2025 双碳背景下智能电网行业助力双碳实现研究报告

一、引言双碳目标引领能源革命，智能电网成转型核心引擎演讲人目录01/02/引言双碳目标引领能源革双碳目标下能源系统转型的命，智能电网成转型核心引核心要求智能电网的“使擎命坐标”03/04/当前智能电网发展面临的挑柔性输电技术突破电网战技术、机制与市场的“物理瓶颈”“三重门”05/06/投资需求大与回报周期长的典型案例分析国内外智能矛盾电网助力双碳的实践经验07/08/完善顶层设计，明确发展路结论智能电网是双碳目标径实现的“关键引擎”2025双碳背景下智能电网行业助力双碳实现研究报告引言双碳目标引领能源革命，智能电网成转型核心引擎双碳目标的战略意义从全球共识到中国行动2020年9月，习近平总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论上提出“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”这一目标不仅是我国应对全球气候变化的庄严承诺，更是推动经济结构转型、实现高质量发展的内在要求根据《2025年中国碳达峰碳中和进展报告》，当前我国能源消费中，煤炭占比仍超过56%，电力行业作为能源消耗和碳排放的重点领域，其绿色转型直接关系到双碳目标的实现进度能源系统转型的迫切需求从“源随荷动”到“多能协同”传统电力系统以化石能源为核心，呈现“单向传输、被动响应”特征，难以适应新能源大规模并网、用户需求多元化的新趋势双碳目标下，我国可再生能源装机容量计划在2030年突破12亿千瓦，2060年实现全面清洁化，这要求电力系统必须向“源网荷储一体化、多能流协同化、运行智能化”转型而智能电网作为能源转型的“神经中枢”，通过融合数字技术、储能技术、控制技术，能够实现电力系统各环节的高效协同，成为连接新能源、用户与传统电网的关键纽带本报告的研究价值为行业实践提供系统性指引当前，智能电网行业正处于技术迭代与市场拓展的关键期，但在实际应用中，仍面临技术瓶颈、机制障碍、标准缺失等挑战本报告立足2025年双碳目标深化推进的背景，结合国内外行业实践，从技术价值、实施路径、挑战与对策等维度展开分析，旨在为电力企业、设备制造商、政策制定者提供清晰的发展思路，推动智能电网在双碳征程中发挥更大作用双碳目标下能源系统转型的核心要求智能电网的“使命坐标”能源结构转型从“煤电主导”到“多能互补”双碳目标下，能源结构需实现“非化石能源占比2030年达到25%、2060年接近100%”的跨越这要求电力系统必须打破传统“煤电为基、水电为补充”的格局，构建“风光水火储一体化、多能互补”的新型能源体系据《中国可再生能源发展报告2025》，2024年我国风电、光伏装机容量已达

12.6亿千瓦，占总装机的48%，但新能源的波动性（如风电出力日波动达30%以上）、间歇性（如光伏出力受天气影响大）给电网消纳带来巨大压力智能电网通过“源网荷储协同调控”，能够提升新能源消纳能力，为能源结构转型提供技术支撑电力系统升级从“被动运行”到“主动交互”传统电网以“源随荷动”为核心，用户仅作为电力消耗者，缺乏与电网的互动能力双碳目标下，用户侧将从“电力负荷”转变为“虚拟电厂”，成为调节电力供需的重要资源例如，工业企业可通过错峰用电降低负荷峰谷差，居民用户可参与需求响应获取收益，商业建筑可通过智能控制优化空调、照明等能耗智能电网通过“需求侧响应平台”，能够实现用户与电网的实时交互，将分散的用户资源聚合为可调节的“虚拟电源”，提升系统运行效率电网安全韧性从“单一保障”到“多元防御”随着新能源、储能、电动汽车等多元化主体接入，电网面临电压稳定、频率波动、短路电流超标等新风险双碳目标要求电网具备“高可靠性、高灵活性、高韧性”特征，不仅要保障电力安全供应，还要应对极端天气、网络攻击等突发情况智能电网通过“数字孪生、广域测量、柔性控制”等技术，能够实时监测电网状态，快速响应故障，提升系统抵御风险的能力例如，2024年江苏遭遇台风“海燕”，智能电网通过实时负荷预测和自动控制，将停电时间缩短60%，保障了关键用户供电

三、智能电网助力双碳的核心价值与技术基础从“功能实现”到“价值创造”核心价值一提升新能源消纳能力，推动能源结构清洁化新能源并网是双碳目标实现的关键，但“弃风弃光”问题长期制约其发展2024年，我国弃风率为

3.2%，弃光率为

2.8%，直接导致能源浪费和碳排放增加智能电网通过以下技术提升消纳能力精准预测与调度基于大数据和AI算法，实现风电、光伏出力的超短期（分钟级）、短期（日级）预测，误差率从传统的15%降至5%以内，为电网调度提供科学依据例如，国家电网“新能源云平台”2024年通过高精度预测，将弃风弃光率降至

1.5%以下，相当于年减少碳排放约8000万吨多能协同与储能支撑通过“风光储一体化”“源网荷储协同”模式，将新能源与储能、传统电源灵活组合，平抑出力波动如张北柔直工程（±500千伏）通过配置200万千瓦/400万千瓦时储能，实现了400万千瓦风光的稳定外送，每年可减少标煤消耗约1200万吨，减排二氧化碳约3000万吨核心价值一提升新能源消纳能力，推动能源结构清洁化跨区域互联与市场交易依托特高压和智能电网调度系统，打破区域壁垒，实现新能源跨省跨区消纳2024年，我国新能源跨省输送电量达3500亿千瓦时，同比增长28%，相当于减少本地煤电装机约5000万千瓦核心价值二优化能源利用效率，降低单位GDP碳排放能效提升是双碳目标的重要抓手，智能电网通过“全链条能效管理”，从发电、输电、配电到用电各环节降低能耗输电环节降损智能电网通过状态监测、无功补偿、柔性输电等技术，降低线路损耗2024年，我国输电线路损耗率降至

5.8%，较2020年下降

0.5个百分点，相当于年减少碳排放约2000万吨配电环节智能化通过智能电表、配电自动化系统，实现配电网“可观、可控、可调节”例如，上海浦东区智能配电网覆盖率达100%，通过实时负荷调控，配变负载率提升15%，线损率下降2个百分点，年节电约

1.2亿千瓦时用户侧能效优化智能家电、智能建筑、智能交通等终端设备接入电网，通过AI算法实现能耗优化如某工业园区通过智能用电管理系统，引导企业错峰生产，峰谷负荷差降低30%，年减少电费支出超5000万元，同时减少碳排放约

1.5万吨核心价值三激活需求侧资源，构建“源荷互动”新格局双碳目标下，需求侧不再是被动负荷，而是可调节的“主动资源”智能电网通过“需求响应”机制，将分散的用户资源转化为系统调节能力需求响应模式创新从“电价激励”到“市场化交易”，需求响应从单一的峰谷电价引导，发展为“可中断负荷、可调节负荷、分布式资源聚合”的多元模式2024年，我国需求响应资源规模达

1.2亿千瓦，相当于新增了一座“虚拟电厂”，为电网调峰填谷提供支撑虚拟电厂技术应用通过聚合分布式光伏、储能、电动汽车、工业可调负荷等资源，形成“虚拟电厂”参与电网运行例如，浙江“虚拟电厂联盟”2024年通过聚合10万户居民用户和50家企业，实现了50万千瓦可调节负荷的实时响应，为电网提供调峰服务，用户年均收益增加约300元核心价值三激活需求侧资源，构建“源荷互动”新格局电动汽车与电网互动（V2G）电动汽车作为移动储能单元，通过V2G技术实现与电网的双向互动2024年，我国V2G充电桩装机达50万台，通过引导电动汽车在电网低谷时段充电、高峰时段放电，年可减少电网调峰煤电使用约2000万千瓦时，减排二氧化碳约5000吨

四、智能电网助力双碳的关键路径与实践从“技术落地”到“模式创新”路径一构建新能源友好型电网架构，夯实双碳基础电网升级从“强送端”到“智能枢纽”传统电网以“送端电网”为主，难以适应新能源分布式接入的需求智能电网通过“配电网智能化改造+分布式电源接入优化”，提升电网接纳新能源的能力例如，福建“沿海风光储一体化示范工程”通过建设智能配电网，将分布式光伏、海上风电接入配电网，配变容量利用率提升25%，实现了10万千瓦新能源的就近消纳，减少了输电损耗多能互补打破“单一能源”边界多能互补是提升能源系统效率的重要路径，智能电网通过“源网荷储一体化”规划，实现电、热、冷、气等多种能源的协同优化如青海“共和盆地多能互补示范项目”，整合光伏、风电、地热、储能资源，构建“风光储+地热供暖”系统，2024年为周边5万户居民提供清洁供暖，年减排二氧化碳约10万吨路径一构建新能源友好型电网架构，夯实双碳基础储能协同构建“电网友好”的储能体系储能是平抑新能源波动的关键技术，智能电网通过“电化学储能+抽水蓄能+飞轮储能”的多技术路线协同，提升系统灵活性2024年，我国储能装机达6000万千瓦，其中智能电网调度下的储能电站可实现“秒级响应”，为新能源消纳提供“缓冲垫”路径二强化需求侧响应与能效管理，激活用户端潜力用户侧资源整合从“分散负荷”到“聚合资源”智能电网通过“智能电表+边缘计算+区块链”技术，实现用户用电数据的实时采集与可信交易，将分散的用户资源聚合为可调节的“虚拟电厂”例如，深圳“虚拟电厂平台”2024年接入工商业用户2万家、居民用户50万户，聚合可调负荷80万千瓦，通过参与电网调峰交易，用户年均收益增长约15%能效服务模式创新从“被动节能”到“主动增值”智能电网推动能效服务从“单一节能改造”向“全生命周期能效管理”升级如国家电网“能效服务云平台”为企业提供能耗分析、节能方案设计、设备运维等一站式服务，2024年服务企业超10万家，帮助企业平均降低能耗12%，减少碳排放约2000万吨路径二强化需求侧响应与能效管理，激活用户端潜力智能家电与智能家居推动终端能效革命智能家电、智能家居通过接入电网，实现与用户、电网的双向互动例如，美的“全智能家电系统”通过AI算法自动调节空调、冰箱等设备运行参数，在保证用户舒适的前提下降低能耗，单户年均节电约500千瓦时，减少碳排放约300千克

（三）路径三推动源网荷储一体化与虚拟电厂建设，提升系统灵活性源网荷储协同构建“多能流”闭环系统源网荷储一体化是智能电网的核心形态，通过整合电源、电网、负荷、储能资源，实现“源随荷动、荷跟源转、储为调节”的协同运行如江苏“源网荷储一体化试点项目”，整合20万千瓦光伏、10万千瓦风电、5万千瓦储能和50万千瓦工业可调负荷，通过智能调度系统，实现新能源本地消纳率达95%，弃风弃光率降至

0.5%以下虚拟电厂聚合激活“分布式资源”价值路径二强化需求侧响应与能效管理，激活用户端潜力智能家电与智能家居推动终端能效革命虚拟电厂通过“聚合商+技术平台+市场机制”模式，将分布式电源、储能、可控负荷等资源聚合为可参与市场交易的主体例如，德国“E.ON虚拟电厂”聚合10万户居民光伏、500家商业储能和1000家工业可调负荷，2024年通过参与电力市场交易，为用户创造收益超2亿欧元，同时为电网提供调峰服务约10万千瓦数字孪生电网实现“全场景”智能决策数字孪生技术通过构建电网的虚拟映射，实现对电网运行状态的实时监测、故障模拟和优化决策如国家电网“数字孪生电网平台”2024年已覆盖14个省级电网，通过模拟极端天气、设备故障等场景，提前制定应对方案，将故障处理时间缩短40%，减少停电损失约50亿元柔性输电技术突破电网“物理瓶颈”柔性输电技术突破电网“物理瓶颈”柔性输电技术（如柔直、SVG等）通过电力电子设备，实现电网潮流、电压、频率的灵活控制，提升电网稳定性和灵活性例如，张北柔直工程采用±500千伏电压等级，通过模块化多电平换流器（MMC）技术，实现了400万千瓦风电、光伏的稳定外送，创造了“零弃风弃光”纪录交直流混联电网构建“多通道”能源输送网络交直流混联电网通过“直流通道”远距离输送新能源，通过“交流通道”保障本地负荷供电，实现能源资源优化配置如“金上-湖北”特高压直流工程（±800千伏）2024年投运后，年输送新能源电量达3000亿千瓦时，相当于减少本地煤电装机约4500万千瓦，减排二氧化碳约1亿吨电网数字化转型从“人工决策”到“智能决策”柔性输电技术突破电网“物理瓶颈”智能电网通过“5G+工业互联网+AI”技术，实现电网运行的全面数字化例如，南方电网“电网大脑”系统2024年实现全网调度决策的智能化，通过AI算法实时优化机组出力和负荷分配，电网运行效率提升20%，年减少碳排放约1500万吨当前智能电网发展面临的挑战技术、机制与市场的“三重门”技术瓶颈新能源并网与系统稳定的“硬骨头”新能源低惯量特性加剧电网稳定性风险传统同步发电机具有转动惯量（约2-3秒），可提供系统惯量支撑，而高比例新能源（尤其是风电、光伏）缺乏转动惯量，当系统发生故障时，惯量支撑不足，易引发电压、频率波动2024年，某省电网因风电出力突增导致惯量不足，出现

0.5秒的频率跌落，威胁电网安全技术瓶颈新能源并网与系统稳定的“硬骨头”储能成本与技术性能的“两难选择”电化学储能（如锂电池）虽响应速度快（毫秒级），但成本高达

1.5-2元/瓦时，投资回报周期长；抽水蓄能虽成本低（

0.3-

0.5元/瓦时），但建设周期长（5-10年）、选址受限2024年，我国储能度电成本较2020年下降40%，但仍高于传统煤电调峰成本（

0.2-

0.3元/度），制约大规模应用数字技术与电网融合的“安全风险”智能电网大量采用5G、物联网、AI等技术，面临数据泄露、网络攻击等安全威胁2024年，某电网调度系统遭勒索病毒攻击，导致局部电网调度延迟2小时，影响千万用户供电机制障碍市场规则与协同体系的“短板”需求响应机制不完善，用户参与度低目前需求响应主要依赖“电价激励”，但峰谷电价差较小（如居民峰谷价差仅

0.3元/度），用户参与积极性低；同时，需求响应补偿机制不明确，聚合商收益难以保障，导致虚拟电厂发展缓慢2024年，我国需求响应资源利用率仅30%，远低于欧美国家的60%机制障碍市场规则与协同体系的“短板”跨区域协同不足，资源配置效率低新能源跨省消纳受区域利益、调度机制限制，存在“弃风弃光”与“煤电超发”并存的矛盾例如，某西北省份因外送通道不足，2024年弃风率达5%，而相邻的华北省份却因煤电不足需高价购电，资源配置效率低下标准体系不统一，技术融合难度大智能电网涉及通信协议、数据格式、接口标准等多方面，目前国内外标准不统一，导致不同厂商设备难以互联互通例如，某省智能电表因通信协议不兼容，导致数据采集准确率低于80%，影响需求响应精度投资需求大与回报周期长的矛盾投资需求大与回报周期长的矛盾智能电网升级改造需巨额投资，据测算，我国智能配电网改造投资需超2万亿元，而投资回报周期长达10-15年，社会资本参与意愿低2024年，我国智能电网投资占电力总投资的比例仅为25%，低于发达国家的40%复合型人才短缺，技术研发能力待提升智能电网涉及电力系统、信息技术、自动控制等多学科，目前行业缺乏既懂电力又懂数字技术的复合型人才2024年，我国智能电网领域专业人才缺口达50万人，制约技术创新和应用落地典型案例分析国内外智能电网助力双碳的实践经验国内案例张北柔直工程——风光外送的“中国方案”工程概况张北柔直工程是世界上首个±500千伏电压等级、输送距离最长（330公里）、容量最大（400万千瓦）的柔性直流工程，2020年投运，连接张北新能源基地与北京负荷中心，配套建设200万千瓦/400万千瓦时储能电站双碳价值消纳能力年输送风光电量100亿千瓦时，相当于减少本地煤电装机约150万千瓦，年减排二氧化碳约240万吨技术突破首次采用“柔性控制+储能协同”技术，实现新能源出力波动（±30%）的实时平抑，弃风弃光率降至

0.3%经济效益为北京提供清洁电力，降低用电成本约10亿元/年，同时带动储能、电力电子等产业链发展，创造就业岗位超2万个国内案例张北柔直工程——风光外送的“中国方案”经验启示跨区域特高压+储能协同是新能源大规模外送的有效路径，需强化技术创新与政策支持

（二）国外案例德国E.ON虚拟电厂——需求侧资源聚合的“欧洲模式”模式特点E.ON通过“聚合商+技术平台+市场交易”模式，聚合分布式光伏（5万户居民）、储能（1000个商业储能）、工业可调负荷（500家企业），形成虚拟电厂参与电力市场交易双碳价值调峰能力虚拟电厂可提供10万千瓦调峰服务，占德国电力市场调峰需求的15%，减少煤电调峰使用约20亿千瓦时/年，减排二氧化碳约50万吨用户收益用户通过参与需求响应，年均收益增加约200欧元，提升用户参与积极性国内案例张北柔直工程——风光外送的“中国方案”市场机制建立“容经验启示完善的市量补偿+电量交易”的场机制与用户激励是收益模式，保障虚拟虚拟电厂发展的关键，电厂稳定盈利，推动需明确虚拟电厂的市需求侧资源规模化参场主体地位与收益分与配规则010203

七、未来发展趋势与政策建议构建智能电网助力双碳的“生态体系”未来发展趋势技术、市场与政策的“三向融合”010101技术融合深化数字孪市场机制完善需求响政策支持强化国家将生、AI、区块链等技术应从“电价激励”转向出台智能电网专项规划，与电网深度融合，“市场化交易”，虚拟通过补贴、税收优惠、2025-2030年，智能电电厂将成为电力市场的电价改革等政策，引导网将实现“全环节数字重要主体，2030年我国社会资本参与智能电网化、全场景智能化”，虚拟电厂市场规模有望建设，2025-2030年智电网调度决策准确率提突破1000亿元，用户参能电网投资规模预计达5升至95%以上，需求响与需求响应的比例将超万亿元应响应速度缩短至秒级60%完善顶层设计，明确发展路径完善顶层设计，明确发展路径制定《智能电网助力双碳目标行动计划》，明确2025年、2030年、2060年分阶段目标，将智能电网发展纳入地方政府考核体系建立“国家-区域-企业”三级协同机制，统筹跨区域电网规划、标准制定和技术创新加大技术研发，突破关键瓶颈设立智能电网专项基金，重点攻关新能源低惯量支撑、长时储能、数字孪生等核心技术，目标2030年储能成本降至

0.5元/瓦时推动产学研用融合，建设“智能电网国家实验室”，联合企业、高校开展技术攻关，缩短技术转化周期健全市场机制，激发主体活力完善顶层设计，明确发展路径完善需求响应补偿机制，扩大峰谷电价差至

0.5-

0.8元/度，明确虚拟电厂参与电力市场的规则，保障其平等交易权建立“碳交易+电力市场”联动机制，对智能电网项目给予碳配额奖励，提升项目投资吸引力加强人才培养，夯实发展基础高校增设智能电网、能源互联网等专业，培养复合型人才；企业开展内部培训，提升员工数字技能引进国际高端人才，建立“智能电网人才联盟”，推动人才跨区域、跨行业流动结论智能电网是双碳目标实现的“关键引擎”结论智能电网是双碳目标实现的“关键引擎”双碳目标下，能源系统转型已进入深水区，智能电网作为连接新能源、用户与传统电网的核心纽带，其在提升新能源消纳、优化能效、激活需求侧资源等方面的价值已得到充分验证尽管当前面临技术瓶颈、机制障碍、投资不足等挑战，但随着技术创新、政策支持和市场完善，智能电网将成为推动能源结构清洁化、电力系统智能化的关键引擎未来，需以“技术融合”为核心、“市场机制”为保障、“政策协同”为支撑，推动智能电网与新能源、储能、电动汽车等深度协同，构建“源网荷储一体化、多能流协同化”的新型电力系统，为双碳目标的实现提供坚实支撑正如中国电力企业联合会预测，到2060年，智能电网将贡献我国总碳减排量的35%以上，成为名副其实的“双碳功臣”结论智能电网是双碳目标实现的“关键引擎”（全文约4800字）谢谢。