在能源转型加速推进的背景下，我国电力系统正经历深刻变革——从传统以常规电源为主、单向供电的电网形态，向高比例新能源渗透、电力电子化特征显著、双向供电模式普及的新型电力系统加速演进。这一转型对电网发展提出了更高要求。

国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于促进电网高质量发展的指导意见》（发改能源〔2025〕1710号，简称“1710号文”），系统部署了2030年、2035年电网发展的阶段目标与实施路径，提出建设“新型电网平台”，为新阶段电网高质量发展提供了指引。

为深入解读政策内涵、把握发展现状，本刊记者专访中电联规划发展部副主任刘志强，聚焦新型电网平台建设进展、主配微网协同成效、跨省跨区通道建设三大维度，展开系统性分析，为“十五五”电网高质量发展建言献策。

新型电网平台建设的时代机遇

《中国电力企业管理》：您怎样理解1710号文所提出的“新型电网平台”？

刘志强：1710号文提出的新型电网平台，本质上是一种适配电力需求刚性增长、新能源供给比重逐步提升、全国统一电力市场稳步构建、电力新业态多元发展等多重目标协同的现代化电网新形态。该平台的“新”意主要体现在以下三个维度：

其一，定位独具新意。1710号文对电网的核心需求，指向了全新的功能定位——新型电网平台。电网不再是传统意义上单纯的输配电通道，而是跃升为保障电力安全可靠供应、支撑能源绿色低碳转型、服务全国统一电力市场建设、赋能源网荷储协同互动的关键枢纽平台。

其二，物理架构创新。为适配新型功能定位的需求，1710号文创新性地提出将现有电网结构迭代为“主网—配网—微网”多层级贯通、源网荷储各环节深度耦合的立体化电网结构。这一架构变革让电网实现了从响应到协同、从单向输送到双向互动的根本性转变。

其三，发展动力独特。新的功能定位和物理架构，离不开技术的创新发展与突破。面对新能源大规模并网后电力供给波动性加剧、系统惯量降低、系统成本攀升等挑战，需在关键技术攻关、人工智能与数字化技术赋能、技术标准引领等领域加大力度，推动新质生产力赋能新型电网发展。

《中国电力企业管理》：“新型电网平台”这一定位的提出，背后是基于怎样的能源转型考量？

刘志强：在新能源发展模式方面，以“沙戈荒”基地、水风光一体化项目为代表的集中式新能源，除满足本地消纳需求外，还需依托“西电东送”工程，将三北地区的新能源电力输送至中东部负荷中心。初步预计“十五五”期间新增分布式新能源装机规模将达4亿千瓦左右，加之充电基础设施建设的加速推进，电网资源优化配置能力亟待全面提升，这也将给电网带来全方位的挑战：

一是在系统稳定层面，随着新能源、高压直流等电力电子类电源占比提高，系统惯量和短路容量呈下降趋势，需要解决功角稳定、电压稳定、频率稳定、宽频振荡等问题。同时，新能源出力的间歇性与随机性增加了系统运行状态的调控难度。

二是在设备承载能力方面，大量分布式新能源、充电基础设施的接入，导致部分配电网的变压器、线路等设备出现过载现象；高比例分布式接入还引发了电压越限、潮流反转、保护误动作等一系列问题；亟须提升电网设施的综合承载能力和数智化水平。

三是在经济性层面，送端集中式新能源与受端分布式新能源出力的同质化特征日益凸显，跨区送电面临经济性等多重压力。此外，在跨省跨区价格机制、消纳责任权重等方面，仍需政策持续优化与送受双方协同推进。

四是资源环境层面，新增跨省跨区通道建设面临着土地资源紧张、密集通道受限、生态环境敏感、跨省协调难度加大等问题；配电网建设同样受到城乡规划、地下管廊及既有建筑等现实条件的制约。

主配微网协同发展亟待补齐

《中国电力企业管理》：主配微网协同发展，目前还有哪些短板急需补齐？

刘志强：主配微网的协同发展不仅涵盖规划协同、调运协同、运营协同等核心环节，还涉及标准协同与产业协同等关键领域。

其一为规划协同方面。坚持统一规划、协同建设的原则，以一体化模式推动主干电网、配电网与智能微电网协同发展，具体包括：统筹推进主干电网建设，分层分区优化特（超）高压交流网架，推动区域内各级电网协调发展；推动配电网向有源双向交互系统转型，强化配电网与主干电网的灵活耦合，以及与充电基础设施建设布局的有序衔接；结合实际需求建设微电网，推动微电网向智能化微能量管理单元升级。

其二为调运协同。加快构建兼具网源运行协调、安全主动防御、运行高效协同、资源市场配置、技术数智赋能等特性的新一代电力调度体系，实现主配微网双向智慧调度，推动调度决策向源网荷储互动模式转型。推进新能源、常规电源、各类储能与用户侧的协同控制与优化，实现新能源波动与系统调节平衡能力的有效匹配，最终达成多源与多元资源的协同优化。

其三为运营协同。健全跨层级、跨主体的市场交易与价格传导机制，推动辅助服务、绿电交易、需求响应等市场品类向配电网与微电网延伸，实现主电网大范围资源优化配置与配电网、微电网就地平衡能力的高效整合。

其四为标准协同。加速构建覆盖规划设计、设备接入、运行控制、市场交易、网络安全等全流程的主电网、配电网与微电网协同标准体系；强化标准实施评估与动态更新机制，确保新型电网平台在物理、信息及价值层面的全面贯通。

其五为产业协同。统筹推进新型电网平台与能源、交通、建筑、信息等跨领域基础设施的规划衔接与融合发展，推动零碳园区、绿电直连、虚拟电厂、车网互动等新业态的规模化、商业化、产化协同，积极培育电力新质生产力。

《中国电力企业管理》：1710号文将智能微电网提升到了全新的战略高度，智能微电网的核心功能定位是什么？在实际落地进程中，面临哪些难题？

刘志强：智能微电网通过内部源网荷储的协同运作，实现新能源的就地开发与就近消纳，减轻主电网的调节压力，降低波动性对电网的影响。1710号文明确了智能微电网作为电力新业态载体及“大电网有益补充”的功能定位，并在兼顾效率与公平的前提下，将“自平衡、自调节、自安全”确立为其核心发展目标。

从发展历程来看，微电网的演进始于早期在高校、园区、海岛等特定场景的试点探索，彼时以技术验证与模式探索为核心；中期则向多场景融合应用转型，重点推进源网荷储一体化设计与局部能量自治能力建设；当前已进入深化推广的关键阶段。2025年5月23日，新型电力系统建设第一批试点正式启动，“智能微电网”被纳入七大试点方向，旨在探索高比例新能源系统的运行新模式。同年5月30日，绿电直连相关政策文件出台，为智能微电网的规模化推广进一步拓宽了政策空间、明确了实施路径。2026年2月10日，国家能源局印发第一批新型电力系统建设能力提升试点名单，将吉林省松原市吉林油田新北智能微电网项目等7个项目列入试点。

在实际落地与实施过程中，智能微电网建设也存在一些问题：在顶层设计层面，智能微电网与地方产业规划、电源规划的结合不够紧密；在技术标准维度，智能微电网涉及的自平衡、源网荷储协同控制等环节繁杂多样，现有标准难以全面覆盖其建设需求；在经济性方面，智能微电网项目具有投资规模大、回收周期长的特点，成熟的商业模式仍需进一步探索；在运营管理方面，微电网涉及能源供应商、用户等多个主体与环节，协调管理难度较大。

跨省跨区电力交易的攻坚重点

《中国电力企业管理》：1710号文明确提出，到2030年，“西电东送”规模将超过4.2亿千瓦，新增省间电力互济能力约4000万千瓦，助力新能源发电量占比达到30%左右。着眼于2030年目标，“十五五”期间跨省跨区通道建设面临哪些新形势与新要求？

刘志强：相较于“十四五”时期，“十五五”阶段对跨省跨区输电通道的要求已发生显著而深刻的变化。其一，功能定位从以往的“保供应”为主，向“保供应和调结构”并重转型，通道需承担更大规模、更高比例的新能源消纳任务，这对通道的柔性调节能力、智能化调度水平及源网协同运行均提出了更高要求。其二，送受端协调难度有所加大。送端新能源占比持续提升，仅靠电量输送难以覆盖调峰、调频等系统成本；受端负荷中心存在持续电力缺口，且本地新能源规模快速增长，送受两端新能源的同质化特征愈发凸显。其三，投资成本持续攀升。随着送端进一步延伸至资源丰富但开发条件恶劣的西部偏远地区，线路建设成本、损耗等持续上升。其四，对电力市场建设提出更高要求。跨省跨区需持续完善输电价格机制、绿电交易规则等，同时着力打破市场分割、破除区域壁垒。其五，资源环境制约更为突出。西部通道建设面临生态红线、耕地保护、林地占用、通道密集等多重限制，部分项目因环境影响评价或水土保持要求导致进度滞后；同时，受端城市群土地资源紧张，廊道站址选择难度加大。

《中国电力企业管理》：为适配“十五五”发展以及2030年“西电东送”目标，我国跨省跨区通道建设应如何满足转型需求？

刘志强：在规划建设方面，坚持全国“一盘棋”理念，以需求为导向科学优化全国电力流向，服务“沙戈荒”及水风光等清洁能源基地的开发、外送与消纳。保障大电网安全稳定运行，全力破解廊道资源制约瓶颈，保持输电通道规划建设的合理节奏；提升通道输电效率与经济效能，稳步提高清洁能源输送占比，推动具备条件的存量输电通道实施改造升级。

在调度运行方面，坚持统一调度、分级管理原则，加快构建新型电力调度体系，增强调度灵活性与适应性，实现与电力市场运行的高效衔接。挖掘输电通道间、送受端间的余缺互济能力，以及严重故障下的紧急支撑能力，提升电网运行安全水平。

在市场机制方面，深化全国统一电力市场建设，破除跨省跨区交易壁垒，健全绿电交易与碳市场的衔接机制；完善辅助服务跨区补偿机制，引导送受端协同参与调峰、备用等辅助服务市场。

在技术创新方面，聚焦智能电网、柔性直流等技术攻关，加快国产化核心装备的研发与规模化应用；加快“人工智能+电网”应用场景赋能；推动“源网荷储”协同互动标准体系建设，支撑新型电网平台建设。