近年来，我国立足能源安全新战略与“双碳”目标，构建起覆盖新型电力系统、电力市场的系统性政策体系，2025年底《关于促进电网高质量发展的指导意见》（以下简称“《指导意见》”）的出台，进一步整合政策导向、明确电网发展路径，将电网功能定位升级为“新型电力系统枢纽平台”，推动电网加速进入协同转型、高质量发展的新阶段。

政策背景

当前，我国能源电力体制改革进程显著加快，国家发改委、能源局密集印发加快构建新型电力系统行动方案、全国统一电力市场建设等系列政策文件，加快推动新型电力系统建设，持续完善市场机制。本次《指导意见》有机连接了新型电力系统与电力市场，共同构成了适应能源绿色低碳转型，支撑新能源大规模高比例发展的综合性政策体系。回顾系列政策背景，其演进规律总体特点总结如下。

电力系统从传统垄断、刚性供给向多元协同、柔性平衡转型

一是技术发展引领能源供需模式变革。传统源随荷动模式下，电网作为单一枢纽承担能源调配功能，随着用户从“消费者”向“产消者”转变，智能微电网等具有资源聚合特征的新业态逐步提升自平衡和自调节能力，有效降低电网峰值负荷投资需求，推动源网荷储各环节协同互动，助力电力系统从“刚性供给”向“柔性平衡”转型。二是市场主体活力激发。通过放宽准入、豁免申领电力业务许可证等举措，推动虚拟电厂聚合商、绿电直连等新业态主体崛起，促使电力系统由“单一主体主导”向“多元主体共治”转变。三是能源配置效率提高。特高压“大动脉”与新业态主体“毛细血管”所构成的立体网架，可有效缓解东西部能源失衡，同时保障新能源就近消纳，通过“集中外送+就地消纳”有机组合提高能源配置效率。

电网功能定位由“输配电运营服务”向“新型电力系统枢纽平台”升级

传统输配电模式下，电网主要面向电力用户提供输配电运营服务。随着国家促进绿电直连、源网荷储一体化等新业态发展的政策陆续出台，要求电网企业向满足并网条件的主体公平无歧视提供接入服务，并加强调度运行管理，持续提升对各类主体参与电力交易和系统运行的技术支持能力和服务水平，推动电网在物理形态、调度运行、市场建设及治理模式等方面转型升级，电网核心支撑作用愈发凸显。《指导意见》明确赋予电网全新的内涵，将其定位升级为“新型电力系统枢纽平台”，标志着电网角色已不再局限于电能传输载体，而是升级为开放承载各种新要素、新资源、新业态，促进清洁能源广域自由流动，实现资源高效优化配置的核心枢纽平台。

传统电网通道发展现状与面临挑战

发展现状

目前我国电网通道已实现“三主轴”发展格局，承担着跨省远距离输送煤电、水电、新能源，区域电网互济，以及南北电网互联等功能，在电源端与用电负荷端电力资源优化配置方面发挥着十分重要的作用。

一是形成北、中、南“三个通道”的输电格局。北部通道主要由大西北地区向华北和华东地区输电；中部通道由西南和华中西部区域向华中和华东输电；南部通道则由西南地区向广东输电。截至2025年底，全国共建成80项电网通道工程，形成电力资源跨省跨区配置格局。

二是建成世界上超大输电容量规模的电网通道。截至2025年底，我国电网通道输电能力已超过4.5亿千瓦，其中北通道1.7亿千瓦、中通道2.3亿千瓦、南通道0.6亿千瓦，形成了区域优势互补协同发展格局。

三是形成外送煤电、水电、新能源“多种类电源”格局。电网通道发展初期，主要是送出西部煤电和黄河上游水电、长江三峡水电和云南贵州广西等水电。随着大容量新能源基地的建设，电源系统逐步向“风光水火储”一体化大基地转变，可再生能源电量占新增电网通道输电能力一半以上，形成多种类电源互补发展格局。

四是电网通道从初始的电源外送功能，拓展了区域互济、南北互联等作用。电网通道初期多为电源到负荷中心的点对点模式，逐渐拓展为区域互济互联，例如西北—华北联网、川渝—华中联网。在建设坚强主网架的思路下，近年来进一步开展南北电网互联项目，如闽粤联网等，促进区域联络和互济能力。

面临挑战

电网通道在保障电力供应、推动“双碳”政策落地、带动产业升级、促进经济发展等方面成效显著，但与此同时部分地区电网通道也面临挑战。

一是送端本地用电与电力外送之间的矛盾逐步凸显。随着能耗“双控”向碳排放“双控”逐步转变，高耗能产业加快向非化石能源相对富集的西部地区转移。西北、西南区域等传统送端省份负荷电力需求快速增长，供需形势逐步由电力富余、基本平衡、紧平衡转向电力短缺，电力外送能力与意愿持续减弱，送端本地用电与电力外送之间的矛盾逐步凸显。

二是新增电网通道走廊资源稀缺、实施难度增大。我国正加速开发以沙漠、戈壁和荒漠地区为重点的大型风电和光伏基地，送电途经的甘肃、陕西、山西和河南等省的电网通道较为密集，可用走廊资源已逐渐稀缺。同时，跨省跨区通道地域跨度大，华中和华东地区的过江通道紧张，涉及利益多，基本农田、生态红线等敏感点数量多，省间及不同行政部门之间协调难度大，建设实施周期相对较长，走廊资源严重短缺，新增电网通道难度大幅增加。

三是部分区域支撑跨区外送的通道容量不足。部分区域现有电网通道外送能力远未满足外送需求，以西北地区为例，截至2025年，其新能源装机容量已突破3亿千瓦，但该地区已建成的特高压直流外送通道共14回，总输送容量为8671万千瓦，现有外送能力仅能覆盖新能源装机总量的28%，导致出现“电等通道”与“弃风弃光”等现象。

四是安全治理与调度控制能力亟待提升。随着新能源占比逐步增加，高比例电力电子设备降低系统惯量，导致电网通道对扰动的承受能力变弱，易引发电力系统暂态失稳。新能源出力的间歇性与随机性，叠加电动汽车等负荷的峰谷冲击，导致电压频繁大幅波动，对调频资源的响应速度、精度要求也大幅提高。传统集中式调度架构难以统筹分布式海量节点和应对秒级波动，协调控制复杂度呈指数级增长。

基于新型电力系统枢纽平台的电网通道发展展望

由“规模扩张导向”向“平台功能导向”转变

电网通道价值评价需由单一的输送容量规模转变为能反映“提升资源配置效率、增强系统韧性、缓解弃风弃光、支持市场运行”的平台功能。传统以输送规模为核心的评价体系需补足对区域供需矛盾与走廊稀缺性的响应；电网通道规划与投融资评价需同时嵌入对送端本地用电增长预期的敏感性分析和对跨区输送优先级的动态调整规则，避免在送端由富余向紧缺转变时出现“有线无电”的制度失配；收益分配机制需把容量保障、应急支援与公共服务价值计入回报体系，以激励长期维护跨区输电能力的意愿。

由“单向布局”向“双向反馈”转变

在跨区外送与送端快速增长并存的背景下，主干网规划需要把配电网与微网的“自下而上”发展意愿纳入起始约束条件，形成“上下贯通、双向反馈”的动态规划闭环。特别是在新能源基地向外送必经的省域（如：甘肃、陕西、山西、河南等）走廊稀缺情形下，主干网需预留“本地保发/外送切换”能力和跨域容量交易规则，避免因规划滞后产生跨区输送瓶颈。功能上，电网通道既要承载远距离集中式外送，也要提供对园区、微电网和绿电直连的接入口与容量窗口，形成“远近结合、集中分散并行”的格局。

由“刚性运行”向“柔性构网”转变

面对已有电网通道容量低于新能源装机规模、出现“电等通道”和“弃风弃光”等问题，需提升通道本身的可控性与调节性：一是加快构网型换流器、柔性直流、交直流混联与多端直流等技术应用，提升潮流可控性与故障隔离能力；二是把大容量储能、可调负荷（包括电动车充放电调节）与电网通道能力协同设计，形成“电源—电网通道—储能”一体化运行模式，从源头上缓解外送峰值与间歇性出力的矛盾；三是利用可分段运行和自治控制策略，降低单点故障对跨区通道的影响，提升跨区通道的可靠性与可用率。

由“调度主导”向“调度与市场协同”转变

提升电网通道在市场配置中的可交易性（如跨区容量共享与有偿备用），并把快速响应资源（如虚拟电厂、储能等）系统性地纳入电网通道运行规则，从而以价格信号优化跨区流向、提高利用率并减少制度性“价格壁垒”。同时，鉴于新能源出力与负荷波动加剧，对调度控制的秒级响应与精确性提出更高要求，电网通道需建设面向“四可”（可观、可测、可调、可控）的能力框架，把分布式电源通过统一的平台接入实时调度与市场撮合体系。

由“企业兜底”向“平台共治”转变

电网通道建设与运行牵涉到跨省、跨部门多方利益——在走廊稀缺、过江通道紧张及大量敏感点（基本农田、生态红线等）存在的情况下，单一企业承担治理与协调风险的模式已不适应。需建立以国家/区域级枢纽平台为主导，输电企业、发电方、用电主体、地方政府及第三方服务机构共同参与的“平台共治”机制：明确各方的安全责任边界和收益分配规则，通过标准化的“安全契约”、合约化的通行权安排与多主体应急演练，前移风险治理重心并强化跨域协调能力。

由“经验驱动”向“数智驱动”转变

面对电网通道资源稀缺、调度复杂度剧增等挑战，需把数智决策作为规划、运行与风险管理的核心工具。推进覆盖发输变配电电网通道的数字孪生与联合场景仿真，支持跨省跨区的走廊选址优化、输送能力时序化评估与多情形应急演练；发展能解决秒级波动与高维潮流问题的专用智能模型，支持实时分配电网通道资源与市场撮合。把工程实践通过数据化、模型化固化为标准和诊断工具，形成技术—标准—工程的闭环，加快新技术安全可控地规模化应用。

由“单一物理廊道”向“陆海统筹、多要素协同”转变

面对海上风电与深远海资源规模化开发，电网通道建设需突破陆上优先思路，强化海陆一体化输电走廊规划，统筹海缆、海上换流站等布局。同时探索输电廊道与通信、交通等基础设施协同建设，降低用地冲突与环境影响。对既有走廊实施多功能开发，提升综合利用效率与社会效益。

总体来看，在新型电力系统枢纽平台功能定位下，电网通道不再仅是能源流动的物理载体，而是承载资源优化配置、市场运行、安全治理与技术创新多重使命的基础平台。围绕这一定位重构发展逻辑，是电网实现高质量跃迁的关键所在。