电网调度，通俗来讲就是电力系统的“指挥中枢”，负责协调每一度电从哪里来、到哪里去、走哪条路。
传统电力系统中，发电机组、发电容量和负荷需求相对确定。因而，传统调度全年只需要分析丰水期、枯水期、夏冬大负荷、春秋小负荷等少数几种典型的系统运行方式。近年来，随着新能源快速发展，电网形态、电源结构、负荷特性、控制对象发生深刻改变，传统调度模式难以适配新挑战。
为更好保障大电网安全运行和电力可靠供应，助力建设新型电力系统，推动能源转型，国家电网有限公司正着力构建以“安全主动防御、运行主配协同、资源市场配置、技术数智赋能、管理精益高效”为主要特征的新型调度体系。
应对挑战，提升驾驭新型电力系统运行能力
在国家电力调度控制中心的大屏上，发电出力、用电负荷化作起伏的曲线和跳动的数字，实时呈现电力供需、电网运行情况。调度员在屏幕前的拓扑电网上进行操作，应对用电高峰与低谷的波动、填补光伏发电的缺失、平抑风电的不确定性。
紧盯300余个重要断面，接听和拨打调度电话300余个，部署、确认、调整各种电网运行方式200余次……这是一名国家电力调度控制中心的调度员在8小时值班中要完成的任务量。
时间回到2025年7月17日，华东、华中、川渝局部地区出现40摄氏度以上的高温天气，公司经营区最大负荷突破12亿千瓦，全网电力保供面临严峻挑战。面对用电高峰，调度员从省间电力现货市场购买6985万千瓦时电量，充分发挥电网大范围资源优化配置作用，通过跨省电力通道将电量精准送至四川、湖北和上海，保障了电力可靠供应。
此次省间精准互济是新型调度体系发挥作用的有力实践，体现了持续迭代升级的调度体系对电力保供的强劲支撑。
当发电来源多样、电力流向多变、市场主体多元，驾驭这张越来越复杂的电网，调度须闯“三道关”。
第一道安全关。电力系统高比例可再生能源、高比例电力电子设备的“双高”特征凸显，系统稳定物理基础持续削弱，宽频振荡、极端故障等风险交织，网络空间边界持续延伸，传统系统稳定理论框架和仿真分析手段、运行控制技术、安全防御体系亟须拓展完善。
第二道保供关。在源荷“均不听话”的情况下，调度需依托更精准的预测、更智能的仿真分析、更灵活的市场调控，保障供需动态平衡，确保电力可靠供应。
第三道转型关。新能源已成公司经营区第一大电源和发电量增量主体，如何推动源荷互动、全网协同，促进新能源电量高效消纳，是重点也是难点。
围绕三道关卡，建设更加精准的调度体系势在必行。2023年，中央深改委第二次会议审议通过的《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》提出，“优化电网调度管理”“发挥电网企业平台作用”。2024年，国家发展改革委、国家能源局《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》和国家发展改革委、国家能源局、国家数据局《加快构建新型电力系统行动方案（2024～2027年）》发布，对建设智能化调度能力和智慧化调度体系作出明确部署。
“基于新型电力系统建设目标，针对电源结构、电网形态、负荷特性等变化，我们对系统认知、故障防御、能源平衡、协同控制四大运行体系进行重构，强化科技、装备、管理、队伍四大支撑能力，加快构建新型调度体系。”国家电力调度控制中心主任董昱说。
新型调度体系是方法、技术与管理的系统性更新。源于新型电力系统建设、能源绿色转型的需求，新型调度体系的构建集中体现在“四新”。
认知新，即重新认知复杂电网运行机理、读懂高比例新能源运行特性，用更多确定的算法模型应对系统的不确定。防御新，即重新塑造电网安全防御格局、读懂电力电子化演进特征，以全维度主动防控、广域化协同处置应对各类风险。平衡新，即重新构建源网荷储平衡模式、读懂多元要素互动规律，用更市场化的配置方式、更精准的时序平衡应对供需变化，从“源随荷动”到“动态平衡”。协同新，即重新建设主配网一体管控体系、读懂调度运行边界，用更贯通的调度链条、更协同的运行机制应对全网融合新场景。
2025年起，公司制订实施新型调度体系建设三年行动计划，推动各级调度聚焦重点、结合实际、积极探索，加快新型调度体系建设与调度转型发展，持续提升驾驭新型电力系统运行能力。
精准防控，夯实大电网安全稳定基础
大电网安全是新型调度体系建设的核心。“十五五”时期，我国电力需求仍保持中高速增长，年均新增用电需求预计6000亿千瓦时以上。按照国家发展改革委、国家能源局发布的《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》，到2030年新增用电量需求将主要由新增新能源发电满足。既要“供得上”负荷，又要“接得住”新能源，安全尤为重要。
“以前的大电网调度是用上千台性能可靠、高度可控的火、水、核等常规机组去满足非常规律的用电需求。随着新能源占比不断提升和电网规模进一步扩大，电力系统‘双高’特征显著，网内用电负荷转而由数百万台特性各异的新能源电力电子单元满足，系统稳定特性更加复杂，面临比以前更大的安全运行风险，所以我们需要从仿真技术、分析周期、认知方式等方面优化升级，更好认知电力系统。”国家电力调度控制中心系统运行处处长葛睿说。
以电磁暂态仿真为例，这项技术类似电力系统的“显微镜”，能准确认知高比例新能源电网。目前，公司建成10万节点级电磁暂态仿真平台，并在跨区电网2～3年安全校核、年度方式分析、冬夏滚动联合计算中常态化应用，进一步拓展了仿真计算的深度。
大电网“看”得更清晰的同时，分析周期向各周期衔接、认知方式向机理和响应双驱动转变也为电网运行留出更多安全“提前量”。公司强化规划与运行仿真分析衔接，在省级以上调控中心建成月度方式分析机制并向周内拓展，让电网运行管控更加精准、有效，适应电力市场交易和新能源电量消纳需求。随着新型电力系统加快建设，高比例电力电子设备并网，电力系统振荡风险增加。公司在省级以上调度全面部署基于耗散能量流理论的振荡源定位功能，相当于给电网调度安装了专门观察振荡信号的雷达，实现电网振荡快速感知和振荡源精准定位。
了解清楚电网运行的特性，再实施新型控制手段和策略，可以更好实现对电网安全风险的防控。
“我们正在研究为大电网安全的故障防御体系提出更完善手段。”国网湖南电力调控中心继电保护处副处长李振文说。当发生极端严重故障且第一、二道防线无法维持电网同步稳定时，传统减载装置会按设定比例切除负荷馈线。但这种方式在分布式光伏大量接入后，遇到了两个新问题：光伏大发时，预先设定的馈线实际负荷变小，按设定比例切负荷会导致切荷量不足；原有装置无法识别潮流方向，会连同光伏发电一并切除，等于切除了“电源”，反而加剧系统失衡。国网湖南电力试点构建低频低压精准减载模式，能自动识别每条线路是负荷为主还是电源为主，确保只切除真正的负荷馈线；此外在调度侧建设第三道防线在线监测与控制主站，实时监测负荷和光伏发电出力变化，并远程投入相应装置出口，确保可切负荷满足电网稳定运行要求。
近年来，公司持续加强大电网安全的故障防御体系机理研究，形成不依赖电源特性的保护新原理体系，在六大区域电网建成扩展频率防线核心功能；构网型技术实现多场景试点应用，有效提升末端电网保供和负荷中心电压支撑能力；网络安全防护体系更加完善，电力监控系统可信验证、运维网关覆盖率达100%。
一个安全可靠的电力系统，其理想状态是电压、频率参数“平稳”，发电、用电电力“平衡”。在传统电力系统中，电网通常利用同步发电机的“惯性”来“稳定”电网各项参数。
越来越多的新能源电源接入电网后，从前的“惯性”正在被打破。以黑龙江电网为例，当前，黑龙江新能源发展不断向高纬度地区、偏远地区扩展。“高纬度地区、偏远地区通常电网相对薄弱，大量新能源电源接入后，系统稳定物理基础持续削弱，常规跟网型新能源设备难以应对电网故障带来的扰动，不仅会影响电力系统安全稳定运行，同时也制约新能源发电能力的释放。”国网黑龙江电力调控中心系统运行处处长魏晓强说。为破解这一难题，国网黑龙江电力开展构网型设备仿真分析，摸清构网型设备的“脾气秉性”，促进构网型设备与电网协调运行。
从系统认知到故障防御，新技术、新手段的应用让电网状态更加稳定，进而给电网安全运行增加更多的确定性。
高效协同，支撑电力保供和能源转型
一度电，可能来自戈壁滩上的光伏板，也可能来自大山深处的风机，还可能从城市屋顶的分布式光伏发出。它可能被储能电池先“存”起来，也可能被虚拟电厂“聚”起来参与市场交易。
管好每一度电，对调度体系提出更高要求：能源平衡方面，需重构全要素能源配置方式，以市场化手段实现平衡；主配协同方面，需构建主配一体化管控体系，实现大电网与配电网高效协同运行。
保障电力安全可靠供应是公司的首要责任。2025年7月、8月，我国全社会用电量连续两个月突破万亿千瓦时大关。公司依托国家煤电油气运保障工作部际协调机制，与发电企业共同努力，加强一次能源统筹协调，同时深化新能源预测等技术手段应用，开展水风光优化调度，加强抽水蓄能、新型储能等调节资源调用，充分发挥全网余缺互济和灵活交易作用，度夏期间省间现货最大互济电力1432万千瓦，精准驰援四川、重庆等20余个省份。
作为水电大省，四川水电装机规模超1亿千瓦，占我国水电装机总量的20%以上。国网四川电力持续完善水电保供能力量化评价体系，提出“全网水库蓄水保供天数”核心指标，以量化手段精准衡量水电大省在复杂保供场景下水库蓄能供电支撑能力，为保供风险预警、运行优化与蓄水策略制订提供依据。
“新型调度体系的建设实现了两大转变：一是从‘经验驱动调度’向‘数字智能调度’和‘市场驱动调度’转变，提升调度决策的科学性和精准度；二是从‘局部单点调控’向‘全域协同调控’转变，实现全网优化协同。水库蓄水保供天数量化指标的不断完善，正是我们探索建设新型调度体系的举措，为统筹做好电力保供与清洁能源消纳提供更有力支撑。”国网四川电力调控中心副主任周剑说。
随着新型电力系统建设加快推进，在能源平衡运行体系建设中，单靠一个省的资源禀赋和调节力量远远不够，需要市场化资源配置机制、政企协同机制的不断完善及电力精益平衡体系的深化应用。
西北地区是我国重要的能源基地，西北电网是“西电东送”主要的送端电网。截至4月底，西北电网新能源发电装机规模达4.2亿千瓦，占比达60%。国网西北分部首创“沙戈荒”直流控制区调度新模式。在控制区内，配套火电机组通过跟踪新能源出力进行调节，在配套新能源大发时，会及时压降出力，确保新能源“能发尽发”，同时配套火电、储能可通过调度控制，服务新能源最大化消纳利用，保障控制区平衡，实现直流稳送多送。
目前，公司基本建成市场化资源配置机制，省间和5个省级电力现货市场转入正式运行，18个省份实现连续结算试运行，省间市场实现“国网+南网+蒙西”跨经营区交易；基本建成电力精益平衡体系，在重点地区部署水能优化利用平台，建立小时级跨区错峰互济机制，通过小时级互济将西北等区域的富余电力送至平衡重点地区，提升电网配置能力和系统调节能力。
确保能源平衡的同时，主配协同措施也在加快落地。公司逐步健全配网调度管理体系，构建主配网方式、计划、应急等核心业务协同机制，推广建设主配一体调度控制系统。公司各单位开展了一系列实践，使新型调度体系在支撑新型电力系统构建中发挥更大作用。
国网山东电力创新研发低压分布式光伏逆变器“一发双收”采集控制装置，满足用户实时监测和电网秒级调控双重需求。国网江苏电力依托“省调—地调—聚合商—终端”四级控制架构，实现省调自动发电控制、地调有功协调控制、低压分散可调资源协同联动、精准调控。国网浙江电力将主网风险评估方法论系统性地延伸至配电网，构建配电网风险管控模式，实现风险管控穿透至用户。国网福建电力构建主配一体协同控制体系，贯通实时运行数据，实现主配网计划检修“一停多用”。
随着新能源发电装机占比不断提升，电网调度的控制复杂度更高、生产联动性更紧、时间响应要求更快。新型调度体系建设中的每一次技术升级、机制创新、模式优化，都是在应对每一次复杂的供需变化，保障电力安全可靠供应，为构建新型电力系统、推动能源绿色低碳转型提供更坚强有力的支撑。
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