面对“十五五”以及中长期电力外部发展环境的不确定性，如气候变化加剧、能源转型加速、地缘政治冲突等，传统“预测-落实”电力规划范式适应性不足的问题日益凸显。国网能源研究院首创提出，应推动电力规划向“适应性-预警”的新范式转型点金股，将应对不确定性的适应性纳入规划范畴，同时强化中长期预警对规划的支撑作用。
传统“预测-落实”电力规划范式通常以满足预测负荷需求、落实刚性基础设施扩容为目标，而“适应性-预警”电力规划范式在满足未来负荷需求、确保供电可靠性的基础上，更关注极端扰动下电力系统的生存与恢复能力，更强调对渐进式、结构性变化的长期适应能力，能够更好地应对新型电力系统的新模式和深度不确定性。
从规范性规划理论出发，“适应性-预警”范式在自然科学和人文社会层面全面推动实现电力系统与自然、社会的协同演化。在自然科学层面，电力系统作为复杂人工系统，需提高仿生自组织能力与动态适应性，促进规范性规划从“刚性目标”向“适应性规划”转变。在人文社会层面点金股，推动电力系统规划向社会域扩展，将用户行为经济学、政策与舆情响应机制通过社会传感网络纳入规划范畴。
从实体性规划理论出发，“适应性-预警”电力规划范式在规划目标方面将从四个方面补强现有电力规划指标体系：
一是概率性供需失衡风险指标。为适应新能源和新型负荷为增量主体的电力系统新结构，需要提升电力系统对深度不确定性的适应能力点金股，推动新型电力系统中长期供需平衡测算方法由“确定性”向“概率性”转变，推动“发电装机容量”向“发电有效容量”概念转换。
二是极端场景系统韧性指标。为适应气候气象风险、系统连锁故障、地缘政治冲突等“小概率-高损失”事件，需要将风险预警与应急管理纳入电力系统规划的顶层设计，针对典型极端场景差异化研判供需平衡缺口，提高系统韧性。
三是配／微电网自平衡能力指标。为适应源荷双向互动新模式、强化需求侧资源管理，需要提高配／微电网自平衡、自安全水平和主配微协同能力。依据配／微电网的自平衡能力和“自下而上”主动支撑能力来刻画电力系统“源荷互动”特性。
四是跨省跨区互联互济水平指标。为适应电网形态演化和协同演进特征、突出跨时空尺度协调能力，需要加快推进跨区输电通道建设、完善区域主网架，实现多周期送受端功率互济。在网架与电力流规划方面，要结合电力系统外部风险和自身功能定位，在已纳规方案的基础上增强远期适应性。
此外，实体性规划也体现在预警体系和市场机制建设方面。“适应性-预警”电力规划范式通过“建立风险库、评估脆弱性、分析传导链、跟踪风险源、判断预警级”来评估能源电力安全保供风险。同时，将电力预警信号转化为市场交易参数，形成“物理风险-经济信号-行为响应”闭环控制逻辑。即当电网面临物理风险时，将预警信号与市场交易参数相结合，通过调整市场交易参数来引导市场主体做出响应，促进电力供需平衡模式向市场化演进。
从程序性规划理论出发，“适应性-预警”电力规划范式需要从编制与衔接、实施与调整、评估与监督等维度共同发力，以切实提高能源电力规划范式的中长期适应性。
在编制与衔接方面，建议针对新能源消纳、系统调峰、网络安全、极端天气等关键问题，制定更加全面、细致的专项预案。在实施与调整方面点金股，建议将三年行动计划细化为年度计划，以及时调整规划目标和任务，并在发生重大技术变革、出现极端气候事件、国家政策重大调整时启动规划方案应急调整机制。在评估与监督方面，建议建立电力、能源、气象、应急等部门的协同监管机制，形成监管合力。（本文作者系国网能源研究院有限公司中级研究员王照琪、能源战略与规划研究所规划一室室主任伍声宇）
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