为深入贯彻习近平总书记关于碳达峰、碳中和重要讲话和 指示精神，按照中央财经委员会第九次会议工作部署，根据国家“十四五”规划和 2035 年远景目标纲要，国家电网公司研究制定了构建以新能源为主体的新型电力系统行动方案，全力推动实现“双碳”目标。 一、构建新型电力系统的重大意义 2021 年 3 月 15 日，习近平总书记在中央财经委第九次会议上提出，构建以新能源为主体的新型电力系统。这是自 2014 年6 月总书记提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略以来， 再次对能源电力发展作出的系统阐述，明确了新型电力系统在实现“双碳”目标中的基础地位，为能源电力发展指明了科学方向、提供了根本遵循。 国家电网公司深入学习贯彻习近平总书记重要指示和中央 财经委第九次会议精神，我们深刻认识到，构建以新能源为主体的新型电力系统，是加快生态文明建设的战略选择。我国生态文明建设以降碳为重点战略方向，大力发展风电、太阳能发电等非化石能源，是能源领域降碳的主要途径。是保障国家能源安全的重要举措。能源安全关系国家安全，实现以新能源为供给主体，将大幅降低我国油气对外依存度，显著提高能源安 全保障能力。是构建新发展格局的强大动力。以终端用能电气 化推动能源利用节能提效，增强绿色发展内生动力，为全面建 成社会主义现代化国家提供基础支撑和持续动能。是推动能源产业链转型升级的重要引擎。通过自主创新，集中突破能源电力领域核心和颠覆性技术，摆脱关键技术装备对外依赖，推动能源电力产业全链条自主可控和转型升级。 实现碳达峰、碳中和，能源是主战场，电力是主力军，电网是排头兵。电网连接电力生产和消费，是重要的网络平台， 是能源转型的中心环节。国家电网公司将充分发挥“大国重器” 和“顶梁柱”作用，自觉肩负起责任使命，在构建以新能源为主体的新型电力系统、推动能源绿色低碳发展中争做引领者、推动者、先行者。 二、新型电力系统特征、内涵和实施路径 随着碳达峰、碳中和进程加快推进，能源生产加速清洁化、能源消费高度电气化、能源配置日趋平台化、能源利用日益高效化。能源格局的深刻调整，必将给电力系统带来深刻变化。 电源结构由可控连续出力的煤电装机占主导，向强不确定性、弱可控出力的新能源发电装机占主导转变。负荷特性由传统的刚性、纯消费型，向柔性、生产与消费兼具型转变。电网形态由单向逐级输电为主的传统电网，向包括交直流混联大电网、微电网、局部直流电网和可调节负荷的能源互联网转变。技术基础由同步发电机为主导的机械电磁系统，向由电力电子设备和同步机共同主导的混合系统转变。运行特性由源随荷动的实时平衡模式、大电网一体化控制模式，向源网荷储协同互动的非完全实时平衡模式、大电网与微电网协同控制模式转变。 以新能源为主体的新型电力系统承载着能源转型的历史使命，是清洁低碳、安全高效能源体系的重要组成部分，是以新能源为供给主体、以确保能源电力安全为基本前提、以满足经济社会发展电力需求为首要目标，以坚强智能电网为枢纽平台， 以源网荷储互动与多能互补为支撑，具有清洁低碳、安全可控、 灵活高效、智能友好、开放互动基本特征的电力系统。 清洁低碳，形成清洁主导、电为中心的能源供应和消费体系，生产侧实现多元化清洁化低碳化、消费侧实现高效化减量化电气化。安全可控，新能源具备主动支撑能力，分布式、微电网可观可测可控，大电网规模合理、结构坚强，构建安全防御体系，增强系统韧性、弹性和自愈能力。灵活高效，发电侧、负荷侧调节能力强，电网侧资源配置能力强，实现各类能源互通互济、灵活转换，提升整体效率。智能友好，高度数字化、智慧化、网络化，实现对海量分散发供用对象的智能协调控制，实现源网荷储各要素友好协同。开放互动，适应各类新技术、新设备以及多元负荷大规模接入，与电力市场紧密融合，各类市场主体广泛参与、充分竞争、主动响应、双向互动。 按照国家“双碳”目标和电力发展规划，预计到 2035 年，基本建成新型电力系统，到 2050 年全面建成新型电力系统。 2021-2035年是建设期。新能源装机逐步成为第一大电源，常规电源逐步转变为调节性和保障性电源。电力系统总体维持较 高转动惯量和交流同步运行特点，交流与直流、大电网与微电 网协调发展。系统储能、需求响应等规模不断扩大，发电机组 出力和用电负荷初步实现解耦。2036-2060 年是成熟期。新能源逐步成为电力电量供应主体，火电通过 CCUS 技术逐步实现净零排放，成为长周期调节电源。分布式电源、微电网、交直流 组网与大电网融合发展。系统储能全面应用、负荷全面深入参 与调节，发电机组出力和用电负荷逐步实现全面解耦。 构建新型电力系统，是一项极具挑战性、开创性的战略性 工程，坚强智能电网是基础，源网荷储协同是关键，推动科技创新是引领，发挥制度优势是保证。国家电网公司将积极面对发展机遇和挑战，贯彻新发展理念，坚持系统观念，转变发展方式，落实国家战略，强化规划引领，统筹计划安排，全力推进构建新型电力系统。 在公司发展方式上，按照“一体四翼” 发展布局，由传统电网企业向能源互联网企业转变，积极培育新业务、新业态、新模式，延伸产业链、价值链。在电网发展方式上，由以大电网为主，向大电网、微电网、局部直流电网融合发展转变，推进电网数字化、透明化，满足新能源优先就地消纳和全国优化配置需要。在电源发展方式上，推动新能源发电由以集中式开发为主，向集中式与分布式开发并举转变；推动煤电由支撑性电源向调节性电源转变。 在营销服务模式上，由为客户提供单向供电服务，向发供一体、多元用能、多态服务转变，打造“供电+能效服务”模式，创新构建“互联网+”现代客户服务模式。在调度运行模式上，由以大电源大电网为主要控制对象、源随荷动的调度模式，向源网荷储协调控制、输配微网多级协同的调度模式转变。在技术创新模式上，由以企业自主开发为主，向跨行业跨领域合作开发转变，技术领域向源网荷储全链条延伸。 三、2021-2030 年重点任务 （一）加强各级电网协调发展，提升清洁能源优化配置和  消纳能力 1.加快特高压电网建设。在受端，扩展和完善华北、华东 特高压网架，加快建设华中特高压网架，实现 500 千伏合理分层分区，构建风光水火资源优化配置平台。在送端，推进西南特高压网架建设，完善西北、东北750/500 千伏网架，支撑跨区直流安全高效运行。“十四五”500 千伏及以上电网建设投资约 7000 亿元，2025 年华北、华东、华中和西南特高压网架全面建成。 2.提高跨省跨区输送清洁能源力度。“十四五”，将持续提升已建输电通道利用效率，作为电网发展主要内容和重点任务，实现已建通道满功率运行，提升输电能力 3527 万千瓦。优化已建通道配套电源结构，提高输送清洁能源比重。“十四五”规划建成 7 回、开工建设一批、研究储备一批特高压直流，新增输电能力 5600 万千瓦。到 2025 年，公司经营区跨省跨区输电能力约 3.0 亿千瓦，2030 年约 3.5 亿千瓦，输送清洁能源占比达到 50 以上。 3.加大配电网建设投入。加强配电网规划体系建设，全面落实公司新版《配电网规划设计技术导则》，深化应用网格化规划方法，大力推广配电网典型模式、标准接线，提高配电网规划精细度和精准度，适应分布式电源、微电网、多元负荷规模化发展需要。落实国家区域协调发展、乡村振兴和新型城镇化战略，实施农村电网巩固提升工程，推进国际领先城市电网建设，按期完成“煤改电”配套和老旧小区、城中村改造等重点任务。“十四五”配电网建设投资超过 1.2 万亿元，占电网建设总投资的 60 以上， 2025 年城乡供电可靠率分别达到99.97 、99.88 。 （二）加强电网数字化转型，提升能源互联网发展水平 4.提升配电网智慧化水平。加大中压配电网智能终端部署、配电通信网建设和配电自动化实用化，并向低压配电网延伸， 大幅提高可观性可测性可控性。推动应用新型储能、需求侧响应，通过多能互补、源网荷储一体化协调控制技术，提高配电网调节能力和适应能力，促进电力电量分层分级分群平衡。2025 年，基本建成安全可靠、绿色智能、灵活互动、经济高效的智慧配电网。 5.打造电网数字化平台。加快信息采集、感知、处理、应用等环节建设，构建连接全社会用户、各环节设备的智慧物联体系，推广人工智能、国网链、北斗等共性平台和创新应用， 提高全息感知和泛在互联能力，实现电网、设备、客户状态的动态采集、实时感知和在线监测。加快国网云平台建设，推广网上电网等业务应用，打造数字孪生电网，加快推动电网向能源互联网升级。 6.构建能源互联网生态圈。推动新能源云成为国家级能源云，完善新能源资源优化、碳中和支撑服务、新能源工业互联网、新型电力系统科技创新四大平台。建设能源大数据中心， 推动能源数据统一汇聚与共享应用。建设能源工业云网，为产业链上下游企业提供“上云用数赋智”服务。依托电网平台， 加大数据共享和价值挖掘，拓展新业务新业态新模式。 （三）加强调节能力建设，提升系统灵活性水平 7.加快建设抽水蓄能电站。落实公司加快抽水蓄能开发建 设 6 项重要举措，推动抽水蓄能电站科学布局，向社会开放抽蓄项目，引导社会资本投资建设，多开多投。加快已开工的 4133 万千瓦抽水蓄能电站建设，“十四五”新开工 2000 万千瓦以上抽蓄电站，2025 年公司经营区抽水蓄能装机超过 5000 万千瓦， 2030 年达到 1 亿千瓦。 8.全力配合推进火电灵活性改造。推动各省明确改造规模、具体项目、进度安排，2025 年力争“三北”地区累计完成 2.2亿、东中部地区累计完成 1 亿千瓦改造任务。推动各省全面启动调峰辅助服务市场建设，尽快建立健全调峰、调频辅助服务机制，调动火电参与灵活性改造和调峰积极性。 9.支持新型储能规模化应用。按照国家政策要求，大力支持电源侧储能建设，积极服务用户侧储能发展，提供技术咨询和并网服务。对符合国家规定的项目优先并网、充分利用。积极推动并参与制定新型储能规划设计、建设安装、并网调试、 运行监测等全环节标准体系。2025 年，公司经营区新型储能容量超过 3000 万千瓦，2030 年 1 亿千瓦左右。 10.扩大可调节负荷资源库。开展可调节负荷资源普查。建成 27 家省级智慧能源服务平台，聚合各类资源，积极参与需求响应市场、辅助服务市场和现货市场。推动各省出台需求响应支持政策和市场机制，通过市场机制合理分配成本和收益。配合政府编制有序用电方案，达到最大负荷 20 以上且覆盖最大电力缺口。到 2025 年、2030 年，可调节负荷容量分别达到 5900 万、7000 万千瓦。 （四）加强电网调度转型升级，提升驾驭新型电力系统能力 11.构建新型电力系统安全稳定控制体系。攻克新型电力系统基础理论和稳定机理，建设以多时间尺度、平台化、智能化为特征的电网仿真平台，掌握“双高”电力系统运行特性。构建新型电力系统故障防御体系，建设自主可控新一代变电站二次系统，推动安自装置标准化应用，巩固完善“三道防线”。结合 IT 新技术，建设“人机融合、群智开放、多级协同、自主可控”的新一代调度技术支持系统。 12.建设适应电力绿色低碳转型的平衡控制和新能源调度体系。提高新能源预测精度，推广长周期资源评估和功率预测技术。研究适应分布式新能源大规模接入的负荷预测技术及标准。加强电网统一调度，充分发挥源网荷储各类调节资源作用， 保障电力可靠有序供应。2025 年，省级电网负荷、新能源、分布式日前预测准确率整体提升至 97 、90 、85 以上。 13.建设适应分布式电源发展的新型配电调度体系。建设贯穿国分省地县的分布式电源调度管理系统，构建全景观测、精 准控制、主配协同的新型有源配电网调度模式。推广 5G+智能电网调控应用，满足海量分布式电源调度通信需求，实现广域源网荷储资源协调控制。研究基于先进通信的配电网保护配置、主动配电网运行分析及协调控制等技术，全面升级配电网二次系统，实现方式灵活调节和故障快速隔离。 （五）加强源网协调发展，提升新能源开发利用水平 14.做好新能源接网服务工作。针对新能源与送出工程建设周期不匹配问题，开辟风电、太阳能发电等新能源配套电网工程建设“绿色通道”，加快接网工程建设，确保电网电源同步投产。深化应用新能源云，为新能源规划、建设、并网、消纳、补贴等全流程业务提供一站式服务，实现全环节工作高效化透明化。到 2025 年，公司经营区风电、太阳能发电总装机容量将达到 8 亿千瓦以上，2030 年达到 12 亿千瓦以上。 15.支持分布式新能源和微电网发展。配合政府部门做好分布式电源规划，明确分省、分地市、分县的开发规模。完善公司服务分布式新能源发展指导意见，继续做好一站式全流程免费服务，实现“应并尽并、愿并尽并”。研究微电网功能定位、 发展模式、运行机制，完善标准体系，制订典型设计，提供“三零”“三省”并网服务。到 2025 年，公司经营区分布式新能源装机达到 1.8 亿千瓦以上，2030 年达到 3.5 亿千瓦以上。 16.不断扩大清洁能源交易规模。“十四五”，推广中长期交易+现货交易+应急调度的新能源消纳模式，开展绿电交易、发电权交易、新能源优先替代等多种形式交易，强化市场协同 运营。2025 年、2030 年，公司经营区新能源发电量占总发电量比例分别超过 15 、20 。 （六）加强全社会节能提效，提升终端消费电气化水平 17.推动低碳节能生产和改造。落实国家能源双控政策，密切跟踪重点省份“两高”企业调整和转移情况，严格用户并网审核，严禁不符合环保要求项目并网，严格执行差别性电价政策。开展“两高”企业用能监测和分析，为政府监管考核提供 支撑。全面实施电网节能管理，开展绿色采购和绿色建造。加强六氟化硫气体数字化管控。 18.持续拓展电能替代广度深度。在工业、建筑、交通等领域，大力推进以电代煤、以电代油、以电代气。推动 1000 吨及以上码头岸电设施全覆盖、长江船舶靠港使用岸电常态化。推动燃煤自备电厂清洁替代，科学稳妥推进北方“煤改电”清洁取暖。做好充换电网络布局规划，形成高效、稳定、可持续的车网互动业务模式和市场运作机制。2021-2030 年，累计替代电量超过 1 万亿千瓦时。 19.开展综合能源服务。聚焦公共建筑、工业企业和农业农村等领域，积极拓展综合能源实体项目和增值服务。以能效提升、分布式新能源开发利用为重点，开展楼宇建筑能源托管、供冷供暖、智能运维等业务。依托省级智慧能源服务平台，定期向客户推送用电能效账单、综合能效诊断报告。“十四五”， 力争实现 10 千伏及以上高压供电客户能效服务能力全覆盖。 （七）加强能源电力技术创新，提升运行安全和效率水平 20.实施科技攻关行动计划。制定并加快实施“新型电力系统科技攻关行动计划”，以“三加强”（加强源网荷储协同发展、绿色低碳市场体系构建、电力系统可观可测可控能力建设）、“三提升”（提升新能源发电主动支撑、系统安全稳定运行、终端互动调节）为攻关方向，统筹推进基础理论研究、关键技术攻关、标准研制、成果应用和工程示范。联合能源电力行业上下游高校院所、企业协同攻关，深化产研用协同，打造开放共享创新平台。2021-2030 年，安排研发经费投入 3000 亿元以上。 21.加快关键技术攻关。重点突破新能源发电主动支撑、智能调度运行控制、市场运营协同、多能互补运行等技术，开展多尺度电力电量平衡、源网荷储协调规划等理论研究，推进大容量电化学储能、需求侧互动响应、柔性输电等技术进步和规模化应用，试验示范直流组网、氢能绿色制取与高效利用、超导输电等技术。 22.开展关键装备和标准研制。制定国家电网技术成熟度评价体系，遴选出一批前景广阔、成熟度高的新技术新产品，加快推广应用。编制“新型电力系统技术标准体系框架”，重点开展新型电力系统构建及运行控制、分布式新能源及微电网、新能源和储能并网、需求响应等标准制订。超前布局标准国际化方向。 23.推进新型电力系统示范区建设。选择西藏藏中、新疆南疆、河北张家口作为地区级示范区，重点研究送端高比例新能源电力系统构建方案，推广“新能源+储能+调相机”发展模式。 选择福建、浙江、青海作为省级示范区，重点研究送受端大电网与分布式、微电网融合发展方案，以及适应新能源发展的政策和市场机制。 （八）加强配套政策机制建设，提升支撑和保障能力 24.推动健全电力价格形成机制。研究新型电力系统构建新增成本和疏导问题，配合政府部门健全价格体系，按照“谁受益、谁承担”原则，由各市场主体共同承担转型成本。通过输配电价合理疏导电网建设运营成本，还原电力商品价值属性。研究碳价体系，计算其他行业向电力行业转移的减碳成本，推动建立向受益行业合理分摊传导电力系统成本的机制。 25.推进全国统一电力市场建设。加快推动建设竞争充分、开放有序的统一电力市场，在全国范围优化配置清洁能源。完善中长期、现货和辅助服务衔接机制，探索容量市场交易机制， 开展绿色电力交易，推动可再生能源参与电力市场。研究电力市场和碳市场协同机制、碳价格与电价联动机制。建立公司碳管理体系，促进绿色低碳产业发展，拓展碳金融、绿色金融业务。2030 年，初步建成适应新能源为主体的全国统一电力市场。 26.构建能源电力安全预警体系。预判重点行业用电需求增长，滚动分析未来 2 年电力供需和电网安全形势，及时向政府部门汇报和预警。推动建立政府、企业和社会各负其责的燃料 供应储备体系，确保极端情景下电力供应。开展客户安全在线 诊断，完善重要输电通道、关键信息基础设施安全预案，强化 市场运营风险管控，建设全场景网络安全防护体系。 （九）加强组织领导和交流合作，提升全行业发展凝聚力 27.强化工作组织落实责任。充分发挥公司碳达峰、碳中和领导小组统筹协调作用，充实领导小组办公室力量，建立一体谋划、一体部署、一体推进、一体考核的协同工作机制，实现全公司“一盘棋”。各部门、各机构、各单位细化分解工作任 务，落实责任分工，全力推进各项工作。 28.深化宣传引导与开放合作。加强信息公开和对外宣传，积极与政府机构、行业协会、科研院所、产业链上下游企业研讨交流，集思广益、群策群力、凝聚共识、形成合力，推动新型电力系统高质量发展。