舒印彪、沈国荣等六大院士集体解读新型电力系统行动方案

习近平总书记强调，能源保障和安全事关国计民生，是须臾不可忽视的“国之大者”。党中央提出“双碳”目标以来，各行各业迅速行动，积极推动建设清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，电力系统生产结构、运行机理、功能形态等发生深刻复杂变化，面临电力保供与系统稳定两大安全挑战。一方面，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，新能源出力“靠天吃饭”，对电力保障支撑能力弱，同时未来较长一段时期内电力消费仍将刚性增长，负荷特性由刚性、纯消费型向柔性、生产与消费兼具型转变，发电和负荷随机性、波动性增强，电力供需形势日趋复杂，供应安全面临长期压力。另一方面，新能源、直流等大量替代常规机组，电动汽车、分布式能源、储能等交互式用能设备广泛应用，电力系统呈现高比例可再生能源、高比例电力电子设备的“双高”特征，系统转动惯量和支撑能力下降，抗扰动能力弱，故障特性和连锁反应更加复杂，系统安全运行面临挑战。

从电网侧看，要优化加强主网架，打造清洁能源优化配置平台。

从电源侧看，要提升新主体涉网性能，提高对系统稳定运行的支撑能力。

从新技术看，要推进构网型技术应用，提升系统整体安全效率水平。

沙戈荒风光基地大都分布在远离主网的无人区或少人区，本地支撑较为薄弱；受端负荷中心多直流馈入替代同步发电机，常规电源装机不足，“空心化”问题突出，系统调频和动态无功支撑能力减弱。构网型技术对于电网送端“沙戈荒”高比例新能源地区、受端“空心化”地区均有广泛的应用需求。《行动方案》提出要针对系统运行需求应用构网型控制技术，提升电网支撑能力的总体要求。一方面要因地制宜配置构网型设备。构网型设备控制策略与参数的灵活性使其可以适用于多场景稳定问题。要明确不同地区电网运行的主要矛盾，在沙戈荒等高比例新能源外送地区可配置构网型技术设备抑制暂态过电压，在负荷中心可配置构网型技术设备提升系统短路容量，在弱交流电网可试点配置构网型设备提升保供能力和有功快速调节能力。另一方面要加强对构网型设备的技术风险管控。构网型设备各厂家性能差异大，设备与系统间不协调可能存在弱阻尼振荡等稳定运行风险。要积极、稳妥地推动构网型技术试点落地应用，依据实际应用效果，加快推动一批构网型设备技术标准，规范构网型设备支撑能力要求。此外，要完善支持构网型技术应用的机制建设。目前，构网型技术快速发展，但相关配套机制较为滞后。要进一步健全适应构网型技术主体开展交易和调度的基本规范，完善电力辅助服务市场产品体系、准入条件、交易方式和补偿标准，体现构网型技术主动支撑电网电压、频率、功角稳定和新能源配置消纳的多维度价值。

从负荷侧看，要持续提升电能质量，适应新型负荷的随机性波动性。

总的来看，《行动方案》对加快推动新型电力系统稳定保障工作作出了系统部署，提出的各项行动举措务实有力，为实现我国能源加速转型背景下电力系统安全稳定运行奠定了坚实基础。

2023年，中央深改委第二次会议审议通过《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》，提出加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，强调优化电网调度管理，发挥电网企业平台作用。近期，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局印发了《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（以下简称《行动方案》），对智慧化调度体系建设进行部署，对提升智慧化调度能力和保障新型电力系统安全、经济、高效运行具有重要的作用。

一、电力系统深刻变化，亟需调度智慧升级

在传统电力系统向新型电力系统转型升级的过程中，电源构成、电网形态、负荷特性发生持续而深刻的变化，对电网运行产生深远影响。电源构成由以化石能源发电为主导，向大规模可再生能源发电为主转变，“十四五”以来，我国新能源装机大幅增长，沙戈荒大型风光基地和分布式新能源快速发展，系统潮流波动性、不确定性大幅增加。电网形态由“输配用”单向逐级输电电网向多元双向混合层次结构网络转变，大电网送受端、交直流、高低压电网耦合更加紧密，一次系统和二次系统运行方式更加复杂。负荷特性由刚性、纯消费型，向柔性、产消型转变，各类新型并网主体不断涌现，负荷尖峰化、配电网有源化特征明显。

二、适应新业态发展，推动调度管理创新

分布式新能源、新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商等各类新业态不断涌现、快速发展，成为调度管理创新的重点领域。《行动方案》明确提出要创新主配微网协同的有源配电网调度模式。要深化各类新业态研究，推动健全并网技术标准、调度管理规范和市场交易机制，强化分布式资源管控能力。适应配电网有源化特征，健全主配网稳定管理、电力平衡、故障处置等调度核心业务统筹协调机制，实现大电网和配电网高效协同运行、资源统一调配，提升配电网层面就地平衡能力和对主网的主动支撑能力。

三、适应新技术发展，加强调度技术创新

调度是技术密集型专业，在新型电力系统构建过程中面临电网特性精准认知、海量异构资源协同控制、新型复杂故障防御等多项技术难题。同时，“大云物移智链”等先进信息通信技术快速发展，也为调控技术数字化智能化发展提供了宝贵的机遇。《行动方案》强调要加强研究调度关键技术等内容，加快新型调度控制技术应用。一方面，要推动调控领域科技攻关，强化前瞻性基础理论研究，攻克新型电力系统稳定运行机理。深化关键技术研究，做好电磁暂态仿真、新型主体安全控制、多层级平衡模式构建、煤电与新能源发电协调、新能源与负荷预测、未来态分析决策等重点科技攻关与试点应用，提升电网运行控制能力。另一方面，要推动调度技术装备升级换代，推动电力技术与先进信息通信技术融合，构建全景感知、全网监视、全局分析、智能决策、协同控制、主配一体的新型电网调度控制系统，健全“光纤专网+无线虚拟专网+HPLC”配电通信网络，提高电力系统运行控制数字化智能化水平，推动配电网可观、可测、可控、可调，支撑海量分布式电源、可调节负荷、新型储能等调控需求。

为深入贯彻落实习近平总书记关于构建新型电力系统的重要指示精神，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（以下简称《行动方案》）。随着风电和光伏快速发展，今年年底新能源将成为我国第一大电源。但是，随着新能源渗透率的不断提升，当前电力系统“双高”（高比例可再生能源、高比例电力电子设备）特性明显，新能源的调频、调压等主动支撑能力还不足，亟需统筹好发展和安全，开展新能源系统友好性能提升行动，推动新能源有效承担系统安全和调节责任，助力新型电力系统建设。

一、打造一批系统友好型新能源电站

随着新能源渗透率的不断提升，当前电力系统“双高”（高比例可再生能源、高比例电力电子设备）特性明显，造成电源主动支撑能力不足、系统惯量降低、调控难度增大、暂态稳定电压失稳、电力平衡保障和源荷不确定性加剧以及宽频振荡等系统性问题。

二、推动实施一批算力与电力协同项目

在算力电力协同规划运行方面，《行动方案》从三个方面明确了工作要求：一是统筹数据中心发展需求和新能源资源禀赋，科学整合源荷储资源，开展算力、电力基础设施协同规划布局。二是整合调节资源，提升算力与电力协同运行水平，提高数据中心绿电占比，降低电网保障容量需求。三是探索光热发电与风电、光伏发电联营的绿电稳定供应模式。

在资源利用与聚合交易方面，《行动方案》从两个方面明确了工作要求：一是探索新能源就近供电、聚合交易、就地消纳的“绿电聚合供应”模式。二是加强数据中心余热资源回收利用，满足周边地区用热需求。

《行动方案》提出要统筹数据中心需求和电网资源，提前规划布局算力与电力协同项目，为数据中心绿色低碳发展提供了重要参考。数据中心作为国家节能降碳管控重点，是落实“双碳”目标和能耗双控要求的重要环节。算力与电力协同发展，需要加强数据中心时间、空间分布特性以及用电结构变化规律分析，超前研判数据中心参与源网荷储一体化、新能源直供电方式，引导数据中心通过电力市场提升绿电占比。

三、加快建设一批智能微电网项目

在智能微电网应用场景方面，《行动方案》从两个方面明确了工作要求：一是在电网末端和大电网未覆盖区域建设智能微电网，面向高原、海岛、边远地区、无电地区等场景，通过发挥本地能源资源禀赋，就近满足负荷需求。二是在新能源资源条件好的地区建设智能微电网，面向新能源富集乡村、高比例新能源园区及县域等场景，提升分布式新能源的接入和消纳能力。

在智能微电网建设模式方面，《行动方案》从两个方面明确了工作要求：一是针对偏远地区建设应用的智能微电网，重点采用风光储互补模式，提升当地电力供应水平和可靠性。二是针对新能源富集地区建设应用的智能微电网，重点采用源网荷储协同模式，提升自调峰、自平衡能力与新能源自发自用比例，支持新业态新模式发展。

《行动方案》提出要结合应用场景，因地制宜建设智能微电网项目，为智能微电网发展提供了重要参考。智能微电网是实现源网荷储一体化的先进技术手段，是支撑新型电力系统构建的重要电网形态。发展建设智能微电网，需要统筹好保供促安和降碳增绿两方面因素，提升偏远地区的供电可靠水平，促进智能微电网与大电网友好互动。

统筹推进新一代煤电转型升级加快构建新型电力系统

煤电是我国电力系统的重要组成部分，发挥了保电力、保电量、保调节的关键作用。坚持先立后破，统筹推进存量和增量煤电转型升级，推动煤电功能定位转变，是提升煤炭清洁高效利用水平、加快构建新型电力系统的重要任务，是统筹实现“双碳”目标与保障能源安全的必由之路，是夯实中国式现代化能源保障基础的关键举措。推动新一代煤电转型升级需要强化以下五个方面的认识：

一是充分认识煤电在积极稳妥推进碳达峰碳中和进程的战略价值。

考虑我国以煤为主的资源禀赋和目前大量优质存量煤电机组的现状，在中长期电力需求持续增长的总体趋势下，煤电在电力安全保供、规模化降碳减碳、支撑新能源发展等方面中仍将发挥举足轻重的作用。我国现存煤电中约有6亿～7亿千瓦高参数、大容量、低排放煤电机组资产，且我国煤电平均服役期仅为15年，是我国电力系统保持安全稳定运行、实现电力电量平衡、提供系统调节能力的“压舱石”，在新能源尚未对传统能源实现安全可靠替代之前，要用好用足这些战略性资源，有序开展煤电机组清洁低碳化发展，积极稳妥推进碳达峰碳中和。综合中国科学院、中国工程院、国家电网、中石油等多家权威科研机构研判，到2060年碳中和期，煤电装机容量仍要保留4亿千瓦以上，才能满足能源电力保供需求。

二是着力推动煤电向基础性、支撑性、调节性电源转型。

由于风光等新能源发电具有间歇性和波动性，电动汽车、分布式储能等新型用能形式的广泛接入，以及降温采暖负荷占比逐步提升，源荷特性的变化客观上需要电力系统具备更多的调节性资源，为电力系统提供更加充裕的调节能力。煤电是我国技术相对成熟、成本相对较低、功能较为全面的常规电源，面向构建新型电力系统的现实要求，煤电在夯实电力保供基础的同时，还需进一步向支撑性调节性电源定位转型，对快速变负荷、深度调峰、启停调峰等功能特性提出了更高要求，平常时段为新能源发电让出发电空间、风光低出力与负荷高峰时段顶峰出力，支撑新能源高质量发展。

三是加快煤电清洁低碳运行技术攻关。

要实现煤电清洁高效利用，采取零碳或低碳燃料掺烧、碳捕集利用与封存（CCUS）等低碳技术是可行的路径选择。通过技术攻关，在常规煤电机组中探索掺烧氨、生物质等，替代部分电煤消耗，可以有效降低煤电机组碳排放水平。CCUS是目前实现大规模化石能源零排放利用的主要技术选择之一，若CCUS不能实现技术突破和规模化商业应用，从经济性角度看，2060年电力行业双碳转型成本将增加约7%-10%。这迫切要求抓住碳达峰之前的关键窗口期，全力攻克煤电CCUS技术面临的能耗高、成本高、基础设施建设滞后等技术难题，同时加快布局一些前瞻性、颠覆性的未来CCUS技术，实现二氧化碳的低能耗捕集，为实现碳中和目标提供支撑保障。

四是积极有序提升煤电灵活高效运行水平。

虽然我国大容量先进煤电机组额定工况效率全球领先，但低负荷率下供电煤耗比额定工况大幅增加，机组安全性和寿命也受到影响，相应地增加了碳排放。因此，为支撑新型电力系统建设，需统筹考虑煤电经济运行水平和灵活高效运行技术攻关，因厂制宜、因机制宜，积极有序推动煤电机组开展宽负荷高效调节能力建设、提升深度调峰和快速爬坡水平。值得注意的是，新一代煤电技术的突破，不仅关注传统的调峰能力提升，还需要同步确保煤电机组调频、转动惯量、爬坡、备用等特性不劣化，甚至还应着重加强，煤电改造升级应向着不断与新型电力系统构建相适应的方向发展。

五是完善新一代煤电转型升级的配套保障机制。

推动煤电转型升级涉及从科技创新到应用示范，再到产业发展的全链条，具有时间紧、任务重、难度大的特点，对组织管理、研发能力、资源配置均有很高要求，配套保障机制尤为重要。在技术研发阶段，充分发挥新型举国体制的制度优势，成立国家实验室、全国重点实验室、煤电龙头企业、重点高校和科研机构联合组成的创新联合体，加大煤电转型升级科技创新人才培养力度，持续强化新一代煤电技术联合攻关能力；在示范应用和推广阶段，要鼓励示范验证所在地区制定细化首台（套）重大技术装备支持政策，推动新一代煤电设计及设备选型等标准体系建设，推动技术标准化以及标准国际化，持续提升我国在煤电清洁高效利用技术领域的国际先进性。

加快行动方案落实

助力配电网高质量发展

中国工程院院士 王成山

配电网覆盖城乡区域，连接千家万户，是现代经济社会的重要基础设施和新型电力系统的重要组成部分，在落实国家战略部署、保障经济社会发展、服务改善民生、推动能源转型等方面，发挥着“主战场”“主力军”作用。随着中国式现代化深入推进，一方面，电力对经济社会高质量发展的基础支撑作用愈发突出，对人民群众从“用上电”到“用好电”的保障作用愈发凸显。另一方面，分布式新能源规模化接入配电网，新型用能形式不断涌现，新业态蓬勃发展，多元主体灵活互动、与电网友好交互需求日益高涨。这些都要求持续提高配电网供电充裕度及可靠性，加快提高配电网承载力和灵活性。

一、《行动方案》的出台意义重大

近日，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局发布了《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（以下简称《行动方案》），明确了近3年的配电网高质量发展行动任务，提出了组织编制配电网建设改造实施方案、健全配电网全过程管理、制定修订一批配电网标准、建立配电网发展指标评价体系等系列行动计划，力求用3年时间推动配电网高质量发展取得实效。

从专项行动任务可以看出，《行动方案》很好地衔接了今年年初国家发展改革委、国家能源局印发的《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》（简称《指导意见》），进一步明确了当前阶段配电网高质量发展的路线图。一是编制实施方案，提出围绕供电能力、抗灾能力和承载能力提升，开展配电网发展实施方案编制，明确配电网建设改造的工作目标、任务举措、项目安排、资金保障等内容，加强顶层设计，强化规划统筹，确保《指导意见》目标任务的细化分解和落实到位。二是健全全过程管理，提出开展新能源接网影响分析，建立可开放容量发布和预警机制，可接入充电设施容量研究等措施，通过技术机制的完善，针对性提升新能源、电动汽车充电设施接网能力，最大效度发挥配电网的承载能力。三是制修订技术标准，提出对现有配电网技术标准进行全面梳理，按照“推动修订、加快制定、深入研究”分类形成配电网标准清单，推动构建系统完备、科学规范、安全可靠的配电网标准体系。四是建立评价体系，提出开展规划建设、运维管理、电能质量、投资效益等环节的指标设计，探索构建体现新型配电系统特征的配电网高质量发展评价指标体系，以此实现对各层级新型配电系统发展水平的客观反映，全面支撑新型能源体系和新型电力系统建设。

二、抓好“补短板、提能力、明原则”重点任务

为落实好《行动方案》，需要做到以下几点：一是补短板。目前，局部地区配电网结构仍相对薄弱，部分设备老旧、设防标准不足，无法满足民生供电保障要求，需要针对薄弱环节开展配电网补强工作，提高配电网建设改造和防灾抗灾设防标准，以应对越来越高的安全保供需求。二是提能力。随着“碳达峰、碳中和”进程加速推进，新要素新形态的蓬勃发展与规模化接入需求，要求加快提高配电网承载力和灵活性，提升配电网对分布式新能源、新型用能形式和智能微电网等新业态的接纳、配置和调控能力，更好满足即插即用、灵活互动需求。三是明原则。新形势下，现有配电网建设改造原则已不能适应配电网高质量发展的迫切需求。一方面，需要研究现存配电网建设改造技术原则对日益提升的保供和转型要求的适应性，及时修订供电区域划分、供电安全准则、目标网架、设备选型等标准要求，着力提升安全性能。另一方面，需要健全分布式新能源、新型储能、智能微电网、虚拟电厂等主体并网、调度、运维、交易各环节要求，着力提升并网性能。

三、完善市场与价格配套体制机制

配电网高质量发展需要有利的政策环境与相适应的体制机制。一是需要以市场化方式推进新元素与配电网协调发展。通过突出电力市场化改革对能源供需平衡的作用，减少制约新兴主体发展的各类障碍和隐性壁垒，进一步推动电力市场经营主体向多元化过渡，为各类新元素创造良好的市场环境，支持分布式新能源、新型储能、电动汽车和微电网等新兴经营主体独立平等参与电力交易。二是完善电价机制，进一步推动新领域低碳转型。通过优化完善终端用户分时电价、灵活性调节电源电价以及输配电价等电价制度，充分利用经济导向信号，引导用户用电行为和配电网经营行为，调动各方投资建设新型储能、充电设施、虚拟电厂等新业态的积极性并取得合理收益，进一步推动新型领域的绿色低碳转型。

总的来看，《行动方案》与《指导意见》相关要求相辅相成，明确了配电网近、中、远期发展目标，对加快推进新型电力系统建设有关工作作出了系统部署，提出的配电网高质量发展各项行动举措务实有力，将为积极推进中国式现代化建设、实现碳达峰碳中和目标、促进经济社会发展全面绿色转型奠定坚实基础。

实施大规模高比例新能源外送攻坚行动

加快构建新型电力系统

中国工程院院士 汤广福

党的二十大报告和二十届三中全会提出“深入推进能源革命”“加快规划建设新型能源体系”。规划建设新型能源体系、加快构建新型电力系统的重点就是大力发展新能源。我国新能源资源主要分布在西部、北部地区，推进大规模高比例新能源开发外送，是落实“双碳”目标任务、促进能源电力绿色低碳转型的有效途径，是加快建设新型电力系统和新型能源体系的关键举措，是推动全国清洁能源资源优化配置、保障中长期电力供应的必然选择。目前，我国已建成投运“19交20直”特高压交直流输电工程，“西电东送”输电能力超过3亿千瓦、累计送电超过3万亿千瓦时，有效支撑了中东部地区约1/5的用电需求。为支撑西部、北部清洁能源基地开发外送，国家“十四五”规划再建设一批跨区输电通道，这些输电通道大多起点于沙漠戈壁荒漠地区，送端近区电网支撑薄弱、受端电网“空心化”严重，特别是随着输送新能源比例的提高，输电通道安全稳定运行和高效利用面临多重挑战，对先进技术要求迫切。

国家发展改革委、国家能源局、国家数据局印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（以下简称《行动方案》），实施大规模高比例新能源外送攻坚行动，以提升输电通道新能源电量占比为重点，提出提高在运输电通道新能源电量占比和开展新增输电通道先进技术应用两项重大任务，并明确了重点措施，准确把握了大规模高比例新能源外送的趋势任务、发展需求和技术背景，强存量、优增量，具有重要的实践指导意义。

要优化电源配置，提升在运输电通道新能源电量占比。

在运输电通道配套电源以常规电源为主，支撑调节能力充沛，新能源接纳空间大。同时，在运输电通道送受端通常接入强交流系统，电网安全稳定水平高，部分通道具备网汇新能源外送的条件。要高度关注在运输电通道输送新能源的适应性，一是要加强支撑能力建设，一方面新能源开发宜靠近送端换流站和火电、水电等其他配套电源，以利于打捆送出，另一方面要加强抽水蓄能、新型储能等调节支撑资源配置。二是要提升常规直流技术性能。常规直流技术不能频繁调节功率，主要受制于换流变压器分接开关和交流滤波器的动作次数限制，应加强直流控制策略优化研究，提升输送新能源适应性。三是要保障在运通道保供能力。重视配套新能源占比提升对受端电力保供的影响，推动送受端就通道功能定位和电力支撑能力取得一致。我国部分在运通道投产已达20年，逐步达到改造年限，可以借助改造，加强新技术应用，有效解决常规直流换相失败问题。

要采用先进技术，提升新建输电通道新能源电量比例。

新建输电通道均采用“三位一体”开发模式，要求输电通道、配套煤电、新能源同步规划、有序建设、同步投产。“十四五”规划输电通道大多起点于沙漠戈壁荒漠地区，送端电网支撑能力弱，特别是通道配套支撑性煤电面临进一步减少的趋势，需要依靠输电技术进步提高通道运行安全性。同时，我国在特高压交直流输电技术、大容量IGBT器件和换流阀、IGCT技术、先进储能技术、低频输电技术、CCUS等先进发电技术、构网型控制技术等方面不断取得突破，为大规模新能源基地开发外送提供了坚实技术支撑。从输电装备看，传统常规直流对系统支撑要求高，存在送端暂态过电压越限、受端电压稳定、多回直流同时换相失败等难题，需要研发特高压大容量柔性直流输电技术，支撑送端大规模新能源接入和受端潮流可靠疏散；改进常规直流输电技术，采用可控换相换流阀（CLCC）等先进技术；结合柔性直流输电具备孤岛运行能力的特点，考虑在远离主网的沙戈荒工程中探索多端直流孤岛运行的技术。超前研究低频输电、嵌入式直流等先进输电技术，扩充进一步提升输送新能源规模的技术储备。加强新能源和外送通道协同设计，超前示范应用直流组网技术。从发电装备看，要进一步挖掘配套煤电的调节支撑能力，实现配套煤电的调峰深度，采用CCUS等先进技术提高煤电清洁性；积极采用构网型技术改造新能源发电和储能，提高各类设备的涉网性能和主动支撑能力；研究长时大容量储能技术，提升对新能源的跨时段、跨季节、大幅度调节；研究藏东南等高海拔地区清洁能源基地构建技术，提出适应于多端直流送出拓扑结构的水光储多能互补联合配置方案，采用水资源上下游协同、跨流域水资源互补及水光跨区域一体化调度、水电机组调相技术等提高水电支撑能力。

要加强送受端协调，发挥机制保障作用，切实保障输电通道输送新能源能力。

输电通道输电能力特别是输送新能源能力的提升，涉及送端电源结构、系统支撑，受端接受和消纳能力，是多利益主体共同参与的复杂问题。为提升输电通道新能源电量占比，一是送端新端源开发与建设遵从规划。做好新能源基地合理布局，配套电源分布应尽量相对集中，与直流通道规划建设时序匹配，确保网源协调。配套储能和分布式调相机等支撑资源按需配置。二是持续优化送受端电网结构，提升网络承载能力。送端多直流接入电网要加强直流分群研究，减少直流相互影响，提升直流和新能源承载力。受端电网要解决负荷中心“空心化”和关键断面卡口问题，确保直流通道建成后发挥预期作用。三是建立政策支撑和市场保障措施，提高通道参与各方积极性。完善电力市场机制，明确各类主体权责，有效疏导分摊基地开发、建设及运营成本。建立适应新能源供给消纳体系的新能源消纳和外送通道利用效率考核机制，促进基地可持续发展。通过政策和市场措施保障电源企业建设配套煤电、储能和分布式调相机的投资回收。

当前，西部沙漠戈壁荒漠和西南清洁能源基地特高压输电通道正在加快规划建设，输电通道涉及的电网、电源等主体要认真贯彻落实《行动方案》，实施好大规模高比例新能源外送攻坚行动，以技术创新为引领，全面提升输电通道新能源电量占比，为能源清洁低碳转型和“双碳”目标实现发挥积极作用。