%之后，电网的规划逻辑和运行逻辑都需要相应调整。

这张表把课件第7页给出的各区域电力电子电源理论出力占负荷比例大于70%的时长数据列出。全经营区大于70%的时长为1425小时，占全年16%。西北占比时长最高，大于70%的时长为3414小时，占全年39%；东北2756小时，华北3083小时；华东661小时，华中882小时，西南326小时。 西北和“三北”地区是电力电子电源高占比时长的集中区域，这与这些区域新能源资源丰富、新能源装机占比高的特点一致。课件还指出，“三北”地区出力占比大于50%的时间均超过全年的一半。这些数据说明，不同区域的电力电子电源高占比时长差异显著，电网规划需要因地制宜。

这张表把课件第7页列举的国际大停电事件中电力电子化电源的出力最大占比数据逐项列出。英国50%、南澳大利亚48%、巴西东北部87.2%和东南部57.7%、智利北部90%和全国70%、西班牙71%和葡萄牙70%。这些事件发生在不同国家和地区，时间跨度也不同，但都出现了电力电子化电源高占比的情况。 这些数据放在一起，指向一个判断：电力电子电源高占比与电网安全稳定风险之间存在关联。课件虽然没有直接下结论说高占比导致了大停电，但列举这些事件的意图值得深思。智利北部和巴西东北部的出力占比分别达到90%和87.2%，这两个案例尤其值得关注。